Министерство образования и науки Республики Казахстан
Казахская академия транспорта и коммуникаций
имени М. Тынышпаева
Койшиев Т.К., Калиев Ж.Ж.
Возобновляемые источники энергии и
энергосбережение
Учебник
Алматы, 2019
1
УДК 620 (075.8)
ББК 31.2Я73
К59
Рецензенты:
Сарсенбаев Е.А. – доктор PhD, ассистент-профессор, Satbayev
University;
Жуматова А.А. – к.т.н., сениор-лектор, Satbayev University;
Садыкбек Т.А. – д.т.н. профессор КазАТК, КазАТК им.
М.Тынышпаева.
Койшиев Т.К., Калиев Ж.Ж.
К 59 Возобновляемые источники энергии и энергосбережение. – Учебник./
Т.К. Койшиев, Ж.Ж. Калиев – Алматы: КазАТК, 2019.- 212 с.
ISBN 978-601-207-814-5
В учебнике излагаются основные научные и практические положения
использования возобновляемых источников энергии.
В учебнике систематизированы и изложены основные понятия и
физические основы расчетов и выбор параметров технических средств,
работающих на энергии солнца, ветра, биомассы. Описаны принципы их
работы , представлены различные схемы и конструктивные решения.
Приведены примеры практического использования, особенностей их
работы и эксплуатации. Учебное пособие предназначено для студентов
энергетических специальностей и других направлений, связанных с
решением вопросов энергосбережения.
УДК 620 (075.8)
ББК 31.2Я73
Рекомендовано УМС академии (протокол №2 от 19.12.2019 года.) к
изданию в открытой печати и использованию в учебном процессе в качестве
учебника для обучающихся по направлению подготовки 6В071 – Инженерия и
инженерное дело.
© КазАТК, 2019
© Койшиев Т.К., Калиев Ж.Ж., 2019
ISBN 978-601-207-814-5
2
ВВЕДЕНИЕ
На рубеже ХХI века человечество столкнулось с серьезной проблемой,
касающейся не только производства энергии из невозобновляемых
источников (уголь, нефть, газ и др.), с точки зрения экономики, но и с
серьезными экологическими трудностями, нарушающими динамическое
равновесие в природе.
Теперь уже ясно, что широкое применение невозобновляемых
источников энергии ведет к негативным процессам: к росту теплового,
химического и радиоактивного загрязнения окружающей среды, что
нарушает естественную среду обитания человека [1, 2].
Конечно, есть еще надежда на производство энергии с помощью
термоядерных реакторов. Но в настоящее время эта возможность еще
практически не может быть реализована из-за отсутствия даже
демонстрационных термоядерных реакторов. Кроме того, термоядерные
реакторы полностью не лишены радиоактивных отходов. А проблема
переработки и захоронения таких отходов окончательно не решена.
Поэтому, человечество вынужденно обратилось к возобновляемым и
ресурсосберегающим технологиям получения электроэнергии. Это
солнечная, гидроэнергетика, ветроэнергетика и некоторые другие виды.
Даже активные сторнники опережающего развития ядерной энергетики
в своих прогнозах на середину XXI века предполагают, что с помощью
возобновляемых источников будет производиться 18–20 % энергии, а по
некоторым оценкам [3] даже и до 40 %.
Возобновляемые и ресурсосберегающие источники подкупают своей
относительной экологической чистотой. Кроме того, эти источники, как
правило, имеют длительный срок эксплуатации – 20–30 лет. По некоторым
прогнозам, например, солнечная энергетика к 2010 году будет серьезным
конкурентом традиционных источников [4, 5].
Возобновляемый источник энергии, как и любой другой, имеет
определенные ограничения для данного конкретного региона. Для того
чтобы применение и использование возобновляемой и ресурсосберегающей
энергии заняло требуемый уровень, необходимо совершить поворот в наших
представлениях об этих источниках, создать в обществе предпосылки для
внедрения устройств, работающих от этих источников, подготовить
высококвалифицированных специалистов, которые могли бы не только
разрабатывать такие устройства, но и грамотно вести их эксплуатацию.
Немаловажное значение имеет и экономический фактор. Достаточно
напомнить, что возобновляемые и ресурсосберегающие технологии
получения электроэнергии год от года дешевеют, а традиционные, в связи с
удаленностью их от объектов промышленности и транспорта, год от года
дорожают.
3
1. РОЛЬ И МЕСТО ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ
Все источники энергии можно разбить на два типа – возобновляемые и
невозобновляемые или, как их называют еще, истощаемые.
Возобновляемые источники энергии - это источники на основе
постоянно существующих или периодически действующих в окружающей
среде источников энергии. Характерный пример такого источника – это
солнечное излучение. Возобновляемая энергия имеется в окружающей среде
в таком виде, который не является следствием целенаправленной
деятельности человека. Этот признак является самой главной отличительной
особенностью этого вида энергии.
Невозобновляемые источники энергии - это природные запасы
веществ или материалов, которые могут быть использованы человеком для
производства энергии. Сюда могут быть отнесены: ядерное топливо, уголь,
нефть, газ. Энергия невозобновляемых источников находится в природе в
связанном состоянии и высвобождается в результате целенаправленных
действий человека.
Однако энергетика на возобновляемых источниках должна
ориентироваться, прежде всего, на местные метеорологические,
гидрологические и климатические условия, учитывая их особенности.
Повышение эффективности энергосистемы и экономических
показателей ее работы во многом зависят от искусства управления ею.
Дадим основные понятия, касающиеся возобновляемых источников
энергии.
Ресурс (потенциал) возобновляемого источника энергии – это объем
энергии, заключенный или извлекаемый при определенных условиях из
возобновляемого источника энергии в течение года.
Валовый потенциал возобновляемого источника энергии – средний
годовой объем энергии, содержащийся в данном ВИЭ при полном ее
превращении в полезно используемую энергию.
Технический потенциал ВИЭ – часть валового потенциала,
преобразование которого в полезно используемую энергию возможно при
данном уровне развития технических средств, при соблюдении требований
по охране окружающей среды.
Экономический потенциал ВИЭ – часть технического потенциала,
преобразование которого в полезно используемую энергию экономически
целесообразно при данном уровне цен на ископаемое топливо, тепловую и
электрическую энергии, оборудование, материалы и транспортные услуги,
оплату труда и т.д.
4
1.1 Технические аспекты использования возобновляемых
источников энергии
Эффективно использовать возобновляемые источники энергии можно
только на основе научно разработанных принципов. Опыт показывает, что
прежде чем развивать энергетику на возобновляемых источниках,
необходимо точно определить их мощность. Временные характеристики
возобновляемых источников имеют существенное значение. В таблице 1.1
представлены и основные параметры, определяющие мощность различных
источников, и характерные периоды ее изменений, которые могут сильно
варьироваться – в зависимости от конкретных местных условий.
Таблица 1.1
Интенсивность действия возобновляемых источников энергии
Источник
Определяющие
параметры
Облученность
(Вт/м2),угол падения
излучения
Облачность
Прямое
солнечное
излучение
Рассеянное
солнечное
излучение
Биотопливо Качество
почвы,
облученность, вода,
специфика топлива,
расходы
Ветер
Скорость
ветра,
высота над земной
поверхностью
Энергетические
соотношения
P~G cos(θ),
Максимум
1 кВт/м2
P<G; P300 Вт/м2
Амплитуда волны Н
и ее период Т
P~Hs2T
Гидроэнергия
Напор Н, объемный
расход воды Q
P~HQ
Приливы
Высота прилива R, P~R2A
площадь бассейна А,
глубина эстуария h
Разность температуры
воды на поверхности P~(T)2
и на глубине
5
b
Флуктуирует
uz
Z
unh h
Волны
Тепловая
энергия
Только
в
дневное время
Тем не менее
энергия
значительна
Очень много
10 видов топлива
Связанная
энергия
Мдж/кг
P~uo3
Примечание
Высокая
плотность
энергии
Искусственно
создаваемый
источник
Увеличение
высоты
прилива
Ряд районов в
тропиках
Часто говорят о качестве источника энергии. Мы под качеством
энергии будем понимать долю энергии источника, которая может быть
превращена в механическую энергию. Исходя из этого, возобновляемые
источники можно разделить на три группы.
1. Источники механической энергии, к примеру, гидроветро-источники,
волновые и приливные. Качество энергии этих источников высокое, и они
обычно используются для производства электроэнергии. Качество волновой
и приливной энергии оценивается в 75%, гидроэнергии – 60%, ветровой
энергии – порядка 30%.
2. Тепловыми возобновляемыми источниками энергии являяются,
например, биотопливо и тепловая энергия солнца. Максимальная доля,
которая может быть использована для получения механической работы,
определяется вторым законом термодинамики. Однако на практике
превратить в работу, разрешенным вторым законом термодинамики, удается
примерно 50% тепла. Для современных паровых турбин качество тепловой
энергии не превышает 35%.
3. Источники энергии на основе фотонных процессов, использующие
фотосинтез и фотоэлектронные явления. На практике коэффициент
полезного действия фото-преобразователей, равный 15%, считается
хорошим.
Следует отметить еще одну особенность возобновляемых источников
энергии. Они отличаются от истощаемых источников низкой плотностью
потока энергии. Например, для солнечного излучения эта величина равна
1 кВт/м2, а тепловая нагрузка в трубах паровых котлов порядка 100 кВт/м 2, а
в теплообменниках ядерных реакторов несколько мегаватт на 1 м 2.
Практика
показала,
что
использование
возобновляемых
энергоисточников ускоряет развитие сельских и удаленных от мощных
энергосистем районов.
Необходимо отметить еще одну важную особенность возобновляемых
источников энергии. Прежде всего, ни один источник возобновляемой
энергии не является универсальным, пригодным для использования в данном
районе. Это определяется конкретными природными условиями и
потребностями общества или района. Поэтому для эффективного
планирования энергетики на возобновляемых ресурсах необходимы, вопервых, изучение потребностей конкретного региона в энергии для
промышленного, сельскохозяйственного производства, транспорта и
бытовых нужд.
В этом отношении энергетика на возобновляемых источниках похожа
на сельскохозяйственное производство, где рентабельность возделывания
той или иной культуры зависит от многих почвенно-климатических условий
региона.
Из вышесказанного следует, что невозможно предложить простой и
универсальный метод планирования энергетики на возобновляемых
источниках ни в международном масштабе, ни в пределах одной страны.
6
Характерный размер района, в рамках которого разумно планировать
энергетику на возобновляемых источниках – порядка 250 км.
В основе решения об использовании возобновляемых источников
энергии обычно лежат результаты многолетних наблюдений за состоянием
окружающей среды в данном регионе. При этом очень важно, чтобы
получаемая в процессе мониторинга информация включала все параметры,
необходимые для разработки конкретной энергетической установки.
Частично такую информацию содержат результаты метеорологических
наблюдений, но, к сожалению, расположение метеостанций очень часто не
совпадает с местом предполагаемого размещения энергоустановок, и методы
регистрации и анализа метеоданных не полностью соответствуют
рассматриваемой задаче. Тем не менее, данные метеостанций могут служить
базой для проведения сравнительного анализа с результатами целевого
мониторинга. Так, например, сравнивая результаты измерения скорости
ветра в течение нескольких месяцев в месте предполагаемого размещения
ветроустановки с данными ближайшей метеостанции, можно, опираясь на
метеоданные за более длительный период, экстраполировать и результаты
мониторинга скорости ветра.
Значительно сложнее проводить оценку возобновляемых источников
энергии, в основу которой не могут быть положены специальные методы
измерений и соответствующие приборы, что требует значительных людских
и материальных ресурсов. К счастью, опираясь только на данные
метеорологии, сельскохозяйственных наук и науки о море, можно и в этом
случае получить большую часть необходимой информации.
Производству энергии всегда должно предшествовать всестороннее
изучение потребности в ней. Так как производство энергии всегда недешево
и сопряжено с нежелательным воздействием на окружающую среду, очень
важно расходовать ее эффективно и экономно.
Больше всего энергии расходуется на транспорте и для производства
тепла. Эти потребители, как правило, обладают различными накопителями
(аккумуляторами) энергии, поэтому включение их в энергетическую систему
может существенно повысить ее эффективность.
1.2 Совершенствование источников энергии и потребителей
После анализа характеристик потребителей и потенциальных
источников возобновляемой энергии необходимо согласовать их друг с
другом. Согласование наиболее экономично при выполнении следующих
условий.
Энергоустановка должна максимально использовать возобновляемую
энергию.
Использование системы управления с отрицательной обратной связью
между потребителем и источником энергии не выгодно, так как приходится
7
сбрасывать в окружающую среду часть выработанной
преобразованием
энергии.
Синхронизировать спрос и предложение, не завышая при этом
мощность электроустановки, можно только, включив в энергосистему
аккумуляторы.
Хорошие накопители энергии дороги, особенно, если их приходится
разрабатывать для уже действующей энергосистемы. Однако для
энергоустановок небольшой мощности (до 10 кВт) чаще других в качестве
накопителей используют электрические аккумуляторы.
Наиболее эффективная схема использования энергии возобновляемых
источников показана на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 Схемы согласования возобновляемых источников энергии с
потребителями: чем меньше сопротивления отдельных участков в цепи
расходования энергии, тем меньше размеры энергетического оборудования:
1 – возобновляемый источник энергии; 2 – источник истощаемой
энергии; 3 – преобразователь энергии; 4 – потребитель; 5 – сброс в
окружающую среду.
При такой схеме к источнику энергии необходимо подключить в каждый
момент столько потребителей, чтобы суммарная нагрузка соответствовала
текущей мощности источника. При этом отдельные потребители могут
иметь, в свою очередь, накопители энергии или подстраиваться под
изменяющиеся параметры источника. В таких системах используется
регулирование с прямой связью.
1.3 Экологические аспекты развития энергетики на
возобновляемых источниках
Международное сообщество признало связь негативных экологических
последствий изменения климата с увеличением выбросов СО ² при сжигании
угля, нефти и газа. Двуокись углерода (СО 2), высвобождаемая при сжигании
8
угля, нефти и бензина в процессе получения тепла, электроэнергии и
обеспечения работы транспортных средств, поглощает тепловое излучение
поверхности нашей планеты, нагретой Солнцем и создает так называемый
парниковый эффект, который, в свою очередь, приводит к глобальному
потеплению.
Согласно прогнозным данным Энергетической ассоциации уровень
выбросов парниковых газов будет постоянно расти.
По данным Международного энергетического агентства (МЭА),
Казахстан занимал третье место в мире по удельным выбросам парниковых
газов по отношению к ВВП (6,11 кг на $1 ВВП). Приблизительная оценка
экономического ущерба от загрязнения окружающей среды только угольной
энергетикой составляет в Казахстане порядка $3,4 млрд. в год.
Таким образом, игнорирование использования альтернативной
энергетики и централизация энергоснабжения приводят к нерациональному
использованию энергетических ресурсов, снижению экономичности и
надежности энергоснабжения, а также наносит ощутимый вред экологии.
В комплексе существующих экологических проблем энергетика
занимает одно из ведущих мест. В связи с интенсивным вовлечением
возобновляемых источников энергии в практическое использование, особое
внимание обращается на экологический аспект их воздействия на
окружающую среду.
До настоящего времени во всех методиках, в которых приводится
технико-экономическое сопоставление традиционных видов получения
энергии с возобновляемыми источниками, эти факторы не учитывались
вообще или только отмечались, но не оценивались количественно.
Таким образом, актуальной становится задача разработки научно
обоснованных методов экономической оценки экологических последствий
использования различных видов возобновляющихся источников энергии и
новых методов преобразования энергии, которые должны количественно
учесть факторы иного, по сравнению с традиционными установками,
воздействия на окружающую среду.
Рассмотрим
основные
факторы
экологического
воздействия
нетрадиционных возобновляющихся источников энергии на различные
природные среды и объекты.
Экологические последствия развития солнечной энергетики
Солнечные станции являются достаточно землеемкими. Удельная
землеемкость СЭС изменяется от 0,001 до 0,006 га/кВт с наиболее
вероятными значениями 0,003–0,004 га/кВт. Это меньше, чем для ГЭС, но
больше, чем для ТЭС и АЭС. Также солнечные станции весьма
материалоемки (металл, стекло, бетон и т.д.), к тому же в приведенных
значениях землеемкости не учитываются изъятие земли на стадиях добычи и
обработки сырья. В случае создания СЭС с солнечными прудами удельная
землеемкость повысится и увеличится опасность загрязнения подземных вод
рассолами.
9
Солнечные концентраторы вызывают большие по площади затенения
земель, что приводит к сильным изменениям почвенных условий,
растительности и т. д.
Во время изготовления кремниевых, кадмиевых и арсенидогелиевых
фотоэлектрических элементов в воздухе производственных помещений
появляются кремниевая пыль, кадмиевые и арсенидные соединения, опасные
для здоровья людей.
Космические СЭС за счет СВЧ-излучения могут оказывать влияние на
климат, создавать помехи теле- и радиосвязи, воздействовать на
незащищенные живые организмы, попавшие в зону его влияния. В связи с
этим, необходимо использовать экологически чистый диапазон волн для
передачи энергии на Землю.
Влияние ветроэнергетики на природную среду
Под мощные промышленные ВЭС необходима площадь из расчета от 5
до 15 МВт/кв.км в зависимости от розы ветров и местного рельефа района.
Для ВЭС мощностью 1000 МВт потребуется площадь от 70 до 200 кв.
км. Выделение таких площадей в промышленных регионах сопряжено с
большими трудностями, хотя частично эти земли могут использоваться и под
хозяйственные нужды.
Использование территории, занятой ветровым парком под другие цели,
зависит от шумовых эффектов и степени риска при поломках ВЭУ. У
больших ВЭУ лопасть при отрыве может быть отброшена на 400–800 м.
Наиболее важный фактор влияния ВЭС на окружающую среду – это
акустическое воздействие. В зарубежной практике выполнено достаточно
исследований и натурных изменений уровня и частоты шума для различных
ВЭУ с ветроколесами, отличающимися конструкцией, материалами, высотой
над землей, и для разных природных условий (скорость и направление ветра,
подстилающая поверхность и т. д.).
Шумовые эффекты от ВЭУ имеют разную природу и подразделяются на
механические (шум от редукторов, подшипников и генераторов) и
аэродинамические воздействия. Последние, в свою очередь, могут быть
низкочастотными (менее 16-20 Гц) и высокочастотными (от 20 Гц до
нескольких кГц).
Удаление ВЭС от населенных пунктов и мест отдыха решает проблему
шумового эффекта для людей. Однако шум может повлиять на фауну, в том
числе на морскую фауну в районе экваториальных ВЭС. Вероятность
поражения птиц ветровыми турбинами оценивается в 10%, если пути
миграции проходят через ветровой парк. Размещение ветровых парков
повлияет на пути миграции птиц и рыб.
Экранирующее действие ВЭС на пути естественных воздушных
потоков будет незначительным и его можно не принимать во внимание. Это
объясняется тем, что ВЭУ используют небольшой приземный слой
перемещающихся воздушных масс (около 100-150 м) и притом не более 50 %
их кинетической энергии. Однако мощные ВЭС могут оказать влияние на
10
окружающую среду: например, уменьшить вентиляцию воздуха в районе
размещения ветрового парка.
Характерным примером здесь может служить солнечное излучение.
Полный поток солнечного излучения, падающего на Землю равен 1,21017 Вт,
т.е. на каждого человека Земли из 6 млрд, приходится около 20 МВт.
Максимальная плотность потока солнечного излучения на Земле
достигает 1 кВт/м2.
Возможные экологические проявления геотермальной энергетики
Основное воздействие на окружающую среду геотермальные
электростанции оказывают в период разработки месторождения,
строительства паропроводов и здания станций, но оно обычно ограничено
районом месторождения.
Природный пар или газ добываются бурением скважин глубиной от
300 до 2700 м. Под действием собственного давления пар поднимается к
поверхности, где собирается в теплоизолированные трубопроводы и подается
к турбинам.
Потенциальными последствиями геотермальных разработок являются
оседание почвы и сейсмические эффекты. Оседание возможно всюду, где
нижележащие слои перестают поддерживать верхние слои почвы, и
выражается в снижении дебитов термальных источников и гейзеров и даже
полном их исчезновении.
Высокая сейсмическая активность является одним из признаков
близости геотермальных месторождений, и этот признак используется при
поисках ресурсов. Однако интенсивность землетрясений в зоне термальных
явлений, вызванных вулканической деятельностью, обычно значительно
меньше интенсивности землетрясений, вызванных крупными смещениями
земной коры по разломам. Поэтому, нет оснований считать, что разработка
геотермальных ресурсов увеличивает сейсмическую активность.
Пар, добываемый из геотермальных скважин, в основном является
водяным. Газовые примеси на 80 % состоят из двуокиси углерода и содержат
небольшую долю метана, водорода, азота, аммиака и сероводорода. Наиболее
вредным является сероводород (0,0225 %). В геотермальных водах
содержатся в растворенном виде такие газы, как SO2, N2, NH2, HS, CH4, H2.
[1, 2].
Одно из неблагоприятных проявлений ГеоТЭС – загрязнение
поверхностных и грунтовых вод в случае выброса растворов высокой
концентрации при бурении скважин. Сброс отработанных термальных вод
может вызвать заболачивание отдельных участков почвы в условиях
влажного климата, а в засушливых районах – засоление. Опасен прорыв
трубопроводов, в результате которого на землю могут поступить большие
количества рассолов.
Экологическая характеристика использования биоэнергетики
Биоэнергетические станции по сравнению с традиционными
электростанциями и другими НВИЭ являются наиболее экологически
11
безопасными. Они способствуют избавлению окружающей среды от
загрязнения всевозможными отходами. Так, например, анаэробная
ферментация – эффективное средство не только реализации отходов
животноводства, но и обеспечения экологической чистоты, так как твердые
органические вещества теряют запах и становятся менее привлекательными
для грызунов и насекомых (в процессе перегнивания.
Городские стоки и твердые отходы, отходы при рубках леса и
деревообрабатывающей промышленности, представляя собой возможные
источники сильного загрязнения природной среды, являются в то же время
сырьем для получения энергии, удобрений, ценных химических веществ.
Поэтому широкое развитие биоэнергетики эффективно в экологическом
отношении.
Однако неблагоприятные воздействия на объекты природной среды
при энергетическом использовании биомассы имеют место быть. Прямое
сжигание древесины дает большое количество твердых частиц, органических
компонентов, окиси углерода и других газов. По концентрации некоторых
загрязнителей они превосходят продукты сгорания нефти и ее производных.
Другим экологическим последствием сжигания древесины являются
значительные тепловые потери [1, 2].
По сравнению с древесиной, биогаз - более чистое топливо,
непроизводящее вредных газов и частиц. Вместе с тем, необходимы меры
предосторожности при производстве и потреблении биогаза, так как метан
взрывоопасен. Поэтому, при его хранении, транспортировке и использовании
следует осуществлять регулярный контроль для обнаружения и ликвидации
утечек. При ферментационных процессах по переработке биомассы в этанол
образуется большое количество побочных продуктов (промывочные воды и
остатки перегонки), являющихся серьезным источником загрязнения среды,
поскольку их вес в несколько раз (до 10 раз) превышает вес этилового
спирта.
Контрольные вопросы:
1. Почему человечество вынужденно обратиться к возобновляемым и
ресурсосберегающим технологиям?
2. По каким признакам привлекательны возобновляемые источники
энергии?
3. Почему возобновляемые и ресурсосберегающие технологии получения
электроэнергии год от года дешевеют?
4. Чем являются ресурсы (потенциалы) возобновляемого источника
энергии?
5. Что является валовым потенциалом возобновляемого источника
энергии?
6. Что является техническим потенциалом ВИЭ ?
7. Что является экономическим потенциалом ВИЭ ?
12
2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
НЕТРАДИЦИОННЫХ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
ЭНЕРГИИ (НВИЭ) В КАЗАХСТАНЕ
2.1 Показатели энергетического сектора Казахстана
По имеющимся оценкам, основные текущие показатели развития
энергетического сектора экономики Казахстана имеют в настоящее время
следующие значения:
-Производство
первичной
энергии:
Нефть-48%;
Уголь-39%;
Природный газ -12%; Гидроэнергия- 1%.
- Потребление первичной энергии: Уголь-52,3%; Нефть - 24,1%; Газ 21,7%; Гидроэнергия - 1,7%: Возобновляемые источники - 0,2%[1, 2].
Производство электроэнергии в Казахстане обеспечивается в
большинстве своем на основе технологий конденсационной генерации и
когенерации, реализованных на тепловых электростанциях(ТЭС), которые в
существующей структуре генерирующих мощностей страны занимают 88%,
оставляя для ГЭС -12%. При этом действующие ТЭС потребляют 65%
общего объема поставок угля.
Потребление угля в промышленности -16%, в домашних хозяйствах2%, в транспорте-1%, в сельском хозяйстве-1%.. При этом экспорт угля
составляет всего лишь 15% его добычи, несмотря на довольно низкую
себестоимость.
Общая установленная мощность электростанций составляет около 18.5
тысяч МВт. В структуре генерирующих мощностей тепловые электростанции
составляют 15.42 МВт, или 87% от общей мощности, доля гидростанций около 12%, другие – около 1%.
Существующие генерирующие мощности электростанций имеют
значительный срок эксплуатации (25 и более лет) и нуждаются в обновлении.
В соответствии с Программой развития единой электроэнергетической
системы страны на период до 2010 г. с перспективой до 2015 г. необходимо
заменить 3265 МВт старых генерирующих мощностей. Дополнительно
потре6уется осуществить ввод новой мощности в размере 2300-2550 МВт,
что в общей сложности составляет более 30 % генерирующих мощностей.
Потребуются также значительные инвестиции в электросетевое хозяйство,
особенно в региональные распределительные сети.
Для покрытия дефицита в электроэнергии и мощности в Южной зоне
строится вторая линия электропередач Вл 500 кВ Север- Юг.
Однако, к 2015г, с учетом роста потребления электроэнергии, в Южной
зоне опять появится дефицит электроэнергии. Для покрытия дефицита
мощности в Южной зоне планируется ввод новых гидроэлектростанций:
Мойнакской ГЭС мощностью 250 МВт и Кербулакской ГЭС мощностью 50
МВт, предполагается строительство малых ГЭС и ВЭС мощностью 50-165
МВт.
13
Одним из актуальных вопросов является энергоснабжение сельских
потребителей. Значительная территория Казахстана и низкая плотность
населения в сельской местности обуславливают наличие значительной
протяженности сельских линий электропередач, составляющей около 360
тыс. км, и низкую плотность нагрузки.
Остро стоит вопрос загрязнения окружающей среды обьектами
электроэнергетики. Концентрация вредных веществ в дымовых газах
угольных электростанций в Казахстане в несколько раз превышает
международные стандарты. Выбросы вредных веществ в атмосферу
электростанциями превышают 1 млн. тонн в год, а общий обьем
загрязняющих веществ в окружающую среду превышает 11 млн. тонн.
Теплоэлектростанции являются одним из основных источников
выбросов ПГ в Казахстане. Доля этого сектора составляет порядка 43% в
общих выбросах ПГ по стране у потребителей.
Потенциал энергосбережения Казахстана оценивается экспертами СНГ
в 46 млн.т.у.т., а в странах СНГ в целом - 600-650 млн.т.у.т., что составляет
более половины годового энергопотребления сообщества стран СНГ.
Наиболее перспективными направлениями развития НВИЭ на
территории Казахстана являются: солнечная энергетика, ветроэнергетика,
гидроэнергетика, геотермальная энергетика и биоэнергетика.
Потенциал ВИЭ в Казахстане реализован менее чем на 0,05%. Но до
2014 года доля альтернативной энергетики в балансе Республике должна
вырасти минимум вдвое. В мировой структуре энергопотребления
возобновляемые источники энергии (ВИЭ) занимают около 7%.
В Казахстане доля ВИЭ в энергобалансе менее 0,5%. Причем, судя по
всему, в этот процент входит электроэнергия, выработанная малыми ГЭС.
Если же рассматривать классическую триаду «солнце-ветер-биогаз», то
ее доля окажется на уровне 0,02-0,03% энергопотребления в Республике.
Однако потенциал ВИЭ в Казахстане огромен – около 1 трлн. кВт•ч в
год (примерно в 10 раз больше потребления электроэнергии в стране). Но
реально «зеленой» энергии вырабатывается около 0,4-0,5 млрд. кВт•ч в год.
То есть потенциал ВИЭ сегодня реализован на 0,05% [1, 2].
Согласно планам правительства Республики Казахстан предлагается
установить уровень альтернативных источников энергии в 5 % от общего
энергопотребления Казахстана к 2024 году, что создаст благоприятные
перспективы решения энергетических, социальных и экологических проблем
в будущем.
Развитие отрасли НВИЭ позволит повысить качественный уровень
окружающей среды, путем снижения выбросов вредных веществ в
атмосферу, а также повысить уровень жизни населения за счет более
широкой электрификации территории. Решение экологических последствий
воздействия ВИЭ на окружающую среду, возможно, решить путем создания
новых технологий и научных разработок, энергосберегающих проектов и
технологий, при этом будут снижены основные объемы выбросов вредных
14
веществ в атмосферу. Данный процесс будет происходить за счет реализации
инновационных
проектов
по
повышению
энергосбережения
и
энергоэффективности, а также вовлечению в энергобаланс страны
возобновляемых энергетических ресурсов.
В настоящее время во всем мире растет интерес к использованию
возобновляемых энергоисточников.
Одним из аргументом в пользу НВИЭ является неэффективность
централизации электроснабжения в условиях огромной территории (2,7 млн.
кв. км) и низкой плотности населения Казахстана (5,5 чел/кв.км), поскольку
это приводит к значительным потерям энергии при ее транспортировке
удаленным потребителям. В свою очередь, использование возобновляемой
энергетики может снизить затраты на энергоснабжение удаленных
населенных пунктов и строительство линий электропередачи.
Международное сообщество признало связь негативных экологических
последствий изменения климата с увеличением выбросов СО ² при сжигании
угля, нефти и газа. Двуокись углерода (СО2), высвобождаемая при сжигании
угля, нефти и бензина в процессе получения тепла, электроэнергии и
обеспечения работы транспортных средств, поглощает тепловое излучение
поверхности нашей планеты, нагретой Солнцем и создает так называемый
парниковый эффект, который, в свою очередь, приводит к глобальному
потеплению[1, 2].
Одно из ведущих мест в комплексе существующих в мире
экологических проблем принадлежит энергетики, основанной на
традиционных источниках энергии. В связи с этим, при вовлечении в
практическое использование возобновляемых источников в первую очередь
обращается внимание на экологический аспект их воздействия на
окружающую среду.
Сегодня предприятия энергетического сектора Казахстана являются
самым крупным источником загрязнения атмосферы. Ежегодно они
выбрасывают в атмосферу более миллиона тонн вредных веществ и около 70
млн. тонн двуокиси углерода, по данным Международного энергетического
агентства (МЭА) [1, 2].
Казахстан занимал третье место в мире по удельным выбросам
парниковых газов по отношению к ВВП (6,11 кг на $1 ВВП).
Приблизительная оценка экономического ущерба от загрязнения
окружающей среды только угольной энергетикой составляет в Казахстане
порядка $3,4 млрд. в год. Таким образом, игнорирование использования
НВИЭ и централизация энергоснабжения приводят к нерациональному
использованию энергетических ресурсов, снижению экономичности и
надежности энергоснабжения, а также наносят ощутимый вред экологии и
здоровью людей.
15
2.2 Использование возобновляемых источников энергии в секторе
солнца, ветра, геотермальные , биомасс и гидроэнергетики в Казахстане
Солнечная энергетика
18
Ежегодно Земля получает от Солнца порядка 1,6х10 кВт/ч энергии,
это в 10 тыс. раз больше, чем современный уровень энергопотребления.
Причем, вклад солнца в энергетический баланс Земли превышает в 5 тыс. раз
суммарный вклад всех других источников энергии, другими словами,
12
потенциал солнечной энергии для земли составляет 123х10 т условного
топлива в год. Вместе с тем, используемые на Земле все виды энергии, в
конечном счете, трансформируются в тепловую, а это может привести к
необратимым изменениям при производстве энергии равной 5 % от
поступающей солнечной радиации.
Значительная часть территории Казахстана имеет благоприятные
климатические условия для использования солнечной энергии. В южных
районах продолжительность солнечного излучения составляет от 2000 до
3000 часов в год, а годовой приход солнечной энергии на горизонтальную
поверхность - от 1280 до 1870 кВт/ч на 1 кв. м[1, 2].
В наиболее солнечном месяце - июле - количество энергии,
приходящейся на 1 кв. м. горизонтальной поверхности составляет в среднем
от 6,4 до 7,5 кВт/ч в день. Следовательно, широкое использование солнечной
энергии может иметь здесь важное хозяйственное значение.
Независимо от географического расположения Казахстана, ресурсы
солнечной энергии в стране являются стабильными и приемлемыми,
благодаря благоприятным сухим климатическим условиям. Количество
солнечных часов составляет 2200-3000 часов в год, а энергия солнечного
излучения 1,300-1,800 кВт на кв. м в год, что делает возможным создание
панели солнечных батарей в сельской местности, в частности, портативные
системы фотоэлектроисточников. При таком уровне энергии перспективны
солнечные нагреватели воды (СНВ), особенно в отдельных районах, не
имеющих доступа к газовому трубопроводу.
Потенциальный уровень потока энергии на всей территории
Казахстана составляет 1 трлн. кВт/ч. Уровень возможного использования
потока энергии по условиям экологии составляет 1 трлн. кВт/ч (при КПД
преобразования 100%)[1, 2].
В этой связи в настоящее время имеет место устойчивая тенденция
использования солнечного излучения, как для получения тепла, так и для
производства электрической энергии. В разных странах успешно
эксплуатируются десятки тысяч фотоэнергетических установок мощностью
до 1 кВт, солнечные заправочные стации для электромобилей,
проектируются солнечные электростанции мощностью до 100 кВт.
Гелиоустановки успешно используют для электроснабжения
небольшие отдаленные центры. Национальные программы по развитию
16
гелиоэнергетики и гелиотехники приняты более, чем в 70 странах. Основным
сдерживающим фактором является низкий коэффициент полезного действия
(КПД) и высокая стоимость фотоэлектрических приборов (ФЭП) при
существенных преимуществах солнечных генераторов по сравнению с
другими источниками энергии.
Вместе с тем, на протяжении последнего полувека наблюдается
снижение стоимости ФЭП на 50 % каждые 5 лет, а увеличение КПД с 4-6 %
до 28,2 %. Так, стоимость первых ФЭП превышала 1 тыс. долларов за 1 Вт, а
в настоящее время получена стоимость менее 5 долларов за 1 Вт.
Конвейерная
технология
производства
ФЭП
(США)
из
поликристаллического кремния на керамической подложке при КПД 15 %
позволит получить стоимость 2 доллара за 1 Вт, а получение ФЭП из
аморфного кремния (Япония, КПД 6 – 10 %) позволяет снизить их стоимость
до 1 доллара за 1 Вт. Преобразователи, использующие оптические элементы
(линзы, сферические зеркала, решетки Френеля), имеют КПД более 20 %[1].
Крупным недостатком существующих преобразователей солнечной
энергии в электрическую является не способность переработки тепловых
излучений, что снижает коэффициент полезного действия, ухудшает условия
их работы, уменьшает срок службы и, в конечном счете, препятствует
развитию гелиоэнергетики.
Для
отвода
теплового
излучения
от
фотоэлектрических
преобразователей используются тепловые фильтры, что вызывает
дополнительные потери энергии и удорожание, а также увеличивает
габариты и вес. Однако полученные КПД и стоимость ФЭП уже сегодня
позволили создать солнцемобили, солнечные яхты и даже солнцелёты.
Перевод солнечной радиации в электрическую энергию связан, как
отмечалось выше, с неизбежными значительными потерями, которые
обусловлены несовершенством самих концентраторов, а также не
способностью их дифференцировать излучение по длинам волн, т.е.
диспергировать, поскольку это важно для работы полупроводниковых
преобразователей солнечного излучения, могущих эффективно работать
только при определенной длине волны света.
Использование большего количества солнечной энергии имеет
большое значение для индивидуального или группового обеспечения
электрической энергией как промышленных и гражданских объектов, так и
транспорта (железнодорожного, автомобильного и водного).
Солнечные энергетические установки имеют следующие преимущества:
• экологически чистое производство электроэнергии, полное отсутствие
выбросов парниковых газов;
• универсальность применения;
• простота конструкции и малый вес;
• бесшумность при работе;
• модульный принцип набора мощности;
• высокая надежность.
17
Возможность использования солнечной энергии реальна. Это
предотвратит возрастание затрат на добычу и транспортировку
традиционных видов топлива, обеспечит экологически чистый способ
получения энергии.
Ветроэнергетика
Технически возможный к использованию ветроэнергетический
потенциал
Казахстана
при
использовании
традиционных
ветроэнергоустановок оценивается в 3 млрд. кВт/ч.
Наиболее значительными являются ветроэнергетические ресурсы
Джунгарских ворот (17000 кВтч/кв.м.). Из других перспективных районов
можно отметить Ерментау (Акмолинская обл.), Форт-Шевченко (побережье
Каспийского моря), Курдай (Жамбылская обл.) и некоторые другие.
По статистическим данным, теоретический потенциал возобновляемых
ресурсов и источников энергии по ветру в Казахстане составляет
ориентировочно 1 820 млрд. кВт/ч в год, что в 25 раз превышает объем
потребления всех топливно-энергетических ресурсов республики, а
экономический потенциал определен более чем в 110 млрд. кВт/ч, что в 1,5
раза больше годового внутреннего потребления энергоресурсов РК [1, 2].
Причем, плотность ветрового потенциала в ряде мест составляет 10
МВт на кв. км. Значительным ресурсом обладают районы Северного,
Центрального, Западного и Юго-Восточного Казахстана, особенно,
Джунгарские ворота и Шелекский коридор, где средние годовые скорости
ветра составляют 7-9 м/с и 5-9 м/с соответственно, а также Астана, форт
Шевченко и Аркалык.
Важно, что близость существующих линий электропередач, хорошая
корреляция сезона ветров с пиковыми потребностями в электроэнергии
обеспечивают условия для эффективного использования этого потенциала.
Казахстан богат ветроэнергетическими ресурсами, так скоростной
напор ветра в среднем на высоте 15 м составляет 27-36 м/с.
Имеется не менее 10 районов с большим ветропотенциалом со средней
скоростью ветра 8-10 м/с [1, 2].
Сопоставив оценки ветрового потенциала Республики с объемами
потребления энергии, можно увидеть, что одна только ветрогенерация может
дать электричества в 20 раз больше, чем необходимо Казахстану.
АО
«Самрук-Энерго» с
Китайской Гуандунской
Ядерной
Энергетической Корпорацией разрабатывается технико-экономическое
обоснование строительства парка ветроэлектростанций мощностью 50 МВт
(с расширением до 300 МВт) в Шелекском ветровом коридоре Алматинской
области.
18
Таблица 2.1
N
1
2
3
4
5
6
7
Ресурсы ветровой энергии по территории Казахстана№
п
Регион
Занимаемая
Потенциальные
Потенциал с
2
площадь,тыс..км ресурсы,млрд.кВт учетом КПД
час
ВЭУ,
млрд.кВт
час
Восточн. Казахстан 277,1
3000
30
Юго-Восток
223,2
3100
31
Южный Казахстан 499,9
5600
56
Северный
237
2700
27
Казахстан
Центральный
762,2
9100
91
Казахстан
Западный
7292
8800
87
Казахстан
Итого по
2718,1
32200
322
Казахстану
В той или иной степени готовности находится еще несколько проектов
ветроэлектростанций. Согласно информации Глобального экологического
фонда, до 2015 года совокупная мощность ветростанций в РК может достичь
250 МВт, а выработка ими электроэнергии – 750-900 млн. кВт•ч в год (0,6%
годового объема производства электроэнергии в РК).
К 2030 году эти показатели могут достичь, соответственно 2000 МВт и
5 млрд. кВт•ч в год (2,7% годового обьема производства электроэнергии в
РК) [1, 2].
Также велик потенциал применения ветровых установок в местах,
удаленных на значительное расстояние от топливных баз и электрических
сетей централизованного электроснабжения, поскольку доставка топлива или
прокладка линий электропередач достаточно капиталоемкие мероприятия.
Выбрано пятнадцать из имеющихся 93 перспективных площадок для
строительства крупных ветровых электростанций (ВЭС). На восьми из них
начато проведение двухлетних измерений скоростей ветра для последующего
построения ветрового атласа Казахстана. Он позволит определить ветровой
потенциал каждой площадки. Плотность ветрового потенциала в ряде мест
РК составляет 10 МВт на квадратный километр. По данным Казахстанского
НИИ «Казсельэнергопроект», республика занимает первое место в мире по
количеству ветроэнергетических ресурсов на душу населения.
В целом анализ природно-климатических условий РК показывает, что
только на 2 - 3% территории среднегодовая скорость ветра составляет более 5
19
м/с. Следовательно, на большей части Казахстана (90 - 95 % территории)
невыгодно использование ВЭУ, для которых необходима рабочая скорость
ветра 12 - 15 м/с. Для большей части нашей страны (80 - 85 % территории)
целесообразно и эффективно использование
ВЭУ,
у которых
производительная работа начиналась бы при скорости ветра 2,5 - 3,0 м/с, а
рабочие скорости ветра не превышали 7 - 9 м/с[1, 2].
В условиях наличия в Казахстане большого числа отдаленных
населенных пунктов, отсутствия линий электропередач в большинстве из
них, централизованному поставщику экономически не выгодно снабжать
электроэнергией отдаленные хозяйства, полустанки и разъезды железных
дорог, населенные пункты, расположенные в труднодоступных местах,
небольшие фермы, стоянки чабанов, кэмпинги и т.д.
Наиболее оптимальным способом решения данной проблемы является
поставка на рынок локальных источников электроэнергии по доступной цене,
конструкция которых выдерживала бы порывы ветра до 45 м/с и более.
Таблица 2.2
Исследованные площадки для строительства ВЭС
№
Наименование
площадки
1
Джунгарские ворота
2
Шелекский коридор
3
Кордай
4
Жузымдык-Чаян
5
Астана
6
Ерейментау
7
Каркаралинск
8
Аркалык
9
Атырау
10 Форт-Шевченко
Скорость ветра, м/с
(на высоте 80 м)
10,1
8,01
6,06
7,61
7,25
8,09
5,91
7,52
7,88
8,43
Мощность
ВЭС, мВт
50-250
50-300
20
50-350
20
50-500
10
10-50
50-100
50
Геотермальная энергетика
Казахстан
обладает
большим
геотермальным
потенциалом.
Температура воды большинства напорных источников в устье скважин 40100 °С. Разведанные их запасы на территории Республики составляют около
100 млрд. тонн условного топлива, что на порядок превышает суммарные
запасы нефти и газа страны.
Большинство геотермальных источников в основном находятся в
Западном Казахстане - 75,9%, Южном Казахстане - 15,6% и Центральном
Казахстане - 5,3%[1, 2].
20
По месту расположения геотермальные воды вскрыты в Илийской
впадине, Сырдарьинском, Иртышском, Мангышлак-Устюртском, ЧуСарысуйском, Келесском и Зайсанском артезианском бассейне. В пределах
Илийской впадины выделяются промышленно перспективные артезианские
бассейны - Алматинский и Жаркентский. Напорные, низкоминерализованные
воды данных бассейнов с температурой 40-100 °С лишний раз подчеркивают
свою выгодность в теплоснабжении и выработке электрической энергии.
Запасы бассейнов соответственно 106,5 и 216 млрд. куб. м, что суммарно
эквивалентно примерно 1,8 млрд. тонн условного топлива[1, 2].
Рисунок 2.1 Карта -схема размещения ветроэлектростанции
Громадным энергетическим потенциалом располагает Сырдарьинский
артезианский бассейн с запасом 470,3 млрд. куб. м. и температурой напорных
вод от 30-75 °С и выше.
По разным экономическим причинам гидротермальные ресурсы нашей
страны пока не привлечены в качестве источников энергии. В
незначительном объеме они используются в бальнеологии и орошении
бахчевых культур. Однако по своим потенциальным возможностям они
имеют великолепное будущее, так как обязательно станут основным
источником энергии Западного и Южного Казахстана.
Возможность получения электрической энергии и тепла из
геотермальных источников порождает новую, еще нигде в мире не
озвученную идею по созданию в горной среде их искусственных аналогов.
21
Если исходить из стадии превращения сырья в источник энергии, то добыча
и переработка нефти, газа и угля, расщепление урана производятся
исключительно для получения конечного продукта в виде перегретого пара,
который вращает турбины тепловых и атомных электростанций,
вырабатывает электричество. Но ведь возможно обойтись без их добычи, а
перегретый пар в готовом виде получать из подземных искусственных
геотермальных источников.
Тепло Земли
К другим источникам энергии в условиях Казахстана относится
0
использование тепла Земли. Так, для получения тепла в 70 С, что в
большинстве регионов Казахстана достаточно для обогревания жилого
объекта можно использовать тепловые насосы, которые требуют,
практически, в 3 раза меньше энергии для получения одного и того же
количества тепла.
Биоэнергетика
Энергия биомассы — это утилизация отходов сельскохозяйственного
производства в энергетических целях с получением биогаза и органически
чистых удобрений. В сельском хозяйстве Казахстана годовой выход
органических отходов составляет около 40 миллионов тонн. Переработка
этих отходов по биогазовым технологиям позволит получить около 18
миллиардов кубометров биогаза, что эквивалентно 14-15 млн. тонн
условного топлива. Даже частичная утилизация этих ресурсов могла бы
снизить спрос на централизованные поставки селу и отдаленным
потребителям дальнепривозного топлива, а также значительно уменьшить
расходы электроэнергии на отопительные цели.
Стабильным источником биомассы для производства энергии в
Казахстане являются отходы продуктов животноводства. Годовой выход
животноводческих и птицеводческих отходов по сухому весу - 22,1 млн.
тонн, или 8,6 млрд. куб.м. газа (крупного рогатого скота - 13 млн. тонн, овец 6,2 млн.тонн, лошадей - 1 млн.тонн), растительных остатков - 17,7 млн.тонн
(пшеница - 12 млн.тонн, ячмень - 6 млн. или 8,9 млрд. куб.м.), что
эквивалентно 14 -15 млн.тонн условного топлива, или 12,4 млн.тонн мазута,
или более половины объема добываемой нефти[1, 2].
За счет их переработки может быть получено около 2 млн. т.у.т./год
биогаза. Переработка этого газа в электрогазогенераторах позволит получать
ежегодно до 35 млрд. кВт/час (половину всего энергопотребления, при
потребности для сельского хозяйства 19 млрд.) и одновременно 44 млн. Гкал
тепловой энергии.
Кроме того, если использовать биогаз для производства
электроэнергии, себестоимость ее оказывается всего 0,025-0,075 доллара за
квт/ч, в то время как электроэнергия от традиционных источников обходится
в 0,1-0,15 доллара за квт/ч. Таким образом, биогаз в 2- 4 раза экономичнее.
22
Биогазовые технологии - это наиболее радикальный, экологически
чистый, безотходный способ переработки, утилизации и обезвреживания
разнообразных органических отходов растительного и животного
происхождения.
В настоящее время практически все развитые и развивающиеся страны
мира разрабатывают с учетом наличия специфики биомассы собственные
программы производства биоэтанола, в том числе и ближайшие соседи
Казахстана – Россия и Китай.
Казахстан в этом тоже может преуспеть: ведь Казахстан производит
много продуктов растениеводства, в первую очередь, «твердой» пшеницы.
Но у нас ежегодно бесцельно сжигается большое количество
сельскохозяйственных отходов — соломы, шелухи подсолнечника, которые
могут быть использованы для производства биоэтанола.
В Северо-Казахстанской области компанией «Баско» был построен
завод по производству биоэтанола – производственный комплекс «Биохим».
Также, учитывая мировые тенденции в энергетике, возможно использование,
имеющейся в Степногорске мощной производственной базы и
инфраструктуры для производства биоэтанола.
Биотопливо
В Казахстане стабильным источником биомассы для производства
энергии могут являться отходы сельскохозяйственного производства. По
приблизительным оценкам, годовой выход животноводческих и
птицеводческих отходов по сухому весу составляет 22,1 млн. тонн, или 8,6
млрд. куб. м газа (от крупного рогатого скота – 13 млн. тонн, овец – 6,2 млн.
тонн, лошадей – 1 млн. тонн), растительных остатков – 17,7 млн. тонн
(пшеница – 12 млн. тонн, ячмень – 6 млн. тонн или 8,9 млрд. куб. м), что
эквивалентно 14-15 млн. тонн условного топлива, или 12,4 млн. тонн мазута.
За счет их переработки может быть получено около 2 млн. тонн
условного топлива в год биогаза. Переработка этого газа в
электрогазогенераторах позволит получать ежегодно до 35 млрд. кВт/ч
электрической энергии (половину всего энергопотребления, при потребности
для сельского хозяйства 19 млрд. кВт/ч) и одновременно 44 млн. Гкал
тепловой энергии[1, 2].
Отходы лесной промышленности также представляют интерес с точки
зрения возобновляемых источников энергии. Общая площадь лесного фонда
Республики Казахстан составляет 23,4 млн. га, из них площадь земель,
покрытых лесом, занимает порядка 12 млн. га, что составляет 4,5% от
территории республики – третье место среди стран Центральной и Восточной
Европы после России и Турции.
Для лесов Казахстана характерно их крайне неравномерное
распределение. Примерно 80% запасов древесины приходится на северную и
северо-восточную часть страны, при этом половина запасов – хвойные леса
23
Восточно-Казахстанской области (Восточно-Казахстанская – 47%, СевероКазахстанская – 18,6%, Акмолинская– 11%)[1, 2].
Кроме того, в качестве сырья для биоэнергетики могут быть
использованы ресурсы растениеводства. Посевная площадь в Казахстане в
2007 году составляла 18,95 млн. га. Основная часть обрабатываемой площади
в Казахстане (80,1%) занята под зерновые и зернобобовые культуры,
преимущественно под пшеницу.
Потенциал животноводства для получения сырья возобновляемых
источников энергии также значителен. Общая площадь пастбищ Казахстана
составляет 188,9 млн. га, в том числе 184,1 млн. га неулучшенных пастбищ и
4,8 млн. га улучшенных (2,5%). По площади пастбищных угодий Казахстан
занимает пятое место в мире.
Поголовье крупнорогатого скота составляет 5,7 млн. голов, овец и коз –
13,4 млн. голов. Почти 76% поголовья скота (более 3,7 млн. КРС и 12,4 млн.
овец) содержится в засушливой зоне с сухим климатом, занимающей более
84% естественных кормовых угодий Казахстана.
Гидроэнергетика
Гидропотенциал Казахстана довольно велик и составляет порядка 170
ТВт в год, из которых на сегодня вырабатываются лишь 23.5 ГВт в год (30)
%. В общем числе важное значение имеют небольшие единицы
гидроэлектроэнергетики, мощность которых составляет менее 10 МВт. На
основе существующих результатов обследований на сегодня существуют по
крайней мере 480 потенциальных проектов малых гидроэлектростанций с
общей вводной мощностью в 1868 МВт и 8510 ГВт средней годовой
мощности выработки электроэнергии.
Основные гидроэнергетические ресурсы Казахстана сосредоточены в
Восточном и Юго-Восточном регионах республики. Река Иртыш с довольно
многоводными правобережными притоками: Бухтармой, Убой, Ульбой и
некоторыми другими, составляет основу гидрографической сети Восточного
Казахстана.
На
базе
этих
рек
здесь
построены
основные
гидроэлектростанции республики: Бухтарминская (675 МВт), Шульбинская
(702 МВт), Семипалатинская (312 МВт).
Гидроэнергетические ресурсы Юго-Восточного Казахстана можно
разделить на 2 бассейна: река Или и восточная часть озер Балхаш и Алаколь.
Реки первого из них стекают с гор Заилийского Алатау, а второго - с
Джунгарского Алатау и Тарбагатая.
Из общего количества рек Юго-Восточного Казахстана (874) только 66
или 7,6 % потенциально могут быть использованы для строительства
гидроэлектростанций, в том числе по бассейну реки Или 25 из 379 (6,6%) рек,
а по восточной части бассейна озера Балхаш и Алакольской впадины 41
(8,3%) из 495 рек [1, 2].
Наиболее перспективными для гидроэнергетического строительства
значительной мощности являются следующие реки региона: Или, Чарын,
24
Чилик, Каратал, Коксу, Тентек, Хергос, Текес, Талгар, Большая и Малая
Алматинки, Усек, Аксу и Лепсы.
На реке Или построена крупная Капчагайская ГЭС (364 МВт), а на
реках Большая и Малая Алматинки действует каскад ГЭС, мощностью 61
МВт.
На территории Южного Казахстана располагаются нижние течения
трех речных систем: Сырдарьи, Таласа и Чу. Суммарные потенциальные
энергетические ресурсы региона определены в размере 23,2 млрд. кВт/ч, из
которых на долю русла реки Сырдарьи приходится 43% или 10 млрд. кВт/ч.
Однако все водотоки Южного Казахстана в пределах республики не
имеют энергетического значения, их водные ресурсы используются для
орошения и водоснабжения.
Северный и Центральный Казахстан располагают минимумом водноэнергетических ресурсов, на их долю приходится всего около 3 млрд. кВт/ч.
или 1,7% потенциальных гидроэнергетических ресурсов республики.
Основная доля гидроэнергетических ресурсов в Северном Казахстане
приходится на бассейн реки Ишим - 950 млн. кВт/ч, в Центральном
Казахстане - на группу рек Торгайского плато - 656 млн. кВт/ч и бассейнов
озер Тенгиз и Карасор - 478 млн. кВт/ч. Так как реки данного региона
обладают низким энергетическим потенциалом, то на них возможно
строительство только ГЭС малой мощности в составе гидроузлов
общехозяйственного назначения, подобно ГЭС, построенной на базе
Сергеевского водохранилища. Западный Казахстан включает реки,
впадающие в Каспийское море (Урал, Узень, Эмба и другие), их водноэнергетический потенциал оценивается в 2,8 млрд. кВт/ч, и используются
они, в основном, для промышленного водоснабжения, ирригации,
рыбоводства и судоходства.
В целом мощность существующих в настоящее время ГЭС Казахстана
составляет 2068 МВт с годовой выработкой электроэнергии 8,32 млрд. кВт/ч.
Реальными объектами нового гидростроительства на перспективу до
2010 года являются Майнакская ГЭС (300 МВт) на реке Чарын и
Кербулакская ГЭС (50 МВт) на реке Или, используемая как контррегулятор
Капчагайской ГЭС. Возможность и сроки строительства данных ГЭС
позволят снизить дефицит по электроэнергии Южного Казахстана на 900
млн. кВт/ч.
Строительство новых источников электроэнергии в дефицитных
регионах Казахстана с использованием гидроресурсов позволит укрепить эти
районы энергетически и снизить их зависимость от других
энергоизбыточных регионов. Ожидается, что к 2010 году выработка
электроэнергии на ГЭС, с учетом ввода в действие новых мощностей,
достигнет 10 млрд. кВт/ч.
В южных районах страны, в бессточных впадинах, скапливается
значительное количество высокоминерализованных грунтовых вод.
Перспективно опреснять воды этих естественных резервуаров, а также
25
засоленных дренажных вод, используя их для приема солнечной энергии, в
котором устранена конвенция жидкости за счет определенного
распределения по высоте концентрации соляного раствора. Уловленная
солнечная радиация вырабатывает электроэнергию и низкопотенциальное
тепло для теплоснабжения.
Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с
топливно-энергетическими ресурсами - их непрерывная возобновляемость.
Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую
себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому
сооружению ГЭС, несмотря на значительные капиталовложения на 1 кВт
установленной мощности и продолжительные сроки строительства,
придавалось и придается большое значение, особенно, когда это связано с
размещением электроемких производств.
Однако опыт эксплуатации ГЭС вскрыл и отрицательные их стороны.
Водохранилища влияют на водообмен и самоочищаемость рек. Плотины
нарушают условия жизни обитателей вод. Изменение режима стока вод
приводит к исчезновению традиционных пойменных лугов, задерживание
воды плотиной вызывает затопление близлежащих территорий. Все это
неизбежно сказывается на экосистемах данных регионов. Сегодня изучается
также и влияние давления искусственно созданных водоемов, связанных с
ГЭС, на геологические процессы, протекающие в толще земной коры.
Широко известные преимущества ГЭС по сравнению с другими типами
электростанций: постоянное беззатратное возобновление энергоресурсов,
высокая маневренность, комплексное использование водных ресурсов,
отсутствие загрязняющих атмосферу выбросов и экономия топлива - часто
дезавуируются отрицательным воздействием ГЭС на природу и изъятием
сельхозугодий при создании больших водохранилищ.
Переход на рыночную экономику привел к резкому повышению
стоимости топлива и, как следствие, повышению тарифов на
электроэнергию. Все это вместе взятое стимулирует стремление к более
широкому использованию местных возобновляемых источников энергии, а
именно: строительству новых и восстановлению ранее существующих малых
ГЭС.
Контрольные вопросы:
1. Какие
меры
предпринимаются
для
покрытия
дефицита
электроэнергии в Казахстане?
2. Что является основным источником выбросов парникового газа в
Казахстане?
3. Каков энергетический потенциал ВИЭ в Казахстане?
4. Сколько энергии Земля получает от Солнца?
5. Какова продолжительность солнечного излучения в южных районах
Казахстана?
26
3. СОЛНЕЧНАЯ ЭНЕРГИЯ. ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗЛУЧЕНИЯ
СОЛНЦА
3.1 Солнечная энергия. Происхождение энергии Солнца
Солнечная система и ее состав
Солнечная система состоит из солнца, девяти планет, вращающихся
вокруг звезды. Планеты солнечной системы, в свою очередь, делятся на
планеты-гиганты, большие планеты, спутники планет и малые тела. Также
солнечную систему посещают кометы, с разной периодичностью. В
Солнечной системе осталось 8 планет. Такое решение принято 24 августа
2006 года в Праге на 26-й Ассамблее Международного астрономического
союза. После передела Солнечная система стала выглядеть удивительно
гармонично: планеты земной группы — пояс астероидов — планеты-гиганты
— пояс Койпера.
Среди планет воцарился порядок, какой и должен быть в системе,
населенной разумными представителями Вселенной.
Изучение солнечной сестемы будет продолжаться еще очень долго.
Никто не знает, сколько загадок скрывает солнечная система, сколько будет
новых открытий, экспедиций, экспериментов. Одной из тайн еще долга будет
оставатся, все таки как же образовалась солнечная система и как зародилась
жизнь на планете Земля., была ли жизнь на других планетах. До сих пор
существуют лишь теории.
Рисунок 3.1 Солнечная система и ее состав
Солнце представляет собой космическое тело из раскаленного
газообразного вещества, отстоящее от Земли на расстоянии ~1.5∙10 8 км.
Солнечная радиация - это неисчерпаемый возобновляемый источник
экологически чистой энергии.
27
Мощность потока солнечного излучения составляет 4∙1023 кВт.
Химический состав Солнца: 81,76 % водорода, 18,14% гелия и 0.1% азота.
Средняя плотность вещества Солнца равна 1400 кг/м 3, а в его центре она
достигает 76 000 кг/м3. Его масса (2,1030 кг) в 333 тыс . раз превышает массу
Земли, а объем в 1,3 млн. раз больше объема Земли [1, 2].
Рисунок 3.2 Схематическое строение Солнце
Внутри Солнца происходят термоядерные реакции превращения
водорода в гелий и ежесекундно 4 млрд. кг материи преобразуется в энергию,
излучаемую Солнцем в космическое пространство в виде электромагнитных
волн различной длины.
Почти все атомы элементов находятся в ионизированном состоянии,
вещество Солнца пребывает в состоянии плазмы.
Плазма- газ, не менее 10% атомов и молекул которого ионизированы.
Следовательно, плазма является смесью ионов, электронов и нейтральных
атомов или молекул. Такое состояние газа, т. е. плазменное состояние,
возникает при температуре порядка десяти тысяч градусов Цельсия или
выше.
Термоядерные реакции, так мы называем ядерные реакции,
протекающие при большой температуре в недрах Солнца, происходят в среде
водородно-гелиевой плазмы, удерживаемой гравитационными силами
большой интенсивности.
28
В земных условиях, с целью получения термоядерных реакций в
плазме ученые стараются удерживать ее в небольшом объеме с помощью
магнитного поля достаточно большей силы.
В условиях Солнца, где в центральной области плотность водорода 100
3
г/см , а температура Т=13∙106 К, энерговыделение за счет ядерного синтеза,
конкретно за счет превращения четырех протонов Н в ядро гелия 4Не2, два
позитрона и два нейтрино.
Вычислено, что 90% энергии выделяется в области (0-0,23)R, где R радиус Солнца, в которой сосредоточено 40% массы Солнца. На расстоянии
0,7R от центра температура падает до - 130000К, а плотность - до 70 кг/м3;
здесь становятся важными конвективные процессы, поэтому зона (0,7-1)R
известна как конвективная зона. В пределах этой зоны температура падает до
5000 К, а плотность - до 10-5 кг/м3. Верхний слой конвективной зоны
называется фотосферой[1, 2].
Схематически строение Солнца показано на рисунке 3.2.
Граница фотосферы четко определена, несмотря на низкую плотность
-4
(~10 плотности воздуха на уровне моря). Она существенно непрозрачна,
поскольку составляющие ее газы сильно ионизованы и способны поглощать
и испускать излучение в непрерывном спектре.
Фотосфера является источником большей части солнечного излучения.
За пределами фотосферы атмосфера Солнца более или менее прозрачна и ее
можно наблюдать во время полного солнечного затмения или с помощью
приспособлений, заслоняющих солнечный диск. Над фотосферой находится
слой более холодных газов толщиной в несколько сот километров,
называемый обращающим слоем. Выше расположен слой толщиной ~10000
км, называемый хромосферой. Это газообразный слой с температурой
несколько более высокой, чем в фотосфере, и с более низкой плотностью.
Еще дальше от центра находится корона с очень низкой плотностью и очень
высокой (10б К) температурой.
3.2 Характеристика излучения Солнца. Энергетический потенциал
солнечной радиации
Земля получает от Солнца всего одну полумиллионную долю
излучаемого тепла, причем 34 % этого тепла отражается атмосферой и
облаками. Тем не менее на поверхность Земли от Солнца поступает огромная
энергия около 66,8·1016 кВт-ч в год .
На Землю попадает незначительная
доля излучаемой Солнцем
энергии, причем 95% поступающей солнечной энергии - это
коротковолновое излучение в диапазоне длин волн от 0,3 до 2,4 мкм.
Мощность потока солнечного излучения у верхней границы атмосферы
Земли равна 1,78 ·1017 Вт, а на поверхности Земли 1,2·1017 Вт.
29
Годовое количество поступающей на Землю солнечной энергии
составляет 1.05·1018 кВт·ч, причем на поверхность суши приходится только
1/5 часть. (Заметим, что 1 кВт·ч=3600 кДж, а 1000 кДж=278 Вт·ч.) [1, 2].
К этому добавляются энергия ветра (1,58·1016 кВт·ч в год с мощностью
1,8·1012 кВт) и другие косвенные виды солнечной энергии.
Без ущерба для экологической среды может быть использовано 1,5 %
всей падающей на Землю солнечной энергии, т.е. 1,62·10 16 кВт·ч в год (что
эквивалентно огромному количеству топлива 2·1012 т условного топлива),
при этом мощность потока энергии составляет 1,85·1012 кВт[1, 2].
Распределение глобального потока солнечной радиации на
поверхности земного шара крайне неравномерно. Количество солнечной
энергии, поступающей за год на 1 м2 поверхности Земли, изменяется
приблизительно от 3000 МДж/м2 на севере до 8000 МДж/м2 в наиболее
жарких пустынных местах.
Среднегодовое количество солнечной энергии, поступающей за 1 день
на 1 м2 поверхности Земли, колеблется от 7,2 МДж/м2 на севере до 21,4
МДж/м2 в пустынях и тропиках.
Среднегодовая плотность потока солнечного излучения составляет
210—250 Вт/м2 в субтропических областях и пустынях, 130—210 Вт/м2 в
центральной части СНГ и 80—130 Вт/м2 на севере России. Пиковая
плотность потока солнечной энергии достигает 1 кВт/м 2 .
Солнечная постоянная
Плотность потока солнечной энергии I0 у верхней границы атмосферы
на поверхность, расположенную перпендикулярно направлению солнечных
лучей, составляет 1353 Вт/м2 и называется солнечной постоянной, а среднее
количество энергии Е0, поступающей за 1 ч на 1 м2 этой поверхности, равно
4871 кДж/(ч·м2) [1, 2].
Вследствие вращения Земли вокруг Солнца по эллиптической орбите
расстояние между ними в течение года изменяется в пределах 150
млн.км±1,7%, а часовое количество внеатмосферной солнечной энергии,
поступающей на 1 м2 нормальной поверхности, изменяется в течение года
менее, чем на 7 % — от 4710 до 5036 кДж/(ч·м2).
На рисунке 3.3 схематически показано взаимоположение Земли и
Солнца.
Характеристики Солнца и его пространственное положение
относительно Земли таковы, что Солнце видно наблюдателю с Земли под
углом 32' а интенсивность солнечного излучения за пределами атмосферы
Земли почти постоянна.
Излучение Солнца распространяется со скоростью 3·108 м/с и
достигает земной атмосферы примерно за восемь минут.
Теперь, зная солнечную постоянную, можно определить мощность
излучения Солнца или, тоиже самое, его светимость.
30
Рисунок 3.3 Взаимоположение Земли и Солнца
Если солнечную постоянную умножить на площадь сферы 4 r 2 с
радиусом R, равным среднему расстоянию Земли от Солнца, то получим
мощность излучения Солнца N =3,86·1026 Вт. По существу, все это
излучение испускает тонкий поверхностный слой Солнца, который
называется фотосферой.
Наша планета Земля, находясь в среднем на расстоянии R=150 млн. км
от Солнца, принимает лишь очень незначительную часть от этого
колоссального потока излучения, так как Земля охватывает малый телесный
угол в лучах, расходящихся от Солнца. Весьма приблизительно можно
оценить принимаемое Землей излучение по простой формуле
N = 4 r 2 ,
(3.1)
где N - солнечная постоянная, а R - средний радиус Земли.
Например, если поток солнечной энергии вне атмосферы Земли,
определяется как 1353 Вт/м2 (т. с. берется как солнечная постоянная), то
поток, приходящий днем и ночью в умеренных широтах в атмосферу, будет в
среднем 340 Вт/м2; из этого количества энергии к поверхности Земли
пробивается только 160 Вт/м2; более подробно этот вопрос будет рассмотрен
несколько позднее.
3.3 Спектральное распределение солнечной радиации
Спектр солнечной энергии на верхней границе атмосферы заключается
между длинами волн от 0,20 до 5,0 мкм. Около 47% радиации приходится на
видимую часть спектра, 44% - на инфракрасную часть спектра и 9% - на
ультрафиолетовую часть . Проходя земную атмосферу, солнечная радиация
изменяется как по интенсивности, так и по спектральному составу.
31
Солнечное излучение у верхней границы земной атмосферы
приблизительно соответствует излучению абсолютно черного тела с
температурой 5500 °С, и включает ультрафиолетовое излучение (длина волн
от 0,2 до 0,4 мкм), видимый свет (от 0,4 до 0,78 мкм) и инфракрасное
излучение с более длинными волнами. Максимум интенсивности солнечного
излучения приходится на длину волны 0,5 мкм.
Рисунок 3.4 Спектральное распределение солнечной радиации
Для многих целей (например, в тепловых процессах) можно
рассматривать Солнце как абсолютно черный излучатель.
На рисунке 3.5 по оси ординат отложена плотность энергии;
последняя определяется как доля общей энергии, приходящаяся на какойлибо элементарный интервал длин волн, которые отложены по оси абсцисс.
Рисунок 3.5 Энергетический спектр излучения абсолютного
черного тела
Как мы видим, почти половина всей солнечной энергии сосредоточена
в интервале длин волн 0,35—0,75 мкм, это видимая область спектра[3].
Остальная часть солнечной энергии сосредоточена в ультрафиолетовой
области спектра с длинами волн менее 0,3 мкм (меньшая ее часть) и в
инфракрасной области спектра (большая часть), последняя дает нам тепло.
Излучение Солнца, как явствует из рисунка, приблизительно совпадает
с излучением абсолютно черного тела с температурой 5500 °С, поэтому
необходимо разобраться, что такое абсолютно черное тело.
Само название говорит о том, что это черное по цвету тело, которое
поглощает почти все падающее на него излучение в видимой области света.
32
Наиболее подходящим для этой цели является сажа, копоть от пламени,
например, обычного древесного угля.
Излучение же самого такого абсолютно черного тела является
равновесным в том смысле, что поглощение и испускание таким телом
уравновешиваются, причем, излучение не зависит от природы тела, а зависит
только от температуры, т. е. полное количество энергии, излучаемое 1 м 2
поверхности в 1 сек, равно
Е (Т) = аТ4 ,
(3.2)
где а = 5,67∙10-8 Вт/(м2К4), Т- абсолютная температура абсолютно черного
тела по шкале Кельвина.
Эта закономерность называется законом излучения СтефанаБолъцмана.Она была установлена еще в прошлом веке на основе
многочисленных экспериментальных наблюдений и Стефаном, теоретически
обоснована Л. Больцманом, исходя из классических законов термодинамики
и электродинамики равновесного излучения, а впоследствии, в начале
нашего столетия было выяснено, что эта закономерность вытекает из
квантового закона распределения энергии в спектре равновесного излучения,
выведенного М. Планком.
Согласно закону смещения Вина, длина волны λ m, на которую
приходится максимум энергии излучения абсолютно черного тела, обратно
пропорциональна абсолютной температуре T:
(3.3)
Закон распределения спектральной мощности излучения абсолютно
черным телом был установлен Планком, называется он поэтому законом
излучения Планка. Этот закон устанавливает,что мощность излучения , T
в единичном интервале длин волн определяется температурой Т абсолютно
черного тела:
, T
, T
Причем,
4 2 h 2 c 2
5
1
,
2hc
e kT 1
, T , где длина волны, h
2
c
h 6,26176 10 34 Дж с.
33
(3.4)
h
,
2
Вывод этой формулы помимо предположения о термодинамической
равновесности излучения основывается на квантовой его природе, т. е.
энергия излучения суммируется из энергии отдельных квантов с энергией Еч
=hv. Заметим, что представляет полную энергию, излучаемую единицей
поверхности абсолютно черного тела в телесный угол 2π за 1 сек, во всем
интервале частот, и она совпадает с закономерностью Стефана-Больцмана,
следовательно, она является интегральной излучательной способностью
такого тела.
, T d T .
4
(3.4)
0
В указанной формуле единственным независимым параметром
является температура Т, планковское распределение мощности и
экспериментально найденная мощность излучения Солнца наилучшим
образом совпадают при температуре Т = 5500 °С .
Следовательно, солнечное излучение с первого взгляда похоже на
излучение абсолютно черного тела, что явствует из рисунка 3.5
На поверхности Земли интенсивность становится значительно меньше
интенсивности солнечного излучения за пределами атмосферы из-за ряда
процессов, происходящих со световыми лучами, пробивающимися к
поверхности Земли через толщу ее атмосферы.
Контрольные вопросы:
1. Как называются верхние слои конвективной зоны Солнца?
2.Под каким углом наблюдателю с Земли видно Солнце?
3.Чему равно стандартное значение солнечной постоянной?
4. С какой скоростью распространяется излучение Солнца?
5. Приблизительно за сколько минут излучение Солнца достигает
земной атмосферы?
6. Какова эффективная температура поверхности солнца?
7. Какая реакция происходит внутри ядра Солнца?
8. Как можно рассматривать Солнце для тепловых процессов?
9. Под каким углом Солнце видно наблюдателю с Земли (мин)?
10. Чему равна интенсивность Солнечного излучения за пределами
атмосферы Земли, (Солнечной постоянной , Вт/м2)?
11. Где находится инфракрасная область солнечного спектра?
34
4. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СОЛНЕЧНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ С
АТМОСФЕРОЙ ЗЕМЛИ. ВИДЫ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ И
ПРИБОРЫ ДЛЯ ЕЕ ИЗМЕРЕНИЯ
4.1 Поглощение солнечного излучения в атмосфере и связанные с этим
процессы
На поверхности Земли интенсивность становится значительно меньше
интенсивности солнечного излучения за пределами атмосферы из-за ряда
процессов, происходящих со световыми лучами, пробивающимися к
поверхности Земли через толщу ее атмосферы.
Рассматривая Солнце, мы можем также наблюдать темные области на
его поверхности - солнечные пятна, а с помощью оптических приборов с
большим увеличением удается разглядеть пятнистую поверхность Солнца,
усеянную более светлыми (более нагретыми) областями - факелами,
извергающими гигантские (размером в сотни тысяч километров) струисолнечные вспышки.
Оказывается, что общая интенсивность солнечного излучения и
распределение его по длинам волн, особенно в ультрафиолетовой области
спектра, почти не меняются.
Рисунок 4.1 Магнитосфера Земли – полость в космическом пространстве,
формируемая воздействием солнечного ветра
на магнитное поле Земли
Чрезвычайно сильное влияние на состояние солнечной поверхности
оказывает и другое явление - солнечный ветер. Это беспорядочное
перемещение вещества, состоящего, в основном, из протонов, которые
приобретают достаточную энергию, чтобы покинуть пределы Солнца и
35
нестись далее через солнечную систему со скоростью в сотни километров в
секунду. Взаимодействие такого потока частиц с магнитным полем Земли
обусловливает появление полярных сияний и препятствует распространению
радиоволн.
Тем не менее на поверхность Земли от Солнца поступает огромная
энергия - около 66,8∙1016 кВт-ч в год[3].
Однако, вследствие различных, сложных взаимодействий в атмосфере
до земной поверхности доходит лишь часть солнечной энергии.
В верхних слоях атмосферы, удаленных от поверхности Земли на 25 км
и более, происходит поглощение и рассеяние ультрафиолетового излучения.
Рисунок 4.2 Процессы, сопутствующие прохождению солнечного излучения
сквозь атмосферу
Под действием фотонов с длиной волны менее 0,32 мкм происходит
разложение озона на О2 и О. Итак, почти вся энергия ультрафиолетового
излучения идет на поддержание устойчивого процесса разложения и
объединения О, О2 и О3, в результате чего при прохождении через атмосферу
ультрафиолетовое излучение преобразуется в излучение меньшей энергии.
И это наше счастье, поскольку ультрафиолетовое излучение обжигает
кожу, повреждает глаза и может быть даже смертельно опасным.
Капли воды также сильно рассеивают солнечное излучение. При
повышенной их плотности, например, в массивной туче, рассеяние может
быть столь велико, что до 80% фотонов возвращается вновь в космическое
пространство.
Солнечное излучение при прохождении через атмосферу встречает еще
одно значительное препятствие - это молекулы водяного пара, углекислого
газа и других соединений, которые поглощают излучение.
В результате взаимодействий с атмосферой интенсивностью
солнечного излучения у поверхности Земли по сравнению с ее значением в
верхних слоях атмосферы уменьшается более, чем вдвое.
36
Существенно изменяется также спектральное распределение энергии
рисунок 4.3.
Рисунок 4.3 Спектральная характеристика солнечного излучения
Все эти эффекты зависят от состава атмосферы и заметно изменяются
от места к месту. Прохождению солнечного излучения препятствуют
значительная загрязненность атмосферы больших городов, высокое
содержание водяного пара у морского побережья, облачность и т.д. Но, повидимому, основным фактором, определяющим интенсивность солнечного
излучения в той или иной точке земного шара, является пройденный им путь.
4.2 Оптическая масса
Расстояние, пройденное прямыми солнечными лучами через
атмосферу, зависит от угла падения (зенитного угла) и высоты расположения
наблюдателя над уровнем моря (рис. 4.4).
Мы предполагаем наличие ясного неба без облаков, пыли или
загрязнений воздуха. Так как верхняя граница атмосферы точно не
37
определена, более важным фактором, чем пройденное расстояние, является
взаимодействие излучения с атмосферными газами и парами.
Прямой поток, нормально проходящий сквозь атмосферу при
нормальном давлении, взаимодействует с определенной массой воздуха.
Увеличение длины пути при наклонном падении луча.
Рисунок 4.4 Оптическая масса m = secθz:
1-длина пробега, увеличенная на коэффициент т; 2-нормальное падение
Под углом θz, по сравнению с путем при нормальном падении,
называется оптической массой и обозначается символом т.
Для оптической массы используется сокращение AM. AM0
соответствует нулевой атмосфере, т.е. излучению в космическом
пространстве вне атмосферы; AMI соответствует m = 1, т. е. Солнце находится в зените; AM2 – m = 2 и т.д[3].
Из рисунка 4.4. без учета кривизны земной поверхности получаем
m=secθz.
(4.1)
Большую часть излучения отражают облака, меньшую снег и лед на
поверхности Земли.
Таблица 4.1
Масса атмосферы по Бомпорду
Z
M
0°
1,00
30°
1,15
60°
75°
2,00
3,82
85°
10,40
Плотность оставшегося потока коротковолнового
излучения составляет примерно (1 — ρ0) 1,3 кВт/м2 ≈ 1 кВт/м2.
Коэффициент отражения ρ называется альбедо.
38
90°
40,00
солнечного
4.3 Парниковый эффект и длинноволновое излучение
Если радиус Земли R, а интенсивность космического солнечного
излучения (солнечная постоянная) So, то полученная от Солнца энергия
составляет πR2 (1 — ρ0)So.
Эта энергия равна энергии, излучаемой в космическое пространство
Землей с излучательной способностью ε = 1 и средней температурой Те,
R 2 1 0 G0 4R 2Te4 ,
(4.2 )
Следовательно,
Te 250K 23C. .
Спектральное распределение длинноволнового излучения поверхности
Земли, наблюдаемого из космоса, примерно соответствует спектральному
распределению абсолютно черного тела при температуре 250 К.
Излучение атмосферы распространяется как к поверхности Земли, так
и в противоположном направлении. Эффективная температура черного тела
Земли как излучателя эквивалентна температуре, с которой излучают
внешние слои атмосферы, а не поверхность Земли.
Средняя температура поверхности Земли составляет около 14°С, что
примерно на 40° С выше температуры внешней атмосферы, которая в данном
случае выступает как инфракрасный теплоизоляционный экран.
Это повышение температуры называется парниковым эффектом, так
как стекло садовой оранжереи также не пропускает инфракрасное излучение
из оранжереи наружу, но пропускает коротковолновое солнечное излучение
внутрь.
Поскольку воздух почти прозрачен, тело на поверхности Земли
обменивается лучистой энергией не с окружающим его в данный момент
воздухом, а с более холодными верхними слоями атмосферы.
В этом случае верхние слои атмосферы представляют собой
выделенное пространство с температурой Т, которая называется
температурой неба, более низкой, чем температура окружающего тела
воздуха Та- Согласно проведенным оценкам,
TS Ta 6C,
хотя в пустынных районах Ta - Ts может достигать 25° С.
39
(4.3)
4.4 Виды солнечной радиации и приборы для ее измерения
В метеорологии потоки лучистой энергии подразделяются на
коротковолновую радиацию с длинами волн от 0,2 до 5,0 мкм и
длинноволновую радиацию с длинами волн от 5,0 до 100 мкм .
Потоки коротковолновой солнечной радиации подразделяются на:
- прямые;
- рассеянные(диффузнные);
- суммарные.
Солнечной
энергией
W-называют
энергию,
переносимую
электромагнитными волнами.
Единицей энергии излучения W в международной системе единиц СИ
является 1 джоуль.
Лучистый поток Фэ- который определяется формулой:
Фэ=W/t,
(4.4)
где W- энергия излучения за время t.
Полагая W=1 Дж, t=1 с, получим: 1 СИ (Фэ)=1 Дж/1 сек=1 Вт.
Плотность лучистого потока излучения (поток радиации I) который
определяется формулой:
I =Фэ/S,
(4.5)
где Фэ- поток излучения, равномерно падающий на поверхность S.
Полагая Фэ=1 Вт, S=1 м2, находим: 1 СИ (Еэ)=1 Вт/ 1 м2=1 Вт/м2.
Прямая солнечная радиация-Iп представляет собой поток излучения,
поступающего от солнечного диска и измеряемого в плоскости,
перпендикулярной солнечным лучам.
Прямая радиация, приходящая на горизонтальную поверхность (S '),
вычисляется по формуле:
S' = Iп sin h,
где h - высота солнца над горизонтом.
40
(4.6)
Для измерения прямой солнечной радиации используется актинометр
Савинова-Янишевского.
Рассеянной солнечной радиацией (D)-называется радиация,
поступающая на горизонтальную поверхность от всех точек небесного свода,
за исключением диска Солнца и околосолнечной зоны радиусом 5 0, в
результате рассеяния солнечной радиации молекулами атмосферных газов,
водяными каплями или ледяными кристаллами облаков и твердыми
частицами, взвешенными в атмосфере.
Суммарная солнечная радиация Q- включает излучение, падающее на
горизонтальную плоскость, двух видов: прямое и диффузное.
Q = S' + D
(4.7)
Дошедшая до земной поверхности суммарная радиация в большей
своей части поглощается в верхнем, тонком слое почвы или воды и
переходит в тепло, а частично отражается.
Отражение солнечной радиации земной поверхностью зависит от
характера этой поверхности. Отношение количества отраженной радиации
(Rк) к общему количеству радиации (Q), падающей на данную поверхность,
называется альбедо (А) поверхности. Это отношение выражается в долях
единицы или процентах:
(4.8)
Пиранометр и альбедометр служат для наблюдения суммарной,
рассеянной радиации, приходящей к деятельной поверхности, и отраженной
радиации от деятельной поверхности. В отличие от коротковолновых
потоков прямой, рассеянной и отраженной радиации, тепловое излучение
земной поверхности и атмосферы приходится на невидимую инфракрасную
часть спектра.
Излучение земной поверхности и атмосферы принято называть
длинноволновым.
Длина волны земного излучения колеблется в пределах от 5 до 40 мкм
и более. Земную радиацию чаще называют собственным излучением земной
поверхности (Ез). Атмосферную радиацию, приходящую к земной
поверхности, называют встречным излучением или противоизлучением (Еа)
атмосферы. Разность между собственным излучением земной поверхности и
встречным излучением атмосферы называют эффективным излучением (Еэф):
Eэф = Eз - Eа
41
(4.9)
Раздел геофизики, в котором изучается энергия, излучаемая Солнцем,
поверхностью Земли и атмосферой, и ее преобразования, называется
актинометрией, а приборы для измерения различных видов радиации –
актинометрическими.
Актинометр Савинова-Янишевского АТ-50
Актинометр предназначен для измерения прямой солнечной
радиации и может служить контрольным прибором [3].
В качестве приемника радиации служит тонкий диск 1 из серебряной
фольги толщиной 20 мкм и диаметром 11 мм (рис. 4.5). Внешняя сторона
диска (обращенная к солнцу) зачернена специальным лаковым покрытием, а
к внутренней стороне через папиросную бумагу приклеены 36 нечетных
спаев термобатареи 2. Внешние четные спаи 3 прикреплены к сравнительно
массивному медному кольцу 4. Термобатарея с медным кольцом помещена в
медную трубку 7 длиной 116 мм, имеющую на наружном конце диафрагму
диаметром 20 мм, служащую приемным отверстием. Внутри трубки имеется
еще ряд убывающих по диаметру диафрагм, наименьшая из которых
находится рядом с термобатареей и имеет диаметр 10 мм. Ряд этих диафрагм
образует телесный угол, равный диску Солнца 50 околосолнечного
пространства. Провода 12 от термобатареи через клеммы подсоединяются к
гальванометру. Показания гальванометра пропорциональны силе термотока,
а следовательно, и энергетической освещенности прямой солнечной
радиации.
Корпус актинометра устанавливается на стойке 10 и основании 11, на
котором нанесена стрелка, с помощью которой мы ориентируем прибор на
север. Ось 8 устанавливается по оси мира с помощью шкалы широт 9. Для
проведения наблюдений по актинометру, нужно его сориентировать таким
образом, чтобы термобатарея была нацелена на Солнце, для чего с прибора
снимают крышку 1 и направляют входное отверстие трубки на Солнце.
В это время манипулируют винтами 3 и 6, добиваясь такого положения
трубки, чтобы образовалась концентрическая тень на экране 5, а солнечный
луч, пройдя через отверстие 13 на оправе диафрагмы в виде "солнечного
зайчика", должен попасть на черную точку, нанесенную на экране. В этом
случае чувствительный элемент прибора (термобатарея) направлен
перпендикулярно солнечным лучам.
42
Рисунок 4.5 Актинометр Савинова-Янишевского: 1-крышка; 2, 3-винты;
4-ось склонений;5-экран; 6-рукоятка; 7-трубка; 8-ось; 9-сектор широт;
10-стойка; 11-основание; 12-провода; 13-отверстие. Термобатарея
актинометра: 1-приемная пластина; 2-термобатареи; 3-папиросная бумага;
4-медное кольцо
Термоэлектрический пиранометр Янишевского
Этот прибор предназначен для измерения суммарной и рассеянной
радиации, приходящей как от небесного свода, так и от предметов,
расположенных на поверхности земли. Если приемник радиации этого
прибора обратить в сторону подстилающей поверхности, то он будет
фиксировать отраженную радиацию.
У пиранометров, (рис. 4.6) используемых в настоящее время на сети
метеорологических станций, приемником служит квадратная термобатарея 1,
окрашенная в черно-белые поля в виде шахматной доски.
В пиранометрах применяется батарея последовательно соединенных
термоэлементов, составленных из манганина и константана. Поверхность
термобатареи покрыта черной краской (сажей) и белой (магнезией) таким
образом, чтобы четные спаи были окрашены в один цвет, а нечетные - в
другой. Применение этих покрытий связано с одинаковой поглощательной
способностью сажи и магнезии в длинноволновой части спектра. В области
же коротких волн сажа поглощает интенсивнее, чем магнезия, и за счет
именно этой части спектра возникает разность температур между спаями.
43
Термобатарея пиранометра 1 прикреплена через изолирующий слой к
корпусу прибора. От крайних термоэлементов термобатареи отходят выводы
к клеммам на нижней стороне корпуса (на рисунке они не видны). Вся
термобатарея, раскрашенная в шахматном порядке, крепится в квадратном
вырезе диска 2, имеющем по своей образующей винтовую нарезку 3, на
которую навинчивается стеклянный колпачок. Стеклянная полусфера
необходима не только в качестве защиты термобатареи от механических
повреждений, но прежде всего для того, чтобы избежать влияния ветра. Вся
термобатарея с диском и стеклянной полусферой навинчивается на стойку 4 с
треногой 5, с помощью которой приемник прибора можно горизонтировать
(рис. 4.6).
Рисунок 4.6 Пиранометр Янишевского: a - гловка: 1 - термобатарея, 2 - диск,
3 - винтовая нарезка; б - внешний вид
На этой же треноге крепится шаровой уровень для отслеживания
горизонтальности установки прибора (на рисунке не показан). К стойке 4
присоединен короткий металлический стержень 6, на который с помощью
винта 7 крепится легкая дюралевая трубка 8 с теневым экраном 9,
44
позволяющим затенять приемную поверхность прибора от прямых
солнечных лучей и измерять в это время только рассеянную радиацию.
Длина стержня такова, что диск экрана из центра приемника виден под углом
10о. При открытом приемнике измеряется суммарная радиация. Тренога 5
вместе с приемником и стеклянной полусферой может опрокидываться на
180о, что позволяет направлять прибор в сторону земли и измерять
отраженную коротковолновую радиацию (длинноволновую часть излучения
стеклянная сфера не пропускает). Для защиты стеклянной полусферы
головка прибора снабжена крышкой[3].
Походный альбедометр
В полевых и специальных исследованиях нередко требуется
неоднократная перестановка пиранометра из одного места в другое
(например, при маршрутных исследованиях). В этих случаях общее время,
затрачиваемое на горизонтирование прибора, оказывается довольно
значительным.
Походный альбедометр позволяет свести эти затраты к минимуму, так
как имеет устройство, автоматически выводящее приемную поверхность
прибора в строго горизонтальное положение . Головка альбедометра
идентична головке пиранометра, однако навинчена уже на карданный подвес
(рис. 4.7) - устройство, позволяющее автоматически выводить приемную
поверхность прибора в горизонтальное положение.
Рисунок 4.7 Альбедометр походный: а-положение вверх;
б-положение вниз
Карданный подвес состоит из двух металлических колец 1 и 2.
Внутреннее кольцо 1 через полуоси 5 и 6 имеет свободу вращения внутри
45
внешнего кольца 2. В свою очередь полая трубка 7, на которой закреплена
головка пиранометра 8, имеет свободу вращения на полуоси 3 и
4,смещенных относительно полуосей 5 и 6 на 90 градусов[3].
Таким образом, альбедометр имеет двойную степень свободы
вращения, что приводит к его автоматическому горизонтированию под
действием силы тяжести. Головка альбедометра 8 навинчивается на трубку 7,
которая по пазам может скользить вверх-вниз внутри кольца 1.
Внутри самой трубки свободно перемещается цилиндрический грузикпротивовес, который и обеспечивает надежную горизонтировку приемной
поверхности. Наблюдения по походному альбедометру производятся так же,
как и по пиранометру.
Термоэлектрический балансомер Янишевского
Балансомер служит для определения разности излучения, приходящего
на деятельную поверхность в виде суммарной радиации, и собственного
излучения этой поверхности. В отличие от вышеупомянутых
актинометрических приборов, у балансомера две приемных поверхности.
Одна из них, обращенная к небосводу, воспринимает суммарную радиацию
Q вместе с излучением атмосферы Еа. Приемник, обращенный в сторону
деятельной поверхности, воспринимает отраженную коротковолновую
радиацию Rк, земное излучение Ез и часть отраженной радиации Rд,
пришедшей от атмосферы и окружающих предметов. Таким образом,
радиационный баланс В вычисляют по формуле
В = (Q + Eа) - (Eз + Rк).
(4.10)
Балансомер представляет собой круглую пластину 1 с квадратным
вырезом в центральной части 48х48 мм, в который помещен приемник
радиации, изготовленный следующим образом (рис. 4.8).
Приемной поверхностью прибора служат две одинаковые пластинки из
тонкой медной фольги, покрывающие верхний и нижний приемники.
Наружные поверхности этих пластин зачернены специальным черным лаком,
поглощающая способность которого близка к поглощающей способности
абсолютно черного тела.
К внутренней стороне пластин приклеены 10 термоэлектрических
батарей, каждая из которых представляет из себя медный брусочек 3,
обвитый тонкой металлической полоской 4 из константана (рис.4.8, б).
Половина каждого витка посеребрена, и место окончания серебряного слоя
служит термоспаем, а каждый брусочек термобатареей, которые
последовательно соединены между собой. На каждом брусочке намотано 50
витков, и таким образом в приборе находится 500 термоспаев.
46
Рисунок 4.8 Балансомер термоэлектрический: а-внешний вид;
б-отдельная термобатарея
Четные спаи батарей испытывают тепловое воздействие одной
пластинки, нечетные - другой. Разность температур пластинок
пропорциональна разности потоков приходящей и уходящей радиации. Для
затенения прибора от прямой радиации служит экран 5, закрепленный
шарниром 6 через легкую трубку 7. В нерабочем состоянии прибор
закрывается защитным чехлом 8.
Показания прибора довольно значительно зависят от скорости ветра,
т. к. приемные поверхности его незащищены.
Поэтому в непосредственной близости от стойки с гальванометром, на
расстоянии 0,5-1,0 метра устанавливается шест высотой 2,3 метра, на конце
которого крепится ветроизмерительный прибор (анемометр Фусса или
ручной анемометр АРИ-49).
Контрольные вопросы:
1. Какова мощность (Вт) энергии, поступающей на поверхность Земли
от Солнца?
2. В каком состоянии находятся атомы элементов Солнца?
3. Смесью каких газов является плазма в Солнце?
4. Какая сила удерживает плазму в Солнце?
5. По какой формуле определяется закон Вина?
6. По какой формуле определяется энерговыделение в Солнце за счет
ядерного синтеза?
7. Какую долю излучаемого тепла Земля получает от Солнца?
8. Сколько процентов тепла отражается атмосферой и облаками?
47
5. ГЕОМЕТРИЯ ЗЕМЛИ И СОЛНЦА. КАЖУЩЕЕСЯ
ПОЛОЖЕНИЕ СОЛНЦА. ОСНОВНЫЕ ТОЧКИ И КРУГИ НА
НЕБЕСНОЙ СФЕРЕ
5.1 Движение Земли относительно Солнца. Угловые координаты земли
и небесные координаты солнца
Суточное перемещение Солнца по небу вызвано вращением Земли
вокруг своей оси. Помимо видимого суточного движения Солнца по
небесной сфере существует еще один вид видимого движения, который
вызывается вращением Земли вокруг Солнца по эллиптической траектории.
Следствием этого движения является кажущееся движение Солнца на
небесной сфере по большой окружности, называемой эклиптикой.
Время, необходимое для того, чтобы Земля совершила один оборот по
своей орбите, равно одному году.
На рисунке 5.1 представлены основные точки и круги на небесной
сфере.
Небесная сфера – это воображаемая сфера произвольного радиуса.
Центр ее в зависимости от решаемой задачи совмещают с той или иной
точкой пространства. Отвесная линия пересекает поверхность небесной
сферы в двух точках: в верхней Z – зените – и в нижней Z' – надире.
Рисунок 5.1 Основные точки и круги на небесной сфере
48
Математический горизонт – большой круг на небесной сфере,
плоскость которого перпендикулярна отвесной линии. Точка N
математического горизонта называется точкой севера, точка S – точкой юга.
Линия NS – называется полуденной линией.
Небесным экватором-называется большой круг, перпендикулярный
оси мира. Небесный экватор пересекается с математическим горизонтом в
точках востока E и запада W.
Небесным меридианом- называется большой круг небесной сферы,
проходящий через зенит Z, полюс мира Р, южный полюс мира Р', надир Z'.
Ось мира пересекает небесную сферу в точках Р и Р' – полюсах мира.
Эклиптика (от греческого ekleipsis – затмение), в астрономии –
большой круг небесной сферы, траектория годичного движения Солнца;
пересекается с небесным экватором в точках весеннего и осеннего
равноденствия под углом 23°27’. Вдоль эклиптики расположены
зодиакальные созвездия. Строго говоря, эклиптики не существует, это
совершенно абстрактное понятие.
Величина радиуса земной орбиты, составляющего около 1,5∙108 км,
принята за астрономическую единицу (а. е.); максимальные отклонения от
этого значения в течение года не превышают 1,5%.
Земля, двигаясь по своей орбите, сохраняет в мировом пространстве
неизменное положение своей оси вращения.
5.2 Видимое суточное и годовое движение Солнца
Угол наклона оси вращения Земли с плоскостью орбиты Земли
составляет 66°33', следовательно, угол между плоскостью орбиты Земли и
плоскостью земного экватора составляет 23°27'.
Рисунок 5.2 Угол наклона оси вращения Земли с плоскостью
орбиты Земли
49
Рисунок 5.3 Траектория годичного движения Солнца
Например, в Северном полушарии наибольшая продолжительность
светового дня отмечается 22 июня в период летнего солнцестояния, когда
земная ось наклонена северным концом в сторону Солнца, и соответственно
самый короткий день (или самая длинная ночь) отмечается 22 декабря в
период зимнего
солнцестояния,
когда ось ориентирована в
противоположную сторону.
Существует два других характерных положения Земли относительно
Солнца, а именно, когда ось вращения Земли оказывается перпендикулярной
линии, соединяющей центры Земли и Солнца. Эти так называемые моменты
равноденствия отмечаются 21 марта и 23 сентября, когда день равен ночи.
Земля совершает один оборот вокруг оси своего вращения за 23 ч 56
мин 4 с. Этот промежуток времени называется звездными сутками.
Рисунок 5.4 Движение Земли относительно Солнца
Сутки, которыми мы ведем счет времени в повседневной жизни,
называются средними В них содержится 24 часа и учитывается не только
вращение Земли, но и ее движение (обращение) вокруг Солнца.
Один оборот вокруг Солнца Земля совершает за 365 дней 6 ч 9 мин 9 с.
Этот период обращения называется звездным годом.
50
Траектория Земли в ее движении вокруг Солнца (земная орбита) близка
к окружности, но слегка вытянута и представляет собой эллипс (рис.5.4).
Солнце находится не в центре орбиты, а в одном из ее фокусов. Поэтому на
протяжении года расстояние от Солнца до Земли периодически меняется: от
147,1 млн. км (в начале января) до 152,1 млн. км (в начале июля). Большая
полуось земной орбиты определяет среднее расстояние Земли от Солнца.
Оно равно примерно 150 млн.км (149,6 млн. км).
Фокус орбиты отстоит от ее центра на 2,5 млн. км. Самая ближайшая к
Солнцу точка земной орбиты называется перигелием, а самая далекая афелием.
5.3 Угловые координаты Земли и Небесные
координаты Солнца
Географическая сетка Земли позволяет определять положение точки на
земной поверхности (рис. 5.5).
Для этого используются две географические координаты: широта и
долгота.
Линии
сечения
поверхности
земного
шара
плоскостями,
параллельными плоскости экватора, называются параллелями.
Линии сечения поверхности земного шара плоскостями, проходящими
через ось вращения Земли, называются меридианами.
Рисунок 5.5 Географическая сетка Земли
Географическая широта - это угол между плоскостью экватора и
отвесной линией в точке, положение которой определяется. На рисунке 5.5
он обозначен через . Широта отсчитывается в пределах от нуля (на
51
экваторе) до 90о (на полюсах) в сторону Северного и Южного полюсов и
называется соответственно или северной, или южной широтой.
Географическая долгота - это угол между плоскостью меридиана,
принимаемого за начальный, и плоскостью меридиана, проходящего через
точку, положение которой определяется. За начальный (нулевой)
принимается меридиан, проходящий через Гринвичскую астрономическую
обсерваторию (Англия).
На рисунке 5.5 долгота обозначена через . Долгота отсчитывается в
пределах от нуля (на гринвичском меридиане) до 180 на восток или на запад
(на продолжении нулевого меридиана, соответственно этому различают
восточную или западную долготу).
Небесные координаты
Горизонтальная система координат
В этой системе (рис.5.6) основными кругами, относительно которых
определяется место светила, являются истинный горизонт и небесный
меридиан- координатами являются высота Солнца (h) и его азимут (A).
Кажущееся положение Солнца в любой точке Земли определяется
двумя этими углами.
Рисунок 5.6 Горизонтальная система координат
Высота h Солнца над горизонтом – угол между направлением на
Солнце из точки наблюдения и горизонтальной плоскостью, проходящей
через эту точку.
Азимут
А Солнца - угол между плоскостью меридиана и
вертикальной плоскостью, проведенной через точку наблюдения и Солнце.
52
Зенитный угол Z - угол между направлением в зенит (Z) и
направлением на Солнце. Этот угол является дополнительным к высоте
солнцестояния h + z = 90.
Когда Земля обращена к Солнцу южной стороной, азимут равен нулю,
а высота максимальна. Отсюда вытекает понятие полдень, которое принято за
начало времени отсчета дня (или второй половины суток).
Экваториальная система координат
В этой системе (рис.5.7) основными кругами, относительно которых
определяется место Солнца, являются небесный экватор и небесный
меридиан.
Координатами являются: склонение светила ( ), его часовой угол (τ ) .
Солнечное время t - время в часах до или после полудня при
определении полудня как времени, когда Солнце занимает самое высокое
положение на небесной полусфере.
Полдень по солнечному времени необязательно совпадает с
двенадцатью часами, поскольку часы показывают так называемое декретное
время, установленное единым для больших пространств местности в
пределах 15° долготы, называемых часовыми поясами.
Перевод часов на «летнее время» означает, что солнечное и декретное
время могут различаться более чем на 1 ч. Более того, эллиптичность земной
орбиты приводит к тому, что период между солнечными полднями
Рисунок 5.7 Экваториальная система координат
составляет не точно-24 ч, хотя в среднем этот интервал составляет 24,0 ч.
Поправка не превышает 15 мин.
Угловое солнечное время (часовой угол Солнца) τ - представляет
собой угловое смещение Солнца от полудня (1 ч соответствует π/12 рад, или
53
15 ° углового смещения). Смещение на Восток от Юга (т. е. утреннее
значение) считается положительным.
Часовой угол Солнца τ меняется между плоскостями местного
меридиана и Солнечного меридиана. Один раз каждые 24 ч Солнце попадает
в меридиональную плоскость.
Вследствие суточного вращения Земли часовой угол τ изменяется в
течение суток от 0 до 360 o или 2π рад (радиан), за 24 часа, таким образом,
Земля, двигаясь по Орбите, вращается вокруг своей оси с угловой скоростью
2
15 0 час .
24
(5.1)
Если принять солнечное время t от истинного полудня,
соответствующего моменту прохождения Солнца через плоскости местного
меридиана, то можно записать:
t ,град
(5.2)
или
t
2 0,252t рад.
24
Склонение Солнца - угол между направлением к Солнцу и
экваториальной плоскостью называется склонением δ и является мерой
сезонных изменений.
Склонение обычно выражают в радианах (или градусах) к Северу или
Югу от экватора. Измеряется от 0° до 90° (положительное значение к северу
от экватора, отрицательное — к югу).
Земля обращается вокруг Солнца за год. Направление земной оси
остается фиксированным в пространстве под углом δ0 = 23,5° к нормали к
плоскости вращения,
В северном полушарии δ плавно меняется от δ0 = + 23,5° в период
летнего солнцестояния до δ0=-23,5° в период зимнего солнцестояния.
Аналитически получено
0 sin 360284 n / 365, град
(5.3)
где п — день года (n = 1 соответствует 1 января).
В точках равноденствия δ = 0, а точки восхода и захода Солнца
располагаются строго на линии В—З горизонта.
54
Рисунок 5.8 График сезонных изменение. склонение Солнца δ.
Таким образом, траектория Солнца по небесной сфере не является
замкнутой кривой, а представляет собой своеобразную сферическую спираль,
набивающуюся на боковую поверхность сферы в пределах полосы min max .
В течение летнего полугодия с 21 марта по 23 сентября 0 и Солнце
находится выше плоскости экватора в северной небесной полусфере. В
течение зимнего полугодия с 23 сентября по 21 марта 0 и Солнце
находится ниже плоскости экватора в южной небесной полусфере.
Прямое восхождение Солнца- угол между плоскостью круга
склонения точки весеннего равноденствия и плоскостью круга склонения
светила. Измеряется от 0° до 360° против суточного вращения небесного
свода.
5.4 Расчет кажущегося положения Солнца
Теперь можно рассчитать кажущееся положение Солнца: высота h и
азимут А - в любой точке на широте φ в любое время суток в соответствии с
углом τ и в любое время года в соответствии с углом склонения δ.
Мы же приведем результат в простейшем виде:
sinh cos cos cos sin sin
и
sin A
где
cos sin
.
cosh
φ - географическая широта ;
- склонение Солнца определяется по формуле ;
t , град -часовой угол;
55
(5.4)
(5.5)
2 / 24 150 час
(5.6)
где t - солнечное время в часах, отсчитываемое от астрономического
полудня.
Очевидно, в полдень высота Солнца h максимальна, h = 90° -φ +δ.
Во время летнего солнцестояния высота Солнца в нашей местности в
момент кульминации составляет: h = 90˚- φ + δ☼ = 90˚ - 56,5˚ +23,5˚=57˚, во
время зимнего солнцестояния h = 90˚- φ + δ☼= 90˚ - 56,5˚ - 23,5˚=10˚, а в дни
равноденствий, когда Солнце находится на небесном экваторе- δ☼=0, h =
33,5˚.
Часовой угол захода(восхода) Солнца
При восходе и заходе Солнца h = 0. Из уравнения (5.4) видно, что это
произойдет при углах τ в каждом из двух случаев, близких к полудню, для
которых при h = 0 из уравнение
имеем:
cos cos cos sin sin ,
(5.7)
cos tg tg .
(5.8)
то есть
Тогда часовой угол захода (восхода) Солнца для горизонтальной
поверхности
τ=arccos(-tg tg )
(5.9)
Рисунок 5.9 позволит нам понять некоторые его существенные
особенности.
Диаграмма показывает зависимость угловых координат h и А от
времени относительно местного полудня. На ней нанесены траектории
движения Солнца, наблюдаемые в различное время года в некоторых точках
земного шара: на экваторе (φ = 0°), в тропиках (φ = -23,5°), в Северной
Европе (φ = 52° с. ш.) и на Северном полярном круге (φ = 66,5°с. ш.).
Пунктирными линиями показана та часть траекторий, где азимут
достигает 90°, то есть Солнце находится с севера от линии В—З. Здесь
следует сказать о явлении, которое называется полярным днем и наблюдается
летом вблизи полярного круга. В период полярного дня Солнце все время
находится нал горизонтом.
56
Рисунок 5.9 Кажущаяся траектория Солнца для различных времен года и
широт (Северное полушарие)
Например, в широте (φ=52°) имеем τ=124° (8,3 часа при 15 вперед
полуднем и после него в середине лета (δ = 23,5°) и τ = 56° (3,7часа) в
середине зимы (δ=-23,5°). Точками отмечены ежечасные положения Солнца
относительно положения в полдень (φ= 52°- зимой; φ =66,5° - летом; φ
=23,5° -зимой (внизу) к летом (вверху); φ =0 -зимой и летом).
Заметно даже в тропиках (φ = 23,5°), где, особенно в период летнего
солнцестояния, Солнце находится над горизонтом около 13,5 ч.
Контрольные вопросы:
1. Как называется угол между направлением к Солнцу и
экваториальной плоскостью?
2. В каких точках пересекает воображаемая сфера произвольного
радиуса(Отвесная линия)?
3. По какой формуле определяется сезонное изменение кажущегося
положения солнца ?
57
4. Объясните что является большим кругом на небесной сфере
( Точки N и S)?
5. Объясните что является большим кругом, перпендикулярным оси
мира (точки E и W)?
6. Объясните что являются большим кругом
небесной сферы
( проходящий в точках Z, Р, Р', Z') ?
7. Когда пересекает небесный экватор солнце, перемещаясь по
эклиптике?
8. По какой формуле определяется среднемесячный дневной приход
суммарной солнечной радиации на наклонную поверхность?
9. По какой формуле определяется часовой угол восхода и захода
солнца?
10. По какой формуле определяется угол между плоскостью экватора
и отвесной линии?
58
6. СИСТЕМЫ ДЛЯ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ СОЛНЕЧНОЙ
ЭНЕРГИИ В ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (ГЕЛИОСИСТЕМЫ)
6.1 Системы солнечного теплоснабжения. Классификация и
основные элементы гелиосистем
Системами солнечного отопления называются системы, использующие
в качестве теплоисточника энергию солнечной радиации. Их характерным
отличием от других систем низкотемпературного отопления является
применение
специального
элементасолнечные
коллектора
предназначенные, а для улавливания солнечной радиации и преобразования
ее в тепловую энергию.
Типы систем солнечного теплоснабжения
По способу использования солнечной радиации системы солнечного
низкотемпературного отопления подразделяют на:
- пассивные;
-активные.
Пассивными - называются системы солнечного
отопления
(теплоноситель воздух), в которых в качестве элемента, воспринимающего
солнечную радиацию и преобразующего ее в теплоту, служат само здание
или его отдельные ограждения: здание-коллектор, стена-коллектор, кровляколлектор и т. п. (рис.6.1).
Рисунок 6.1 Пассивная низкотемпературная система солнечного отопления
«стена-коллектор»: 1 – солнечные лучи; 2 – лучепрозрачный экран;
3 – воздушная заслонка; 4 – нагретый воздух; 5 – охлажденный воздух из
помещения; 6 – собственное длинноволновое тепловое излучение массива
стены; 7 – черная лучевоспринимающая поверхность стены; 8 – жалюзи.
59
Самыми простыми и дешевыми являются пассивные системы, или
«солнечные дома», которые не требуют дополнительного оборудования и
для сбора и распределения солнечной энергии используют архитектурные и
строительные элементы здания.
Чаще всего такие системы включают в себя зачерненную стену дома,
обращенную на юг, на некотором расстоянии от которой расположено
стеклянное покрытие. В верхней и нижней частях стены имеются отверстия,
сообщающие пространство между стеной и стеклянным покрытием с
объемом помещения.
Солнечная радиация нагревает массу стены; воздух, омывающий
стены, нагревается и поступает через верхние отверстия в помещение.
Циркуляция воздуха обеспечивается либо за счет естественной конвекции,
либо за счет работы вентилятора (рис.6.2.)
Рисунки 6.2 Солнечные дома с пассивной системой отопления
Несмотря па некоторые преимущества пассивных систем,
использование солнечной энергии идет в основном путем применения
активных систем, т. е. систем со специально установленным оборудованием
для сбора, хранения и распределения солнечной радиации, так как эти
60
системы позволяют улучшить архитектуру здания, повысить эффективность
использования солнечной энергии, обеспечивают большие возможности
регулирования тепловой нагрузки, имеют большую область применения.
Активными называются системы солнечного низкотемпературного
отопления, в которых гелиоприемник является самостоятельным отдельным
устройством, не относящимся к зданию.
Рисунок 6.3 Солнечный дом с активной системой отопления
Основными элементами активной системы являются следующие:
солнечный коллектор, аккумулятор, теплообменники, дублирующие
источники
теплоты, сантехническая
арматура, распределительные и
регулирующие устройства, система автоматики.
Выбор, состав и компоновка элементов в каждом конкретном случае
определяются: климатическими факторами, типом объекта, режимом
теплопотребления, экономическими показателями.
В качестве теплоносителей наиболее часто в гелиосистемах
применяются либо жидкости (вода, раствор этилеигликоля, органическая
жидкость), либо воздух. Из-за низкой плотности и теплоемкости воздуха в
большинстве эксплуатируемых гелиосистем предпочтение отдается
жидкостям.
В системах солнечного теплоснабжения могут быть применены
солнечные коллекторы фокусирующего, плоского или другого типа.
Активные гелиосистемы могут быть классифицированы по различным
критериям:
по назначению:
- системы горячего водоснабжения (ГВС);
- системы отопления;
61
- комбинированные системы;
по виду используемого теплоносителя:
- жидкостные;
- воздушные;
по продолжительности работы:
- круглогодичные;
- сезонные;
по техническому решению схемы:
- одноконтурные;
- двухконтурные;
- многоконтурные.
Воздух- является широко распространенным незамерзающим во всем
диапазоне рабочих параметров теплоносителем. При применении его в
качестве теплоносителя возможно совмещение систем отопления с системой
вентиляции. Однако воздух – малотеплоемкий теплоноситель, что ведет к
увеличению расхода металла на устройство систем воздушного отопления по
сравнению с водяными системами.
Вода -является теплоемким и широкодоступным теплоносителем.
Однако при температурах ниже 0°С в нее необходимо добавлять
незамерзающие жидкости. Кроме того, нужно учитывать, что вода,
насыщенная кислородом, вызывает коррозию трубопроводов и аппаратов. Но
расход металла в водяных гелиосистемах значительно ниже, что в большой
степени способствует более широкому их применению.
6.2. Типы систем солнечного теплоснабжения
Одноконтурные- для использования сезонно или в местностях, где нет
отрицательных температур в течение всего года. Вода должна быть
нежесткой и чистой.
Двухконтурные- для круглогодичного использования, а также в
местностях с жесткой и/или загрязненной механическими примесями водой.
Каждая из систем может иметь естественную и принудительную
циркуляцию теплоносителя.
Одноконтурные системы солнечного горячего водоснабжения с
естественной циркуляцией теплоносителя
Для работа одноконтурной термосифонной системы для прямого
нагрева воды необходимы коллекторы, бак-аккумулятор и соединительные
трубопроводы системы, заполненые холодной водой.
Солнечное излучение, проходя через прозрачное покрытие
(остекление) коллектора, нагревает его поглощающую панель и воду в её
каналах. При нагреве плотность воды уменьшается и нагретая жидкость
начинает перемещаться в верхнюю точку коллектора и далее по
62
трубопроводу – в бак-аккумулятор. В баке нагретая вода перемещается в
верхнюю точку, а более холодная вода размещается в нижней части бака, т.е.
наблюдается расслоение воды в зависимости от температуры. Более холодная
вода из нижней части бака по трубопроводу поступает в нижнюю часть
коллектора. Таким образом, при наличии достаточной солнечной радиации, в
коллекторном контуре устанавливается постоянная циркуляция, скорость и
интенсивность которой зависят от плотности потока солнечного излучения.
Постепенно, в течение светового дня, происходит полный прогрев всего бака,
при этом отбор воды для использования должен производиться из наиболее
горячих слоев воды, располагающихся в верхней части бака. Обычно это
делается подачей холодной воды в бак снизу под давлением, которая
вытесняет нагретую воду из бака.
Рисунок 6.4 Принципиальная схема одноконтурной термосифонной системы
солнечного горячего водоснабжения
Особенностью систем является то, что в случае термосифонной
системы нижняя точка бака-аккумулятора должна располагаться выше
верхней точки коллектора и не далее 3-4 м. от коллекторов, а при насосной
циркуляции теплоносителя расположение бака-аккумулятора может быть
произвольным.
В одноконтурных системах в солнечные коллекторы поступает и
нагревается именно та вода, которая расходуется из бака-аккумулятора.
Преимущества:
- простота;
- возможность получить самый высокий КПД системы в целом.
63
Недостатки:
- высокие требования к качеству воды (желательно низкая жесткость и
высокая степень очистки). На стенках каналов солнечного коллектора
интенсивно оседают соли, каналы могут засориться намываемой грязью, это
приводит к значительному ухудшению эффективности или даже к полному
выходу из строя (если вовремя не прочистить каналы, что бывает очень
затруднительно);
- повышенная коррозия, из-за воздуха, который растворен в воде;
- практически полная невозможность нормальной работы при
минусовых температурах (опасность разрыва труб);
Двухконтурные
системы
с
естественной
циркуляцией
теплоносителя
Работа такой системы аналогична работе одноконтурной системы, но в
системе имеется отдельный замкнутый коллекторный контур, состоящий из
коллекторов,
трубопроводов
и
теплообменника
в
бакеаккумуляторе(спиральная труба в баке – «змеевик», внешний теплообменный
аппарат или «бак в баке»).
Рисунок 6.5 Принципиальная схема двухконтурной термосифонной системы
солнечного горячего водоснабжения
Этот контур заправляется специальным (как правило, незамерзающим)
теплоносителем. При нагреве теплоносителя в коллекторе он поступает в
верхнюю часть теплообменника, отдает тепло воде в баке и, охлаждаясь,
64
движется вниз ко входу в коллекторы, осуществляя постоянную циркуляцию
при наличии солнечной радиации.
Полный прогрев бака происходит постепенно, в течение всего
светового дня, но поскольку отбор воды к потребителю производится из
наиболее прогретых верхних слоев, пользование горячей водой возможно и
до полного прогрева.
Преимущества:
- значительное увеличение надежности работы системы (солнечные
коллекторы всегда в хорошем состоянии, т.к. нет выпадения солей и
намывания грязи);
- возможность безопасной работы системы при минусовых
температурах;
- солнечные коллекторы не требуют дополнительного обслуживания;
- более длительный гарантированный эффективный срок эксплуатации
(10-50 лет).
Недостатки:
- незначительное снижение эффективности работы системы из-за
наличия дополнительных тепловых потерь в коллекторах и трубопроводе, а
также из-за необходимости применения теплообменника (порядка 2-5%);
- если применяется незамерзающий теплоноситель, то также
незначительно ухудшается эффективность системы из-за более низкой его
теплопроводности (по сравнению с водой);
- необходимость периодической замены теплоносителя (проверка
состояния каждые 6-7 лет с возможной заменой).
Двухконтурные системы с активной циркуляцией теплоносителя
В системах с принудительной циркуляцией в коллекторный контур
включается циркуляционный насос, что дает возможность устанавливать бакаккумулятор в любой части здания. Направление движения теплоносителя
должно совпадать с направлением естественной циркуляции в коллекторах.
Включение и выключение насоса производится электронным блоком
управления, представляющим собой дифференциальное управляющее реле,
сравнивающего показания датчиков температуры, установленных на выходе
из коллекторов и в баке. Насос включается, если температура в коллекторах
выше температуры воды в баке.
Существуют блоки, позволяющие менять скорость вращения и подачу
насоса, поддерживая постоянную разность температур между коллекторами
и баком.
Принципиальная схема двухконтурной системы солнечного горячего
водоснабжения с принудительной циркуляцией на рисунке 6.6.
Элементы солнечной системы горячего водоснабжения:
– коллектор;
– бак-аккумулятор (бак-бойлер);
– циркуляционный насос;
65
– контроллер (блок управления);
– датчики температуры.
Преимущества:
- в результате принудительной циркуляции теплоносителя, система
работает на 30 % эффективнее системы с естественной циркуляцией;
- бак-аккумулятор можно устанавливать в любом удобном месте;
- возможность эффективной работы круглогодично;
- система быстро настраивается на оптимальный режим работы;
Рисунок 6.6 Двухконтурные системы с активной циркуляцией
теплоносителя
- легко и удобно контролируется работа системы;
Недостатки:
- необходимость установки дополнительного оборудования (насосного
модуля и контроллера);
- дополнительное, но незначительное потребление электроэнергии
циркуляционным насосом.
Сезонные
гелиосистемы
горячего
водоснабжения
обычно
одноконтурные и функционируют в летние и переходные месяцы, в периоды
с положительной температурой наружного воздуха. Они могут иметь
66
дополнительный источник теплоты или обходиться без него в зависимости от
назначения обслуживаемого объекта и условий эксплуатации.
Гелиосистемы отопления зданий обычно двухконтурные или, чаще
всего, многоконтурные, причем для разных контуров могут быть применены
различные теплоносители (например, в гелиоконтуре – водные растворы
незамерзающих жидкостей, в промежуточных контурах – вода, а в контуре
потребителя – воздух).
Комбинированные гелиосистемы круглогодичного действия для целей
теплохолодоснабжения
зданий
многоконтурные
и
включают
дополнительный источник теплоты в виде традиционного теплогенератора,
работающего на органическом топливе, или трансформатора теплоты.
Рисунок 6.7 Комбинированная система теплоснабжения: 1- солнечный
коллектор; 2 - расширительный бак; 3 - бак-аккумулятор; 4- отопительный
котел
6.3 Основные элементы и конструкции солнечных коллекторов
Специфическим элементом систем солнечного теплоснабжения
является солнечный коллектор.
В солнечном коллекторе происходит
улавливание солнечной энергии, ее преобразование в теплоту и нагрев воды,
воздуха или какого-либо другого теплоносителя.
Различают два типа солнечных коллекторов:
- плоские;
- фокусирующие (концентрирующие).
67
В плоских солнечных коллекторах солнечная энергия поглощается без
концентрации, а в фокусирующих с концентрацией, т.е. с увеличением
плотности поступающего потока радиации.
Основными элементами активной системы являются следующие:
солнечный коллектор, аккумулятор, теплообменники, дублирующие
источники
теплоты, сантехническая
арматура, распределительные и
регулирующие устройства, система автоматики (рис.6.8).
Рисунок 6.8 Система горячего водоснабжения с принудительной
циркуляцией:
1-солнечный коллектор; 2-бак-аккумулятор(бойлер); 3-контрольная панель;
4-насос; 5-расширительный бачок; 6-источник дополнительного подогрева;
7-выход горячей воды; 8-вход холодной воды.
6.4 Плоский солнечный коллектор
Наиболее
распространенным
типом
коллекторов
в
низкотемпературных гелиоустановках является плоский коллектор солнечной энергии. Плоские солнечные коллекторы (рис.6.9) состоят из
стеклянного или пластикового покрытия (одинарного, двойного, тройного),
тепловоспринимающей панели, окрашенной со стороны, обращенной к
солнцу, в черный цвет, изоляции на обратной стороне и корпуса
(металлического, пластикового, стеклянного, деревянного).
68
Рисунок 6.9 Плоский солнечный коллектор: 1- солнечные лучи; 2 остекление; 3- корпус; 4-тепловоспринимающая поверхность;
5- теплоизоляция; 6 -уплотнитель; 7-собственное длинноволновое излучение
тепловоспринимающей пластины
Корпус коллектора может быть изготовлен из оцинкованного железа,
алюминия, дерева, пластмассы.
В качестве тепловой изоляции могут применяться различные
материалы: минеральная вата, пенополиуретан и т. п.
Под действием солнечной радиации тепловоспринимающие панели
коллектора разогреваются до температур 70-80°С, превышающих
температуру окружающей среды, что ведет к возрастанию конвективной
теплоотдачи панели в окружающую среду и ее собственного излучения на
небосвод.
Снижение тепловых потерь от тепловоспринимающей панели
в
окружающее пространство достигается путем применения тепловой
изоляции, закрывающей нижнюю поверхность теплоприемника, а также
светопрозрачной изоляции, размещаемой над тепловоспринимающей
панелью на определенном расстоянии от нее. Все названные элементы
помещаются в корпус, и производится уплотнение прозрачной изоляции
остекления .
Для достижения более высоких температур теплоносителя поверхность
пластины
покрывают
спектрально-селективными
слоями,
активно
поглощающими коротковолновое излучение солнца(черного никеля, черного
хрома, окиси меди на алюминии, окиси меди на меди и другие) и
снижающими ее собственное тепловое излучение в длинноволновой части
спектра.
Другим способом улучшения характеристик плоских коллекторов
является создание вакуума между тепловоспринимающей панелью и
69
прозрачной изоляцией для уменьшения тепловых потерь (солнечные
коллекторы четвертого поколения) .
Тепловоспринимающие панели коллектора (абсорберы)
Существуют разнообразные конструкции плоских солнечных
коллекторов. Наиболее широко применяемые конструкции лучепоглощающей поверхности плоских солнечных коллекторов показаны на ей
рисунок 6.10.
В качестве поглотителя солнечного излучения в коллекторе типа труба
в листе (рис.6.10,а) для жидкого теплоносителя используется ряд
параллельных труб диаметром 12-15 мм, припаянных или приваренных
сверху, снизу или в одной плоскости к металлическому листу и
расположенных на расстоянии 50-150 мм друг от друга прямоугольными
каналами.
Чаще всего используются тепловоспринимающие панели двух типов:
типа лист-труба и штампованные панели из алюминия к стали. Конструкция
типа лист-труба обычно включает металлический лист, к которому
привариваются трубы разного сечения.
Рисунок 6.10 Схемы тепловоспринимающих панелей плоских жидкостных
коллекторов: а-труба в листе; б-соединение гофрированного и плоского
листа; в-штампованный абсорбер; г-лист с приваренными прямоугольными
каналами
Солнечные абсорберы фактически не имеют потерь тепла. Лишь 5-10%
падающей на их поверхность солнечной радиации отражается от нее в
зависимости от цвета и качества покрытия. Собственное тепловое излучение
абсорбера на небосвод и окружающие поверхности также или отсутствует,
или абсорбер сам воспринимает длинноволновое излучение небосвода и
окружающих поверхностей.
К числу принципиальных преимуществ плоского коллектора по
сравнению с коллекторами других типов относится его способность
улавливать как прямую (лучистую), так и рассеянную солнечную энергию и
как следствие этого возможность его стационарной установки без
необходимости слежения за Солнцем.
70
6.5 Фокусирующие (концентрирующие) гелиоприемники
Фокусирующие гелиоприемники представляют собой сферические или
параболические зеркала, параболоцилиндры, выполненные из полированного
металла, в фокус которых помещают тепловоспринимающий элемент
(солнечный котел), через который циркулирует теплоноситель.
В качестве теплоносителя используют воду или незамерзающие
жидкости.
Некоторые типы концентраторов, используемых в фокусирующих
коллекторах, показаны на рисунке 6.11.
Рисунок 6.11 Формы концентраторов солнечной энергии:
a - пapaболоцилиндрический концентратор с трубчатым приемником
излучения; б - параболоидный концентратор; в - плоско-линейной линзы
Френеля.
Для обеспечения высокой эффективности процесса улавливания и
преобразования солнечной радиации концентрирующий гелиоприемник
должен быть постоянно направлен строго на Солнце. С этой целью
гелиоприемник снабжают системой слежения, включающей датчик
направления на Солнце, электронный блок преобразования сигналов,
электродвигатель с редуктором для поворота конструкции гелиоприемника в
двух плоскостях.
Зеркала плоские, параболоидные или параболоцилиндрические
изготовляют из тонкого металлического листа или фольги или других
материалов с высокой отражательной способностью; линзы из стекла или
пластмасс. Фокусирующие коллекторы обычно применяются там, где
требуются высокие температуры (солнечные электростанции, печи, кухни и
т.п.).
Параболоцилиндрический концентратор
Параболоцилиндрический зеркальный концентратор фокусирует
солнечное излучение в линию и может обеспечить его стократную
концентрацию. В фокусе параболы размещается трубка с теплоносителем
(масло) нагревается в трубке до температуры 300-390°C, или фотоэлемент.
Теплоноситель поступает в тепловой аккумулятор.
71
Зеркала ориентируют по оси север-юг, и располагают рядами через
несколько метров.
Рисунок 6.12 Конструкция параболоцилиндрического концентратора:
1 – солнечные лучи; 2 – тепловоспринимающий элемент (солнечный
коллектор); 3 – зеркало; 4 – механизм привода системы слежения
Параболический концентратор
Параболические
концентраторы
имеют
форму
параболоида.
Параболический отражатель управляется по двум координатам при слежении
за солнцем. Энергия солнца фокусируется на небольшой площади. Зеркала
отражают около 92% падающего на них солнечного излучения. В фокусе
отражателя
на
кронштейне
закреплен
теплоприемник,
или
фотоэлектрические элементы.
Рисунок 6.13 Конструкция параболического концентратора:
1 – солнечные лучи; 2 – тепловоспринимающий элемент (солнечный
коллектор); 3 – зеркало; 4 – механизм привода системы слежения; 5 –
трубопроводы, подводящие и отводящие теплоноситель.
72
Солнечный коллектор с линзами Френеля
Линза Френе́ля - состоит не из цельного шлифованного куска стекла
со сферической или иными поверхностями, как обычные линзы, а из
отдельных примыкающих друг к другу концентрических колец небольшой
толщины, которые в сечении имеют форму призм специального профиля.
Большой практический интерес могут представить и плоские
солнечные коллекторы с линзами Френеля.
Рисунок 6.14 Солнечный коллектор с линзами Френеля:
1 - линза Френеля; 2 - прозрачное окно; 3- труба коллектора;
4 – изоляция
Степень концентрации линзы пропорциональна отношению ее
диаметра к фокусному расстоянию, поэтому достижение высокой степени
концентрации с помощью единичной линзы ограничивается трудностью
точного изготовления обычных короткофокусных линз.
Создание многолинзовой системы, построенной таким образом, чтобы
каждый сегмент фокусировал солнечную радиацию на центральном
приемнике, упрощает технологию изготовления концентрирующей системы,
что и использовано при разработке и создании линз Френеля.
Линзы Френеля могут быть также использованы в сочетании с
вакуумированными трубчатыми коллекторами. Считается, что круглые
линзы пригодны для небольшой концентрации в системах с фотоэлектрическими преобразователями.
Преимуществом систем с концентрирующими гелиоприемниками
является способность выработки теплоты с относительно высокой
температурой (до 100 °С) и даже пара.
К недостаткам следует отнести высокую стоимость конструкции;
необходимость постоянной очистки отражающих поверхностей от пыли;
работу только в светлое время суток, а следовательно, потребность в
73
аккумуляторах большого объема; большие энергозатраты на привод системы
слежения за ходом Солнца, соизмеримые с вырабатываемой энергией. Эти
недостатки сдерживают широкое применение активных низкотемпературных
систем солнечного отопления с концентрирующими гелиоприемниками.
Кроме описанных двух основных типов плоских и фокусирующих
коллекторов, разработаны и используются стеклянные трубчатые
вакуумированные коллекторы.
Солнечные трубчатые вакуумированные коллекторы
Существуют 2 основных типа вакуумных солнечных коллекторов - с
заполнением внутреннего пространства теплоносителем, и с тепловыми
трубками.
Вакуумный коллектор
Вакуумные трубки расположены под определенным углом и соединены
с накопительным баком. Из него вода контура теплообменника течёт прямо в
трубки, нагревается и возвращается обратно.
Традиционные простые плоские солнечные коллекторы были
спроектированы для применения в регионах с теплым солнечным климатом.
Они резко теряют в эффективности в неблагоприятные дни - в холодную,
облачную и ветреную погоду. Более того, вызванные погодными условиями
конденсация и влажность приводят к преждевременному износу внутренних
материалов, а это, в свою очередь, - к ухудшению эксплуатационных качеств
системы и ее поломкам. Эти недостатки устраняются путем использования
вакуумированных коллекторов.
Вакуумированные коллекторы нагревают воду для бытового
применения там, где нужна вода более высокой температуры. Солнечная
радиация проходит сквозь наружную стеклянную трубку, попадает на
трубку-поглотитель и превращается в тепло. Оно передается жидкости,
протекающей по трубке.
Коллектор состоит из нескольких рядов параллельных стеклянных
трубок, к каждой из которых прикреплен трубчатый поглотитель (вместо
пластины-поглотителя в плоских коллекторах) с селективным покрытием.
Нагретая жидкость циркулирует через теплообменник и отдает тепло воде,
содержащейся в баке-накопителе.
Вакуумированные коллекторы являются модульными, т.е. трубки
можно добавлять или убирать по мере надобности, в зависимости от
потребности в горячей воде. При изготовлении коллекторов этого типа из
пространства между трубками высасывается воздух и образуется вакуум.
Благодаря этому устраняются потери тепла, связанные с теплопроводностью
воздуха и конвекцией, вызванной его циркуляцией.
74
Рисунок 6.15 Вакуумный коллектор (основные элементы)
Остается радиационная потеря тепла (тепловая энергия движется от
теплой к холодной поверхности, даже в условиях вакуума). Однако эта
потеря мала и незначительна по сравнению с количеством тепла,
передаваемого жидкости в трубке-поглотителе.
Вакуум в стеклянной трубке - лучшая из возможных теплоизоляций
для коллектора - снижает потери тепла и защищает поглотитель и
теплоотводящую трубку от неблагоприятных внешних воздействий.
Результат - отличные рабочие характеристики, превосходящие любой другой
вид солнечного коллектора.
В некоторых внутри трубки-поглотителя проходит еще одна, третья
стеклянная трубка; есть и другие конструкции теплопередающих ребер и
жидкостных трубок. Существует вакуумный коллектор, который вмещает по
19 литров воды в каждой трубке, устраняя, таким образом, потребность в
отдельном баке для хранения воды. Можно также разместить позади
вакуумных трубок рефлекторы, чтобы дополнительно концентрировать на
коллекторе солнечную радиацию.
75
Вакуумный коллектор с прямой теплопередачей вод и встроенным с
теплообменником
Рисунок 6.16 Вакуумный коллектор с термотрубками
Это более сложный и более дорогой тип коллектора. Термотрубка – это
закрытая медная труба с небольшим содержанием легкокипящей жидкости.
Под воздействием тепла жидкость испаряется и забирает тепло вакуумной
трубки.
Пары поднимаются в верхнюю часть – головку, где конденсируются и
передают тепло теплоносителю основного контура водопотребления или
незамерзающей жидкости отопительного контура. Конденсат стекает вниз, и
все повторяется снова.
Другим важным преимуществом коллекторов с тепловыми трубками
является их способность работать при температурах до -35°С (полностью
стеклянные коллекторы с тепловыми трубками) или даже до -50°С
(коллекторы с металлическими тепловыми трубками).
Система с вакуумными коллекторами
В данной системе используется принцип пассивной циркуляции
теплоносителя. Теплоаккумулирующий бак и трубки коллектора составлют
единый гидравлический контур. Вода, нагреваясь в трубках коллектора,
поднимается в бак, а более холодная вода из бака опускается в трубки. Таким
образом, происходит нагрев воды в теплоаккумулирующем баке. Холодная
вода под небольшим давлением поступает в нижнюю часть бака, а горячая
вода отводится из верхней части бака. Напор в системе не должен превышать
1-2 м. Вода может подаваться, например, из небольшого открытого
напорного бака.
Внутрь введена контактная пластина и теплопроводный стержень.
Данная трубка устойчива к замораживанию и работоспособна без
повреждений до -50°С. В регионах с высокими перепадами температур эти
коллекторы гораздо эффективнее плоских по ряду причин. Во-первых, они
хорошо работают в условиях как прямой, так и рассеянной солнечной
радиации. Эта особенность в сочетании со свойством вакуума сводить к
минимуму потери тепла наружу делает эти коллекторы незаменимыми в
условиях холодной пасмурной зимы.
76
Рисунок 6.17 Система с вакуумными коллекторами
Во-вторых, благодаря округлой форме вакуумной трубки, солнечный
свет падает перпендикулярно поглотителю в течение большей части дня. Для
сравнения, в неподвижно закрепленном плоском коллекторе солнечный свет
падает перпендикулярно его поверхности только в полдень.
6.6 Различные пути улучшения эффективности солнечных
коллекторов
Существуют различные пути улучшения эффективности солнечных
тепловых коллекторов, связанных с применением, например, отражающих
поверхности, селективного покрытия на поглощающей панели, ячеистой
структуры, тепловых ловушек и др. мероприятия.
На рисунке 6.18 представлены некоторые, применяемые в настоящее
время, конструкции солнечных коллекторов.
Отражающие поверхности (рис. 6.18, б, в, г) с размещенными в
фокусе поглощающими трубами 3 обеспечивают повышение концентрации
солнечного излучения и уменьшение тепловых потерь. Форма отражающей
поверхности может быть плоской, гофрированной, криволинейной.
Вакуумированные коллекторы (рис. 6.18,д)
обеспечивают снижение
тепловых потерь, особенно при высоких температурах.
77
Рисунок 6.18 Конструкции солнечных коллекторов:
I — корпус; 2 — .прозрачное покрытие; 5 — поглощающий элемент;
4 — изоляция; 5 — изолирующая пластина; 6— вращающаяся рамка;
7 — теплообменник; 8 — теплоноситель; 9 — отражающая поверхность;
10 — сильфонные опоры; 11 — испаритель
Диффузно отражающая поверхность 9 увеличивает количество
энергии, падающее на трубу 3. Вакуум
создают во
внутреннем
пространстве стеклянной трубы 2. Трубы 3 могут быть изготовлены из
стекла, металла, полимерных материалов. Отдельные трубчатые конструкции
собирают в секции. Давление воздуха в трубе 2 может составлять 0,01—0,1
Па.
Тепловые трубы (рис. 6.18, е). В последнее время проявился интерес к
использованию принципа тепловой трубы в солнечных коллекторах.
Применяя в качестве теплоносителя низкокипящие жидкости, возможно
получить теплоту не только за счет солнечной радиации, но и из
окружающей среды. При этом повышается коэффициент полезного действия
за счет уменьшения тепловых потерь.
Использование полимерных материалов (рис 6.18,ж,з,г) позволяет
уменьшить вес солнечного коллектора, упростить технологию изготовления,
сборку и монтаж в процессе эксплуатации.
На рис. 6.18, ж представлен вариант солнечного коллектора,
выполненного из эластичного материала, способного сворачиваться в рулон
для обеспечения удобств при монтаже, транспортировке и хранении.
78
Плоские коллекторы с системой ориентации. Максимальную
производительность солнечный коллектор имеет в случае нормального
падения солнечных лучей па поверхность поглощающей поверхности. Эти
условия соблюдаются только в период 12-13 часов. В остальное время дня
угол падения лучей изменяется от 0° до 90°. Это приводит к уменьшению
производительности. В концентрирующих системах для обеспечения
слежения за положением солнца используют обычно механические
устройства и средства автоматики.
Коллектор с тепловой ловушкой. Чтобы уменьшить тепловые потери
от коллектора, используют многослойные прозрачные покрытия, тепловые
ловушки, где прозрачное твердое тело, обладающее высокой
пропускательной способностью в видимой и инфракрасной областях спектра
в сочетании с весьма низкой пропускательной способностью в диапазоне
более длинноволнового излучения, поглощает солнечное излучение.
Селективные покрытия на поглощающей поверхности позволяют
уменьшить потери излучением в инфракрасной части солнечного спектра.
Это уменьшение становится все более существенным по мере повышения
температуры
поглощающего
элемента.
В
качестве
наиболее
распространенных селективных покрытий используются: черный никель,
черный хром, гидроокись натрия и другие .
Применение ячеистой изоляции, размещенной между прозрачным
покрытием и поглощающим элементом, для подавления естественной
конвекции, применение стеклянных поглощающих элементов с черными
жидкостями позволяет также повысить коэффициент полезного действия
коллектора.
Увеличение числа прозрачных покрытий уменьшает длинноволновое инфракрасное излучение от поглощающего элемента. Обычно
используют одно- или двухслойное покрытие.
Зазор между лучевоспринимающей поверхностью и остеклением и
между внутренним и наружным слоями двухрядного остекления обычно
выбирают в пределах 15-25мм. Толщина тепловой изоляции нижней
поверхности абсорбера
принимается равной 50-75мм, а боковых
поверхностей 25мм.
Конструкции со слежением за солнцем (рис 6.18, и) и подвижным
поглощающим элементом обеспечивают повышение производительности.
На рисунке 6.19 представлена принципиальная схема жидкостной
комбинированной двухконтурной низкотемпературной системы солнечного
отопления с параболоцилиндрическим концентратором и жидкостным
теплоаккумулятором. В контуре гелиоприемника в качестве теплоносителя
применен антифриз, а в контуре системы отопления – вода.
79
Рисунок 6.19 Жидкостная комбинированная двухконтурная
низкотемпературная система солнечного отопления с
параболоцилиндрическим концентратором и жидкостным
теплоаккумулятором:
1-параболоцилиндрический
концентратор;
2жидкостный
теплоаккумулятор; 3-дополнительный теплоисточник; 4- термометр;
5-контур системы отопления; 6-регулирующий вентиль; 7- циркуляционный
насос.
Таблица 6.1
Характеристика основных типов солнечных коллекторов
Тип
солнечного Рабочая
КПД
Относительна
коллектора
температура коллектора,% я
требуемая
площадь,%
Плоский КСЭ
30-100
30-50
100
Солнечный пруд
40-100
15-25
130
Центральный
До 1000
приемник с полем
гелиостатов
параболоДо 500
цилиндрический
концентратор
60-75
20-40
50-70
30-50
Вакуумированный
стеклянный
трубчатый
коллектор
40-60
50-75
90-300
80
Слежение
за
солнцем
Не
требуется
Не
требуется
Вращение
вокруг
одной оси
Вращение
вокруг
одной оси
Не
требуется
Солнечный коллектор для нагрева воздуха
Воздушные коллекторы представляют собой простые плоские
коллекторы и используются в основном для отопления помещений и сушки
сельскохозяйственной продукции. Поглощающими пластинами в воздушных
коллекторах служат металлические панели, многослойные экраны, в том
числе и из неметаллических материалов.
Принцип действия солнечного воздушного коллектора.
Известно, что стекло хорошо пропускает короткие и практически не
пропускает длинные тепловые волны, поэтому коротковолновое солнечное
излучение легко проникает сквозь стекло и нагревает металлическую
оребренную солнцеприемную панель, которая нагреваясь излучает длинные
тепловые волны. Эти волны не могут проникнуть сквозь стекло наружу,
таким образом, между стеклом и панелью возникает парниковый эффект, в
результате чего солнцеприемная панель с ребрами нагревается до
температуры, значительно превышающей температуру окружающей среды, в
каналы образованные ребрами, внутренней поверхностью солнцеприемной
панели и изолятором за счет естественной циркуляции или вентилятора
подается холодный воздух, который, соприкасаясь с горячими
поверхностями каналов, нагревается и поступает для обогрева помещений
или нагрева воды.
Рисунок 6.20 Схемы плоских воздушных солнечных коллекторов с
движением воздуха под плоским (а), оребренным (б) и гофрированным
(в)абсорбером, через ряд стеклянных пластин (г) и пористую насадку (д):
1- остекление; 2 -абсорбер; 3- теплоизоляция; 4 - поток воздуха
В некоторых солнечных воздухонагревателях к поглощающей
пластине присоединены вентиляторы, которые увеличивают турбулентность
воздуха и улучшают теплопередачу. Недостаток этой конструкции в том, что
она расходует энергию на работу вентиляторов, таким образом увеличивая
затраты на эксплуатацию системы.
Основными достоинствами воздушных коллекторов являются их
простота и надежность. Такие коллекторы имеют простое устройство. При
81
надлежащем уходе качественный коллектор может прослужить 10-20 лет, а
управление им весьма несложно.
6.7 Аккумуляторы теплоты емкостного типа (бак-аккумулятор)
Бак- аккумулятор является важным компонентом системы солнечного
теплоснабжения, так как особенностью солнечной радиации является
периодичность ее поступления в течение дня, месяца, года и несовпадение
максимума теплопотребления объекта и максимума теплопоступлений.
Выбор объема бака-аккумулятора неразрывно связан с остальными
характеристиками системы . Установки, предназначенные для целей
отопления, как правило, имеют значительные площади солнечных
коллекторов (от 4 до 8 м2/чел. и более в зависимости от климатических
условий). В летний период года выработка теплоты в этих установках будет
превышать нагрузки объекта, поэтому необходимы аккумулирующие
системы.
Рисунок 6.21 Аккумуляторы
теплоты
емкостного
типа - водяной
В эксплуатируемых системах обычно на 1 м 2 солнечного коллектора
приходится от 50 до 120 л объема бака-аккумулятора.
82
Аккумуляторы могут работать как за счет теплоемкости рабочего
вещества, так и за счет теплоты фазовых превращений различных
материалов. Однако на практике в силу простоты, надежности и меньшей
стоимости наибольшее распространение получили аккумуляторы первого
типа, в которых рабочим веществом является вода или воздух.
Водяные аккумуляторы представляют собой обычно цилиндрические
стальные резервуары со слоем теплоизоляции. Чаще всего они располагаются
в подвале дома.
В воздушных аккумуляторах применяют засыпку из гравия, гранита и
др. твердых наполнителей.
Наиболее
эффективный
теплоаккумулирующий
материал
в
жидкостных солнечных системах теплоснабжения- это вода.
Для сезонного аккумулирования теплоты перспективно использование
подземных водоемов, грунта, скальной породы и других природных
образований.
Однако для индивидуального потребления наибольший интерес
представляют аккумуляторы теплоты для небольших солнечных установок
горячего водоснабжения и отопления.
Тепловые потери бака снижаются путем применения теплоизоляции
типа стекловаты толщиной не менее 50 мм. Внутренняя поверхность бака,
контактирующая с водопроводной водой, должна быть защищена от
коррозии. Для этого бак должен быть изготовлен из нержавеющей стали,
иметь эмалевое покрытие или анод из магния или анодную защиту с
внешним источником электричества.
В баке могут быть предусмотрены горизонтальные перегородки , поплавковый клапан для подвода холодной воды и труба для ее поступления в
нижнюю часть бака, теплообменник в двухконтурной системе для подвода
теплоты от КСЭ, электронагреватель и теплообменник для отвода теплоты в
систему отопления .
Галечный аккумулятор теплоты (рис. 6.22). В солнечных воздушных
системах теплоснабжения обычно применяются галечные аккумуляторы
теплоты, представляющие собой емкости круглого или прямоугольного сечения, содержащие гальку размером 20-50 мм в виде насадки из плотного слоя
частиц.
Аккумуляторы этого типа обладают рядом достоинств, но по
сравнению с водяным аккумулятором в этом случае требуется больший
объем.
Галечный аккумулятор может располагаться вертикально или
горизонтально. Горячий воздух, поступающий днем из солнечного
коллектора в аккумулятор, отдает гальке свою теплоту, и таким образом
происходит зарядка аккумулятора.
При разрядке аккумулятора ночью или в неястную погоду воздух
движется в обратном направлении и отводит теплоту к потребителю.
83
Рисунок 6.22 Общий вид гравийного теплоаккумулятора:
1 - крышка; 2 - бункер; 3 - бетонный блок; 3 - теплоизоляция; 4 - сетка;
5 - гравий (галька)
Аккумуляторы теплоты фазового перехода. Основное преимущество
теплоты с фазовым переходом— высокая удельная плотность энергии,
благодаря чему существенно уменьшаются масса н объем аккумулятора но
сравнению с емкостными аккумуляторами.
Для низкотемпературных солнечных систем теплоснабжения в
аккумуляторах фазового перехода наиболее пригодны органические
вещества (парафин и некоторые жирные кислоты) и кристаллогидраты
неорганических солей, например гексагидрат хлористого кальция СаС1 2-6Н20
или глауберова соль Na2SO4- 10H2O, плавящиеся при 29 и 32 °С
соответственно.
Для организации эффективного теплообмена используются оребренные
поверхности, капсулы, заполненные теплоаккумулирующим материалом, а
также теплопроводные матрицы (ячеистые структуры).
Дублирующий источник теплоты также является необходимым
элементом солнечной установки. Назначение источника 100%-ное
обеспечение объекта тепловой энергией в случае недостатка или отсутствия
солнечной радиации. Выбор типа источника определяется местными
условиями. Это может быть электробойлер, либо водогрейный котел, либо
котельная па органическом топливе. Кроме основных элементов
оборудования, описанных выше, солнечные системы теплоснабжения могут
включать в себя теплообменники, насосы, трубопроводы, элементы автоматики и т. д.
Контрольные вопросы:
1. Системы солнечного теплоснабжения. Основные
гелиосистем.
2. Назначение теплового аккумулятора в системе
теплоснабжения.
84
элементы
солнечного
3.
На
какие
виды
подразделяются
системы
солнечного
низкотемпературного отопления?
4. Что являются пассивными элементам и системы?
5. Что являются активными элементам гелиосистемы?
6. Как подразделяются активные гелиосистемы по назначению?
7. Как подразделяются активные гелиосистемы по виду
используемого теплоносителя?
8. Как подразделяются активные гелиосистемы по продолжительности
работы?
9. Из каких элементов состоит концентрирующие гелиосистемы?
10.Из
каких
элементов
состоит
параболоцилиндрический
концентратор?
11. Что входит к конструкции концентрирующих гелиоприемников?
12. Что входит к конструкции плоского солнечного коллектора?
13. Какими материалами покрывается поверхность пластины
теплоприемника для достижения более высоких температур?
14. Что являются основными элементами активной солнечной гелио
системы?
15. Назначение спектрально-селективных слоев коллектора.
16. Какие теплоаккумулирующие материалы в жидкостных солнечных
системах теплоснабжения являются наиболее эффективными?
17. Какое оборудование используется, посредством которых
происходит накопление тепла?
18. Какие материалы относятся к высокоселективным поверхностям
солнечного коллектора?
19. Из каких элементов состоит плоский солнечный коллектор?
85
7. РАСЧЕТ СИСТЕМ СОЛНЕЧНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
7.1 Расчет прихода интенсивности солнечной радиации на наклонную
поверхность солнечного коллектора
В системах солнечного теплоснабжения (ССТ) обычно используются
плоские коллекторы солнечной энергии (КСЭ), устанавливаемые в
наклонном положении. Среднемесячное дневное количество суммарной
солнечной энергии Енак мДж/(м2. день), поступающей на наклонную
поверхность КСЭ равно:
Енак=RЕ,
(7.1)
где Е- среднемесячное дневное количество суммарного солнечного
излучения, поступающего на горизонтальную поверхность, (мДж/(м2. день)
их значения приведены в таблице 7.2; R- отношение среднемесячных
дневных количеств солнечной радиации, поступающих на наклонную и
горизонтальную поверхности (коэффициент пересчета).
Рисунок 7.1 Расчетная схема
Коэффициент пересчета R количества солнечной энергии с
горизонтальной поверхности на наклонную поверхность КСЭ с южной
ориентацией равен сумме трех составляющих, соответствующих прямому,
рассеянному и отраженному солнечному излучению:
86
Е 1 cos
1 cos
E
,
R 1 P RП Р
E
Е
2
2
(7.2)
где Ер - среднемесячное дневное количество рассеянного солнечного
излучения, поступающего на горизонтальную поверхность, МДж/(м 2.день).
Среднемесячная дневная доля рассеянного солнечного излучения Ер/ Е
зависят от показателя облачности Кя. Зависимость Ер/ Е =f(Кя) может быть
представлена аналитической, как:
Ер/Е=1.39–4.03Кя+5.53Кя2–3.11Кя3
(7.3)
Коэффициент ясности атмосферы Кя определяется :
Кя=Е/Е0,
(7.4)
где Е0- среднемесячный дневной приход солнечной радиации на
горизонтальную поверхность за пределами земной атмосферы их значения
для северных широт приведены в таб.7.3 ; Rп -среднемесячный коэффициент
пересчета прямого солнечного излучения с горизонтальной на наклонную
поверхность (таб. 7.5);
RП
cos cos sin З . Н
cos cos sin З
180
180
З . Н sin sin
З sin sin
,
(7.5)
где:
- широта местности их значения приведены в таб.4.2( по вариантам);
- склонение Солнца, град.
Склонение Солнца в данный день определяется по формуле:
=23.5sin[360(284+n)/365],
(7.6)
где n- порядковый номер дня, от начала года (например 1январь,n=1) их
значения определятся ( по вариантам) из таблицы 7.1;
3 и З.Н - часовой угол захода Солнца на горизонтальной и наклонной
поверхностях, град.
- для горизонтальной поверхности
З. arccos tg tg ;
87
(7.7)
- для наклонной поверхности
З.Н arccos tg tg .
(7.8)
В качестве З.Н принимается меньшая из двух величин, указанных в
фигурных скобках.
- угол наклона поверхности КСЭ к горизонту;
- коэффициент отражения (альбедо) поверхности Земли и
окружающих тел, обычно его принимают равным 0,7 для зимы и 0,2 для лета.
Алгоритмы расчета дневного поступления суммарной и
рассеянного солнечной радиации на горизонтальную поверхность
Алгоритмы расчета дневного поступления суммарной Е и рассеянной
Ер солнечной радиации (МДж/м2), на горизонтальную поверхность,
коэффициент ясности атмосферы Кя по месяцам приведены в таблице 7.6
для выбранной местности ( по вариантам).
Таблица 7.1
Исходные данные для расчета
№
Варианта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Город/Местности Широта
, град
Алматы
43
Талдыкорган
43.5
Капчагай
43.2
Актобе
50
Астана
51
Атырау
47
Актау
44
Караганда
48
Костанай
53
Кызылорда
45
Арал
44.5
Павлодар
52
Петропавл.
56
Тараз
44
Шымкент.
42
Туркестан
42.5
Кентау
42.3
Уральск
52
Усть-Кам.
47
Жезказган
46
88
Месяц
День
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
15
2
5
7
9
12
13
23
26
30
30
31
3
6
13
17
19
28
20
21
89
90
Таблица 7.4
Алгоритмы расчета (в таблицах 7.4; 7. 5; 7.6)
Показатели/ Месяц
День, месяц
(по вариантам)
Город/местность/
Широта местность - , град
Солнечный коллектор Южной ориентаций, Принимаем Ап =0
Ап –азимут,, град
Угол наклона поверхности коллектора к
горизонту,( принимаем летом = - 15) ,
зимой- = +15 ) , град
Sin
Cos
tg
Номер дня от начала года/ – n.
Склонение Солнца / 23.5 sin 360284 n / 365, град
Sin
Cos
tg
91
92
7.2 Расчет системы солнечного теплоснабжения и определение
характеристик коллектора
Системы солнечного отопления и горячего водоснабжения
(гелиосистемы) – это системы, с помощью которых осуществляется
поглощение солнечной энергии и преобразование ее в тепловую энергию,
аккумулирование полученной теплоты и ее распределение по мере
необходимости на обогрев помещений и другие бытовые нужды.
Основными элементами рассматриваемых систем являются:
- солнечный коллектор, в котором нагревается жидкость;
- водяной бак-аккумулятор;
- дополнительный нагреватель или котел;
- контрольно-измерительная и регулирующая аппаратура;
- предохранительные клапаны;
- насосы и трубопроводы.
В жидкостной системе в качестве теплоносителя используется раствор
антифриза, а в качестве аккумулирующей среды — вода. Тепловая энергия
накапливается в баке-аккумуляторе в результате повышения температуры
жидкости и используется по мере необходимости для обеспечения тепловых
нагрузок отопления и горячего водоснабжения.
Дополнительный нагреватель (дополнительный источник энергии —
ДИЭ) используется в тех случаях, когда солнечной энергии недостаточно для
полного удовлетворения тепловых нагрузок.
Рисунок 7.2 Схема жидкостной гелиосистемы отопления и горячего
водоснабжения:
1 – коллектор; 2 – теплообменник; 3 – бак-аккумулятор; 4 – ДИЭ;
5 – отапливаемое помещение; 6 – насос; 7 – смесительный вентиль;
8 – теплообменник в контуре горячего водоснабжения;
9 – бак горячей воды; 10 – дублер-доводчик
93
Плоский солнечный коллектор представляет собой специальный
теплообменник, преобразующий энергию солнечного излучения в тепловую
энергию и передающий ее теплоносителю – жидкости, движущейся внутри
каналов поглощающей панели (абсорбера) коллектора.
Солнечные коллекторы являются основным элементом систем
солнечного теплоснабжения или бытовых солнечных водонагревателей и в
их составе используются для обеспечения горячей водой жилых зданий,
промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых объектов.
Исходные данные
1. Местоположение солнечной системы теплоснабжение находится на
широте местности 38,0° с.ш., расчетная температура наружного воздуха
t í . ð. 11 С , длительность отопительного периода 119 суток.
2. Число жителей N 10 .
3. Размеры здания: длина a 12 м , ширина b 10 м , высота h 3,8 м .
4. Тип коллектора — с двойным остеклением.
5. Ориентация коллектора (азимут) 30 .
6. Угол наклона коллектора к горизонту - выбираем оптимальный при
наибольшей нагрузки.
7. Эффективность промежуточного теплообменника пр 0,77 .
8. Способ определения RB — на ЭВМ с помощью приложения
Microsoft Excel.
9. Удельный объем бака-аккумулятора VB 0,077 м3 м2 .
10. Удельный расход жидкости (воздуха) через коллектор
GV 0,01 м3 м2 с .
11. Вид отопления помещения – водяное.
Таблица 7.7
Среднемесячное суточное поступление суммарной H и диффузной H Д
солнечной радиации, МДж м2 сут, на горизонтальную поверхность,
коэффициент ясности атмосферы К я , температура наружного воздуха Т в ,.
Н
НД
КЯ
ТВ
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII IX
7,42
3,64
0,45
1,0
10,58
5,07
0,50
4,3
13,63
6,34
0,49
9,8
18,34
7,78
0,53
16,4
24,16
8,1
0,61
22,8
26,83
7,92
0,65
27,3
26,59
7,83
0,66
29,3
24,97 20,57 14,71 9,03 6,48
6,48 5,98 4,72 3,89 3,24
0,68 0,68 0,64 0,51 0,44
27,7 22,6 15,3 8,4 3,7
X
XI
Характеристики коллектора
Для заданного коллектора принимаем значения коэффициентов :
94
XII
FR n ордината точки пересечения прямой с вертикальной осью :
FR n 0,80 ;
FRU L отрицательное значение углового коэффициента прямой,
равного отношению ординаты точки пересечения прямой с вертикальной
осью и абсциссы точки пересечения прямой с горизонтальной осью :
FRU L 0,80 0,104 7,69 .
Учет влияния теплообменника, разделяющего коллектор и бак
аккумулятор
Этот теплообменник устанавливается в жидкостных системах, если в
качестве теплоносителя в контуре коллектора используют антифриз :
1
1
FR FR U L 1
7
,
69
1
1
1 1
1 0,936 ;
FR
G C p пр
0,01 3350 0,77
где G 0,01 расход антифриза через коллектор, кг м2 с ;
С р теплоемкость антифриза, С р 3350 Дж кг К .
Расчет оптимального угла наклона
Подбираем оптимальный угол наклона коллектора β приняв, что
наибольшая нагрузка на которую рассчитан коллектор приходится на осенневесенний период.
Подбор β производится по формулам (для октября) при угле β=58°:
cos (A - B) sin C sin (D E) coscos
Таким образом, чтобы угол θ→0
A sin cos sin 38 cos 58 0,3263
B cos sin cos cos 38 sin 58 cos 30 0,5787
C sin sin sin 58 sin 30 0,4240
D cos cos cos 38 cos 58 0,4176
E sin sin cos sin 38 sin 58 cos 30 0,4522
360
(t c 12) 15(12 12) 0
24
95
(7.9)
cos (A - B)sin C sin (D E)cos cos
0,3263 - 0,5787sin - 9,6 0,4240 sin0 0,4176 0,4522 cos0 cos- 9,6 0,8997
Тогда угол θ будет равен :
arccos0,8997 25,89 .
Аналогично рассчитываем для другого угла β. Результаты расчетов
сводим в таблицу 7.8.
Расчет производим в приложении Excel в двух вариантах, когда :
1 58
и
2 42 .
Таблица 7.8
Результаты расчетов угловых параметров
Октябрь
Октябрь
Ноябрь
Ноябрь
Март
Март
Апрель
Апрель
-9,6
-9,6
-18,9
-18,9
-2,4
-2,4
9,4
9,4
58,00
0,3263
0,5787
0,4240
0,4176
0,4522
42,00
0,4575
0,4566
0,3346
0,5856
0,3568
58,00
0,3263
0,5787
0,4240
0,4176
0,4522
42,00
0,4575
0,4566
0,3346
0,5856
0,3568
58,00
0,3263
0,5787
0,4240
0,4176
0,4522
42,00
0,4575
0,4566
0,3346
0,5856
0,3568
58,00
0,3263
0,5787
0,4240
0,4176
0,4522
42,00
0,4575
0,4566
0,3346
0,5856
0,3568
0,8997
cosθ=
θ°= 25,89
0,9290
0,9046
0,8913
0,8796
0,9415
0,8168
0,9299
21,72
25,23
26,97
28,41
19,69
35,23
21,59
δ°
β°
A=
B=
C=
D=
E=
Как видно из расчетов минимальное значение угла θ=19,69°
достигается в марте, при δ=-2,4°. Следуя из расчетов, оптимальный угол
наклона β будет составлять 42,0°.
Принимаем угол наклона коллектора β = 42,0° = 42,0° · 3,14/180°= 0,733
радиан.
Влияние ориентации коллектора на долгосрочные характеристики
ССТ ( расчет выполняем для апреля и площади коллектора А 1 м 2 )
Расчет прихода радиации на наклонную поверхность
Отношение среднемесячных приходов прямой радиации на наклонную
и горизонтальную поверхности :
96
RB
cos cos sin sin sin
cos cos sin sin sin
(7.10)
где 38,0 широта местности, 38,0 / 180 0,662 рад;
- склонение солнца, выбирается для апреля 9,4 9,4 / 180 0,163 рад.
Таблица 7.9
Угол склонения Солнца для среднего дня I-XII месяцев
Месяцы
, град
I
II III
20,9 13 2,4
IV
V
VI VII VIII IX
9,4 18,8 23,1 21,2 13,5 2,2
X
XI XII
9,6 18,9 23,0
часовой угол захода солнца на горизонтальной поверхности, рад :
arccos tg tg arccos tg0,662 tg0,163 1,700 .
часовой угол захода солнца на наклонной поверхности, рад :
min ; arccos tg tg
(7.11)
min ; arccos tg tg ; 1,700 .
arccos tg tg arccos tg0,662 0,733 tg0,163 1,559 .
Тогда
RB
cos cos sin sin sin
cos cos sin sin sin
cos0,662 0,733 cos0,163sin 1,559 1,559 sin 0,662 0,733sin 0,163
1,026
cos0,662 cos0,163sin 1,700 1,699 sin 0,662sin 0,685
Выбираем значение коэффициента для января 0,2 ; принимая, что
в этом месяце снега нет.
Отношение среднемесячных дневных приходов суммарной радиации
на наклонную и горизонтальную поверхности :
H
H 1 cos
1 cos
R 1 Д RB Д
,
H
H
2
2
97
(7.12)
где
HД
2
3
1,39 4,03 K я 5,53 K я 3,11 K я
H
1,39 4,03 0,53 5,53 0,53 3,11 0,53 0,293
2
3
Тогда
H
H 1 cos
1 cos
R 1 Д RB Д
H
H
2
2
1 0,293 1,026 0,293
1 cos0,733
1 cos0,733
0,2
1,006 .
2
2
Находим значения R и заносим в таблицу. Расчет производим в
приложении Microsoft Excel, для всех остальных месяцев.
Среднемесячный дневной приход суммарной солнечной радиации на
горизонтальную поверхность, МДж м2 сут :
HT R H 1,006 18,34 18,455
Данные расчетов сводим в таблицу.
Учитывая тип коллектора, находим
0,94 .
n
7.3 Расчет нагрузки отопления и горячего водоснабжения
Расчет нагрузки отопления
Объем здания по внешнему обмеру, м 3 :
VН a b h 12 10 3,8 456 .
Коэффициент учета района строительства здания :
а 0,54
22
22
0,54
1,298 .
tв tн. р.
18 11
98
Согласно СНИП
g 0,58 Вт м3 К .
удельная
тепловая
характеристика
здания
Величина UAз , Вт К :
UAз a g VН 1,298 0,58 456 343,459 .
где U полный коэффициент тепловых потерь, Вт м2 К ;
Аз площадь наружных поверхностей здания, м 2 ;
Число градусо-дней в месяце, К сут :
D 18 Т В N 18 16,4 30 48,000 ;
где N количество дней в месяце.
Среднемесячная нагрузка отопления, ГДж :
Qо UAз D 86400 343,459 48,000 86400 109 1,424 .
Расчет нагрузки горячего водоснабжения
Qг.в. С р Vг.в. Т г.в. Т х.в. N n Д 1000 4187 0,1 65 1010 30 6,909
ГДж ;
где плотность воды 1000 кг м 3 ;
С р теплоемкость воды С р 4187 Дж кг К ;
Vг .в. суточный расход горячей воды на 1 человека по нормам, обычно
принимается равным 0,1 м 3 сут.чел ;
Т г.в. температура горячей воды Т г.в. 65 С ;
Т х.в. температура холодной воды, для средней полосы можно
принимать:
- для зимних месяцев Т х.в. 5 С ;
- для летних месяцев Т х.в. 15 С ;
- для весенних и осенних Т х.в. 10 С ;
N число жителей;
n Д число дней.
99
Расчет нагрузки теплоснабжения
Среднемесячная нагрузка теплоснабжения, ГДж :
Qí Qî Qã.â. 1,424 6,909 8,333 .
Расчет среднемесячных нагрузок теплоснабжения
расчетной таблице. Годовая нагрузка теплоснабжения, ГДж :
год
0
Q
приведен
в
12
Q0 i 60,174 ;
i 1
12
Qггод
.в Qг .в i 84,012 ;
i 1
год
н
Q
12
Qнi 144,187 .
i 1
Расчет долгосрочных характеристик ССТ
Безразмерный комплекс Х :
Х FRU L
FR
Т б Т В А
FR
QН
7,692 0,936 70 16,4 30 24 3600 1 / 144,187 109 0,124 .
Т.к. заданный объем бака аккумулятора отличается от величины,
принятой при выводе корреляционного уравнения, то требуется
корректировка :
V
Х с Х В
0,075
0 , 25
0,077
0,124
0,075
0 , 25
0,1232 .
Введем поправку на горячее водоснабжение :
Хс Х
11,6 1,18Т г .в. 3,8Т х.в. 2,32Т в
100 Т в
0,0709
11,16 1,18 65 3,8 10 2,32 16,4
0,2029 .
70 16,4
Окончательное значение X 0,2029 .
Безразмерный комплекс Y :
100
H N FR A
n T FR QH
Y FR n
0,8 0,94 18,455 10 6 30 0,936
Т.к. величина
LСmin
UAз
L G Cp
UAз
1
0,0483 .
144,187 10 9
отличается от принятой при выводе
корреляционного уравнения, то требуется корректировка :
0,139
0,0039 0,39 0,65 exp 0,139 0,0502
Yc Y 0,39 0,65 exp
Cmin
0,77 90,417
L UAз
где
Сmin GV C p 0,01 927 3350
90,417 ;
UAз
UAз
343,459
А площадь солнечного коллектора, м ;
FR эффективный коэффициент отвода тепла, учитывающий влияние
2
теплообменника;
U L полный коэффициент тепловых потерь коллектора, Вт м2 К ;
Т б базисная температура, принятая равной 70 С ;
N число дней в месяце;
среднемесячная приведенная поглощательная способность;
количество секунд в месяце.
Коэффициент замещения :
f 1,029Yс 0,065 X с 0,245Yс 0,0018 X с 0,0215Yс 0.007
2
2
3
Расчет
экономических
показателей
системы
солнечного
теплоснабжение
Производим расчет экономических показателей для солнечного
коллектора площадью А 5 м 2 .
Годовая степень замещения топлива:
12
f Q
i
i
H
f год i112
Q
i 1
0,454 .
i
H
101
Годовая экономия топлива, т.у.т., полученная за счет использования
солнечной энергии :
B f годQHгод / QТТ . Г .
0,454 144,187
2,793 ;
29,3 0,8
где QТ 29,3 ГДж т теплота сгорания 1 т условного топлива; Т .Г . КПД
теплогенерирующей установки, принят 0,8.
Контрольные вопросы:
1. По какой формуле определяется полная эффективность солнечного
коллектора?
2. По какой формуле определяется полезная энергия, отводимая из
солнечного коллектора?
3. Какими материалами покрываются поверхность пластины
теплоприемника для достижения более высоких температур?
4. Когда сильно возрастает коэффициент тепловых потерь ?
5. По какой формуле определяется полный коэффициент тепловых
потерь из солнечного коллектора?
6. По какой формуле определяется потеря тепла от солнечного
коллектора к наружному воздуху?
7. Типы солнечных коллекторов.
8. Какими способами достигается снижение тепловых потерь от
абсорбера солнечного коллектора в окружающее пространство?
9. Из каких материалов изготовляются абсорберы плоского коллектора
солнечной энергии?
10. Концентрирующие элементы фокусирующих элементов солнечной
установки.
11. Основные элементы фокусирующих концентраторов.
12. Составные части параболического концентратора.
13. По какой формуле определяется потеря энергии с излучением?
14. Какие материалы используются
для лучепоглощающей
поверхности солнечного коллектора?
15. По какой формуле определяется угол падения солнечных лучей на
горизонтальную поверхность?
16. Какими углами определяется положение некоторой точки А на
земной поверхности?
17. Как называется угол между линией, соединяющей точку А с
центром Земли ?
102
8. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ. ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ
8.1 Фотоэлектрическое преобразование солнечной энергии в
электрическую энергию
Поглощение света и различные типы фотоэлементов
Современная физика рассматривает свет как электромагнитное
излучение определенных длин волн, обладающее двойной природой. В своих
проявлениях оно обнаруживает как волновые, так и корпускулярные
свойства. Свет излучается и распространяется не непрерывным потоком, а
отдельными, не связанными друг с другом порциями или волновыми
пакетами (фотонами).
Каждый фотон является носителем определенного количества
энергии. Фотоны различаются величиной своей энергии. Наибольшей
величиной энергии обладает такой фотон, который соответствует излучению,
характеризующемуся в волновой теории наибольшей частотой.
Если говорить только о видимом свете, наибольшей энергией обладают
фотоны фиолетового света, а наименьшей - фотоны, входящие в состав
потока красных лучей. Установлено, что энергия фотона е пропорциональна
частоте излучения v:
h ,
(8.1)
где h - постоянная Планка 6,624 10 27 эрг сек ,
Корпускулярная структура электромагнитного излучения тем легче
обнаруживается, чем больше энергия фотона е т. е. чем больше частота v.
В потоке рентгеновских или γ-лучей практически проявляются в
основном корпускулярные свойства. Чем меньше энергия фотонов е, т. е. чем
меньше частота v, тем в большей степени проявляются волновые свойства
излучения. Поток длинноволнового излучения (радиоволн) легко
обнаруживает лишь свои волновые свойства и практически не обнаруживает
корпускулярных.
Видимый свет занимает очень узкий интервал частот или длин волн на
шкале электромагнитного излучения: 0,4-0,8 мк. Описывая физические
явления, происходящие при падении на поверхность полупроводника
видимого излучения, последнее можно рассматривать как поток фотонов
различных энергий. Если поток фотонов попадает на поверхность какогонибудь металла, то часть фотонов отражается от поверхности, а оставшаяся
часть поглощается металлом.
103
Поглощенные фотоны будут отдавать свою энергию кристаллической
решетке металла и свободным электронам, увеличивая
амплитуду
колебаний
решетки
и
скорость хаотического движения свободных
электронов. Если энергия фотона велика, то она может оказаться
достаточной, чтобы выбить электрон из металла, т. е. сообщить ему в
энергию, равную или большую, чем работа выхода φ (рис.8.1 ,а).
Рисунок 8.1 Схема фотоэффекта в металлах и полупроводниках
Это явление называется внешним фотоэффектом. Если же
поглощенный фотон обладает энергией, недостаточной, чтобы выбить
электрон из металла, его энергия пойдет в конечном счете целиком на нагрев
металла. Иную картину наблюдаем мы при воздействии потока фотонов на
полупроводник.
В отличие от металлов кристаллические полупроводники в чистом виде
(без примесей), если на них не воздействуют никакие внешние факторы
(температура, электрическое поле, излучение света т. п.), не имеют
свободных электронов, т. е. электронов, оторванных от атомов
кристаллической
решетки
полупроводника.
Однако,
поскольку
полупроводниковый материал всегда находится под воздействием какой-то
температуры (чаще всего комнатной), небольшая часть электронов,
связанных с атомами, может за счет тепловых колебаний приобрести
энергию, достаточную для отрыва их от атомов. Такие электроны становятся
свободными и могут принимать участие в переносе электричества.
Атом полупроводника, лишившийся электрона, приобретает
положительный заряд, равный заряду электрона. Однако место в атоме, не
занятое электроном, может быть занято электроном соседнего атома. При
этом первый атом становится нейтральным, а соседний положительно
заряженным.
Освободившееся, в связи с образованием свободного электрона место в
атоме, равноценно положительно заряженной частице, названной дыркой.
Дырки тоже могут участвовать в процессе прохождения электрического тока.
Энергия, которой обладают электроны в связанном с атомами
состоянии, обусловливает нахождение их в пределах так называемой
104
заполненной энергетической зоны или зоны валентных связей (зона 2 на рис.
8.1). Энергия свободного электрона относительно велика, поэтому он
находится в более высокой энергетической зоне—зоне проводимости (зона 1
на рис. 8.1,6).
Между заполненной зоной и зоной проводимости имеется зона
запрещенных энергий (зона 1 на рис.8.1,6), т. е. зона таких значений энергий,
которые электроны данного полупроводникового материала не могут иметь
ни в связанном, ни в свободном состоянии. Ширина этой запрещенной зоны
у разных полупроводников различна. Например, для германия она равна
0,7 эв (электроновольт), а для кремния - 1,12 эв.
Дырки находятся в заполненной зоне, так как их образование возможно
только в атомах кристаллической решетки полупроводника.
Количество свободных электронно-дырочных пар может резко
возрасти при освещении поверхности полупроводника. Это объясняется тем,
что энергия некоторых фотонов оказывается достаточной для отрыва
электронов от атомов и переброски их из заполненной зоны в зону
проводимости. Это явление называется внутренним фотоэффектом.
Условием осуществления внутреннего фотоэффекта является
соотношение
Eg,
(8.2)
где Eg - ширина запрещенной зоны.
Увеличение концентрации электронов и дырок приводит к возрастанию
проводимости полупроводникового материала. Возникающая под действием
внешних факторов проводимость тока в чистом монокристаллическом
полупроводнике называется собственной проводимостью, так как она
обусловлена
только
возбужденным
состоянием
атомов
самого
полупроводника.
С исчезновением внешних воздействий свободные электроннодырочные шары исчезают (рекомбинируют друг с другом) и собственная
проводимость стремится к нулю.
Существует также явление внешнего фотоэффекта с полупроводника.
Но оно носит более сложный характер, чем в случае металла.
Для создания в полупроводнике внешнего фотоэффекта необходимо,
чтобы энергия поглощенного кванта была достаточной для выброса
электрона из заполненной зоны, и удаления его из полупроводника.
Таким образом, внешний фотоэффект с полупроводников происходит
под воздействием излучения с частотой, значительно большей, чем частота
света, при которой наблюдается внутренний фотоэффект.
Доля такого высокочастотного излучения в общем падающем
солнечном излучении относительно невелика, поэтому внешние фототоки с
обычных полупроводников малы.
105
Преобразование света в электрическую энергию связано только с
внутренним фотоэффектом.
Идеально чистых полупроводниковых материалов, которые обладали
бы одной лишь собственной проводимостью, не существует. Обычно
полупроводник обладает каким-то вполне определенным типом
проводимости: или только дырочным (р-тип), или только электронным
(п-тип). Тип проводимости полупроводника определяется валентностью
внедренной в его кристаллическую решетку активной примеси.
Для кремния активными примесями будут являться элементы,
входящие в третью (бор, алюминий, галлий, индий, таллий) или пятую
(фосфор, мышьяк, сурьма, висмут) группы периодической таблицы
Менделеева. Сам же кремний относится к четвертой группе периодической
таблицы.
8.2 Фотоэлементы
По принципу своего действия все фотоэлементы делятся на два класса.
К первому классу относятся фотоэлементы, основанные на внешнем
фотоэффекте
-вакуумные
и
газонаполненные,
ко
второмуполупроводниковые фотоэлементы с запирающим слоем, иначе еще
называемые вентильными, работа которых основана на внутреннем
фотоэффекте. К последним относятся медно-закисные, селеновые,
германиевые, кремниевые и др.
Для работы вакуумных и газонаполненных фотоэлементов необходимо
с помощью дополнительного источника постоянного напряжения (сухая
батарея, аккумулятор) создавать электрическое поле определенной
величины, обеспечивающее попадание всех выбиваемых светом из
фотокатода электронов на анод.
Вентильные фотоэлементы отличаются от всех остальных видов тем,
что под действием светового излучения они вырабатывают собственную
э.д.с, достигающую в ряде случаев на прямом солнечном свете десятых долей
вольта. Они, таким образом, позволяют осуществлять непосредственное
преобразование лучистой энергии в электрическую.
Фотоэлементы, используемые как источники электрической энергии,
обычно называют фотоэлектрическими преобразователями или просто
фотопреобразователями. Наиболее совершенными из существующих в
настоящее
время
фотоэлектрических
преобразователей
являются
кремниевые.
Выбор кремния в качестве исходного материала обусловлен рядом
факторов.
Во-первых, кремний является наиболее распространенным после
кислорода элементом на Земле и производство его относительно хорошо
освоено.
106
Во-вторых, как показывает теория, для солнечного спектра наибольшая
выходная электрическая мощность получается у фотопреобразователей,
изготовленных из тех полупроводников, ширина запрещенной зоны которых
лежит в пределах 1 -1,5 эв.
В третьих, кремниевые фотопреобразователи весьма подходят, для
использования
солнечного
излучения
по
своей
спектральной
чувствительности.
В-четвертых, по сравнению, например, с германиевыми приборами,
кремниевые менее чувствительны к температурным колебаниям. Наконец,
кремний позволяет достигнуть минимальных потерь на отражение.
А)
Б)
Рисунки 8.2 А) Наиболее распространенные типы фотоэлементов.
Б) Двусторонние фотоэлектрические модули
Двусторонние модули преобразовывают энергию света как с
фронтальной, так и с тыльной стороны. Это позволяет использовать энергию
отраженного света. Тыльная сторона модуля получает энергию, отраженную
от поверхности воды или земли (например, от светлого песка или снега).
107
8.3 Фотоэлектрические свойства p-n перехода
Простейший солнечный элемент на основе монокристаллического
кремния представляет собой следующую конструкцию: на малой глубине от
поверхности кремниевой пластины p-типа сформирован p–n-переход с
тонким металлическим контактом; на тыльную сторону пластины нанесен
сплошной металлический контакт.
Пусть p–n-переход расположен вблизи от освещаемой поверхности
полупроводника. При использовании солнечного элемента в качестве
источника электроэнергии к его выводам должно быть подсоединено
сопротивление нагрузки
. Рассмотрим вначале два крайних случая:
(режим короткого замыкания) и
(режим холостого хода).
Зонные диаграммы для этих режимов изображены на рис. 8.3а, б.
Рисунок 8.3 Зонные энергетические диаграммы p–n-перехода при освещении
в режиме:
а – короткого замыкания; б – холостого хода; в – включения на
сопротивление нагрузки
В первом случае зонная диаграмма освещенного p–n-перехода не
отличается от зонной диаграммы при термодинамическом равновесии (без
освещения и без приложенного напряжения смещения), поскольку внешнее
закорачивание обеспечивает нулевую разность потенциалов между n- и pобластями. Однако через p–n-переход и внешний проводник течет ток,
обусловленный фотогенерацией электронно-дырочных пар в p-области.
Фотоэлектроны, образовавшиеся в непосредственной близости от
области объемного заряда, увлекаются электрическим полем p–n-перехода и
попадают в n-область. Остальные электроны диффундируют к p–n-переходу,
стараясь восполнить их убыль, и в конечном итоге также попадают в nобласть. В n-области возникает направленное движение электронов к
тыльному металлическому контакту, перетекание во внешнюю цепь и в
контакт к p-области.
108
На границе контакта к p-области происходит рекомбинация
подошедших сюда электронов с фотогенерированными дырками.
При
разомкнутой
внешней
цепи
p–n-перехода
(рис.8.3,б)
фотоэлектроны, попадая в n-область, накапливаются в ней и заряжают nобласть отрицательно. Остающиеся в p-области избыточные дырки заряжают
p-область положительно.
Возникающая таким образом разность потенциалов является
напряжением холостого хода
смещению p–n-перехода.
. Полярность
соответствует прямому
Поток генерированных светом носителей образует фототок
.
Величина
равна числу фотогенерированных носителей, прошедших через
p–n-переход в единицу времени
,
где
(8.3)
– величина заряда электрона;
– мощность поглощенного монохроматического излучения.
Здесь предполагается, что в полупроводнике каждый поглощенный
фотон с энергией
создает одну электронно-дырочную пару. Это
условие хорошо выполняется для солнечных элементов на основе Si и GaAs.
При нулевых внутренних омических потерях в солнечном элементе
ражим короткого замыкания (рис. 8.3.а) эквивалентен нулевому напряжению
смещения p–n-перехода, поэтому ток короткого замыкания
фототоку
.
равен
(8.4)
В режиме холостого хода (рис.8.3.,б) фототок уравновешивается
«темновым» током
напряжении смещения
– прямым током через p–n-переход, возникающим при
. Абсолютное значение «темнового» тока
,
откуда при
109
(8.5)
,
где
(8.6)
– постоянная Больцмана, 1,38·10 -23 Дж/К=0,86·10-4 эВ/К;
– абсолютная тмпература, К;
– ток насыщения.
А- параметр вольт-амперной характеристики p–n-перехода,
меняющийся для разных отрезков графика от 1 до 2 по следующему закону
,
(8.7)
где
– приращение напряжения при приращении плотности тока (или
абсолютного значения тока) по касательной на один порядок.
«Темновой» ток сопровождается рекомбинацией неосновных
носителей тока (в данном случае – электронов в p-области).
При актах рекомбинации потенциальная энергия электронно-дырочных
пар выделяется либо посредством излучения фотонов с
, либо
расходуется на нагревание кристаллической решетки. Оба процесса
схематически показаны дополнительными стрелками на рисунке 8.3.,б. Т.о.,
режим холостого хода солнечного элемента эквивалентен режиму работы
светодиодов, а также выпрямительных диодов в пропускном направлении.
8.4 Вольт - амперная характеристика солнечного элемента
Найдем обобщенное выражение для вольт - амперной характеристики
освещенного p–n-перехода. Для этого предположим, что к нему подключен
источник питания с варьируемым напряжением. При положительном
напряжении смещения фототок
вычитается из «темнового» тока p–nперехода, а при отрицательном – суммируется с ним. Выражение для вольтамперной характеристики записывается в виде :
.
(8.8)
Рассмотрим подключение к p–n-переходу варьируемого сопротивления
нагрузки (рис.8.3.,в). Направление тока в нагрузке всегда совпадает с
110
направлением
, а сам ток нагрузки
равен результирующему току через
p–n-переход (см. (8.7)). Принимая направление тока
за положительное, для
можно записать :
,
здесь
(8.9)
– напряжение на нагрузке, равное напряжению на p–n-переходе.
Выражение (8.9) описывает нагрузочную вольт - амперную
характеристику освещенного p–n-перехода. Нагрузочная ВАХ арсенидгаллиевого p–n-перехода для значения фототока
А изображена на
рисунке 8.3.,а., на этом же рисунке изображены ВАХ омических
сопротивлений нагрузки
,
для
Ом,
Ом и
(8.10)
Ом.
Рисунок 8.4. Нагрузочная ВАХ p–n-перехода в GaAs и характеристики
значениях 0,1 (1), 1,026 (2) и 10 Ом (3) (а) и эквивалентная схема
освещенного p–n-перехода с сопротивлением нагрузки (б).
при
При известных параметрах нагрузочной ВАХ (8.9) и заданном
значении
величины
и
находятся методом последовательных
приближений при совместном решении (8.9) и (8.10) либо графически, как
111
это сделано на рис. 8.4, а. Если
мало, пересечение графиков происходит на
горизонтальном участке нагрузочной ВАХ, т.е. на участке, где «темновым»
током через p–n-переход можно пренебречь по сравнению с фототоком. По
мере увеличения
ток через нагрузку уменьшается, т.к. с увеличением
прямого смещения p–n-переход как бы шунтирует нагрузку.
Т. о., освещенный p–n-переход в соответствии с выражением (8.9)
может быть представлен в виде эквивалентной схемы (рис. 8.4, б). Здесь
источник тока имитирует генерацию постоянного фототока, не зависящего от
напряжения p–n-перехода, а диод представляет собой неосвещенный p–nпереход. При варьировании
фототок перераспределяется между нагрузкой
и p–n- переходом.
Электрическая мощность, выделяемая в нагрузке, определяется по
формуле (пренебрегаем единицей в формуле (8.9))
либо
.
(8. 11)
В режимах короткого замыкания и холостого хода
, поскольку
, либо
равны нулю.
Рисунок 8.5 Максимальная мощность Р, получаемая от преобразователя с
площадью 1 см2 при ярком солнечном свете, как функция ширины
запрещенной зоны полупроводника
112
9. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА К.П.Д. СОЛНЕЧНОГО
ФОТОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МОДУЛЕЙ СОЛНЕЧНЫХ БАТАРЕЙ
9.1 К.п.д. солнечного фотопреобразователя
Под к.п.д. на практике подразумевается отношение максимальной
мощности Рмакс, которую можно снять с единицы площади преобразователя,
к общей мощности солнечного излучения W, падающего перпендикулярно на
единицу рабочей поверхности преобразователя, выраженное в процентах:
Pм акс
0,8U х. х I к . з
0,8 AkT I к . з I к . з
100%
100%
ln
1.
W
W
q
W I н.т
(9.1)
Для создания фотоном в полупроводнике пары электрон — дырка
требуется определенная энергия. В кремнии, как отмечалось, она составляет
1,12 эв, что соответствует длине волны 1,2 мк.
Фотоны с большей длиной волны (вне инфракрасной области спектра)
имеют меньшую энергию и поэтому полностью бесполезны. Фотоны с более
короткой длиной волны также могут генерировать пары электрон - дырка, но,
как показывают расчеты, к. п. д. в этом случае уменьшается, так как избыток
энергии фотона над величиной 1,12 эв рассеивается в виде тепла.
Можно показать, что теоретический к. п. д. кремниевого элемента для
солнечного спектра должен быть приблизительно равен 22—23%. При этом
пренебрегают внутренними потерями и полагают, что используются все пары
электрон — дырка, образовавшиеся в материале под действием света.
Реальные фотопреобразователи обладают значительно более низким к.
п. д., так как некоторые факторы снижают эту цифру. Эти факторы довольно
многочисленны, и их можно разделить на две группы. К одной из них можно
отнести факторы, обусловливаемые несовершенством приборов, а к другой
— зависящие от условий эксплуатации.
9.2 Факторы, обусловленные несовершенством фотопреобразователя
В фотоэлектрическом преобразователе падающая на него энергия
излучения частично превращается в потенциальную энергию носителей тока.
Эта потенциальная энергия и является той э. д. с. преобразователя, которая
вызывает ток при подключении к преобразователю внешней нагрузки.
Вследствие несовершенства устройства одновременно с полезным
превращением энергии идут процессы, сопровождающиеся бесполезным
рассеянием энергии в пространство в виде тепла.
113
В каждом фотоэлектрическом преобразователе имеют место в той или
иной мере следующие виды потерь энергии (рис.9.1):
- световые потери;
- потери энергии электронов и дырок при движении их внутри
преобразователя.
Световые потери получаются из-за:
-отражения падающего излучения от поверхности преобразователя;
-фотоэлектрические неактивного поглощения фотонов в рабочем
веществе преобразователя, т. е. поглощения фотонов без образования в
полупроводнике пары электрон-дырка;
- прохождения некоторого количества фотонов до заднего (тыльного)
электрода и поглощения в нем.
Потери энергии электронов и дырок при их движении внутри
преобразователя происходят за счет следующих процессов:
-рекомбинации созданных светом пар, сопровождающейся передачей
энергии решетке;
-утечки фотоэлектронов и фотодырок через шунтирующее
сопротивление Rш;
-потери энергии фотоэлектронами или фотодырками при их
столкновении с атомами решетки (переход в пределах одной и той же зоны
на нижележащие уровни);
-прохождения фотоэлектронов и фотодырок через последовательное
сопротивление преобразователя Rп.
Рекомбинация образованных светом пар и утечка через шунтирующее
сопротивление составляют потери по току и определяют, какая часть
созданных светом носителей доходит до р-п-перехода, создавая ток через
сопротивление нагрузки.
Потеря энергии фотоэлектронов (или фотодырок) при столкновении с
атомами решетки и прохождение их через последовательное сопротивление
дают потери по напряжению. Потери по напряжению показывают, какая
часть (в среднем) энергии, переданная электрону (дырке) от фотона, теряется
бесполезно.
Световые потери. Коэффициент отражения кремния достаточно высок
и примерно равен 30%. Потери на отражение можно уменьшить, применяя
различного рода просветляющие слои, подобные слоям на объективах
фотоаппаратов. Это позволяет уменьшить отражение в видимой части
спектра до 6—9%.
Часть энергии излучения, падающего на фотопреобразователь, теряется
за счет поглощения в теле полупроводника, не связанного с образованием
пар носителей тока, т. е. превращается в тепло. Энергия всей
длинноволновой (неактивной) части солнечного спектра, соответствующей
квантам с энергией, меньшей 1,12 эв, в спектре солнечного излучения
составляет 12-20%. С учетом потерь на отражение активной части спектра
световые потери составят не менее 26-30% падающей энергии.
114
На рисунке 9.1 показано распределение потерь для кремниевого
фотоэлемента, работающего в оптимальных условиях. Остановимся на
каждом из перечисленных выше видов потерь,
Количество энергии, теряемой за счет поглощения в тыльном
электроде, определяется толщиной слоя рабочего вещества. Обычно до
тыльного электрода доходит очень небольшая доля излучения
длинноволновой области активной части спектра.
Рисунок 9.1 Схема распределения потерь энергии в кремниевом
фотопреобразователе
Рекомбинационные потери. Не все неосновные носители тока,
созданные светом в толще полупроводника, будут участвовать в образовании
тока в нагрузке. Часть из них рекомбинирует с основными носителями в
объеме или на поверхности. Это обстоятельство учитывается введением
коэффициента α, характеризующего эффективность разделения пар.
Эффективность разделения пар зависит от ряда факторов:
1) коэффициента поглощения света в полупроводнике;
115
2) соотношения между глубиной залегания р-п-перехода и размером
области, в которой происходит образование пар;
3) ширины самого р-п-перехода;
4) длины диффузионного смещения носителей тока;
5) скорости поверхностной рекомбинации, зависящей от состояния
рабочей поверхности.
Для снижения потерь на рекомбинацию необходимо, чтобы переход
отстоял от области, где образуются пары, на расстоянии, меньшем, чем длина
диффузионного смещения. Кроме того, следует свести до минимума скорость
поверхностной рекомбинации, которая может заметно снизить к.п.д.
фотоэлемента.
Последовательное сопротивление и обусловленная им конструкция
фотопреобразователя.
Последовательное
сопротивление
фотопреобразователя Rn является фактором, в значительной степени
определяющим его качество.
Величина последовательного сопротивления, а, следовательно, и
потери в нем определяются удельным сопротивлением материала
фотопреобразователя и его конструкцией, а также качеством и геометрией
контакта и всего устройства. Для уменьшения необходимо использовать
материал с малым сопротивлением.
Фотопреобразователи круглом формы (в виде диска) и небольших
размеров имеют контакт на рабочей поверхности в виде узкого канта,
нанесенного по краю кремниевого диска.
Найдем порядок величины последовательного сопротивления
фотопреобразователя со стандартными геометрическими размерами; длина
элемента 1=2 см; ширина d=1 см; толщина = 0,08 см; глубина п - слоя х
=4 ·10-4 см.
Среднее удельное сопротивление ρ слоя п-типа, образованного
диффузией донорной примеси, обычно составляет тысячные доли Ом на
сантиметр. Примем ρ = 2,5·10-3 Ом ∙ см, а удельное сопротивление исходного
р-кремния рисх =2 ом см. При этих параметрах сопротивление п-слоя
Rn
d
1
2,5 10 3
1,56 Ом,
2lx
2 2 4 10 4
а сопротивление исходного материала
R р исх
dl
2
1
0,08 Ом,
1 2
Из этих элементарных расчетов видно, что при рациональной
конструкции элемента основная доля сопротивления Rп приходится на
тонкий легированный поверхностный слой, который имеет сопротивление
116
порядка единиц Ом, в то время как сопротивление исходного кремния
составляет сотые доли Ома.
Соответствующей технологией можно добиться, чтобы переходное
сопротивление кремний—металл было невелико и составляло десятые доли
Ома на 1 см2, так что полное сопротивление в основном будет определяться
сопротивлением тонкого диффундированного поверхностного слой. Все это
приводит к тому, что на величину последовательного сопротивления
фотопреобразователя в значительной степени влияют конструкция и
расположение верхнего электрода. Для современных преобразователей,
сконструированных по описанному выше принципу, величина, приходящаяся
на 1 см2 освещаемой поверхности, колеблется в пределах 1-2 Ом∙ см.
Шунтирующее сопротивление. Rш оказывает на работу преобразователя
значительно меньшее влияние, чем Rn. Обычно величина Rш превышает 1 000
Ом. Но даже при Rm=100 Ом потери тока, обусловленные этим
сопротивлением, составляют 1% генерируемого тока и потеря в снимаемой
мощности незначительна. Причиной уменьшения величины Rш обычно
являются различные посторонние включения, которые по тем или иным
причинам остались в процессе производства на поверхности фотоэлемента у
мест выхода р-п-перехода наружу.
9.3 Конструкции и материалы солнечных элементов
Производство структур на основе монокристаллического кремния –
процесс технологически сложный и дорогостоящий. Поэтому внимание было
обращено на такие материалы, как сплавы на основе аморфного кремния (aSi:H), арсенид галлия и поликристаллические полупроводники.
Аморфный кремний выступил в качестве более дешевой альтернативы
монокристаллическому. Первые СЭ на его основе были созданы в 1975 году.
Оптическое поглощение аморфного кремния в 20 раз выше, чем
кристаллического.
Кроме того, благодаря существующим технологиям для получения
тонких пленок аморфного кремния большой площади не требуется операции
резки, шлифовки и полировки, необходимых для СЭ на основе
монокристаллического кремния. По сравнению с поликристаллическими
кремниевыми элементами изделия на основе a-Si:Н производят при более
низких температурах (300°С): можно использовать дешевые стеклянные
подложки, что сократит расход кремния в 20 раз.
Пока максимальный КПД экспериментальных элементов на основе аSi:Н – 12% – несколько ниже КПД кристаллических кремниевых СЭ (~15%).
Однако не исключено, что с развитием технологии КПД элементов на основе
а-Si:Н достигнет теоретического потолка – 16 %.
117
Арсенид галлия – один из наиболее перспективных материалов для
создания высокоэффективных солнечных батарей. Это объясняется
следующими его особенностями:
- почти идеальная для однопереходных солнечных элементов ширина
запрещенной зоны 1,43 эВ;
- повышенная способность к поглощению солнечного излучения:
- требуется слой толщиной всего в несколько микрон;
- высокая радиационная стойкость, что совместно с высокой
эффективностью делает этот материал чрезвычайно привлекательным для
использования в космических аппаратах;
- относительная нечувствительность к нагреву батарей на основе
GaAs;
- характеристики сплавов GaAs с алюминием, мышьяком, фосфором
или индием дополняют характеристики GaAs, что расширяет возможности
при проектировании солнечных элементов.
Главное достоинство арсенида галлия и сплавов на его основе –
широкий диапазон возможностей для дизайна СЭ.
Фотоэлемент на основе GaAs может состоять из нескольких слоев
различного состава. Это позволяет разработчику с большой точностью
управлять генерацией носителей заряда, что в кремниевых солнечных
элементах ограничено допустимым уровнем легирования.
Типичный солнечный элемент на основе GaAs состоит из очень
тонкого слоя AlGaAs в качестве окна.
Основной недостаток арсенида галлия – высокая стоимость. Для
удешевления производства предлагается формировать СЭ на более дешевых
подложках; выращивать слои GaAs на удаляемых подложках или подложках
многократного использования.
Поликристаллические тонкие пленки также весьма перспективны для
солнечной энергетики. Чрезвычайно высока способность к поглощению
солнечного излучения у диселенида меди и индия (CuInSe 2) – 99 % света
поглощается в первом микроне этого материала (ширина запрещенной зоны
– 1,0 эВ) . Наиболее распространенным материалом для изготовления окна
солнечной батареи на основе CuInSe2 является CdS. Иногда для улучшения
прозрачности окна в сульфид кадмия добавляют цинк. Немного галлия в слое
CuInSe2 увеличивает ширину запрещенной зоны, что приводит к росту
напряжения холостого хода и, следовательно, повышению эффективности
устройства.
Теллурид кадмия (CdTe) – еще один перспективный материал для
фотовольтаики. У него почти идеальная ширина запрещенной зоны (1,44 эВ)
и очень высокая способность к поглощению излучения. Пленки CdTe
достаточно дешевы в изготовлении. Кроме того, технологически несложно
получать разнообразные сплавы CdTe c Zn, Hg и другими элементами для
создания слоев с заданными свойствами.
118
Пленки CdTe обладают высокой подвижностью носителей заряда, а
солнечные элементы на их основе – высокими значениями КПД, от 10 до
16%. Среди солнечных элементов особое место занимают батареи,
использующие органические материалы. Коэффициент полезного действия
солнечных элементов на основе диоксида титана, покрытого органическим
красителем, весьма высок – ~11 %.
Рисунок 9.2 Технологическая схема для изготовления
фотопреобразователя
9.4 Технические характеристики модулей солнечных батарей
Кривизна вольт-амперной характеристики А определяется свойствами
р-п –перехода и обычно имеет значения от 1 (для идеального перехода) до 2.
Максимальная мощность Р,Вт/см2, снимаемая с фотопреобразователя,
определяется из уравнения оптимума потоку:
d (U J )
=0.
dJ
(9.2)
Для идеального преобразователя, соответствующего отсутствию
сопротивления (R=0), или при относительно низких интенсивностях
падающего излучения, когда
J ô R
A k T
,
q
119
(9.3)
максимальная мощность равна
P U xx J a ,
(9.4)
где U xx -напряжение холостого хода:
U xx =
J
A k T
ln a 1,
q
J0
(9.5)
где -коэффициент заполнения вольт-амперной характеристики.
При обычном условии
q U xx
Ja
1
1,
A k T
J0
(9.6)
величина оказывается близкой к 1 и слабо зависит от напряжения
холостого хода:
1
q U xx
) 1]
A k T
.
q U xx
A k T
[ln(
(9.7)
Коэффициент полезного действия фотопреобразователя определяется
как отношение максимальной мощности, снимаемой с единицы площади, к
интенсивности падающего излучения:
P
.
I
(9.8)
Для фотопреобразователя при условиях (9.1), (9.4), хорошо
выполняющихся при обычном солнечном излучении, кпд оказывается
равным
J
U xx J a
A k T Ja
ln a .
I
q
I
J0
(9.9)
Как видно, кпд является сложной функцией от интенсивности
излучения, его спектрального состава и рабочей температуры. Поэтому для
унифицированной
оценки
эффективности
фотопреобразователя
используются измерения кпд в согласованных стандартных условиях
120
освещения АМ1 (I=1000 Вт/м2) при рабочей температуре
Т1=25
0
С. Типичные значения параметров кремниевых фотопреобразователей в
этих условиях равны : Uxx=550 мВ, Jф=35 мА/см2, =0.7, Р=13.5 мВт/см2, так
что кпд в этих условиях, обозначаемый как 1, имеет значение 1=13.5 %.
Наличие внутреннего сопротивления
R приводит к джоулевым
потерям мощности фотопреобразователей PR , в первом приближении
определяющимся выражением:
PR = J ô2 R
(9.10)
Для типичного значения R=1 Ом c м2 равны PR =1.23 мВт/см2, т.е.
составляют около 10 % от полной мощности. В современных
экспериментальных конструкциях кремниевых фотопреобразователей кпд
достигает 22.0—23.5 % для наземного солнечного излучения (АМ1.5), а в
производстве -12—15 %.
9.5 Тепловой режим модулей солнечных батарей
Рабочая температура фотопреобразователей Т в условиях эксплуатации
модуля устанавливается посредством теплообмена модуля солнечных
батарей с окружающей средой с температурой Т 0 . В обычных плоских
модулях теплообмен осуществляется как через освещаемую поверхность, так
и через тыльную поверхность, для чего производится нанесение на них
специальных терморегулирующих оптических покрытий и красок. В модулях
с концентраторами, помимо этого, используются специальные охладителирадиаторы с разветвленной поверхностью и «тепловые трубы» для
естественного отвода тепла от фотопреобразователей к радиаторам или
устройства принудительного отвода тепла посредством циркуляции
теплоносителя.
В общем случае, тепловой режим определяется уравнением
энергетического баланса фотопреобразователей, которое в линейном
приближении по Т получается в виде:
I P F T T0 I 1 1 T T1 F T T0 , (9.11)
где -- интегральный коэффициент поглощения солнечного излучения
фотопреобразователями; I и Р, соответственно, -- интенсивность излучения
на фотопреобразователи и снимаемая мощность, отнесенные к единице
поверхности обычного модуля или входного окна в модулях с
концентраторами; , Вт/(м 2 K ), -- коэффициент теплоотдачи с поверхности
радиатора; F—отношение площади радиатора к площади освещаемой
121
поверхности плоского модуля или окна концентратора (для плоского модуля,
охлаждаемого с двух сторон, F=2 ).
Теплоотдача с поверхности радиатора осуществляется как конвекцией
с коэффициентом
к, так и излучением, определяемым средним
интегральным коэффициентом излучения радиатора , так что суммарный
коэффициент теплоотдачи линейном по Т приближении равен:
ê 4 Т03,
(9.12)
где -- постоянная Стефана—Больцмана. Для обычного плоского модуля,
излучающего тепло с двух сторон с коэффициентами излучения 1 и 2
соответственно, среднее значение равно 1 2 / 2.
Получаемое значение рабочей температуры равно:
T
I 1 1 T1 F T0
.
F I 1
(9.13)
Условие работоспособности модуля (P>0) определяет необходимое
соотношение между характеристиками отвода тепла и интенсивностью
падающего излучения:
T T1 1 ,
F
I
T1 T0 1
(9.14)
.
(9.15)
При =1, =20 Вт/(м2 К), Т1=Т0,
5 10 3 K 1 для солнечного
излучения
(I=1000Вт/м2) это условие записывается как ограничение на
площадь радиатора: F>0.25, что с избытком выполняется для обычного
плоского модуля. Поскольку при увеличении концентрации излучения
температурный градиент мощности падает, а площадь радиатора будет
уменьшаться до своего минимального значения Тм при =0:
TM T0
I 1
,
F
(9.16)
что при приведенных выше значениях параметров, а также 1 0.1, для
плоского модуля (F=2) дает: TM=T0+22.5 K.
Из приведенных оценок следует также, что использование
концентраторов
позволяет
снизить
рабочую
температуру
фотопреобразователей, если площадь радиатора сравнима с площадью окна
концентратора (F~1).
122
Дальнейшим
развитием
этого
перспективного
направления
одновременного повышения эффективности фотопреобразования и снижения
рабочей температуры является применение селективных концентраторов или
люминесцентных концентраторов, однако в настоящее время на практике
они мало используются.
9.6 Экономические характеристики модулей солнечных батарей
Фотоэлектрическое преобразование солнечной энергии является одним
из наиболее быстро развивающихся в мире направлений практического
использования возобновляемых источников энергии.
Под мощностью понимается ее значение в стандартных условиях
освещения—АМ1, Т=25 0С).
Масштабы использования фотоэлектрических солнечных батарей в
народном хозяйстве ограничиваются более высокой стоимостью
вырабатываемой электроэнергии, чем получаемой за счет использования
традиционных источников энергии.
Удельная стоимость мощности плоских модулей солнечных батарей на
мировом рынке составляет 4—5 долл./Вт, а стоимость фотоэлектрических
установок 7—10 долл./Вт. Стоимость электроэнергии, вырабатываемой
модулями, колеблется в пределах 20—30 цент./(кВт ч), что значительно
превышает стоимость электроэнергии от традиционных источников.
Срок окупаемости солнечной фотоэлектрической установки Ток и
экономический эффект установки солнечных батарей Э в зонах
централизованного энергоснабжения определяются, как и для тепловой
установки в регионах, удаленных от централизованного энергоснабжения, по
тем же формулам с заменой Цт на Цтр .
В настоящее время срок службы фотоэлектрических модулей
оценивается оптимистическим значением Тсл=20 лет, в перспективе (до 2030
г.)—до 30 лет, при устойчивой тенденции снижения стоимости
вырабатываемой ими энергии.
Необходимо учитывать, что в Казахстане имеются большие районы,
формально находящиеся в зонах централизованных энергосетей, но
остродефицитные по энергии, а в сегодняшних условиях цены на
энергоносители постоянно растут и неравномерны по регионам, прежде
всего, из-за сложности транспортировки топлива и энергии.
Отношение стоимости единицы мощности солнечной батареи с
концентраторами к стоимости планарной солнечной батареи, т. е. величины
ЦБК I η1[2СФ + Цс/SФ] в зависимости от К для различных значений параметра
v и типичного значения сопротивления R = 0.3 Ом • см2, причем стоимость
планарной солнечной батареи принята равной удвоенной стоимости ее
модулей фотопреобразователей в сборке, как это обычно используется в
экономических расчетах.
123
В общем случае, эта зависимость имеет минимум, поскольку при
малых К, согласно, кпд логарифмически растет, η ~ In К, а при К—> ,
согласно , кпд падает, η ~ In2К1К. При малых v (для типичных параметров
фотопреобразователей: А = 1, J0 = 10-10А/см2, R = 0.3 Ом ∙ см2 — при v < 0.01)
.
В настоящее время мировая стоимость единицы мощности плоских
модулей составляет 4—5 долл./Вт, а цена вырабатываемой электроэнергии —
20— 30 цент./(кВт ∙ ч). Удельные стоимости солнечных фотоэлектрических
установок зависят от их назначения, комплектации необходимыми
устройствами преобразования и накопления вырабатываемой электроэнергии.
Стоимость мощности солнечных фотоэлектрических систем, как
минимум, в 2—10 раз превышает стоимость мощности плоских модулей
солнечных батарей, а минимальная цена получаемой электроэнергии
соответствует цене модуля и составляет 20 цент./(кВт SÒÏ sT NT SÒÏ ч).
Стоимость мощности модулей солнечных батарей с концентраторами
составляет 1.5—2.5 долл./Вт, т.е. в 2—3 раза меньше стоимости плоских
модулей, однако срок их службы ≥20 лет требует подтверждения.
Контрольные вопросы:
1. Как определяется энергия фотона?
2. Куда будут отдавать свою энергию поглощенные фотоны?
3. Атомы полупроводника, лишившийся электрона, приобретает
положительный заряд, равный заряду чего?
4. Дырки могут участвовать в процессе прохождения электрического
тока?
5. В какой энергетической
зоне находится энергия свободного
электрона?
6. Какая зона находится между заполненной зоной и зоной
проводимости?
7. Как называется отрыв электронов от атомов?
8. Какие условия нужны для
осуществления внутреннего
фотоэффекта?
9. В какой группе находятся активные примеси для кремния?
10.Какие фотоэлементы относятся к первому классу?
11.Какие фотоэлементы относятся ко второму классу?
12.Какие фотоэлектрические преобразователи
являются наиболее
совершенными?
13.Чему равно Rн , если цепь фотопреобразователя разомкнута ?
14.Чему равно Rн , если цепь фотопреобразователя замкнут накоротко?
124
10. СОЛНЕЧНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ(СЭС) И
СОЛНЕЧНЫЕ ПЕЧИ (СП)
10.1 Солнечные электростанции башенного и модульного типа
Практическое развитие крупномасштабной гелиоэнергетики пошло по
пути создания солнечных электростанций башенного типа с центральным
приемником и модульного типа с рассредоточенным теплоприемником,
работающим на основе термодинамического цикла преобразования.
КОНЦЕНТРАТОРЫ СОЛНЕЧНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ
Сфокусировать солнечные лучи можно с помощью плоского или
вогнутого зеркала. Оно является основной частью солнечной
электростанции.
Зеркала в установках используются либо традиционные – стеклянные,
либо из полированного алюминия.
Наиболее эффективные концентраторы солнечного излучения (рис. 1)
имеют форму:
- цилиндрического параболоида (а);
- параболоида вращения (б);
- плоско-линейной линзы Френеля (в);
- системы плоских зеркал.
Рисунок 10.1 Формы концентраторов солнечной энергии
а) Солнечная электростанция башенного типа (СЭС)
Наиболее крупной из них является СЭС SOLAR-1 в Барстоу
(Калифорния, США) проектной мощностью 10 МВт . Площадка СЭС
занимает 0.31 км2 и представляет собой эллипс с осями 685 и 585 м. Поле
гелиостатов занимает площадь 0,28 км 2 , на которой размещено 1818
гелиостатов с общей поверхностью зеркал
73,2 тыс.м 2. Средний
коэффициент заполнения земельного участка зеркалами составляет 0,26.
Коэффициент отражения зеркал 0,9. Солнечный приемник цилиндрической
формы высотой 13 м., диаметром 7,2 м. и площадью облучаемых панелей 294
м2 .
В этих системах используется вращающееся поле отражателейгелиостатов. Они фокусируют солнечный свет на центральный приемник,
125
сооруженный на верху башни, который поглощает тепловую энергию и
приводит в действие турбогенератор.
Управляемая компьютером двуосная система слежения устанавливает
гелиостаты так, чтобы отраженные солнечные лучи были неподвижны и
всегда падали на приемник.
Циркулирующая в приемнике жидкость переносит тепло к тепловому
аккумулятору в виде пара. Пар вращает турбину для выработки
электроэнергии, либо непосредственно используется в промышленных
процессах. Температуры на приемнике достигают от 538 до 1482 0 C.
Рисунок 10.2 Солнечная электростанция башенного типа SOLAR-1 в
Барстоу (Калифорния, США) проектной мощностью 10 МВт
Консорциум энергетических компаний США принял решение
модернизировать "Solar One" для демонстрации приемника на расплавленных
солях и теплоаккумулирующей системы. В такой системе расплавленная
соль закачивается из "холодного" бака при температуре 288 оC и проходит
через приемник, где нагревается до 565 оC, а затем возвращается в "горячий"
бак. Теперь горячую соль по мере надобности можно использовать для
выработки электричества. В современных моделях таких установок тепло
хранится на протяжении 3 - 13 часов.
Солнечное тепло сохраняется в расплавленной соли при температуре
550 оC, благодаря чему станция может вырабатывать электричество днем и
ночью, в любую погоду.
СЭС THEMIS проектной мощностью 2,5 мВт. Поле гелиостатов
занимает площадь 0,07 км, и на нем размещен 201 гелиостат с общей
площадью зеркал 10,8 тыс.м2. Коэффициент отражения зеркал 0,9.
Солнечный приемник полостного типа с квадратным входным
отверстием 4х4м и глубиной 3,5 м расположен на высоте 80 м. Температура
лучевоспринимающих поверхностей 5050С. В качестве рабочего тела
применен расплав солей. КПД СЭС 16 %, КПД цикла Ренкина 28%.
126
Рисунок 10.3 СЭС Eurelios мощностью 1 МВт построена на о.Сицилия.
Зеркальное поле имеет секторную форму, на нем размещено 70
гелиостатов фирмы Cetїel (Франция), каждый по 53,7 м 2 и 112 гелиостатов
фирмы МВВ (ФРГ) по 21,8 м2. Общая площадь зеркал составляет 6,2 тыс.м 2
при всей занимаемой площади 35 тыс.м 2. Коэффициент отражения зеркал
гелиостатов Cetїel составляет, соответственно, 0,77 и 0,85.
На башне высотой 35м. установлен полостной приемник с диаметром
полости 1,5 м. Температура лучевоспринимающих поверхностей достигает
5120 С. Давление пара 6,4 МПа. Тепловой аккумулятор обеспечивает работу
СЭС в течение 30 мин. КПД СЭС 16%.
В процессе эксплуатации был зарегистрирован ряд отказов,
связанных главным образом с нарушением герметичности парогенератора.
Отмечается недостаточный уровень автоматизации, не обеспечивающий
оптимального прохождения переходных режимов/97/.
В Альмерии (Испания) построены две СЭС башенного типа: CESA-1
и CRS. СЭС CESA-1 построена в 1984 г. и имеет мощность 1,2 МВт.
Зеркальное поле секторной формы состоит из 300 гелиостатов фирмы
Martin Marietta Aerospase (США) по 38 м каждый. Суммарная площадь зеркал
11,4 тыс.м2 . Коэффициент отражения зеркал 0.87. Полостной приемник с
площадью входного отверстия 11,6 м нагревается до 520 0С и размещен на
башне высотой 60 м . Теплоноситель состоит из смеси солей 53% KNO 2, 40%
NaNO2 и 7% NaNo2..
СЭС CRS была построена в 1981 г. и имеет мощность 0,5 МВт.
Зеркальное секторное поле СЭС состоит из 93 гелиостатов по 39 м с общей
площадью 3,7 тыс.м2. Коэффициент отражения зеркал 0.91.
Полостной приемник с входным отверстием 9,7 м установлен на башне
высотой 43 м и обогревается до 5300С. Пaраметры на входе в турбину 3000С,
10 МПа.
127
Рисунок 10.4 Построены две СЭС башенного типа: CESA-1 и CRS. СЭС
CESA-1 в Альмерии (Испания)
СЭС в Нио (Япония) построена в 1981 г. и имеет мощность 1 МВт. На
секторном зеркальном поле установлено 807 гелиостатов площадью по 16 м 2.
Общая площадь зеркальной поверхности 12,9 тыс.м 2 . Коэффициент
отражения зеркал 0,88. На башне высотой 60 м установлен полостной
приемник с температурой нагрева 2500 С. Давление пара 4 МПа.
Производительность 9200 кг/ч. Пароводяной аккумулятор накапливает воду
на линии насыщения. Емкость пяти аккумуляторов по 60м 3. КПД нетто СЭС
10,3 %.
б) Солнечные электростанции модульного типа
Наряду с башенными СЭС в мире строятся также тепловые СЭС
модульного типа. На таких СЭС рабочее тело (обычно вода) нагревается с
помощью параболоцилиндрических или параболических концентраторов
до (250-450)0С. При этом рабочее тело собирается от всех приемников и
направляется на тепловую машину, которая может работать по циклу
Ренкина, Брайтона или Стирлинга. Так же, как и СЭС башенного типа,
модульные СЭС оснащаются тепловыми аккумуляторами
Солнечная электростанция параболоцилиндрического типа
В этих установках используются параболоцилиндрические зеркала
(лотки), которые концентрируют солнечный свет на приемных трубках,
содержащих жидкость-теплоноситель. Эта жидкость нагревается почти до
400оC и прокачивается через ряд теплообменников; при этом вырабатывается
перегретый пар, приводящий в движение обычный турбогенератор для
производства электричества.
128
Для снижения тепловых потерь приемную трубку может окружать
прозрачная стеклянная трубка, помещенная вдоль фокусной линии цилиндра.
Как правило, такие установки включают в себя одноосные или двуосные
системы слежения за Солнцем. В редких случаях они являются
стационарными.
Рис. 10.5 СЭС параболоцилиндрического типа
Компанией Luz Industries Ltd (Израиль) с 1979 г. ведутся работы по
проектированию и созданию модульных СЭС с использованием
параболоцилиндрических концентраторов с широтной ориентацией оси и
вакуумированных приемников солнечного излучения.
Параболоцилиндрический одноосный отражатель имеет апертуру 2,5 м
при общей длине 5,2м. Общее число модулей-560 с суммарной поверхностью
72 тыс.м2.
129
Солнечная электростанция параболического типа
Этот вид гелиоустановки представляет собой параболические зеркала
(схожие формой со спутниковой тарелкой), которые фокусируют солнечную
энергию на приемники, расположенные в фокусной точке каждой тарелки.
Жидкость в приемнике нагревается до 1000 оС и непосредственно
применяется для производства электричества в небольшом двигателе и
генераторе, соединенном с приемником. В настоящее время в разработке
находятся двигатели Стирлинга и Брайтона. Несколько опытных систем
мощностью от 7 до 25 кВт работают в Соединенных Штатах.
Рисунок 10.6 Солнечные электростанции модульного типа
Эта технология успешно реализована в целом ряде проектов. Один из
них - проект STEP (Solar Total Energy Project) в американском штате
Джорджия. Она состояла из 114 зеркал, каждое 7 метров в диаметре.
В настоящее время построены модульные СЭС мощностью от
нескольких киловатт до 13,8 МВт в США, Франции, Италии, Японии,
Австрии. В США завершается строительство крупнейшей в мире СЭС
модульного типа мощностью 30 МВт. Активно ведутся работы и в
направлении создания крупных СЭС модульного типа.
130
Крымская экспериментальная солнечная электростанция СЭС-5
Крымская экспериментальная солнечная электростанция СЭС-5
представляет собой крупную экспериментальную энергетическую установку,
предназначенную для испытания новых образцов оборудованиягелиостатов(ГСГ), солнечного парогенератора(СПГ), устройства автоматики
(АСУ ПГ) т.д. и выработки электроэнергии от солнечной радиации.
Принципиальная схема СЭС-5 представлена на рис.10.7.
Станция построена в Крыму вблизи поселка Щелкино. Проект
разработан на основании научно-технического обоснования ЭНИН
им.Кржижановского. В 1985 г. задействован пусковой комплекс станции.
Максимальная электрическая мощность СЭС-5 равна 5МВт, Станция
скомпонована с центральным приемником-солнечным парогенератором
(СПГ), установленным на башне с круговым полем гелиостатов.
а) оптическая система СЭС-5(ОС СЭС-5)
ОС СЭС-5 представляет собой круговое поле гелиостатов с внутренним
и внешним радиусами кольца 79 и 227 м соответственно. В кольцевом поле
расположено 1600 гелиостатов площадью 40тыс.м 2.
Расположение гелиостатов в соседних рядах шахматное. Каждый ГСТ
представляет собой сварную конструкцию - раму размером 5Х5м,
установленную на колонне и поворачивающуюся в азимутальном и
зенитальном направлении с помощью шаговых двигателей. На раме ГСТ
установлены 45 плоских зеркальных отражателей фацет.
Перед каждым ГСТ на бетонной колонне установлен оптический
датчик (ОД).
Все поле гелиостатов разделено на 20 групп, по 80 ГСТ в группе.
б) Автоматическая система управления полем гелиостатов
Предназначен для автоматического управления движением гелиостатов
с целью обеспечения требуемой степени концентрации солнечной радиации
на солнечном парогенераторе. По способу управления поле делится на 2
половины. Каждая половина должна обеспечивать управление 800
гелиостатами.
Для
осуществления
специальных
маневров
математическое
обеспечение АСУ ПГ выполняет в основном следующие функции:
- установку гелиостатов в утренние положения, чтобы при этом
отраженные лучи находились в углу захвата оптического датчика;
- расфокусировка гелиостатов относительно теплоприемника, т.е.
смещение концентрированного солнечного потока с поверхности СПГ;
- перевод гелиостатов в горизонтальные положения, обеспечивающие
минимальную ветровую нагрузку.
Выполнение всех режимов АСУ ПГ СЭС-5 осуществляется
автоматически по командам оператора.
Солнечный парогенератор (СПГ) размещен на башне высотой 70 м в
центре поля гелиостатов. В СПГ будет вырабатываться 28 т/ч насыщенного
пара давлением 4 МПа и температурой 2500С за счет лучистой энергии
131
Солнца, направляемой гелиостатами на поверхности нагрева солнечного
парогенератора.
СПГ выполнен в виде 16-гранника с диаметром описанной окружности
7176 мм и высотой обогреваемой части 7000 мм.
При этих габаритах плотность потока солнечной радиации на
парогенератор, а по расчетам обеспечивается попадание на парогенератор не
менее 98% потока радиации от гелиостатов, составит: средняя в июне в
полдень 135 кВт/м2, максимальная 225 кВт/м2 , при этом максимальные
падающие потоки будут располагаться несколько выше средней по высоте
линии парогенератора на стороне, противолежащей Солнцу (северной).
Поверхность нагрева парогенератора образована вертикальнотрубными цельносварными панелями, расположенными по граням его
периметра. Из 16 трубных панелей 14 испарительных и 2 экономайзерных.
10.2 Солнечная фотоэлектрическая станция
В современных солнечных фотоэлектрических станциях энергия
Солнца
прямо
преобразуется
в
электрическую
с
помощью
полупроводниковых солнечных элементов(фотоэлектрические элементы).
Соединяя фотоэлементы в модули, а те, в свою очередь, друг с другом,
можно строить крупные фотоэлектрические станции.
Характеристики фотоэлектрического элемента и модуля
Фотоэлектрические элементы - устройства для прямого
преобразования световой или солнечной энергии в электроэнергию.
Рисунок 10.7 Вольтамперная характеристика ФСЭ
132
Преобразование солнечного света в электричество происходит в
фотоэлементах, изготовленных из полупроводникового материала.
Фотоэлектрические
элементы
вырабатывают
электричество
с
производительностью, изменяющейся в зависимости от уровня солнечной
радиации.
Фотоэлементы объединяют в модули, которые составляют основной
компонент фотоэлектрических систем.
Характеристики ФСЭ зависят от количества падающего на его
поверхность света. Нагружая элемент, можно построить график зависимости
выходной мощности от напряжения.
Фотоэлектрические модули (ФМ)
ФМ является цепочка из последовательно включенных(или
последовательно-параллельное соединение) ФСЭ.
Элементы ФСЭ,
которые последовательно соединяются и герметизируются посредством
ламинации на подложке из закаленного защитного стекла, текстолита или
алюминия. ФСЭ при этом находятся между двумя слоями герметизирующей
пленки, без воздушного зазора. Это достигается при использовании
технологии вакуумной ламинации.
Электрические параметры ФМ представляются как и для отдельного
солнечного элемента в виде вольтамперной кривой при стандартных
условиях т.е., при солнечной радиации 1000 Вт/м 2, температуре - 25°С и
солнечном спектре на широте 45°(АМ1,5).
Точка пересечения кривой с осью напряжений называется напряжением
холостого хода - Uxx, точка пересечения с осью токов - током короткого
замыкания Iкз. Напряжение, соответствующее максимальной мощности,
называется напряжением максимальной мощности (рабочим напряжением Up), а соответствующий ток - током максимальной мощности (рабочим
током - Ip).
Рисунок 10.8 Электрические параметры ФМ
133
Системы энергоснабжения с помощью фотоэлектрических систем
1. Автономные фотоэлектрические системы(используются там, где нет
сетей централизованного электроснабжения).
2. Гибридные системы, представляющие собой комбинацию фотоэлементов
и дополнительных средств для производства электричества, таких как
ветер, дизельное топливо или природный газ.
3. Системы, соединенные с электросетью, представляют собой
электростанции, поставляющие электроэнергию в общую энергосеть.
Рисунок 10.9 Автономные фотоэлектрические системы (используются там,
где нет сетей централизованного электроснабжения)
Рисунок 10.10 Гибридные: солнечные фотоэлектрические и ветровые
системы
134
Рисунок 10.11 Промышленные солнечные фотоэлектрические станции,
поставляющие электроэнергию в общую энергосеть
135
10.3 Общая схема солнечной космической электростанции (СКЭС)
В 1968 году американский специалист в области космических
исследований Питер Е. Глэйзер (Peter E. Glaser) предложил размещать
крупные панели солнечных батарей на геостационарной орбите, а
вырабатываемую ими энергию (уровня 5-10 ГВт) передавать на поверхность
Земли хорошо сфокусированным пучком СВЧ-излучения, преобразовывать
её затем в энергию постоянного или переменного тока технической частоты
и раздавать потребителям.
Такая схема позволяет использовать интенсивный поток солнечного
излучения, существующий на геостационарной орбите (~ 1,4 кВт/кв.м.), и
передавать полученную энергию на поверхность Земли непрерывно, вне
зависимости от времени суток и погодных условий. За счёт естественного
наклона экваториальной плоскости к плоскости эклиптики с углом 23,5 град.,
спутник, расположенный на геостационарной орбите, освещён потоком
солнечной радиации практически непрерывно за исключением небольших
отрезков времени вблизи дней весеннего и осеннего равноденствия, когда
этот спутник попадает в тень Земли.
Эти промежутки времени могут точно предсказываться, а в сумме они
не превышают 1% от общей продолжительности года.
Рисунок 10.12 Общая схема солнечной космической электростанции (СКЭС)
Солнечная космическая электростанция выводится на так называемой
геостационарной орбите - круговой траектории радиусом 35800 км.
136
Обращаясь вокруг Земли за 24 часа, станция движется синхронно с планетой
и как бы повисает над определенной точкой ее поверхности (на такие орбиты
в наши дни запускают трансляционные спутники связи.
Станция, находящаяся на такой орбите, свыше 99% времени будет
освещаться
солнечными
лучами.
Каждый
квадратный
метр
фотоэлектрических "крыльев" станции получит от Солнца около 1,36 кВт
мощности. В принципе нет ничего трудного в том, чтобы построить "крылья"
площадью несколько десятков квадратных километров и вырабатывать
миллионы киловатт электроэнергии.
Частота
электромагнитных
колебаний
СВЧ-пучка
должна
соответствовать тем диапазонам, которые выделены для использования в
промышленности, научных исследованиях и медицине. Если эта частота
выбрана равной 2,45 ГГц, то метеорологические условия, включая густую
облачность и интенсивные осадки, практически не влияют на КПД передачи
энергии. Диапазон 5,8 ГГц заманчив, поскольку дает возможность
уменьшить размеры передающей и приемной антенн. Однако влияние
метеорологических условий здесь уже требует дополнительного изучения.
Современный уровень развития СВЧ-электроники позволяет говорить о
довольно высоком значении КПД передачи энергии СВЧ пучком с
геостационарной орбиты на поверхность Земли - порядка 70-75%. При этом
диаметр передающей антенны обычно бывает выбран равным 1 км, а
наземная ректенна имеет размеры 10 км х 13 км для широты местности 35
град. СКЭС с уровнем выходной мощности 5 ГВт имеет плотность
излучаемой мощности в центре передающей антенны 23 кВт/кв.м., в центре
приемной – 230 Вт/кв.м.
Были исследованы различные типы твёрдотельных и вакуумных СВЧгенераторов для передающей антенны СКЭС. Вильям Браун показал, в
частности, что хорошо освоенные промышленностью магнетроны,
предназначенные для СВЧ-печей, могут быть использованы также и в
передающих антенных решётках СКЭС, если каждый из них снабдить
собственной цепью отрицательной обратной связи по фазе по отношению к
внешнему синхронизирующему сигналу (так называемый, Magnetron
Directional Amplifier - MDA).
Ректенна – высокоэффективная приёмно-преобразующая система,
однако низковольтность диодов и необходимость их последовательной
коммутации, может приводить к лавинообразным пробоям. Циклотронный
преобразователь энергии позволяет в значительной мере устранить эту
проблему .
Передающая антенна СКЭС может представлять собой обратнопереизлучающую активную антенную решётку на основе щелевых
волноводов. Её грубая ориентация осуществляется механическим путём, для
точного наведения СВЧ-пучка используется пилот-сигнал, излучаемый из
центра приёмной ректенны и анализируемый на поверхности передающей
антенны сетью соответствующих датчиков.
137
О конструкциях СКЭС
Ранние конструкции СКЭС с уровнем мощности 5 ГВт представляли
собой плоскую панель солнечных батарей размером 5 км х 10 км, постоянно
ориентированную
перпендикулярно
потоку
солнечной
радиации.
Передающая антенна диаметром 1 км, связана с основной панелью
сочленением типа карданного подвеса, что позволяло этой антенне,
вращаясь, быть ориентированной на приемную ректенну, расположенную на
поверхности Земли.
Современные конструкции полномасштабных СКЭС предполагают
отказ от технически сложных и недостаточно надёжных вращающихся узлов
и используют естественный градиент гравитационного поля Земли для
стабилизации СКЭС в пространстве. Протяжённая конструкция, длиной 1520 км , позволяет осуществить постоянную ориентацию СВЧ-пучка вдоль
направления, исходящего из центра Земного шара. СКЭС с вращением
конструкции (~1 об./час) позволяют стабилизировать её относительно потока
солнечной радиации.
Рисунок 10.13 Схема солнечной космической электростанции (СКЭС)
138
Рисунок 10.14 Солнечная энергия на транспорте
10.4 Машинный расчет коэффициент эффективности использования
гелиостатов солнечной электростанции башенного типа (фактор
косинуса - cos )
Оптическая система солнечной электростанции башенного типа
обладает всеми чертами сложных технических систем, нормальная работа,
которой возможна лишь при строго сбалансированном учете множества
разнородных
ограничений,
взаимопротивоположных
эффектов
и
противоречивых требований, предъявляемых к ним в процессе их
функционирования.
Так, например, достижение высокого коэффициента концентрации
потока излучения требует размещения большого числа отражателей на
возможно меньшей площади вокруг башни с центральным приемником. В то
же время плотное расположение единичных отражателей в зеркальном поле
приводит к их взаимному затенению и блокировке. С другой стороны, это
ведет к значительным дополнительным расходам, связанным с увеличением
числа автономных систем ориентации единичных зеркал и увеличивает
неоднородность поля энергетической освещенности на поверхности СПГ.
139
Таким образом, потери потока излучения в оптической системе
должны рассматриваться как реальный фактор, сопутствующий ее
нормальному функционированию, который не может быть устранен
односторонними мерами.
Поэтому при построении модели поля гелиостатов СЭС рассмотрим те
категории факторов оптической системы, на уровень которых мы можем
активно влиять.
Это следующие факторы:
cos - фактор косинуса;
æз - фактор затенения;
æб - фактор блокировки;
æз,б - фактор затенения и блокировки.
С другой стороны фактор косинуса cos характерезует коэффициент
эффективности использования гелиостатов -.
Фактор косинуса - cos
Задачей модели поля гелиостатов является выявление, описание,
визуализация
и
количественная
характеристика
закономерностей,
определяющих эффективность использования зеркальной поверхности т.е.
коэффициент эффективности использования гелиостатов -.
В дальнейшем существует возможность варьировать конструктивные
геометрические параметры систем можно определить , величины æз,, æб,
которые могут иметь как мгновенные значения, относящиеся к данному
моменту времени, так и значения, усредненные по дневному, сезонному,
годичному циклу работы СЭС.
Одной из важных характеристик оптической системы является
коэффициент эффективности использования гелиостатов -( фактор косинуса
cos ), характеризующий степень использования зеркальной поверхности
следящих гелиостатов.
На поле гелиостатов в каждый данный момент времени наиболее
эффективно работают те зеркала, для которых направления на Солнце и на
приемник близки. Они почти перпендикулярны лучам и перехватывают
максимально возможную часть первичного потока. Таким образом, под
фактором косинуса с энергетической точки зрения подразумевается
уменьшение количества прямого солнечного излучения, падающего на
единицу поверхности наклонного зеркала, по сравнению с количеством
излучения, падающего на единицу поверхности зеркала, перпендикулярного
к направлению солнечных лучей.
На СЭС позиции зеркал фиксированы, а изменяется лишь их
ориентация. Зеркала ориентируются так, чтобы при изменении направления
падающих лучей, обусловленного видимым перемещением Солнца,
140
направление отраженных потоков оставалось бы постоянным для каждого
гелиостата и совпадало с направлением на центральный приемник (рис 10.1).
При этом ход главного луча образует плоскость, проходящую через три
точки пространства: центр видимого солнечного диска, центр зеркальной
поверхности гелиостата и прицельной точкой приемника.
Для поддержания такой трансформации хода лучей гелиостаты
снабжены механизмами ориентации и автоматическими устройствами,
Ход лучей в системе «Солнце- Гелиостат-Приемник» изменяющими
ориентацию каждого гелиостата так, чтобы вектор нормали N i зеркала в
любой момент времени совпадал с биссектрисой плоского угла между
направлениями гелиостат-Солнце и гелиостат-приемник (СПГ).
Итак, ориентация гелиостата в поле однозначно определяется тремя
единичными векторами: S i , Ri , N i .
S
Для отыскания соотношения этих векторов (
- единичный вектор
Солнца, N i - единичный вектор нормали к плоскости данного гелиостата, Ri
- единичный вектор отражаемого луча) используются свойства зеркального
отражения луча.
Падающий и отраженный от зеркальной поверхности гелиостата луч, а
также нормаль к поверхности гелиостата в точке падения луча лежат в одной
плоскости, поэтому расчетная модель поля гелиостатов жестко связана с
моделью движения Солнца .
Рассмотрим геометрическую схему рис.10.15 Точка O является центром
отражения главного луча. Угол i -есть угол падения (отражения) главного
луча.
Рисунок 10.15 Расчетная схема СЭС башенного типа
141
Заметим из рисунка, что согласно правилу скалярного произведения
единичных векторов, имеем:
(S , N i ) ( R i , N i ) cos i ;
(10.1)
(S , R i ) cos 2 i ;
(10.2)
Если воспользоваться выражением для косинуса двойного аргумента
1
2
(1 cos 2 i )
cos i
,
2
(10.3)
тогда мгновенное локальное значение фактора косинуса для данного i-го
гелиостата в данный момент времени есть косинус половины угла между
векторами S i и Ri .
Значения фактора косинуса cos является коэффициентом
эффективности использования гелиостатов для оптической системы
солнечной электростанции.
Используя выражения (10.1) и (10.3), запишем:
1
(1 ( S , R i )) 2
cos i
2
(10.4)
Алгоритмы расчета значения коэффицента эффективности
использования гелиостатов
Для численной реализации алгоритма расчета значения коэффицента
эффективности использования гелиостатов (фактора косинуса cos) для
оптической системы солнечной электростанции
на ЭВМ представим
векторное выражение фактора косинуса (10.4) в форме координатной
записи.
Для этого определяем компоненты единичных векторов S i и R i .
Локально декартовой системе координат ХУZ компоненты вектора
Солнца S{S x , S y , S z } :
S x cos sin sin cos cos
S y cos sin ,
S z sin sin cos cos cos
где - географическая широта района расположения СЭС с.ш;
- склонение Солнца определяется по формуле:
142
(10.5)
23.5 sin 360284 n / 365, град
(10.6)
-часовой угол.
10.7)
Вследствие суточного вращения Земли часовой угол изменяется в
течение суток от 0 до 360o за 24 часа, таким образом, Земля, двигаясь по
Орбите, вращается вокруг своей оси с угловой скоростью:
2
15 0 час ;
24
(10.8)
где - солнечное время в часах, отсчитываемое от астрономического
полудня.
R i отдельного
Компоненты единичного прицельного вектора
гелиостата определяются следующим образом.
Пусть в процессе слежения гелиостата за Солнцем центральная точка O
остается неподвижной. Координаты центра i-го гелиостата обозначим
x , y , z , а координаты прицельной точки - x j , y j , z j . Тогда компоненты
единичного вектора R i , задающего направление главного отраженного луча,
определяются однозначно положением гелиостата в поле:
x
x
,
y
y
,
z
z
j
i
j
i
j
i
Ri
1
[( x x ) 2 ( y y ) 2 ( z z ) 2 ] 2
i
j
i
j
i
j
(10.9)
Не меняя сущности выражения (6), сделаем следующие упрощения.
Будем считать, что в первом приближении гелиостаты находятся на одном
уровне на плоскости XOY , тогда z i 0 , а координаты прицельной точки,
сфокусированной в точке M, для всех гелиостатов будут:
x j 0;
y j 0;
(10.10)
z j H,
где H - высота от основания башни до осевой линии СПГ.
Из выражения (10.10) получаем компоненты единичного вектора в
следующем виде:
143
xi
R x ,i
( xi2 y i2 H )
уi
Ry ,i
(x y H )
H
R z ,i
2
i
2
i
1
2
2
i
;
(10.11)
;
(x y H )
2
i
1
2
1
2
Теперь можно определить коэффициент эффективности гелиостатов
(фактора косинуса) солнечной электростенции башенного типа, используя
выражение (10.4)
(1 ( S , R i ))
2
cos i
1
2
(10.12)
где ( S , R i ) S x Rx ,i S y R y ,i S z Rz ,i
Рисунок 10.16 Распределение значений коэффициент эффективности
гелиостатов (фактор косинуса), как функции относительных координат
x
y
,
положения гелиостата в
H H
144
зеркальном поле
Из полученных соотношений (10.11) видно, что коэффициент
эффективности гелиостатов (фактор косинуса) зависит от угловых
переменных, распределение его значений по полю однозначно определяется
линейными координатами.
На рисунке 10.2 представлены полученные компьютерные распечатки
т.е карты распределения линий уровня поля мгновенных локальных значений
коэффициента эффективности гелиостатов (фактор косинуса).
На распечатках линии уровня указаны цифрами, значками и
звездочками. Цифровые знаки соответствуют значениям уровня фактора
косинуса, кратным 0,1. Так, значок "9" соответствует уровню 0,9; значок "8" уровню 0,8 и т.д.
10.5 Расчет энергетических показателей солнечной электростанции
башенного типа
На солнечной электростанции башенного типа (рисунок 10.1)
установлено n гелиостатов, каждый из которых имеет поверхность Fг м2.
Гелиостаты отражают солнечные лучи на приемник, на поверхности
которого зарегистрирована максимальная энергетическая освещенность
Нпр=2,5 МВт/мг.
Коэффициент отражения гелиостата Rг =0,8
Коэффициент поглощения приемника Апр =0,95
Максимальная облученность зеркала гелиостата Hг=600 Вт/м2
Степень черноты приемника епр =0,95.
Конвективные потери вдвое меньше потерь от излучения.
Определить площадь поверхности приемника Fпр и тепловые потери в
нем, вызванные излучением и конвекцией, если рабочая температура
теплоносителя составляет t °С.
Задача посвящена использованию солнечной энергии на электростанции башенного типа с использованием гелиостатов, отправляющих
солнечные лучи на приемник, в котором, в конечном счете, получают
перегретый водяной пар для работы в паровой турбине.
Энергия, полученная приемником от солнца через гелиостаты (Вт),
может быть определена по уравнению:
Q = Rг∙Апр∙Fг Нг ∙п,
(10.13)
где Нг - облученность зеркала гелиостата в Вт/м2(для типичных условий
Hг= 600 Вт/м2); Fг- площадь поверхности гелиостата, м2 ; п - количество
гелиостатов; Rг - коэффициент отражения зеркала концетратора, Rг =0,7÷0,8;
Aпр - коэффициент поглощения приемника, Апр < 1.
145
Площадь поверхности приемника может быть определена, если
известна энергетическая освещенность на нем Нпр Вт/ мг ,
Fпр=Q/Hпр
(10.14)
В общем случае, температура на поверхности приемника может
достигать tпов= 1160 К, что позволяет нагреть теплоноситель до 700 оС.
Потери тепла за счет излучения в теплоприемнике можно вычислить по
закону Стефана-Больцмана:
qлуч = εпр∙Co∙(T/100)4, Вт/м2
(10.15)
где T - абсолютная температура теплоносителя, К; епр - степень черноты
серого тела приемника; Co - коэффициент излучения абсолютно черного
тела, Вт / (м2∙K4).
Задача 1
На солнечной электростанции башенного типа установлено п=263
гелиостатов, каждый из которых имеет поверхность Fг=58 м2. Гелиостаты
отражают солнечные лучи на приемник, на поверхности которого
зарегистрирована максимальная энергетическая освещенность
Нпр=2,5
г
МВт/м . Коэффициент отражения гелиостата Rг =0,8. коэффициент
поглощения приемника Апр =0,95. Максимальная облученность зеркала
гелиостата Hг=600 Вт/мг .
Определить площадь поверхности приемника Fпр и тепловые потери в
нем, вызванные излучением и конвекцией, если рабочая температура
теплоносителя составляет t=660 °С. Степень черноты приемника епр =0,95.
Конвективные потери вдвое меньше потерь от излучения.
Дано: n=263
Fг=58 м2
Н пр=2,5 МВт/мг
Rг =0,8
Апр =0,95
Hг=600 Вт/мг
t=660 °С
епр =0,95
Найти:Fпр, qлуч - ?
146
Решение:
Энергия, полученная приемником от солнца через гелиостаты (Вт),
может быть определена по уравнению:
Q = Rг∙Апр∙Fг Нг ∙п = 0,8∙0,95∙58∙600∙263=6955824 Вт,
где Нг - облученность зеркала гелиостата в В т/м2 ; Fг- площадь поверхности
гелиостата, м2 ; п - количество гелиостатов; Rг - коэффициент отражения
зеркала концетратора; Aпр - коэффициент поглощения приемника
Площадь поверхности приемника может быть определена, если
известна энергетическая освещенность на нем Нпр Вт/ мг ,
Fпр=Q/Hпр=6955824/2500000=2,782 м2 .
В общем случае, температура на поверхности приемника может
достигать tпов= 1160 К, что позволяет нагреть теплоноситель до 700 оС.
Потери тепла за счет излучения в теплоприемнике можно вычислить по
закону Стефана-Больцмана:
660 273
qлуч = εпр∙Co∙(T/100)4=0,95∙5,67∙
=4,08∙10 4 Вт/м2 ,
4
100
где T - абсолютная температура теплоносителя, К; епр - степень черноты
серого тела приемника; Co - коэффициент излучения абсолютно черного
чела, Вт / (м2·K4).
q луч
4,08 10 4
Вт
qпол q луч qкон q луч
4,08 10 4
6,12 10 4 2
2
2
м
Qпол qпол Fпр 6,12 10 4 2,782 17,02 10 4 Вт
Ответ: площадь поверхности приемника Fпр=2,782 м2, тепловые
потери, вызванные излучением и конвекцией, Qпол 17,02 10 4 Вт.
147
Таблица 10.1
Исходные данные для расчета
Вариант
задания
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Число
гелиостатов, n
243
253
263
273
283
293
303
313
323
333
343
353
363
373
383
393
403
413
423
433
Fг-площадь
Температура
поверхности теплоносителя,
гелиостата, м2 T ,o C
64
61
58
55
52
49
43
37
36
35
34
33
32
31
30
29
28
27
26
25
700
680
660
640
620
580
560
540
520
500
490
480
470
460
450
440
430
420
410
400
Контрольные вопросы:
1. Типы и принципы работы солнечных электростанций.
2. На каком принципе основано развитие крупномасштабной
гелиоэнергетики?
3. Где была построена наиболее крупная солнечная станция?
4. Какой коэффициент отражения имеют зеркала гелиостатов
солнечных электростанции?
5. Где в СНГ была построена солнечная электростанция?
6. Какова мощность Крымской солнечной электростанции?
7. Основные оборудования солнечных электростанций.
8. Назначение солнечного парогенератора.
9. Эффективная схема расположения гелиостатов на СЭС.
10. Характерные потери потока излучения в оптической системе СЭС.
148
11. ЭНЕРГИЯ ВЕТРА И ВОЗМОЖНОСТИ ЕЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
В КАЗАХСТАНЕ
11.1 Происхождение ветра, ветровые зоны Казахстана
Основной причиной возникновения ветра является неравномерное
нагревание солнцем земной поверхности. Земная поверхность неоднородна:
суша, океаны, горы, леса обусловливают различное нагревание поверхности
под одной и той же широтой.
Вращение Земли также вызывает отклонения воздушных течений. Все
эти причины осложняют общую циркуляцию атмосферы. Возникает ряд
отдельных циркуляций, в той или иной степени связанных друг с другом.
На экваторе у земной поверхности лежит зона затишья со слабыми
переменными ветрами. На север и на юг от зоны затишья расположены зоны
пассатов, которые вследствие вращения Земли с запада на восток имеют
отклонение к западу. Таким образом, в северном полушарии постоянные
ветры приходят с северо-востока, в южном с юго-востока, как показано на
схеме рисунка 11.1.
Пассаты простираются примерно до 30° северной и южной широт и
отличаются равномерностью воздушных течений по направлению и
скорости. Средняя скорость юго-восточных пассатов северного полушария у
поверхности земли достигает 6-8 м/сек. Эти ветры вблизи больших
континентов нарушаются сильными годовыми колебаниями температуры и
давления над материками.
Рисунок 11.1 Схема общей циркуляции земной атмосферы
149
Высота слоя пассатов простирается от 1 до 4 км. Выше над пассатами
находится слой переменных ветров, а над этим слоем находится зона
антипассатов, дующих в направлении, противоположном направлению
пассатов. Высота слоя антипассатов меняется от 4 до 8 км в зависимости от
времени года и от места.
В субтропических широтах в поясах высокого давления зоны пассатов
сменяются штилевыми областями. К северу и югу от этих областей
приблизительно до 70°на всех высотах дуют ветры между западным и югозападным румбами в северном полушарии и между западным и северозападным - в южном полушарии. В этих широтах, кроме того, в атмосфере
непрерывно возникают и затухают вихревые движения, усложняющие
простую схему общей циркуляции атмосферы, показанную на рисунке 11.1.
Местные ветры. Особые местные условия рельефа земной
поверхности (моря, горы и т. п.) вызывают местные ветры.
Бризы. Вследствие изменения температур днём и ночью возникают
береговые морские ветры, которые называются бризами.
Днём при солнечной погоде суша нагревается сильнее, чем
поверхность моря, поэтому нагретый воздух становится менее плотным и
поднимается вверх. Бриз можно наблюдать летом у берегов Черного и
Каспийского морей.
Муссоны. Годовые изменения температуры в береговых районах
больших морей и океанов также вызывают циркуляцию, аналогичную
бризам, но с годовым периодом. Эта циркуляция, более крупного размера,
чем бризы,. называется муссонами. Возникают муссоны по следующим
причинам.
Летом континент нагревается сильнее, чем окружающие его моря и
океаны; благодаря этому над континентом образуется пониженное давление,
в воздух внизу устремляется к континенту от океанов, а вверху наоборот,
течёт от континентов к окружающим океанам. Эти ветры носят название
морских муссонов.
Различные зоны страны имеют ветровые режимы, сильно
отличающиеся один от другого. Значение среднегодовой скорости ветра в
данном районе дает все же возможность приближенно судить о
целесообразности использования ветродвигателя и об эффективности
агрегата.
11.2 Классификация ветродвигателей по принципу работы
Разработано большое количество ветрогенераторов. В зависимости от
ориентации оси вращения по отношению к направлению потока
ветрогенераторы могут быть классифицированы следующим образом:
Существующие системы ветродвигателей по схеме устройства
ветроколеса и его положению в потоке ветра разделяются на три класса.
150
Типы ветрогенераторов
Они делятся на две группы:
- ветродвигатели с горизонтальной осью вращения (крыльчатые) (2-5);
- ветродвигатели с вертикальной осью вращения (карусельные:
лопастные (1) и ортогональные (6)).
Рисунок 11.2 Типы ветродвигателей
Первый класс включает ветродвигатели, у которых ветровое колесо
располагается в вертикальной плоскости, при этом плоскость вращения
перпендикулярна направлению ветра. Такие ветродвигатели называются
крыльчатыми.
Типы крыльчатых ветродвигателей отличаются только количеством
лопастей.
Традиционная компоновка ветряков – с горизонтальной осью вращения
(рис.11.2) – неплохое решение для агрегатов малых размеров и мощностей.
Когда же размахи лопастей выросли, такая компоновка оказалась
неэффективной, так как на разной высоте ветер дует в разные стороны. В
этом случае не только не удается оптимально ориентировать агрегат по
ветру, но и возникает опасность разрушения лопастей
Быстроходностью называется отношение окружной скорости конца
лопасти к скорости ветра:
.
151
(11.1)
Крыльчатые ветродвигатели, согласно ГОСТ 2656-44, в зависимости от
типа ветроколеса и быстроходности, разделяются на три группы :
-ветродвигатели многолопастные, тихоходные, с быстроходностью
;
- ветродвигатели малолопастные, тихоходные, в том числе ветряные
мельницы, с быстроходностью
;
- ветродвигатели малолопастные, быстроходные,
.
Ко второму классу относятся системы ветродвигателей с
вертикальной осью вращения ветрового колеса. По конструктивной схеме
они разбиваются на группы:
- карусельные, у которых нерабочие лопасти либо прикрываются
ширмой, либо располагаются ребром против ветра;
- роторные ветродвигатели системы Савониуса.
К третьему классу относятся ветродвигатели, работающие по
принципу водяного мельничного колеса и называемые барабанными. У этих
ветродвигателей ось вращения горизонтальна и перпендикулярна
направлению ветра.
Основные недостатки карусельных и барабанных ветродвигателей
вытекают из самого принципа расположения рабочих поверхностей
ветроколеса в потоке ветра, а именно:
- Так как рабочие лопасти колеса перемещаются в направлении
воздушного потока, ветровая нагрузка действует не одновременно на все
лопасти, а поочерёдно. В результате, каждая лопасть испытывает прерывную
нагрузку, коэффициент использования энергии ветра получается весьма
низким и не превышает 10%, что установлено экспериментальными
исследованиями.
- Движение поверхностей ветроколеса в направлении ветра не
позволяет развить большие обороты, так как поверхности не могут двигаться
быстрее ветра.
- Размеры используемой части воздушного потока (ометаемая
поверхность) малы по сравнению с размерами самого колеса, что
значительно увеличивает его вес, отнесённый к единице установленной
мощности ветродвигателя.
У роторных ветродвигателей системы Савониуса наибольший
коэффициент использования энергии ветра 18%.
Крыльчатые ветродвигатели свободны от перечисленных выше
недостатков карусельных и барабанных ветродвигателей. Хорошие
аэродинамические качества крыльчатых ветродвигателей, конструктивная
возможность изготовлять их на большую мощность, относительно лёгкий вес
на единицу мощности – основные преимущества ветродвигателей этого
класса
152
11.3 Ветрогенераторы – принцип действия, характеристики, виды
Ветрогенераторы предназначены для преобразования энергии
движения ветра в электрическую. Принцип действия ветрогенератора
следующий: под давлением ветра лопасти приходят в движение, вращая
ротор генератора тока (обычно трехфазного).
Выработанная электроэнергия передается в контроллер. Он выполняет
функции управления, обеспечивая оптимальную силу тока и напряжение для
заряда аккумуляторов, а также предохраняет систему при штормовом ветре.
От контроллера заряжаются аккумуляторы.
В случае с промышленными ветряками, электричество по сети может
передаваться на главную станцию. В домашних ветрогенераторах ток
инвертором преобразуется в годный для использования в эл. сети (220 В) и
подается потребителям.
Рисунок 11.3 Автономная система энергообеспечения
Компоненты ветрогенератора
К основным компонентам системы, без которых работа ветряка
невозможна, относят следующие элементы:
- Генератор – необходим для заряда аккумуляторных батарей. От его
мощности зависит как быстро будут заряжаться ваши аккумуляторы.
Генератор необходим для выработки переменного тока. Сила тока и
напряжение генератора зависит от скорости и стабильности ветра.
- Лопасти – приводят в движение вал генератора благодаря
кинетической энергии ветра.
- Контроллер – управляет многими процессами ветроустановки,
такими, как поворот лопастей, заряд аккумуляторов, защитные функции и др.
Он преобразовывает переменный ток, который вырабатывается генератором
в постоянный для заряда аккумуляторных батарей.
153
- Аккумуляторные батареи – накапливают электроэнергию для
использования в безветренные часы. Также они выравнивают и
стабилизируют выходящее напряжение из генератора. Благодаря им вы
получаете стабильное напряжение без перебоев даже при порывистом ветре.
Питание вашего объекта идёт от аккумуляторных батарей.
- Анемоскоп и датчик направления ветра – отвечают за сбор данных о
скорости и направлении ветра в установках средней и большой мощности.
- АВР – автоматический переключатель источника питания.
Производит автоматическое переключение между несколькими источниками
электропитания за промежуток в 0,5 секунды при исчезновении основного
источника.
Позволяет
объединить
ветроустановку,
общественную
электросеть, дизель-генератор и другие источники питания в единую
автоматизированную систему. Внимание: АВР не позволяет работать сети
одного объекта одновременно от двух разных источников питания!
- Инвертор– преобразовывает ток из постоянного, который
накапливается в аккумуляторных батареях, в переменный, который
потребляет большинство электроприборов.
Рисунок 11.4 Основные элементы ветрогенератора
Крыльчатые
Для крыльчатых ветродвигателей, наибольшая эффективность которых
достигается при действии потока воздуха перпендикулярно к плоскости
вращения лопастей-крыльев, требуется устройство автоматического поворота
оси вращения. С этой целью применяют крыло-стабилизатор.
154
Карусельные ветродвигатели обладают тем преимуществом, что могут
работать, при любом направлении ветра не изменяя своего положения.
Коэффициент использования энергии ветра у крыльчатых ветродвигателей
намного выше чем у карусельных. В то же время, у карусельных — намного
больше момент вращения. Он максимален для карусельных лопастных
агрегатов, при нулевой относительной скорости ветра.
Распространение крыльчатых ветроагрегатов объясняется величиной
скорости их вращения. Они могут непосредственно соединяться с
генератором электрического тока без мультипликатора. Скорость вращения
крыльчатых ветродвигателей — обратно пропорциональна количеству
крыльев, поэтому, агрегаты с количеством лопастей больше трёх,
практически не используются.
Карусельные
Различие в аэродинамике даёт карусельным установкам преимущество,
в сравнении с традиционными ветряками. При увеличении скорости ветра,
они быстро наращивают силу тяги, после чего, скорость вращения
стабилизируется.
Карусельные ветродвигатели — тихоходны и это позволяет
использовать простые электрические схемы, например, с асинхронным
генератором, без риска потерпеть аварию, при случайном порыве ветра.
Тихоходность выдвигает одно ограничивающее требование — использование
многополюсного генератора работающего на малых оборотах.
Карусельный лопастный ветродвигатель наиболее прост в
эксплуатации. Его конструкция обеспечивает максимальный момент, при
запуске ветродвигателя и автоматическое саморегулирование максимальной
скорости вращения в процессе работы. С увеличением нагрузки уменьшается
скорость вращения и возрастает вращающий момент вплоть до полной
остановки.
Ортогональные
Ортогональные
ветроагрегаты,
как
полагают
специалисты,
перспективны для большой энергетики. Сегодня перед ветропоклонниками
ортогональных конструкций стоят определённые трудности. Среди них, в
частности, проблема запуска. В ортогональных установках используется тот
же профиль крыла, что и в дозвуковом самолёте.
155
Рисунок 11.5 Разновидности ветроустановки
156
11.4 Способы преобразований энергии ветра
Среди
способов
преобразований
энергии
ветра
наиболее
привлекательным и сложным является преобразование в электрическую
энергию генераторами различного типа.
Схемы, связанные с преобразованием ветроэнергии в электрическую,
можно разделить на два условных направления. Первым из направлений
являются схемы использования электрической энергии, производимой
ветроустановкой при ее работе автономно, т.е. изолированно от
энергосистемы. Вторым направлением - схемы использования электрической
энергии, производимой ветроэнергоустановкой при работе параллельно с
энергосистемой.
В настоящее время при автономном варианте использования
электрической энергии применяются три основные схемы.
Первая схема состоит из генератора постоянного тока и зарядного
устройства-акуммуляторной батареи. В этом варианте в качестве
потребителей могут быть только двигатели постоянного тока, нагреватели,
осветительные устройства и электролизные установки. Напряжение на
выходе генератора непостоянное.
Вторая схема содержит только генератор переменного или постоянного
тока, предназначенный для нагрева, т.е. для получения только тепла и его
аккумулирования.
Третья схема содержит генератор переменного тока, выпрямитель,
буферный накопитель и преобразователь постоянного тока в переменный ток
постоянной частоты.
Во всех вышеперечисленных вариантах ротор ветроустановки
вращается с переменной частотой. Эти схемы и не нуждаются в поддержании
постоянной скорости вращения ротора. Использование этих трех схем,
наиболее перспективны в районах, располагающих повышенным
потенциалом ветровой энергии и испытывающих недостаток в традиционных
топливных ресурсах.
Вторым являются схемы работы ветроустановки параллельно с
энергосистемой. В качестве энергосистемы может быть основная
стационарная электросеть, мобильная дизельная электростанция или иная
электропроизводимая установка. Применение параллельной энергоустановки
снижает
стоимость
необходимого
аккумулирующего
устройства
ветроэнергоустановки, чем в автономном режиме работы.
Второе направление также можно условно разделить на три схемы. Во
всех схемах потребитель электрической энергии подключен в сеть
энергосистемы. Первая схема содержит только синхронный генератор,
подключенный в энергосистему. В этом варианте схемы ротор
ветроустановки должен вращаться с постоянной угловой скоростью, для
синхронной работы генератора ветроэнергоустановки. Она является наиболее
простой схемой. Обычно мощность энергосистемы намного больше
157
мощности ветроэнергоустановки, электрическая машина будет находиться в
синхронизме в довольно широком диапазоне изменения момента,
развиваемой ротором ветроустановки.
Недостатком применения синхронного генератора является тот факт,
что он может переходить в режим двигателя и потреблять энергию из
энергосистемы, а при резких порывах ветра появляется возможность выхода
из синхронизма, а дальнейшая синхронизация генератора и подключение его
к энергосистеме является сложным процессом.
Вторая схема также содержит только один генератор, но только
асинхронный, включенный в энергосистему. Частота вращения ротора
ветроэнергоустановки может быть не постоянной, но не сильно отличаться от
синхронной частоты вращения.
Третья схема состоит из генераторной системы вращающейся с
непостоянной скоростью, но частота тока постоянна. Эта схема заключается
в том, чтобы дать возможность ротору ветроустановки вращаться с
переменной частотой, регулируемой в соответствии с уменьшением скорости
ветра, и с применением генерирующих систем, обеспечивающих в этих
условиях получение переменного тока постоянной частоты, при котором
электроэнергия может быть подана в энергосистему.
Методы получения переменного напряжения постоянной частоты при
переменной частоте вращения вала привода сводятся к двум группам.
Первая группа дифференциальная реализуется в схемах с синхронными
генераторами с помощью механических устройств, обеспечивающих
получение постоянной частоты вращения ротора генератора при помощи
редукторов с переменным передаточным отношением (вариаторы), устройств
с гидравлической передачей мощности, а также с помощью электрических
устройств, компенсирующих изменение частоты вращения посредством
питания обмотки возбуждения напряжением с частотой скольжения, равной
разности частоты вращения ротора генератора и частоты напряжения
энергосистемы, на которую работает генератор.[2].
Недифференциальные методы могут быть реализованы через
статические устройства изменения частоты по схеме преобразования
“переменное напряжение переменной частоты – постоянное напряжение –
переменное напряжение постоянной частоты”.[2].
Разработаны две автоматизированные схемы в обоих направлениях.
Имеется третья автоматизированная схема первого направления,
который состоит из генератора переменного тока с постоянными магнитами
приводимого во вращение ротором ветроустановки через редуктор.
Напряжение и частота - переменные, поэтому, используя выпрямитель,
переменное напряжение переменной частоты преобразуется в постоянный
ток нестабилизированного напряжения.
На рисунке 11.6 представлена автоматизированная схема,
ветроустановка которой приводит во вращение генератор переменного тока.
Вырабатываемая электрическая энергия разветвляется на два контура.
158
Первый контур: через выпрямитель 2 и стабилизатор 3 поступает на
преобразователь (инвертор).
Инвертор преобразует постоянное напряжение 14 В на переменное
напряжение 220 В и питает потребитель частотой 50 Гц, 220 В. Инвертор
предложенный в схеме достаточно совершенный, надежный и компактный.
Мощность таких устройств достигает до нескольких единиц кВт.
Рисунок 11.6 Автоматизированная схема ветроустановок
Второй контур– линия буферного накопителя электрической энергии.
Он состоит из зарядного устройства 4 аккумулятора и сумматора 5. При
достаточной
интенсивности
ветра
мощность
вырабатываемой
электроэнергии больше потребляемой каналом инвертора. Тогда напряжение
перед стабилизатором выше, чем за стабилизатором. Эта разность
напряжений приводит к срабатыванию зарядного устройства. Величина
зарядного тока пропорциональна разности напряжений. Уменьшение
интенсивности ветра приведет к уменьшению напряжения перед
стабилизатором.
Уменьшение сигнала с выхода сумматора до установленного значения
приведет к прекращению зарядного тока аккумулятора. В этом состоянии
энергия ветроустановки затрачивается только для питания потребителя через
инвертор. В случае прекращения или недостаточной мощности ветра,
напряжение на выходе стабилизатора становится ниже напряжения
аккумулятора. В этом состоянии инвертор начинает питаться от
аккумулятора.
Применение генераторов переменного тока со встроенным трехфазным
мостовым выпрямителем и стабилизатором в блочном варианте представлено
на рисунке 11.7. Регулятор напряжения содержит измерительный элемент,
сравнивающий элемент и регулятор. Измерительный элемент воспринимает
напряжение генератора и преобразует его в сигнал, который в элементе
сравнения сравнивается с эталонным значением напряжения.
159
Рисунок 11.7 Генератор переменного тока со встроенным трехфазным
мостовым выпрямителем и стабилизатором в блочном варианте
Если величина напряжения генератора отличается от эталонной
величины, на выходе измерительного элемента появляется сигнал, который
активизирует регулирующий элемент, изменяющий ток в обмотке
возбуждения так, чтобы напряжение генератора вернулось в заданные
пределы.Таким образом, к регулятору напряжения обязательно должно быть
подведено напряжение генератора или из другого места, где необходима его
стабилизация.
11.5 Энергия ветра и возможности ее использования в Казахстане
Технически возможный к использованию энергетический потенциал
ветра Казахстана оценивается более 3 млрд.кВт/ч. Суммарный годовой
потенциал солнечной энергии на территории Казахстана оценивается в
порядке 340 млрд. т.у.т.
В Казахстане имеется не менее 10 районов с большим
ветропотенциалом, со средней скоростью ветра 8-10 м/с., тогда как
европейские ветростанции работают при средней скорости 4-5 м/с.
Одними из наиболее значительных являются ветроэнергетические
ресурсы зоны Джунгарских ворот. Они представляют собой межгорную
долину длиной 10 км и шириной 15 км. Сильные и продолжительные бури
чаще всего наблюдаются в холодные периоды года. Продолжительность
отдельных бурь составляет 50-80 часов, достигая в отдельных случаях 200250 часов.
В поселке Бурный Жамбылской области в Чакпакском ветрокоридоре
средняя скорость ветра не менее 24 м/сек., что позволяет установить серию
ветростанций на 5 мегаватт. А также одним из наиболее перспективным
районе Казахстана по использованию энергии ветра является район
Каратауских гор (Каратау-Угамских ворот).
Использование ветра даст возможность в перспективе отказаться от
строительства новых ТЭЦ и атомных станций.
160
Рисунок 11.8 Парк ветростанции
По оценкам экспертов, экономически обоснованный к использованию
потенциал энергии ветра в настоящее время может составить около 3 млрд.
киловатт-часов в год. Большие возможности в этом обусловлены
географическим положением Казахстана, лежащим в ветровом поясе
северного полушария Земли.
Для современного технического уровня ВЭУ используются районы со
среднегодовыми скоростями ветра 5 м/с и больше на высоте флюгера равным
10 м. Поэтому предварительная оценка ветровых характеристик территории
Казахстана дается с использованием этого критерия.
Анализ данных многолетних наблюдений метеостанций за долгий
период времени свидетельствуют о том, что в Казахстане преобладают ветры
от 0 до 8 м/сек (70-90%), поэтому, в целом, территориальные особенности
Казахстана и ветровые условия благоприятны для строительства
ветроэлектростанций.
Для характеристики ветроэнергетических ресурсов могут быть
использованы несколько показателей (средняя скорость, повторяемость
скоростей, энергия или мощность ветрового потока).
Средними наиболее важными показателями являются удельная энергия
или удельная мощность, которые позволяют достаточно полно выявить
энергетическую ценность ветрового потока и путем несложных расчетов
выявить ветроэнергетические ресурсы различных регионов.
Первая зона включает Чу-Илийские горы, расположенные в северном
Тянь-Шане. Они представляют собой сложную систему возвышенностей,
характеризуемых выровненными почти горизонтальными поверхностями,
ограниченными крутыми склонами .
161
Вторая зона охватывает территорию Центрально-Казахстанского
мелкосопочника, характеризуемого чередованием долин и многочисленных
небольших обособленных горных массивов на фоне обширного нагорья.
Наиболее высокие из этих массивов-горы Каркалы и Кызылрай, высота
которых превышает 1400 и 1450 м над уровнем моря. Для этой зоны
высотная зависимость была построена по данным метеостанции
Каркаралинск, Жарма, Жана-Арка, Карааул, Бесоба , Бектаута, Агадырь,
Кызылтау, Кайнар, Актогай, Сарыжал.
К третьей зоне относятся горы Улутау, включая район Аркалыка,
представляющие обширную возвышенность, занимающую юго-западную ,
западную часть Центрально-Казахстанского мелкосопочника. Высота на
отдельных вершинах превышает 1100 м над уровнем моря, при
относительной высоте до 500-650 м. Окружающая горы Улу-тау обширная
возвышенность представляют собой мелкосопочник.
К четвертой зоне относится хребет Каратау, который является
западным звеном северных дуг Тянь-Шань и простирается в северо-западном
звеном направлении на 420 км. Для этого хребта характерна слабоволнистая
широкая вершинная поверхность, постепенно понижающаяся от осевой части
хребта к его периферии.
К пятой зоне относятся Мугоджарские горы, являющиеся южными
отрогами Урала. Анализ годового хода режимов ветра показал, что в
подавляющем большинстве районов большая часть ветроэнергетических
ресурсов приходится на холодный период года, когда потребность в энергии
возрастает, что также повышает целесообразность использования энергии
ветра.
Контрольные вопросы:
1. Каков энергетический потенциал ветра Казахстана?
2. Сколько районов в Казахстане с большим ветропотенциалом, со
средней скоростью ветра 8-10 м/с ?
3. Где имеются в Казахстане наиболее значительные
ветроэнергетические ресурсы?
4. Какова коммерческая скорость ветра (м/с)?
5. Какие характеристики могут быть использованы для оценки
ветроэнергетических ресурсов?
6. По какой формуле определяется мощность воздушного потока?
7.По какой формуле определяется удельная мощность ветрового
потока?
162
12. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК
12.1 Теория ветроэнергетических установок
Скорость ветра является важнейшей характеристикой технических
свойств ветра. Поток ветра с поперечным сечением
обладает
кинетической энергией, определяемой выражением:
(12.1)
Масса воздуха,
скоростью , равна:
протекающая
через
поперечное
.
сечение
со
(12.2)
Подставив (12.1) в выражение кинетической энергии (12.2), получим:
,
(12.3)
откуда следует, что энергия ветра изменяется пропорционально кубу его
скорости. Мощность определяется произведением силы на скорость :
.
(12.4)
Допустим, мы имеем поверхность F, поставленную перпендикулярно к
направлению ветра. Воздушный поток, вследствие торможения его
поверхностью, получит подпор и будет обтекать её и производить давление
силой . Вследствие действия этой силы поверхность будет перемещаться в
направлении потока с некоторой скоростью
работа при этом будет равна
произведению силы на скорость , с которой перемещается поверхность F,
т. е.:
,
где
(12.5)
– сила сопротивления, которая равна :
,
163
(12.6)
где
– аэродинамический коэффициент лобового сопротивления;
– поверхность миделевого сечения теля, т.е. проекции площади тела на
плоскость, перпендикулярную направлению воздушного потока.
В этом случае ветер набегает на поверхность с относительной
скоростью, равной :
.
Подставив значение
получим:
(12.7)
из уравнения (12.5) в уравнение (12.6),
,
(12.8)
Рисунок 12.1 Действие силы ветра на поверхность
Определим
отношение
работы,
развиваемой
движущейся
поверхностью и выраженной уравнением (12.8), к энергии ветрового потока,
имеющего поперечное сечение, равное этой поверхности, а именно:
(12.9)
После преобразований получим:
.
Величину
(12.10)
называют коэффициентом использования энергии ветра.
164
Максимальный коэффициент использования энергии ветра при работе
поверхности силой сопротивления не может быть больше
.
12.2 Расчет выработки энергии ВЭУ
Относительные аэродинамические характеристики удобны для
предварительного проектирования ветрогенераторов.
Наиболее
важной
характеристикой
является
коэффициент
использования энергии ветра - .
Это отношение мощности вращательного движения ротора к мощности
ветрового потока, протекающего через ометаемую ротором поверхность. В
номинальном режиме для быстроходных ветрогенераторов достигается
максимум мах = 0,4-0,5.
Ограничение мощности ротора объясняет закон Бетца, впервые
сформулированный немецким физиком Альбертом Бетцем в 1919 году. Этот
закон поясняет, что, чем больше энергии может забрать турбина у ветрового
потока, тем меньше будет скорость ветра после турбины.
Это значительно снижает потенциально возможную выработку
турбины. На основе закона Бетца можно подсчитать, что идеальная
ветротурбина может преобразовать в механическую энергию только 59%
кинетической энергии ветрового потока.
Мощность ветрогенератора можно определить следующим образом:
N = R2 1/2 V3 редген,
(12.11)
где R – радиус ротора, - плотность воздуха (1,25кг/м3), V – скорость ветра,
ред – КПД редуктора (0,9-0,95), ген – КПД генератора – (0,7-0,9).
Коэффициент использования энергии ветра является функцией
быстроходности Z:
Z= R/V
(12.12)
где - угловая частота вращения ротора.
В номинальном режиме ( = max) для современных быстроходных
ветрогенераторов оптимальная быстроходность Zopt=5-7.
Приведенные формулы позволяют определить основные параметры
ветрогенератора в номинальном режиме.
Пример 1
Определить для ВГ «Бриз-5000» (R=2,5м) мощность и частоту
вращения ротора. Скорость ветра в номинальном режиме – 11 м/с
165
Мощность на зажимах генератора:
N =мах R2 1/2 V3 редген = 0,45 52 ½ 1.25 113 0,8 = 5880Вт
Частота вращения ротора:
= Zopt V/R = 7 11/2,5 = 31 1/с (300 об/мин)
Данный расчет может иметь точность до 10-20%, так как не учитывает
следующих факторов.
1) Ограничение мощности системой регулирования. Мощность
уменьшается, если при расчетной скорости ветра система регулирования уже
работает. Различают два типа системы регулирования. Один тип
ограничивают мощность, начиная с какой-либо скорости ветра (активное
регулирование,
центробежно-пружинное
регулирование),
другие
ограничивают мощность во всем рабочем диапазоне скоростей ветра (вывод
ротора в косой поток).
2) Отличие расчетного режима от номинального. При отсутствии
полного согласования характеристик ротора и генератора ротор работает при
значении быстроходности отличных от оптимального (Z ≠ Zopt), при этом
мощность на выходе генератора уменьшается.
3) При увеличении мощности уменьшается КПД генератора. При
большом токе заряда батареи увеличиваются потери в обмотке генератора.
КПД генератора может меняться от 90% при малых токах заряда до 70% при
номинальных токах заряда.
При расчете доступной потребителю мощности учтены потери в
кабеле, АКБ и инверторе. Данные потери могут сократить мощность на
зажимах генератора на 30-40%.
Пример 2 Расчет мощности ветроустановок
Расчетная мощность определяется из выражения:
Np
2
F p3 c p М Г 10 3 кВт
,
(12.13)
где
=1,226 кг/м3 – плотность воздуха. Плотность воздуха ρ, при
нормальных условиях (t=16°C, ρ= 760 мм. рт.ст. или 101,3 кПа) равна 1,23
кг/м3.
F=D2/4 - обметаемая площадь ветроколеса в м2;
p - расчетная скорость ветра в м/с;
cp=0,40,45- коэффициент использования энергии ветра;
166
M=0,850,9 - КПД редуктора;
Г=0,70,95 - КПД генератора.
где значения D выбираются из таблицы 12.1(по вариантам).
Меньшие значение cp, M и Г принимаются для ВЭА с D8м, а
большие – для D8 м.
Мощностная характеристика ВЭУ определяется расчетом:
N ВЭУ 0.481D 2 c p M Г 3 10 3 кВт (12.14)
где - скорость ветра.
Причем, необходимо учитывать специфику работы ВЭУ, которая
заключается в том, что при:
0 H N ВЭУ 0;
p max N ВЭУ N p ;
max N ВЭУ 0.
По выражению (12.14) проводится вычисление NВЭУ, заполняется
таблица 12.2 и строится (на миллиметровке) график расчетной мощностной
характеристики вида NВЭУ=f() (рис.12.2).
Построить график расчетной мощностной характеристики ВЭУ
вида NВЭУ=f().
Рисунок 12.2 Вид мощностной характеристики ВЭУ
167
168
Контрольные вопросы:
1. Чему равен максимальный коэффициент использования энергии
ветра?
2. Крыло ветроколеса с плоскостью вращения образует некоторый
угол, как этот угол называется?
3. Набегающий воздушный поток образует угол с относительной
скоростью под углом ,как называют этот угол?
4. Тип ветродвигателей по принципу их работы.
5. Какие способы имееются для аккумулирования энергии ветра?
6. По какой формуле определяется мощность ветродвигателя?
7. Какими приборами измеряются направление и скорость ветра?
8. Сколько районов в Казахстане с большим ветропотенциалом, со
средней скоростью ветра 8-10 м/с?
9. Где
имеются
в
Казахстане
наиболее
значительные
ветроэнергетические ресурсы?
10. Чему равна коммерческая скорость ветра (м/с) ?
11. Какие характеристики могут быть использованы для оценки
ветроэнергетических ресурсов?
169
13. ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ ДЛЯ
ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
13.1 Состояние геотермальной энергетики в мире
Электрическую энергию впервые было получено с использованием
геотермального резервуара сухого пара в 1904 году итальянцем П. Джинони
Конти. Первая коммерческая геотермальная электростанция в США начала
вырабатывать электроэнергию в 1960 году. В 1995 году мощность всех
геотермальных электростанций мира составляла свыше 7000 МВт.
Использование геотермальной энергии для теплоснабжения наиболее
распространено в Исландии, Японии, на Филиппинах, во Франции, КНР,
Венгрии, Новой Зеландии.
В странах СНГ прогнозный энергетический потенциал теплоты,
которая может использоваться для создания подземных циркуляционных
систем (ПЦС) при температурах 100...150 °С, составляет 70 млрд. т н.э.
Однако его освоение требует создания современной производственной
базы или закупки импортного оборудования в больших масштабах. сегодня
58 стран используют тепло своих геотермальных ресурсов не только на
производство электроэнергии, а непосредственно в виде тепла:для обогрева
ванн и бассейнов - 42 %.
В данное время при добыче геотермальной воды используется в
основному фонтанный метод.
Р
ис
ун
ок
13.
1
Ф
он
та
нн
ый
метод добычи геотермальной энергии
13.2 Физические основы добычи геотермальной энергии
Тепловой режим земной коры
Под геотермикой (от греческих слов «гео» – земля и «термо» – тепло)
понимается наука, изучающая тепловое состояние земной коры и Земли в
170
целом, его зависимость от геологического строения, состава горных пород,
магматических процессов и целого ряда других факторов.
Критерием теплового состояния земного шара является поверхностный
градиент температуры, позволяющий судить о потерях тепла Земли.
Экстраполируя градиент на большие глубины, можно в какой-то степени
оценить температурное состояние земной коры.
Всю природную теплоту, которая имеется в твердой, жидкой и
газообразной составляющих земной коры, можно рассматривать как
геотермальные ресурсы двух видов: гидротермальные (пар, вода, газ);
петрогеотермальные (разогретые горные породы).
Подсчитано, что температура ядра Земли составляет близко 5000°С. В
среднем температура повышается на 3°С через каждые 100 метров в глубину.
Так, на глубине 20 км она составляет около 500°С, на глубине 50 км порядка 700...800°С. Основным источником геотермальной энергии является
постоянный поток тепла от раскаленных недр, направленный к поверхности
земли.
Этого тепла достаточно, чтобы расплавлять горные породы под земной
корой, превращая их в магму. Большая часть магмы остается под землей и,
подобно печи, нагревает окружающую породу.
Если подземные воды сталкиваются с этим теплом, они тоже сильно
нагреваются - иногда до температуры 371°С. В некоторых местах, в
особенности по краям тектонических плит материков, а также в так
называемых "горячих точках" теплота подходит так близко к поверхности,
что ее можно добывать с помощью геотермальных буровых скважин.
Рисунок 13. 2 Геотермальные источники
Если человечество будет использовать только геотермальную энергию,
хватает на 41 млн. лет прежде, чем температура недр Земли снизится только
на полградуса. Общее тепловое содержание первых 10 км земной коры
составляет приблизительно 3*1023 ккал, что в тысячи раз превышает
теплообразовательную способность мировых запасов всех видов топлива.
171
Общее количество теплоты, которым владеет Земля, в топливном
эквиваленте составляет приблизительно 4,5*108 трлн. т.у.т.
Технически достижимые ресурсы геотермальной энергии ограничены
общим тепловым содержанием верхних 10 км земной коры в границах суши,
которая в топливном эквиваленте равняется 13 660 трлн. т у.т. Пригодные
для использования геотермальные ресурсы составляют 137 трлн. т у.т., это
составляет приблизительно 1 % общего теплосодержания верхней 10километровой толщи земной коры.
Для понимания физических основ добычи геотермальной энергии
рассмотрим внутреннее строение Земли и ее температурное поле.
Установлено, что Земля состоит из нескольких концентрических оболочек геосфер, которые выделяются в самостоятельные части: кору (литосферу),
оболочку (мантию) и ядро.
Повышение температуры Земли с углублением на единицу длины
называется геотермическим градиентом.
Величина, соответствующая углублению в метрах, при котором
температура повышается на 1° С, называется геотермической ступенью.
В связи с изменением интенсивности солнечного излучения, тепловой
режим первых 1,5-40 м земной коры характеризуется суточными и годовыми
колебаниями. Далее имеют место многолетние и вековые колебания
температуры, которые с глубиной постепенно затухают.
На любой глубине температура горных пород ( ) приближенно может
быть определена по формуле:
,
(13.1)
где
-средняя температура воздуха данной местности;
-глубина, для
которой определяется температура; -глубина слоя постоянных годовых
температур; -геотермическая ступень.
Средняя величина геотермической ступени равна 33 м, и с углублением
от зоны постоянной температуры на каждые 33 м температура повышается на
1°С.
Геотермические условия чрезвычайно разнообразны. Это связано с
геологическим строением того или иного района Земли. Известны случаи,
когда увеличение температуры на 1°С происходит при углублении на 2-3 м.
Эти аномалии обычно находятся в областях современного вулканизма.
На глубине 400-600 м в некоторых районах, например, Камчатки,
температура доходит до 150-200 °С и более.
Значение геотермических градиента и степени для разных частей
земного шара разные. Наибольший геотермический градиент, который равен
150 °С/км, зафиксирован в Бананце (штат Орегон, США). Ему соответствует
172
геотермическая степень, которая равна 6,6 м/°С. Это зона молодой
вулканической активности.
Наименьший геотермический градиентов, который равен 6°С/км,
зарегистрирован в Витватерсранде (Южная Африка). Ему соответствует
геотермическая степень, которая равна 173 м/°С. Эта зона расположена на
старинном щите из кристаллических пород. Средняя геотермическая степень
равна 33 м/°С.
13.3 Термальные воды
Первый тип термальных вод
Вулканический тип термальных вод следует выделить особо. Опыт
исследований показывает, что в подавляющем случае вода вулканических
терм имеет поверхностное инфильтрационное происхождение. Помимо
гейзеров вулканический тип гидротерм включает грязевые грифоны и котлы,
паровые струи и газовые фумаролы.
Гидротермы содержат в растворенном состоянии различные газы:
активные (агрессивные), такие, как углекислота, сероводород, атомарный
водород, и малоактивные – азот, метан, водород.
На сегодняшний день все геотермальные электростанции работают в
районах современного вулканизма.
Второй тип -геотермальных месторождений образуется при
преобладающем кондуктивном прогреве подземных вод, сосредоточенных
в глубоких платформенных впадинах и предгорных прогибах. Они
располагаются в невулканических районах и характеризуются нормальным
геотермическим градиентом – 30-33 °С/км.
Бурением на нефть и газ, а частично и на воду, обнаружены сотни
подземных артезианских бассейнов термальных вод, занимающих площади в
несколько миллионов квадратных километров. Как правило, артезианские
бассейны, расположенные в равнинных областях и предгорных прогибах,
содержат воду с температурой 100-150° С на глубине 3-4 км.
Артезианские бассейны имеются в предгорных зонах Альп, Карпат,
Крыма, Кавказа, Копет-Дага, Тянь-Шаня, Памира, Гималаев. Термальные
воды этих бассейнов демонстрируют уникальное многообразие химических
типов от пресных (питьевых) до рассольных, употребляющихся как
минеральное сырье для извлечения ценных элементов.
С развитием глубокого бурения на 10-15 км открываются
многообещающие перспективы вскрытия высокотемпературных источников
тепла. На таких глубинах в некоторых районах страны (исключая
вулканические) температура вод может достигнуть 350° С и выше.
173
13.4 Геотермальные станции
Использование геотермальной энергии для выработки тепловой и
электрической энергии . Прямое использование геотермальной энергии
В наше время геотермальная энергия используется в двух основных
направлениях - теплоснабжение и получение электрической энергии.
Разработан ряд технологий и эффективное оборудование для
получения как в отдельности тепловой и электрической энергии, так и для их
комбинированного производства.
Геотермальные станции в вулканических районах базируются на
месторождениях пароводяной смеси, добываемой из природных подземных
трещинных коллекторов с глубины 0,5-3 км.
Пароводяная смесь в среднем имеет степень сухости 0,2-0,5 и
энтальпию 1500-2500 кДж/кг. В среднем одна эксплуатационная скважина
обеспечивает электрическую мощность 3-5 МВт, средняя стоимость бурения
составляет 900 долларов за метр.
Геотермальная электростанция с непосредственным использованием
природного пара
Самая простая и доступная геотермальная энергоустановка
представляет собой паротурбинную установку с противодавлением.
Природный пар из скважины подается прямо в турбину с
последующим выходом в атмосферу или в устройство, улавливающее
ценные химические вещества. В турбину с противодавлением можно
подавать вторичный пар или пар, получаемый из сепаратора.
Эта установка наиболее простая, капитальные и эксплуатационные
затраты на нее минимальны. Она занимает небольшую площадь, почти не
требует вспомогательного оборудования и ее легко приспособить как
переносную геотермальную электростанцию (рис. 13.3).
Рисунок 13.3 Схема геотермальной электростанции с непосредственным
использованием природного пара: 1 – скважина; 2 – турбина; 3 – генератор;4
– выход в атмосферу или на химический завод.
174
Рассмотренная схема может стать самой выгодной для тех районов, где
имеются достаточные запасы природного пара. Рациональная эксплуатация
обеспечивает возможность эффективной работы такой установки даже при
переменном дебите скважин. В Италии работает несколько таких станций.
Одна из них – мощностью 4 тыс. кВт при удельном расходе пара около 20
кг/сек, или 80 т пара в час.
Геотермальная электростанция с конденсационной турбиной и
прямым использованием природного пара
Это наиболее современная схема для получения электрической
энергии. Пар из скважины подается в турбину. Отработанный в турбине, он
попадает в смешивающий конденсатор. Смесь охлаждающей воды и
конденсата уже отработанного в турбине пара выпускается из конденсатора в
подземный бак, откуда забирается циркуляционными насосами и
направляется для охлаждения в градирню. Из градирни охлаждающая вода
опять попадает в конденсатор (рис.13.4). Коэффициент использования
установленной мощности составляет 98%.
Рисунок 13.4 Схема геотермальной электростанции с конденсационной
турбиной и прямым использованием природного пара: 1 – скважина; 2 –
турбина; 3 – генератор; 4 – насос; 5 – конденсатор; 6 – градирня; 7 –
компрессор; 8 – сброс
175
13.5 Геотермальное теплоснабжение
Термальная вода имеет температуру выше 80° С, но сильно
минерализована. В этих условиях возникает необходимость в устройстве
промежуточных теплообменников. Принципиальное решение такой схемы
показано на рисунке 13.5
Здесь термальная вода из скважин разделяется на две параллельные
ветви: одна направляется в теплообменник отопления и затем в
теплообменник 1-й ступени подогрева воды для горячего водоснабжения;
вторая — в теплообменник 2-й ступени.
Чтобы избежать зарастания трубопровода, термальную воду
используют с промежуточным теплообменником.
Высокоминерализованную воду из скважины подают в резервуар со
змеевиками, по которым поступает пресная речная вода.
Рисунок 13.5 Принципиальная схема геотермального теплоснабжения с
теплообменниками: 1 – скважина; 2 – теплообменник системы отопления;
3 – теплообменник горячего водоснабжения 1-й ступени; 4 – то же, 2-й
ступени; 5 – система отопления.
Нагретая пресная вода идет к потребителю, а выпадающие из
термальных вод соли осаждаются в резервуаре и на наружных поверхностях
176
змеевика. Недостатком схемы с теплообменником является сокращение
срабатываемого потенциала термальной воды (на конечную разность
температур в теплообменнике) .
Теплоснабжение
низкотемпературной
маломинерализованной
термальной водой
Термальная вода маломинерализована, но с низким тепловым
потенциалом (температура ниже 80 °С). Здесь требуется повышение
потенциала термальной воды.
Осуществить это можно разными методами, приведем основные из
них:
- подача термальной воды параллельно на отопление и горячее
водоснабжение и пиковый догрев отопительной воды;
- бессливная система геотермального теплоснабжения ;
- применение тепловых насосов;
- совмещенное применение тепловых насосов и пикового догрева.
По схеме (рис.13.6) термальная вода из скважин поступает в систему
горячего водоснабжения и параллельно в пиковую котельную. Здесь она
догревается до температуры, соответствующей метеорологическим
условиям, и подается в системы отопления. Данная схема особенно
целесообразна для районов с дорогим бурением, так как пиковая котельная
позволяет сократить число скважин.
Рисунок 13.6 Принципиальная схема геотермального теплоснабжения с
параллельной подачей геотермальной воды на отопление и горячее
водоснабжение и пиковым догревом воды на отопление: 1 – скважина;
2 – пиковый догреватель; 3 – система отопления; 4 – бак-аккумулятор
Контрольные вопросы:
1. Наука, изучающая тепловое состояние земной коры и Земли.
2. Что является критерием теплового состояния земного шара?
177
3. Как называется температурное состояние земной коры, при котором
температура повышается на 1° С?
4. По какой формуле определяется температура горных пород?
5. Чему равна средняя величина геотермической ступени?
6. На какую температуру повышается Земная кора через каждые 33 м?
7. На какой глубине Земли существует жидкая вода?
8. Чему равна средняя температура жидкой воды на глубине 10-15 км?
9. В каком состоянии находится вода на глубине более 10-15 км?
10. Чему равно давление среды на глубине 50-60 км?
11. При каких температурах (°С) пар может конденсироваться в
жидкую воду?
12. Как называется гидротермальный раствор в земной коре?
13. Чтобы воды стали термальными , необходимо какую глубину (м)?
14. Какую температуру имеет термальный раствор если пробурить
скважину на глубину 3-4 тыс. м?
15. К какому типу относятся геотермальные системы конвекционного
происхождения?
178
14. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ МОРЕЙ И ОКЕАНА.
БИОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ КАЗАХСТАНА
14.1 Энергетические ресурсы морей и океана
Известно, что запасы энергии в Мировом океане колоссальны, ведь две
трети земной поверхности (361 млн. кв. км) занимают моря и океаны:
акватория Тихого океана составляет 180 млн. кв. км, Атлантического – 93
млн. кв. км, Индийского – 75 млн. кв. км. Так, тепловая энергия,
соответствующая перегреву поверхностных вод океана по сравнению с
донными, скажем, на 20 градусов, имеет величину порядка 1026 Дж.
Кинетическая энергия океанских течений оценивается величиной
порядка 1018Дж. Однако пока что люди умеют использовать лишь ничтожные
доли этой энергии,
Основная доля энергии, поступающей в Мировой океан – результат
поглощения им солнечного излучения. Энергия поступает в океан также в
результате гравитационного взаимодействия космических тел и водных масс
планеты, создающего приливы, и поступления тепла из глубины планеты.
Рисунок 14.1 Морские волны
За счет движения воздушных и водных масс запасенная океаном
энергия переносится по всей планете, причем, в области между экватором и
179
70° с. ш. в среднем 40 % тепла переносится океанскими течениями, а на 20° с.
ш. вклад океана в перенос энергии составляет до 74%.
Примерно 2/3 суммарного солнечного излучения испытывают в океане
и на поверхности суши различные изменения: преобразуются в тепло 43 %;
расходуются на испарение, образование осадков 22 %; сообщение энергии
рекам, ветру, волнам, различным видам течений в океане 0,2 %.
Соизмерим с этой величиной суммарный поток энергии, поступающей
из недр Земли и в виде приливной энергии.
Моря и океаны занимают 71% поверхности Земли и располагают
энергией следующих видов:
- энергия волн и приливов:
- энергия химических связей газов, солей, минералов и т.п.;
- скрытая энергия течений в различных частях морей и океанов;
- термальная энергия океана.
Волновая энергия представляет собой сконцентрированную энергию
ветра и, в конечном итоге, солнечной энергии. Мощность, полученная от
волнения всех океанов планеты, не может быть больше мощности,
получаемой от Солнца.
Энергия волн - энергия, переносимая волнами на поверхности океана.
Может использоваться для совершения полезной работы- генерации
электроэнергии, опреснения воды и перекачки воды в резервуары. Мощность
волнения оценивают в кВт на погонный метр, то есть в кВт/м. По сравнению
с ветровой и солнечной энергией энергия волн обладает гораздо большей
удельной мощностью. Так, средняя мощность волнения морей и океанов, как
правило, превышает 15 кВт/м. При высоте волн в 2 м мощность достигает 80
кВт/м. Несмотря на схожую природу, энергию волн принято отличать от
энергии приливов и океанских течений.
Энергия приливов и отливов- могучее природное явление - ритмичное
движение морских вод, которые вызывают силы притяжения Луны и Солнца.
Поскольку Солнце находится от Земли в 400 раз дальше, гораздо
меньшая масса Луны действует на земные воды вдвое сильнее, чем масса
Солнца. Поэтому решающую роль играет прилив, вызванный Луной (лунный
прилив).
В морских просторах приливы чередуются с отливами теоретически
через 6 ч 12 мин 30 с. Если Луна, Солнце и Земля находятся на одной прямой
(так называемая сизигия), Солнце своим притяжением усиливает воздействие
Луны, и тогда наступает сильный прилив (сизигийный прилив, или большая
вода). Когда же Солнце стоит под прямым углом к отрезку Земля-Луна
(квадратура), наступает слабый прилив (квадратурный, или малая
вода).Сильный и слабый приливы чередуются через семь дней.
Однако истинный ход прилива и отлива весьма сложен. На него влияют
особенности движения небесных тел, характер береговой линии, глубина
воды, морские течения и ветер.
180
Приливная волна Индийского океана катится против течения Ганга на
расстояние 250 км от его устья. Приливная волна Атлантического океана
распространяется на 900 км вверх по Амазонке. В закрытых морях, например
Черном или Средиземном, возникают малые приливные волны высотой 5070 см.
В настоящее время действует совсем немного приливных станций.
Электростанция Ранс является первым и крупнейшим предприятием такого
рода в мире. Она была задумана как прототип более крупных приливных
станций на побережье Бретани.
Большое значение имеет конфигурация океанских акваторий и берегов,
которые часто создают уникальные условия для приливов.Например, разница
в уровнях приливов на Таити составляет 25 м.
Теоретически приливные электростанции могли бы производить в
целом 635 тыс.ГВт•ч/год электроэнергии, что является энергетическим
эквивалентом более чем 1 млрд баррелей нефти.
Энергия приливов
Сегодня мы достоверно знаем, что могучее природное явление –
ритмичное движение морских вод вызывает силы притяжения Луны и
Солнца. Приливные волны таят в себе огромный энергетический потенциал –
3 млрд. кВт.
Наиболее очевидным способом использования океанской энергии
представляется постройка приливных электростанций (ПЭС).
С 1967 г. в устье реки Ранс во Франции на приливах высотой до 13
метров работает ПЭС мощностью 240 тыс. кВт с годовой отдачей 540 тыс.
кВт/ч. В СССР инженером Л.Б.Бернштейном был разработан удобный
способ постройки блоков ПЭС, буксируемых на плаву в нужные места. Его
идеи были проверены на ПЭС, построенной в 1968 году в Кислой Губе около
Мурманска. Сейчас создан проект Мезенской ПЭС на Белом море,
мощностью 11,4 ГВт.
К числу энергетических ресурсов Мирового океана относят также
энергию волн и температурного градиента.
Энергия ветровых волн
суммарно оценивается в 2,7 млрд. кВт в год
Энергия океанических течений
Не так давно группа ученых океанологов обратила внимание на тот
факт, что Гольфстрим несет свои воды вблизи берегов Флориды со
скоростью 5 миль в час. Идея использовать этот поток теплой воды была
весьма заманчивой.
14.2 Основы преобразования энергии волн
Огромные количества энергии можно получить от морских волн.
Мощность, переносимая волнами на глубокой воде, пропорциональна
квадрату их амплитуды и периоду. Поэтому наибольший интерес
181
представляют длиннопериодные (
с) волны большой амплитуды (
м), позволяющие снимать с единицы длины гребня в среднем от 50 до 70
кВт/м.
Наибольшее
число
волновых
энергетических
устройств
разрабатывается для извлечения энергии из волн на глубокой воде. Это
наиболее общий тип волн, существующий при условии, что средняя глубина
моря
превышает величину половины длины волны
.
В волнах на глубокой воде нет поступательного движения жидкости. В
подповерхностном слое жидкости ее частицы совершают круговое движение
с радиусом орбиты , равным амплитуде волны (рис. 14.2.).
Высота волны от вершины гребня до основания равна ее удвоенной
амплитуде (
). Угловая скорость движения частиц
измеряется в
радианах в секунду. Изменение формы волновой поверхности таково, что
наблюдается поступательное движение, хотя сама вода не перемещается в
направлении распространения волны (слева направо). Это кажущееся
перемещение есть результат наблюдения фаз смещения последовательно
расположенных частиц жидкости; как только одна частица в гребне
опускается, другая занимает ее место, обеспечивая сохранение формы гребня
и распространение волнового движения вперед.
Рисунок 14.2. Характеристики волны
Соотношение, устанавливающее зависимость между частотой и длиной
для поверхностной волны на глубокой воде
.
(14.1)
Период движения волны
.
Скорость частицы жидкости в гребне волны
182
(14.2)
.
Скорость перемещения
определится как
поверхности
(14.3)
волны
.
в
направлении
(14.4)
Скорость
называют фазовой скоростью распространения волн,
создаваемых на поверхности жидкости. Эта величина не зависит от
амплитуды волны и неявным образом связана со скоростью движения частиц
жидкости в волне.
Полная кинетическая энергия на единицу ширины волнового фронта и
единицу длины вдоль направления распространения волны равна
.
(14.5)
Нормированная потенциальная энергия волны равна в точности такой
же величине
.
(14.6)
Полная энергия на единицу площади поверхности волны равна сумме
кинетической и потенциальной энергий.
.
(14.7)
Выражение для энергии на единицу ширины волнового фронта и на
единицу длины волны вдоль направления его распространения запишется в
виде
.
Подставим
(14.8)
из (14.1)
,
183
(14.9)
что с учетом (14.2)
.
(14.10)
Выражение
для
мощности,
переносимой
в
направлении
распространения волны на единицу ширины волнового фронта, имеет вид
.
(14.11)
С учетом (14.7) и (14.11) мощность
равна полной энергии
(кинетическая + потенциальная) в волне на единицу площади поверхности,
умноженной на величину
– групповую скорость волн на глубокой воде,
с которой волны переносят энергию. С учетом выражения для групповой
скорости
.
(14.12)
Различие между групповой и волновой (фазовой) скоростями является
общим для любых волновых процессов, для которых фазовая скорость
зависит от длины волны (дисперсия).
Подставляя в (14.11) фазовую скорость в виде (14.4), получаем
соотношение
.
(14.13)
Следовательно, мощность, переносимая волнами, увеличивается прямо
пропорционально квадрату амплитуды и периоду. Именно поэтому для
специалистов по океанской энергетике особенно привлекательны
длиннопериодные волны, обладающие значительной амплитудой.
На практике волны оказываются совсем не такими идеализированно
синусоидальными, как это подразумевалось выше. Обычно в море
наблюдаются нерегулярные волны с переменными частотой, направлением и
амплитудой. Поскольку результирующее волнение чаще всего нельзя
представить суммой волн, действующих в одном направлении, то мощность,
извлекаемая преобразователями направленного действия, будет значительно
ниже той; которую переносят волны.
184
14.3 Преобразователи, отслеживающие профиль волны
В этом классе преобразователей остановимся в первую очередь на
разработке профессора Эдинбургского университета Стефана Солтера,
названной в честь создателя «утка Солтера». Техническое название такого
преобразователя – колеблющееся крыло. Форма преобразователя
обеспечивает максимальное извлечение мощности (рис. 14.3).
Рисунок 14.3 «Утка Солтера»: а – схема преобразования энергии волны; б –
вариант конструкции преобразователя; 1 – плавучая платформа; 2 –
цилиндрическая опора с размещенными в ней приводами и
электрогенераторами; 3 – асимметричный поплавок.
Волны, поступающие слева, заставляют “утку” колебаться.
Наиболее серьезными недостатками для «уток Солтера» оказались
следующие:
- необходимость передачи медленного колебательного движения на
привод генератора;
- необходимость снятия мощности с плавающего на значительной
глубине устройства большой протяженности;
- вследствие высокой чувствительности системы к направлению волн
необходимость отслеживать изменение их направления для получения
высокого КПД преобразования;
- затруднения при сборке и монтаже из-за сложности формы
поверхности «утки».
Другой вариант волнового преобразователя с качающимся элементом –
контурный плот Коккерелла.
Контурный плот – многозвенная система из шарнирно соединенных
секций (рис. 14.4). Как и «утка», он устанавливается перпендикулярно к
фронту волны и отслеживает ее профиль.
185
Рисунок 14.4 Вариант выполнения контурного плота Коккерелла: 1 –
колеблющаяся секция; 2 – преобразователь; 3 – тяга; 4 – шарнир.
Рисунок 14.5 Эволюция водяного колеса: 1 – колесо-прототип; 2 – ленточное
колесо на плавучем основании; 3 – ленточное колесо в толще потока; 4 –
ленточное колесо со складными лопастями.
Ленточное колесо (рис. 14.5, 2) оказывается более компактным, требует
меньше материалов, менее подвержено воздействию атмосферы. Подобное
устройство может быть установлено в потоке на понтонах с таким расчетом,
чтобы нижние лопасти входили в воду, а верхние оставались «сухими».
Эффективность преобразования скоростного напора повышается за счет того,
что сразу несколько лопастей оказываются под воздействием потока. Однако,
простое увеличение числа лопастей ленточного колеса не приведет к
существенному увеличению момента на валах.
На базе ленточного колеса созданы устройства, полностью
погружаемые в толщу потоков (рис. 14.5, 3, 4). Для таких устройств
предлагается несколько способов уменьшения сопротивления движению
ленты во время холостого хода. Это и сооружение воздушной камеры над
колесом и применение различных вариантов механизмов складывания
лопастей.
186
14.4 Биоэнергетические ресурсы Казахстана
. В биоэнергетике в качестве одного из возможных источников
возобновляемой энергии используется биомасса. Под этим термином
понимают все виды растений, растительные отходы сельского хозяйства,
деревообрабатывающей и других отраслей промышленности, которые имеют
энергетическую ценность и могут быть использованы как топливо.
Биомасса делится на первичную (растения, животные, микроорганизмы
и т.д.) и вторичную - отходы при переработке первичной биомассы и
продукты жизнедеятельности человека и животных.
Энергия, запасенная в первичной и вторичной биомассе, может
конвертироваться в технически удобные виды топлива или энергии
несколькими путями.
Биомасса (экскременты сельскохозяйственных животных; солома и
прочие
отходы
растениеводства)
сбраживаются
в
результате
жизнедеятельности метанобактерий, в результате чего образуются биогаз и
побочные продукты (витамин В, удобрение).
Об экологической чистоте биомассы свидетельствует то, что в период
роста растения поглощают солнечную энергию, воду, углекислый газ,
выделяют кислород и образуют углерод в процессе фотосинтеза, а при
сжигании происходит обратный процесс: кислород поглощается, а теплота,
вода и углекислый газ выделяются.
Биогаз. Всего в мире в настоящее время используется или
разрабатывается около шестидесяти разновидностей технологий получения
биогаза.
Получение биогаза. Наиболее распространенный метод - анаэробное
сбраживание в метатанках, или анаэробных колоннах. Биогаз- это смесь
метана и углекислого газа, получаемая в специальных реакторах метантенках, оборудованных и регулируемых таким образом, чтобы
обеспечить максимальное выделение метана. Энергия, получаемая при
сжигании биогаза, может достигать 90% энергии исходного материала.
Однако биогаз получают из жидкой массы, содержащей 95% воды, поэтому
на практике выход определить довольно трудно. Существенным
преимуществом переработки биомассы в метантенках является то, что в
отходах биомассы содержится значительно меньше болезнетворных
микроорганизмов, чем в исходном материале.
Получение биогаза экономически оправдано и выгодно, когда
перерабатывается постоянный поток отходов (стоки животноводческих
ферм, скотобоен, поток растительных отходов и т.п.).
Теплотворная способность 1 куб. м биогаза, состоящего из 50-80%
метана и 20-50% углекислого газа, равна 10-24 МДж и эквивалентна 0,7-0,8
кг условного топлива.
187
Производство биогаза в некоторых зарубежных странах уже заняло
ведущее положение в энергетическом балансе сельскохозяйственного
производства.
Биогаз горит голубым пламенем. Он имеет теплотворную способность
4500-5000 ккал/м3 при содержании метана 60-70%. Величина теплотворной
способности прямо пропорциональна содержанию метана, которое, в свою
очередь, зависит от сырья, используемого для получения биогаза. Из-за
различной
теплотворной
способности
использование
горелок,
предназначенных для других газов (бутан, сжиженный нефтяной газ и др.)
дает меньшую эффективность. Использование специальных биогазовых
горелок позволяет добиться тепловой эффективности 55-65%.
Биогаз - нетоксичный, бесцветный, безвкусный, не имеющий запаха
стойкий газ. Однако, в случае наличия малого количества сероводорода,
биогаз может иметь слабый запах тухлых яиц. Этот запах заметен не всегда и
практически всегда отсутствует в случае сжигания биогаза. Сжигание
биогаза в воздушной среде образует голубое пламя с выделением большого
количества тепловой энергии. Из-за наличия большого количества
углекислого газа биогаз является безопасным (невзрывоопасным) топливом
для сельских домов.
Образование биомассы
Двуокись углерода из атмосферы и вода из грунта участвуют в
процессе фотосинтеза с получением углеводов (сахаридов), которые и
образуют "строительные блоки" биомассы. Таким образом, солнечная
энергия, используемая при фотосинтезе, сохраняется в химической форме в
биомассовой структуре.
Если мы сжигаем биомассу эффективным образом (извлекаем
химическую энергию), то кислород из атмосферы и углерод, содержащийся в
растениях, вступают в реакцию с образованием двуокиси углерода и воды.
Процесс является циклическим, потому что двуокись углерода может вновь
участвовать в производстве новой биомассы.
Другое важное различие между биомассой и ископаемыми видами
топлива определяется их воздействием на окружающую среду. В процессе
разложения растения химические вещества попадают в атмосферу. Напротив,
ископаемое топливо "заперто" глубоко под землей и не воздействует на
атмосферу до тех пор, пока не будет сожжено.
Биомасса
считается
одним
из
ключевых
возобновляемых
энергетических ресурсов будущего. Сегодня она обеспечивает 14%
потребления первичной энергии. Для трех четвертей населения человечества,
живущих в развивающихся странах, биомасса является самым важным
источником энергии.
188
Рисунок 14.6 Образование биомассы в природе
Увеличение населения и потребления энергии на одного жителя, а
также истощение ресурсов ископаемого топлива приведут к быстрому
увеличению спроса на биомассу в развивающихся странах. В среднем, в
развивающихся странах биомасса обеспечивает 38% первичной энергии (а в
некоторых странах 90%).
Один кубический метр сухой древесины содержит 10 ГДж энергии
(десять миллионов кДж). Для нагревания 1 литра воды на 1 градус требуется
4,2 кДж тепловой энергии.
Для того, чтобы довести до кипения литр воды, потребуется менее 400
кДж, содержащиеся в 40 кубических сантиметрах древесины - то есть
небольшая деревянная палочка. На практике на открытом огне потребуется,
по крайней мере, в 50 раз большее количество древесины. Эффективность
преобразования не превышает 2%.
Биодизель - это экологически чистое топливо для дизельных
двигателей, получаемое путем химической обработки растительного масла
или животных жиров, которое может служить добавкой к дизельному
топливу или полностью заменять его.
189
Биодизель, как показали опыты, при попадании в воду не причиняет
вреда растениям и животным. Кроме того, он подвергается практически
полному биологическому распаду: в почве или в воде микроорганизмы за 28
дней перерабатывают 99 процентов биодизеля, что позволяет говорить о
минимизации загрязнения рек и озер..
Рисунок 14.7 Биогазовые технологии
Биогазовые технологии - это наиболее радикальный, экологически
чистый, безотходный способ переработки, утилизации и обезвреживания
разнообразных органических отходов растительного и животного
происхождения.
14.5 Возможности использования биотехнологий в Казахстане
В сельском хозяйстве Казахстана годовой выход органических отходов
составляет около 40 миллионов тонн. Переработка этих отходов по
биогазовым технологиям позволит получить около 18 миллиардов
кубометров биогаза, что эквивалентно 14-15 млн. тонн условного топлива.
Стабильным источником биомассы для производства энергии в
Казахстане являются отходы продуктов животноводства.
Годовой выход животноводческих и птицеводческих отходов по сухому
весу - 22,1 млн. тонн, или 8,6 млрд. куб.м. газа (крупного рогатого скота - 13
млн. тонн, овец - 6,2 млн.тонн, лошадей - 1 млн.тонн), растительных остатков
- 17,7 млн.тонн (пшеница - 12 млн.тонн, ячмень - 6 млн. или 8,9 млрд. куб.м.),
что эквивалентно 14 -15 млн.тонн условного топлива, или 12,4 млн.тонн
мазута.
190
Рисунок 14.8 Технология для получения биогаза
В Северо-Казахстанской области компанией «Баско» был построен
завод по производству биоэтанола – производственный комплекс «Биохим».
Также, учитывая мировые тенденции в энергетике, возможно использование,
имеющейся в Степногорске мощной производственной базы и
инфраструктуру для производства биоэтанола.
Контрольные вопросы:
1. Сколько процентов занимает поверхность Мирового океана?
2. Сколько процентов солнечного излучения поглощается первым
метром водной толщи в океанской воде?
3. Сколько процентов солнечного излучения поглощается
десятиметровым слоем водной толщи в океанской воде?
4. По какой формуле определяется мощность, переносимая волнами на
глубокой воде?
5. Какие виды морских и океанических волн используется для
получения энергии?
191
6. Сколько кВт можно снимать с единицы длины гребня морских и
океанических волн (кВт/м)?
7. Какой характер не имеет движения жидкости в волнах и на глубокой
воде?
8. По какой формуле определяется высота волны от вершины гребня
до основания?
9. Какую скорость имеют частицы жидкости в гребне морских волн?
10. Как называется скорость распространения волн, создаваемых на
поверхности жидкости?
11. По какой формуле определяется полная кинетическая энергия
волнового фронта , вдоль направления распространения волны
192
15. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В
ЭНЕРГЕТИКЕ. ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ СИСТЕМЫ И
ПРИБОРЫ
15.1 Основные направления энергосбережения в энергетике
Энергосбережение - реализация правовых, организационных, научных,
производственных, технических и экономических мер, направленных на
эффективное (рациональное) использование (и экономное расходование)
топливно-энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот
возобновляемых источников энергии (источник определения (с небольшими
изменениями). Энергосбережение - важная задача по сохранению природных
ресурсов.
В настоящее время наиболее насущным является бытовое
энергосбережение (энергосбережение в быту), а также энергосбережение в
сфере ЖКХ. Препятствием к его осуществлению является сдерживание роста
тарифов для населения на отдельные виды ресурсов (электроэнергия, газ),
отсутствие средств у предприятий ЖКХ на реализацию энергосберегающих
программ,
а
также
отсутствие
массовой
бытовой
культуры
энергосбережения.
Актуальным также является обеспечение энергосбережения в АПК.
Эффекты от мероприятий энергосбережения можно разделить на
несколько групп:
- экономические эффекты у потребителей (снижение стоимости
приобретаемых энергоресурсов);
- эффекты повышения конкурентоспособности (снижение потребления
энергоресурсов на единицу производимой продукции, энергоэффективность
производимой продукции при ее использовании);
- эффекты для электрической, тепловой, газовой сети (снижение
пиковых нагрузок, минимизация инвестиций в расширение сети);
- экологические эффекты;
- связанные эффекты (внимание к проблемам энергосбережения
приводит к повышению озабоченности проблемами общей эффективности
системы - технологии, организации, логистики на производстве, системы
взаимоотношений, платежей и ответственности в ЖКХ, отношения к
домашнему бюджету у граждан).
В результате проведенных исследований выяснилось, что только за
счет экономии количество потребляемой энергии можно сократить на 40%,
т.е. в Казахстане впустую тратится почти половина потребляемой энергии.
Потенциал энергосбережения в нашей стране сравним по масштабам с
объемом всех экспортируемых нефтепродуктов.
Из-за низкой энергоэффективности, низкого КПД установок, утечки
происходят в самом топливно-энергетическом комплексе, по причине износа
оборудования - в промышленности, в ЖКХ. На сектор ЖКХ приходится
193
почти одна треть всех потерь . Также очень значительное количество потерь
энергии в ЖКХ происходит из-за пренебрежительного отношения к энергии
потребителей. Через окна и двери зданий происходит до 70% теплопотерь.
Также тепло теряется и через неутепленные окна.
Одним из действенных способов уменьшить влияние человека на
природу является увеличение эффективности использования энергии. В
самом деле, современная энергетика, основанная в первую очередь на
использовании ископаемых видов топлива (нефть, газ, уголь), оказывает
наиболее массивное воздействие на окружающую среду. Начиная от добычи,
переработки и транспортировки энергоресурсов и заканчивая их сжиганием
для получения тепла и электроэнергии - все это весьма пагубно отражается
на экологическом балансе планеты. Наконец, именно "ископаемая"
энергетика ответственна за проблему изменения климата, связанную с
увеличением концентрации парниковых газов, то есть вопрос повышения
энергоэффективности экономики сейчас является одним из самых
животрепещущих для всех стран без исключения, даже для богатой
природными ресурсами Казахстана
Основная роль в увеличении эффективности использования энергии
принадлежит современным энергосберегающим технологиям. После
энергетического кризиса 70-х годов XX века именно они стали
приоритетными в развитии экономики Западной Европы, а после начала
рыночных реформ - и в нашей стране. При этом их внедрение, помимо
очевидных экологических плюсов, несет вполне реальные выгоды уменьшение расходов, связанных с энергетическими затратами.
Энергосбережение сейчас становится одним из приоритетов политики
любой компании, работающей в сфере производства или сервиса. По данным
специалистов, доля энергозатрат в себестоимости продукции в России
достигает 30-40%, что значительно выше, чем, например, в
западноевропейских странах. Одной из основных причин такого положения
являются устаревшие энергорасточительные технологии, оборудование и
приборы. Очевидно, что снижение таких издержек позволяет повысить
конкурентоспособность бизнеса.
По данным европейских экспертов, стоимость электроэнергии,
потребляемой ежегодно средним двигателем в промышленности, почти в 5
раз превосходит его собственную стоимость. В связи с этим, очевидна
необходимость
оптимизации
оборудования
с
использованием
электроприводов.
Режим энергосбережения особенно актуален для механизмов, которые
часть времени работают с пониженной нагрузкой, - конвейеры, насосы,
вентиляторы и т.п. Кроме снижения расхода электроэнергии, экономический
эффект от применения частотно-регулируемых электроприводов достигается
путем увеличения ресурса работы электротехнического и механического
оборудования,
что
становится
дополнительным
плюсом.
Такие
энергосберегающие электроприводы и средства автоматизации могут быть
194
внедрены на большинстве промышленных предприятий и в сфере ЖКХ: от
лифтов и вентиляционных установок до автоматизации предприятий, где
нерациональный расход электроэнергии связан с наличием морально и
физически устаревшего оборудования.
Существуют
и
другие
пути
рациональнее
использовать
электроэнергию, причем, не только на производстве, но и в быту.
Энергосберегающий эффект основан на том, что свет включается
автоматически, именно, когда он нужен. Днем, при высоком уровне
освещенности, освещение отключено.
Таким образом, энергосберегающие технологии позволяют решить
сразу несколько задач: сэкономить существенную часть энергоресурсов,
решить проблемы отечественного ЖКХ, повысить эффективность
производства и, с чего мы начинали нашу статью, уменьшить нагрузку на
окружающую среду. Поэтому не приходится сомневаться, что их широкое
внедрение - это только вопрос времени: настал момент, когда мы должны
расплатиться с природой по кредиту.
15.2 Экономия топливно-энергетических ресурсов – важнейшее
направление рационального природопользования
На развитие хозяйствующих субъектов в нашей стране существенное
негативное влияние оказывает высокая доля энергетических затрат в
издержках производства, которая на промышленных предприятиях
составляет в среднем 8-12% и имеет устойчивую тенденцию к росту, в связи
с большим моральным и физическим износом основного оборудования и
значительными потерями при транспортировке энергетических ресурсов.
Одним из определяющих условий снижения издержек на
промышленных предприятиях и повышения экономической эффективности
производства в целом является рациональное использование энергетических
ресурсов. Вместе с тем, энергосберегающий путь развития отечественной
экономики возможен только при формировании и последующей реализации
программ энергосбережения на отдельных предприятиях, для чего
необходимо создание соответствующей методологической и методической
базы.
Откладывание реализации энергосберегающих мероприятий наносит
значительный экономический ущерб предприятиям и негативно отражается
на общей экологической и социально-экономической ситуации. Помимо
этого, дальнейший рост издержек в промышленности и других отраслях
народного хозяйства сопровождается растущим дефицитом финансовых
ресурсов, что задерживает обновление производственной базы предприятий в
соответствии с достижениями научно-технического прогресса.
Для предотвращения финансовых потерь при формировании
совокупности энергосберегающих мероприятий требуется разработка и
195
совершенствование
методов
оценки
эффективности
программ
энергосбережения,
учитывающих
многовариантность
использования
источников инвестиций, предназначенных для их реализации. Уменьшение
энергетической составляющей в издержках производства позволит получить
дополнительные средства для обеспечения приемлемого уровня морального
и физического износа технологического оборудования .
Различные авторы под топливно-энергетическими ресурсами (ТЭР)
подразумевают совокупность всех природных и преобразованных ресурсов,
используемых в хозяйстве страны. Экономисты относят к ТЭР «природные
топливные ресурсы, природные энергетические ресурсы, продукты
переработки топлива, горючие (топливные) побочные энергетические
ресурсы, электроэнергию, сжатый воздух и доменное дутье, тепловую
энергию (пар и горячую воду)».
Не вызывает сомнений, что согласно видовой классификации ТЭР
следует отнести к материальным ресурсам, хотя в некоторых
производственных процессах на предприятии ТЭР воздействует на предмет
труда непосредственно. Также следует заметить, что часть их используется и
как топливо, и как сырье для переработки (например, нефть).
Обобщая сказанное выше, применяя терминологию законодательных
документов, энергетические ресурсы можно подразделить на первичные
возобновляемые, невозобновляемые и вторичные (побочные).
Обычно при использовании ресурсов возможен выбор одного ресурса
из нескольких возможных — например, применять торф, газ или мазут в
котельных. При этом выбор конкретного ресурса из числа возможных
определяется не только спецификой производства, но и экономическим
положением региона, обеспеченностью его тем или иным видом ресурсов и
некоторыми другими факторами. Следует, однако, отметить, что такой выбор
не всегда осуществляется рационально: например, регионы, испытывающие
недостаток в некоторых ресурсах и не планируют осуществлять переход на
прочие энергоресурсы
Вследствие этого, энергосбережение рассматривается не как
бесцельная экономия энергетических ресурсов, проводимая зачастую за счет
сокращения объема производства, а как фактор экономического роста,
улучшения благосостояния населения, обеспечения соответствующей
экологической и социально-бытовой обстановки. Таким образом,
энергосбережение должно быть одним из приоритетных направлений
экономической политики промышленного предприятия. В то же время
сегодня пристального внимания заслуживает оценка эффективности
энергосбережения и ее составляющих, которую необходимо учитывать при
последующей разработке целевых программ энергосбережения и сценариев
их реализации.
Одной из характерных черт современного этапа научно-технического
прогресса является возрастающий спрос на все виды энергии. Важным
топливно-энергетическим ресурсом является природный газ. Затраты на его
196
добычу и транспортировку ниже, чем для твердых видов топлива. Являясь
прекрасным топливом (калорийность его на 10% выше мазута, в 1,5 раза
выше угля и в 2,5 раза выше искусственного газа), он отличается также
высокой отдачей тепла в разных установках. Газ используется в печах,
требующих точного регулирования температуры; он мало дает отходов и
дыма, загрязняющих воздух. Широкое применение природного газа в
металлургии, при производстве цемента и в других отраслях
промышленности позволило поднять на более высокий технический уровень
работу промышленных предприятий и увеличить объем продукции,
получаемой с единицы площади технологических установок, а также
улучшить экологию региона.
Экономия топливно-энергетических ресурсов в настоящее время
становится одним из важнейших направлений перевода экономики на путь
интенсивного развития и рационального природопользования. Однако,
значительные
возможности
экономии
минеральных
топливноэнергетических ресурсов имеются при использовании энергетических
ресурсов. Так, на стадии обогащения и преобразования энергоресурсов
теряется до 3% энергии. В настоящее время почти вся электроэнергия в
стране производится тепловыми электростанциями. Поэтому на повестку дня
все чаще ставится вопрос о применении нетрадиционных источников
энергии.
На ТЭС при выработке электроэнергии полезно используется лишь
30—40% тепловой энергии, остальная часть рассеивается в окружающей
среде с дымовыми газами, подогретой водой. Немаловажное значение в
экономии минеральных топливно-энергетических ресурсов играет снижение
удельного расхода топлива на производство электроэнергии.
Таким образом, основными направлениями экономии энергоресурсов
являются:
совершенствование
технологических
процессов,
совершенствование оборудования, снижение прямых потерь топливноэнергетических ресурсов, структурные изменения в технологии
производства, структурные изменения в производимой продукции,
улучшение качества топлива и энергии, организационно-технические
мероприятия. Проведение этих мероприятий вызывается не только необходимостью экономии энергетических ресурсов, но и важностью учета
вопросов охраны окружающей среды при решении энергетических проблем.
15.3 Основные этапы разработки программы энергосбережения
Основные направления энергосбережения:
- Энергоаудит. Проведение энергетических обследований организаций.
-Энергоучет.
Внедрение
централизованных
систем
учета
энергоресурсов на промышленных предприятиях.
197
- Регулирование энергопотребления. Внедрение систем регулирования
потребления энергоресурсов от источника их производства до конечного
потребления.
- Реконструкция промышленных вентиляционных установок.
- Модернизация топливных и электрических печей.
- Модернизация энергетического оборудования.
Для успешного выполнения и дальнейшего развития программы
наиболее подходящим инструментом является система управления
проектами, широко применяемая в мировой практике.
Программа должна создавать условия, позволяющие сочетать интересы
ее участников в направлении намеченных приоритетов. Она является
многопроектной средой с различным статусом проблем и проектов:
важнейшие проблемы, требующие срочных действий; проблемы,
нуждающиеся в дополнительной проработке; проблемы, решаемые в ходе
регулярного планирования; региональные, районные, городские, отраслевые
проекты, проекты отдельных предприятий и т. д. Поэтому для достижения
поставленных целей необходима система управления, структура которой
будет разрабатываться и оптимизироваться при формировании нормативноправовой базы энергосбережения предприятия.
Энергоаудит
Энергетическое обследование (энергоаудит) проводится в целях
определения путей быстрого и эффективного снижения издержек на
энергоресурсы, сокращения и исключения непроизводительных расходов
(потерь), оптимизации или замены технологии производства. Он может стать
основательной базой, трамплином для качественного рывка в конкурентной
борьбе на рынке товаров и услуг.
- Существуют три способа снижения потребления энергии.
- Исключение нерационального использования энергоресурсов.
- Устранение потерь энергоресурсов.
- Повышение эффективности использования энергоресурсов.
Энергоаудит условно можно разделить на четыре основных этапа:
1.
Ознакомление с предприятием, сбор и анализ необходимой
информации, составление программы обследования. На этом этапе
производится уточнение объемов и сроков проведения работы.
2.
Обследование предприятия. В том числе: разработка подробных
балансов по всем энергоресурсам, выявление основных потребителей и
"очагов" нерациональных потерь энергоресурсов; проведение необходимых
испытаний и инструментальных замеров.
3.
Разработка энергосберегающих проектов и мероприятий.
Определение технического и экономического эффекта от их внедрения.
Формирование программы энергосбережения предприятия;
4.
Оформление отчета по энергетическому обследованию и
энергетического паспорта предприятия. Презентация результатов работы.
198
Структурно программа энергосбережения состоит из следующих
разделов: общей части, нормативно-правовой базы, перечня основных
направлений энергосбережения, программного блока, информационно образовательного блока и приложений.
В первом разделе сформулированы цели и задачи программы,
ожидаемые результаты, основные принципы построения и управления, а
также приведена схема управления энергосбережением предприятия.
Особое внимание уделено принципу возвратности средств
финансирования мероприятий по энергосбережению, стимулированию
производителей, потребителей и поставщиков энергии, а также компаний,
занимающихся решением практических вопросов энергосбережения.
Нормативно-правовая база содержит перечень первоочередных
нормативно-правовых актов, которые должны быть учтены при разработке
программы.
Основная часть программы энергосбережения – программный блок,
включающий организационно-технические мероприятия, перечень проектноконструкторских
и
научно-исследовательских
работ
в
области
энергосбережения, а также перечисление первоочередных объектов создания
демонстрационных зон высокой энергетической эффективности.
Главной особенностью построения программного блока является
возможность разработки на его основе детальных годовых программ
энергосбережения
и
оптимизации
направлений
энергосбережения
предприятия.
Информационно-образовательный блок содержит два основных вида
этой деятельности: подготовку и переподготовку специалистов всех уровней
по энергосбережению, пропаганду идей энергосбережения.
Основными принципами программы энергосбережения являются:
- приоритет повышения эффективности использования топлива и
энергии над увеличением объемов добычи и производства;
- сочетание интересов потребителей, поставщиков и производителей
топлива и энергии;
первоочередность
обеспечения
выполнения
экологических
требований к добыче, производству, переработке, транспортировке и
использованию топлива и энергии;
- обязательность учета юридическими лицами производимых или
расходуемых ими энергетических ресурсов, а также учета физическими
лицами получаемых энергетических ресурсов;
- сертификация топливно-, энергопотребляющего, энергосберегающего
и диагностического оборудования, материалов, конструкций, транспортных
средств, а также энергетических ресурсов;
- заинтересованность производителей и поставщиков энергетических
ресурсов в применении эффективных технологий;
- осуществление мероприятий программы за счет собственных средств
либо на возвратной основе.
199
Основными целями программы энергосбережения предлприятия
являются:
- повышение эффективности использования энергетических ресурсов
на единицу продукта предприятия;
- снижение финансовой нагрузки за счет сокращения платежей за
топливо, тепловую и электрическую энергию;
- улучшение финансового состояния предприятия за счет снижения
платежей за энергоресурсы и, соответственно, дополнительное пополнение
бюджета области за счет налоговых поступлений.
Цели программы достигаются путем внедрения эффективных
технологий и разработки эффективных финансово-экономических
механизмов производства, транспортирования и потребления энергетических
ресурсов, проведения мероприятий по энергосбережению, внедрения систем
учета.
15.4 Современные приборы контроля и учета энергоресурсов - основа
энергосбережения
Развитие рыночных отношений обусловливает необходимость
эффективного использования энергии и всех видов ресурсов, повышения
научно-технического и организационного уровня производства во всех
отраслях экономики, а также подготовки высококвалифицированных кадров,
расширения
материально-технической,
минерально-сырьевой,
производственной базы и научного потенциала.
Необходимо отметить, что ресурсосбережение является основой
снижения материало- и энергоемкости продукции без ущерба для ее
качественных параметров и увеличения абсолютных объемов производства.
Потери тепловой энергии в магистральных, внутриквартальных
тепловых сетях, тепловых пунктах и непосредственно в домах различных
модификаций и годов постройки колеблются в среднем от 25 до 50%.
Особую тревогу вызывают значительные потери холодной и горячей воды в
системах водоснабжения и отопления вследствие неудовлетворительного
состояния внутридомовых сетей. Не менее значительны потери
электрической энергии из-за несовершенства электрических схем и
неудовлетворительного
состояния
электрохозяйства
большинства
потребителей электрической энергии.
Основными направлениями совершенствования и развития систем
тепло- и энергоснабжения следует считать:
- оптимизацию целесообразной степени централизации систем
энергоснабжения;
- совершенствование схем и оборудования систем тепло- и
энергоснабжения, а также уровня их эксплуатации в целях снижения
себестоимости энергии;
200
- внедрение систем автоматического и ручного регулирования
подобных систем, оснащение их измерительной и регулировочной
приборной и арматурной аппаратурой.
Системы учета расхода электроэнергии и энергоносителей могут
исполняться как в автономном виде для отдельного предприятия, так и
являться частью многоуровневой системы учета и контроля.
Оценить эффект от любых мероприятий по энергосбережению без
достоверного учета невозможно, поэтому первым важнейшим направлением
в энергосбережении является установка приборов учета. Это аксиома.
Естественно, большая часть населения, зная, что через кран их деньги
утекают в канализацию, а через неутепленные окна - на ветер, будет
экономить свой семейный бюджет, а значит, будет экономить и государство.
Тепловой счетчик на тепловом вводе в жилой дом уже обычное
явление. Однако практика показывает, что и он не стимулирует рядовых
жильцов к какой-либо экономии, т.к. реальный экономический эффект все
таки на них не отражается. Значит, необходим и индивидуальный
поквартирный учет энергоресурсов.
К сожалению, в существующем жилье используется вертикальная
разводка системы отопления зданий с несколькими стояками в каждой
квартире, при которой практически невозможна установка индивидуальных
приборов учета.
Проектировщики и строители считают, что установка приборов учета
приведет к существенному удорожанию строительства. Но, учитывая
критическое состояние жилищно-коммунального хозяйства страны,
постоянный рост тарифов на энергоресурсы, переход в ближайшем будущем
на 100% оплату населением коммунальных услуг, этот аргумент весомым не
кажется. Кроме того, уже сейчас на рынке есть многофункциональный
прибор для поквартирного учета всех водо- и энергоресурсов, и стоимость
такого прибора ниже стоимости 1 кв. м. в новостройке.
Жилищно-коммунальное хозяйство.
Основными направлениями повышения эффективности использования
ТЭР (теплоэнергоресурсы) и реализации потенциала энергосбережения в
жилищно-коммунальном хозяйстве являются:
- ликвидация неэкономичных котельных с переводом их нагрузок на
другие котельные;
- децентрализация систем теплоснабжения со строительством
котельных малой мощности;
- повышение эффективности работы коммунальных котельных путём
замены неэкономичных котлов на более эффективные, перевода паровых
котлов в водонагрейный режим работы, использование безопасных и
экономичных способов очистки поверхности нагрева от накипи и нагара,
внедрение безреагентных моноблочных водоподготовительных установок,
перевод котельных с мазута на газ;
- перевод котельных на местные виды топлива;
201
- установка в котельных электрогенерирующего оборудования;
- перекладка тепловых сетей предизолированными трубами;
- внедрение комплексной системы автоматизации и диспетчеризации
котельных, тепловых сетей, ЦТП;
- тепловая реабилитация жилых и общественных зданий;
- внедрение приборов учёта, контроля и регулирования расхода
ресурсов, включая оснащение квартир и жилых домов приборами учёта
холодной, горячей воды и газа;
- перевод автомобильного городского коммунального транспорта на
газ;
Первоочерёдные мероприятия:
- прокладка тепловых сетей предизолированными трубами;
-ликвидация
длинных
теплотрасс,
децентрализация
систем
теплоснабжения со строительством котельной малой мощности;
- замена котлов с низким КПД на более экономичные;
- перевод котлов в водонагревательный режим работы;
- внедрение АСУ, диспетчеризации и мониторинг котельных, тепловых
сетей, ЦТП;
- диспетчеризация сетей наружного освещения;
- внедрение сетей наружного освещения;
- внедрение систем АСУ ТП водоснабжения и водоотведения.
- внедрение приборов учёта и регулирования потребления ТЭР.
Основные направления энергосбережения
Энергосбережение в теплотехнике, теплоэнергетике и тепловых
технологиях необходимо сориентировать по нескольким основным
направлениям: в системах электроснабжения, в вопросах теплообмена, в
теплогенерирующих установках, котельных и тепловых сетях, в тепловых
технологиях, в зданиях и сооружениях, а также за счет использования
вторичных ресурсов и альтернативных источников энергии.
1. Энергосбережение в системах электроснабжения включает системы
освещения, электротехники и электроники, электрические сети,
электрические машины и аппараты, системы электрохимической защиты
оборудования и трубопроводов промышленных предприятий и объектов
жилищно-коммунального хозяйства.
Вопрос экономии электроэнергии многоплановый и нужен
стратегический подход, для того чтобы максимально эффективно
использовать все производственные мощности при минимально возможных
энергетических затратах. Подход к экономии электроэнергии основан на
использовании энергосберегающих технологий, которые призваны
уменьшить потери электроэнергии. Существует немало устройств, которые
позволяют добиться уменьшения потерь при работе оборудования,
основными из которых являются конденсаторные установки и частотнорегулируемые приводы.
202
2. Энергосбережение в вопросах теплообмена базируется на законах
теплопроводности, конвективного, лучистого и сложного теплообмена.
Теплотехника – отрасль знаний, изучающая теорию и технические
средства превращения энергии природных источников в тепловую,
механическую и электрическую энергии, а также теорию и средства
использования теплоты для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения,
технологических нужд промышленности и ЖКХ.
Энергосбережение
затрагивает
вопросы
интенсификации
теплопередачи в теплообменных аппаратах, стационарной и нестационарной
теплопроводности при различных граничных условиях, при внутреннем
тепловыделении и наличии фильтрации, теплообмена излучением между
телами и в газах, при кипении и конденсации.
Тепловые потери в трубопроводах с пенополиуретановой изоляцией в
2-2,5 раза ниже, чем при использовании конструкций с традиционными
изоляционными материалами, в которых тепловые потери составляют более
20% отпускаемого тепла и составляют по Украине 78 млн. т у.т. в год.
Удельная повреждаемость трубопроводов тепловых сетей с ППУ почти в 10
раз ниже, а долговечность в 1,5-2 раза выше по сравнению с применяемыми в
России типами бесканальных и канальных прокладок, при использовании
которых износ теплопроводов составляет 15% в год. Годовые затраты на
эксплуатацию теплосетей с ППУ-изоляцией в 9-10 раз ниже, чем обычно.
Капитальные затраты на строительство таких сетей в 1,5 раза ниже, чем при
традиционной канальной прокладке.
Надежность конструкций возрастает при оснащении трубопроводов
системой оперативного дистанционного контроля (ОДК) за состоянием
изоляции. Пятилетний опыт применения этих систем в Киеве показал, что
они позволяют осуществлять непрерывный или периодический контроль за
состоянием изоляции и своевременно с высокой точностью выявлять места
повреждений. В настоящее время в столице новые трубопроводы с
пенополиуретановой изоляцией без системы ОДК в эксплуатацию не
принимаются.
Изучение законов преобразования теплоты в другие виды энергии и
теплообмена позволяют постигнуть основы работы различного рода
тепловых, теплогенерирующих и теплотехнологических установок, тепловых
двигателей и нагнетателей.
3. Энергосбережение в теплогенерирующих установках затрагивает
вопросы расчета паровых и водогрейных котельных агрегатов, электродных
котлов, гелиоустановок, геотермальных установок, котлов утилизаторов,
теплонасосных установок. Разработка методик расчета теплогенерирующих
установок (ТГУ), горения, теплового баланса, топочных камер, конвективных
поверхностей нагрева, расхода топлива, позволяют выбрать наиболее
экономичный и энергосберегающий вариант работы теплогенератора.
Классификация и устройство теплогенерирующих установок, обзор
паровых, водогрейных, электродных котлов, гелиоустановок, вопросы
203
эксплуатации котельных агрегатов, топочных устройств, оборудования
водоподготовки, арматуры, контрольно-измерительных приборов и системы
автоматики подробно описаны в монографиях.
4. Энергосбережение в производственных и отопительных котельных
основывается на проектировании и расчете рациональных тепловых схем
котельных для закрытых и открытых систем теплоснабжения, экономии
энергоресурсов при работе паровых и водогрейных котельных установок,
экономии и сбережения воды в котельной, использовании современных
приборов регулирования, контроля, управления и экономии энергоресурсов
при эксплуатации котельных.
Разработка методик и основных положений работы тепловых схем
производственно-отопительных котельных, с паровыми и водогрейными
котлами, расчета и подбора теплоэнергетического оборудования
(теплообменников, насосов, тягодутьевых машин и др.), определения
тепловых нагрузок и расхода топлива, позволяют выбрать наиболее
экономичный и энергосберегающий вариант их работы.
5. Энергосбережение в тепловых сетях касается вопросов повышения
качества воды для систем теплоснабжения, использования современных
теплообменников на тепловых пунктах, установки приборов расхода воды и
учета теплоты, применения современных технологий тепловой изоляции,
замены элеваторных узлов на смесительные установки с датчиками
температуры и расхода.
В настоящее время следует экономически обосновать и договориться
между
производителями
и
потребителями
тепловой
энергии,
администрациями и предприятиями о том, при какой тепловой мощности
потребителей
экономичнее
применять
централизованную
или
децентрализованную систему теплоснабжения.
6. Энергосбережение в теплотехнологиях охватывает разработку
критериев энергетической оптимизации при производстве, передаче или
сбережения тепловой энергии, баланса теплоты, интенсификации процессов
теплопередачи, современных способов сжигания топлива, использования
паротурбинных, газотурбинных, холодильных установок, тепловых насосов и
тепловых трубок, эффективной тепловой изоляции, разработку методик
расчета технико-экономических показателей. Реализация новых и коренная
модернизация действующих теплотехнологических систем возможны на базе
современных технологических, энергетических, научно-методических и
организационных основ.
7. Энергосбережение в зданиях и сооружениях строится на сбережении
теплоты в системах отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.
Энергосбережение в зданиях и сооружениях включает в себя
различные устройства: вентилируемых наружных стен, вентилируемых окон,
трехслойного или теплоотражающего (в инфракрасном излучении)
остекления,
дополнительного
утепления
наружных
ограждений,
теплоизоляции стен за отопительным прибором, застекленных лоджий.
204
Кроме того, для энергосбережения в зданиях и сооружениях возможно
применение воздушного отопления от гелиоустановок, а также с
использованием теплонасосных установок и энергии низкого потенциала
(конденсата, воды, воздуха).
В промышленных зданиях и сооружениях в дополнении к этому
возможно применение газовых инфракрасных излучателей, периодического
режима отопления, локального обогрева рабочих площадок теплотой
рециркуляционного воздуха из верхней зоны помещения, прямое
испарительное охлаждение воздуха, вращающихся регенеративных
воздушных утилизаторов теплоты.
8. Энергосбережение за счет использования альтернативных
(нетрадиционных и возобновляемых) источников энергии опирается на
применении солнечных коллекторов и электростанций, тепловых насосов,
гелиоустановок, фотоэлектрических и ветроэнергетических установок.
9. Энергосбережение за счет использования вторичных энергоресурсов
(ВЭР) требует использования горючих, тепловых и ВЭР избыточного
давления. Горючие – отходы технологических процессов термохимической
переработки
углеродистого
сырья,
горючие
городские
и
сельскохозяйственные отходы. Тепловые – теплоносители, способные при
определенных условиях выделять определенное количество теплоты. ВЭР
избыточного давления – газы и жидкости, покидающие технологические
аппараты под избыточным давлением и способные передать другому
теплоносителю часть накопленной потенциальной энергии перед сбросом в
окружающую среду.
Энергосбережение за счет использования ВЭР включает утилизацию
теплоты уходящих топочных газов и воздуха, установки контактных
теплообменников, использование холодильных установок в качестве
нагревателей воды, использования теплоты сепараторов пара и пара
вторичного вскипания конденсата, рециркуляцию сушильного агента.
Для решения задач энергосбережения в теплотехнике, теплоэнергетике
и теплотехнологиях нужны высококвалифицированные специалисты, хорошо
освоившие принципы проектирования и эксплуатации энергосберегающих
технологий и оборудования.
В настоящее время, в век компьютерных технологий и программного
обеспечения, в каждой организации и предприятии необходима программа
энергосбережения и система комплексной диспетчеризации инженерного
оборудования.
Система комплексной диспетчеризации инженерного оборудования
включает:
• диспетчерский пункт с компьютерами и программным обеспечением,
обеспечивающим доступ к технологическим параметрам и единое
информационное пространство;
205
• энергоэффективные тепловые узлы с датчиками и автоматическими
регуляторами температуры, расхода теплоносителя, учета тепловой энергии,
учет потребления водопроводной воды;
• учет потребления электроэнергии всех потребителей; контроль и
управление освещением;
• индикация загазованности, затопления и пожара в помещениях.
Система комплексной диспетчеризации инженерного оборудования
должна иметь в распоряжении лабораторию энергоаудита с различными
метрологическими характеристиками и функциями.
В функциональный состав лаборатории энергоаудита должны входить
контрольно-измерительные приборы (КИП) и средства автоматизации с
различными метрологическими характеристиками:
• измерители-регуляторы скорости и температуры воды, температуры и
влажности воздуха в вентиляционных системах;
• измерители освещенности, параметров трехфазных, однофазных и
высоковольтных систем;
• измерители содержания О2, СО2, СО, NОх, Н2, СН4, давления и
температуры в топочных дымовых газах;
• измерители скорости вращения подвижных элементов;
• контроллеры для систем кондиционирования, отопления и горячего
водоснабжения, приточной и вытяжной вентиляции;
• контроллеры для технологического оборудования и холодильных
машин, установок тепловлажностной обработки и печей;
• счетчики, таймеры, измерители расхода;
• приборы для управления насосами, сигнализаторы уровня;
• термопреобразователи, блоки питания и модули входа/выхода;
• средства сбора данных и проведения термографических
исследований, включающих адаптеры и преобразователи интерфейса RS232/RS-485, а также супервизорный контроль с программами типа ОРМ
(OWEN PROCESS MANAGER) или SCADA-система (Supervisory, Control and
Data Acquisition).
Контрольные вопросы:
1. Назовите приоритетные задачи развития энергосберегающих
технологий.
2. Назовите основные технические мероприятия по энергосбережению
в системе энергетики.
3. Какими нормативными документами определен порядок оформления
сотрудниками организации предложений о внедрении мероприятий по
энергосбережению?
4. Назовите основные направления государственного регулирования в
сфере энергосбережения.
206
5. Перечислите основные технические мероприятия по энергосбережению в системе электроэнергетики отопления.
6. Для чего нужен энергоаудит?
7. Назовите основные технические мероприятия по энергосбережению
в системе освещения.
8. Назовите основные этапы проведения энергоаудита.
9. Перечислите основные нормативные акты, регламентирующие
вопросы энергосбережения и повышения энергоэффективности.
10. Назовите основные этапы разработки программ энергосбережения и
повышения энергетической эффективности.
11. Что такое энергоаудит?
12.
Назовите
основные
организационные
мероприятия
по
энергосбережению.
13. Какие требования предъявляются к энергоэффективности зданий,
строений и сооружений?
207
ЛИТЕРАТУРА
1. Бекаев Л.С., Марченко О.В., Пинегин С.П. и др. Мировая энергетика и
переход к устойчивому развитию.- Новосибирск: Наука,2000.
2. Концепция развития и использования возможностей малой и
нетрадиционной энергетики в энергетическом балансе России.- М.:
Мин-ство топлива и энергетики РФ, 1994.-121 с.
3. Новые и возобновляемые источники энергии. Импакт № 4. М., 1988.
4. Актинометрический
ежегодник.
ГГО
им.
Войекова
-Л.:
Гидрометеоиздат., 1939,1940,1956,1961-1968.
5. Климотологический справочник СССР: Метереологические данные за
отдельные годы. Солнечная радиация и солнечный баланс.-Л.:
Гидрометеоиздат., 1964.
6. Даффи Д.А., Бекман У.А. Тепловые процессы с использованием
солнечной энергии. - М.: Мир, 1977. 429 с.
7. Системы солнечного тепло- и хладоснабжения / Под ред.
Э.В.Сарнацкого, С.А.Чистовича. -М.: Стройиздат,1990.
8. Тарнижевский Б.В., Алексеев В.Б., Кабилов З.А., Абуев И.М.
Солнечные коллекторы и водонагревательные установки //
Теплоэнергетика. 1995. № 6. С. 48-51.
9. Тарнижевский Б.В., Абуев И.М. Технический уровень и освоение
производства плоских солнечных коллекторов в России //
Теплоэнергетика. 1997. № 4.
10. Фугенфиров М.И. Использование солнечной энергии в России //
Теплоэнергетика. 1997. № 4
11. Васильев
А.М.,
Лансман
А.П.
Полупроводниковые
фотопреобразователи.- М.: Сов. Радио, 1971.
12. Лидоренко Н.С., Евдокимов В.М., Стребков Д.С. Развитие
фотоэлектрической энергетики. -М.: Информэлектро, 1988.
13. Хутской Н.Г Основы энергосбережения- Минск, Технология-1999.
14. Ятров С.Н Энергосберегаюшее технологии в СНГ и за рубежомМосква, Энергоатомиздат-1990.
15. Свидерская О.В Основы энергосбережения- Минск, ТетраСистем2008.
16. Экономия энергии-новый энергетический источник- Москва,
Прогресс, 1982.
17. Врублевский В.И. «Основы энергосбережения».- Гомель 2003.
208
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.........................................................................................................
1 РОЛЬ И МЕСТО ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ …………….
1.1 Технические аспекты использования возобновляемых
источников энергии…………………………………………………………….
1.2 Совершенствование источников энергии и потребителей………………….
1.3 Экологические аспекты развития энергетики на возобновляемых
источниках………………………………………………………….…………...
2 ТЕХНИЧЕСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ (ВИЭ) В КАЗАХСТАНЕ……...
2.1 Показателей энергетического сектора Казахстана………………….………..
2.2 Использование ВИЭ в секторе солнца, ветера, геотермальных биомасс и
гидроэнергетики в Казахстане…………………………………………..…….
3 СОЛНЕЧНАЯ ЭНЕРГИЯ. ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗЛУЧЕНИЯ
СОЛНЦА……………………………………………………………………….
3.1 Солнечная энергия. Происхождение энергии Солнца……………………….
3.2 Характеристика излучения Солнца. Энергетический потенциал
солнечной радиации……………………………………………………….……
3.3 Спектральное распределение солнечной радиации……………………….…
4 ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СОЛНЕЧНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ С
АТМОСФЕРОЙ ЗЕМЛИ. ВИДЫ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ И
ПРИБОРЫ ДЛЯ ЕЕ ИЗМЕРЕНИЯ…………………………………….…...
4.1 Поглощение солнечного излучения в атмосфере и связанные с этим
процессы…………………………………………...……………………………
4.2 Оптическая масса……………………………………………….……………..
4.3 Парниковый эффект и длинноволновое излучение………………….……...
4.4 Виды солнечной радиации и приборы для ее измерения…………………...
5 ГЕОМЕТРИЯ ЗЕМЛИ И СОЛНЦА. КАЖУЩЕЕСЯ
ПОЛОЖЕНИЕ СОЛНЦА. ОСНОВНЫЕ ТОЧКИ И КРУГИ НА
НЕБЕСНОЙ СФЕРЕ…………………………………………………………
5.1 Движение Земли относительно Солнца. Угловые координаты
земли и небесные координаты солнца………………………………….…..
5.2 Видимое суточное и годовое движение Солнца……………………….……
5.3 Угловые координаты Земли и Небесные координаты Солнца…………..…
5.4 Расчет кажущееся положение Солнца………………………………….….....
6 СИСТЕМЫ ДЛЯ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ СОЛНЕЧНОЙ
ЭНЕРГИИ В ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ (ГЕЛИОСИСТЕМЫ)………...
6.1 Системы солнечного теплоснабжения. Классификация и
основные элементы гелиосистем……………………………………….…….
6.2 Типы систем солнечного теплоснабжения………………………………..…
6.3 Основные элементы и конструкции солнечных коллекторов……….....…..
6.4 Плоский солнечный коллектор………………………………………..…..…
6.5 Фокусирующие(концентрирующие) гелиоприемники……………..…..…..
6.6 Различные пути улучшения эффективности солнечных
Коллекторов………………………………………………………….………..
6.7 Аккумуляторы теплоты емкостного типа (бак-аккумулятор)…………...…
209
3
4
5
7
8
13
13
16
27
27
29
31
35
35
37
39
40
48
48
49
51
55
59
59
62
67
68
71
77
82
7
РАСЧЕТ СИСТЕМ СОЛНЕЧНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ……...….
7.1 Расчет прихода интенсивности солнечной радиации на наклонную
поверхность солнечного коллектора…………………………………………
7.2 Расчет системы солнечного теплоснабжения и определение
характеристик коллектора……………………………………………………
7.3 Расчет нагрузки отопления и горячего водоснабжения………………...….
8
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ. ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ……………………………………………..………..
8.1 Фотоэлектрическое преобразование солнечной энергии в
электрическую энергию……………………………………………………….
8.2 Фотоэлементы…………………………………………………………..……..
8.3 Фотоэлектрические свойства p-n перехода………………………...………..
8.4 Вольт-амперная характеристика солнечного элемента..................................
9
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА К.П.Д. СОЛНЕЧНОГО
ФОТОПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ. ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ МОДУЛЕЙ СОЛНЕЧНЫХ БАТАРЕЙ………..
9.1 К.п.д. солнечного фотопреобразователя........................................................
9.2 Факторы обусловленные несовершенством фотопреобразователя.............
9.3 Конструкции и материалы солнечных элементов…………………………..
9.4 Технические характеристики модулей солнечных батарей……….…….….
9.5 Тепловой режим модулей солнечных батарей………………………………
9.6 Экономические характеристики модулей солнечных батарей……………..
10 СОЛНЕЧНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ(СЭС) И
СОЛНЕЧНЫЕ ПЕЧИ (СП)…………………………………………………
10.1 Солнечные электростанции башенного и модульного типа……………….
10.2 Солнечная фотоэлектрическая станция……………………………...……...
10.3 Общая схема солнечной космической электростанции (СКЭС)…………..
10.4 Машинный расчет коэффициент эффективности использования
гелиостатов солнечной электростанции башенного типа (фактор
косинуса - cos )………………………………………………………...……
10.5 Расчет энергетических показателей солнечной электростанции
башенного типа………………………………………………………...……..
11 ЭНЕРГИЯ ВЕТРА И ВОЗМОЖНОСТИ ЕЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
В КАЗАХСТАНЕ………………………………………………………...…..
11.1 Происхождение ветра, ветровые зоны Казахстана…………………………
11.2 Классификация ветродвигателей по принципу работы…………………….
11.3 Ветрогенераторы – принцип действия, характеристики, виды………...….
11.4 Способы преобразований энергии ветра………………………………...….
11.5 Энергия ветра и возможности ее использования в Казахстане…………...
12 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК (ВЭУ)………………………………………………………...
12.1 Теория ветроэнергетических установок …………………………...………
12.2 Расчет выработки энергии ВЭУ………………………………….………….
13
ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ ДЛЯ
ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ……..
13.1 Состояние геотермальной энергетики в мире………………………...…...
210
86
86
93
98
103
103
106
108
110
113
113
113
117
119
121
123
125
125
132
136
139
145
149
149
150
153
157
160
163
163
165
170
170
13.2 Физические основы добычи геотермальной энергии……………...……... 170
13.3 Термальные воды………………………………………………….………… 173
13.4 Геотермальные станции……………………………………………………. 174
13.5 Геотермальное теплоснабжение…………………………………………… 176
14
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ МОРЕЙ И ОКЕАНА.
БИОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ КАЗАХСТАНА…………...….. 179
14.1 Энергетические ресурсы морей и океана…………………………...……... 179
14.2 Основы преобразования энергии морских волн и океана………………... 181
14.3 Преобразователи, отслеживающие профиль волны………………...…….. 185
14.4 Биоэнергетические ресурсы Казахстана…………………………………… 187
14.5 Возможности использование биотехнологий в Казахстане………………. 190
15 ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В
ЭНЕРГЕТИКЕ. ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ СИСТЕМЫ И
ПРИБОРЫ…………………………………………………………………... 193
15.1 Основные направления энергосбережения в энергетике…………..……… 193
15.2 Экономия топливно-энергетических ресурсов – важнейшее
направление рационального природопользования………………………… 195
15.3 Основные этапы разработки программы энергосбережения……………… 197
15.4 Современные приборы контроля и учета энергоресурсов - основа
Энергосбережения……………………………………………………………. 200
ЛИТЕРАТУРА ……………………………………………………...………. 208
211
Подписано в печать 19.12.19. Формат 60х84 1/16
Бумага офсетная. Тираж 10 экз. Заказ № 190.
ТОО «Power Print»
г. Алматы, ул. Мауленова, 110.
212
