E-mail: genboosad@mail.ru

Эффективность работы любой энергогенерирующей системы использующей солнечную энергию напрямую зависит от того применяется ли в её составе концентратор солнечной энергии и каков он. Меняющий свою ориентацию в пространстве, отслеживающий перемещение Солнца по небосводу или неподвижный, его форма и материал из которого изготовлены отражающие поверхности и многое другое.

Проведенные исследования данных по инсоляции показывают, что прямое солнечное излучение (летом «продуктивное» с 8 – 9 ч до 15 – 16 ч) может являться основным, но не единственным источником поступления в солнечный соляной пруд солнечной энергии. Так для малых прудов крайне важно использовать прямое солнечное излучение, отраженное от концентраторов — для увеличения поступления солнечного излучения в пруд, за временными границами, так называемой наибольшей дневной «продуктивности» Солнца. С учетом того, что максимальное время подъема Солнца с 10 до 20⁰ на экваторе, северном тропике и, например, на широте Омска 21 июня составляет 45, 46 минут и 1 час 14 минут соответственно. В Омске утром Солнце поднимается в 1,64 раза медленнее, чем на экваторе. Это расширит также и границы месячной «продуктивности» к которым относятся 4 – 5 месяцев летнего периода.

Для решения этой проблемы найдено техническое решение, которое исследовано применительно к широте города Омска начиная с 23 апреля ( = 10⁰), когда Солнце стоит строго на востоке (рисунок 1).

1 – солнечный луч; 1′, 1″ – направления движения солнечного луча 1 после отражения от концентратора и после вхождения в воду; 2 – солнечный луч; 2′, 2″, 2^Δ,2⁺ – направления движения солнечного луча 2 после отражения от водной поверхности пруда, концентратора и после вхождения в воду; – угол наклона прямых солнечных лучей (высота Солнца); – угол наклона отраженных солнечных лучей (высота «отраженного» Солнца); ђ – угол наклона концентратора солнечной энергии; ξ – угол вхождения солнечных лучей в воду.

Рисунок 1 – Схема концентрации солнечного излучения в солнечный соляной пруд летним утром за счет изменения наклона концентратора солнечной энергии (схема направлений движений солнечных лучей, поступающих в солнечный пруд).

Угол наклона отраженного солнечного луча 1′ (, высота «отраженного» Солнца, рисунок 1) связан с высотой Солнца () и углом наклона концентратора солнечного излучения () следующей зависимостью

, ⁰

При высоте Солнца 10⁰ и угле наклона концентратора солнечного излучения 10⁰ высота «отраженного» Солнца будет равна 30⁰.

Как видно из рисунка 1 наклон концентратора увеличивает «высоту» отраженного луча 1′ с 10 до 30⁰, угол ξ¹ становится равным 49,5⁰ (для луча 2 ξ² равно 42,5⁰), а значит водная (оптическая) масса изменяется с 1,48 до 1,32.

Отраженные солнечные лучи вступают в воду уже под углом, уменьшающим отражение солнечного излучения водной поверхностью и поглощение солнечного излучения на пути к слою горячего рассола. Поскольку доля от концентрации луча 2′ значительна только при очень малых высотах Солнца, здесь её не рассматриваем. Наклон концентратора солнечной энергии при малых высотах Солнца позволяет главное — использовать всю высоту концентратора для увеличения поступления солнечного излучения в пруд в наиболее проблемные утренние и вечерние часы. Использование отраженного прямого солнечного излучения является мощным инструментом аккумулирования прудом солнечной теплоты. Коэффициент концентрации солнечного излучения в пруд может составить 5,0 при высоте Солнца 10⁰. При высоте Солнца 15⁰ он составляет — 3,3, и 2,6 — при 19⁰, уменьшаясь с увеличением высоты Солнца. Важнейшим фактором в пользу такой схемы концентрации солнечной энергии является то, что в сутках полдень один, а утро и вечер это два временных периода. В летний период в России продолжительность дня 16 – 17 часов, против 12 – 13 часов на экваторе и в тропиках. Концентратор будет отражать дополнительно в акваторию пруда и рассеянное солнечное излучение, которое утром и вечером имеет наибольшую интенсивность с той стороны небосвода, где в это время находится Солнце.

Исходя из этого исследования, разработана, конструктивная схема концентратора солнечной энергии (рис.2), которая будет актуальна утром и вечером и для низких широт (экватор, тропики)

Рисунок 2 – Конструктивная схема концентрирования солнечной энергии в солнечный соляной пруд концентратором солнечной энергии за счет слежения за движением Солнца по небосводу.

Применение наклонного концентратора солнечного излучения (рисунок 2) с избытком компенсирует низкую инсоляцию весной и осенью в средней полосе России. Без учета того, что для малых прудов потери теплоты через дно и боковые стенки могут быть снижены надлежащей теплоизоляцией.

Ранней весной и поздней осенью на вертикальную поверхность, ориентированную на юг в средней полосе России при малой высоте Солнца приходит больше солнечной энергии чем на восточную и западную вертикальные поверхности. Поэтому это техническое решение по концентрации солнечного излучения и для этих временных периодов перспективно.

Для увеличения поступления в пруд солнечного излучения в полуденные часы, когда высота Солнца наибольшая, без затенения акватории пруда ранним утром и поздним вечером, когда высоты Солнца незначительны, можно, использовать в качестве отражателя выступающие «чердачные» части здания в соответствии с рисунком 3.

Рисунок 3 – Конструктивная схема дополнительной концентрации солнечного излучения в солнечный соляной пруд в полуденное время.

Использование солнечных соляных прудов малых площадей с концентрацией энергии от концентратора и дополнительного «чердачного» отражателя для российских просторов является наиболее оптимальным.

Предложенная технология концентрации и аккумулирования солнечной энергии может быть использована при эксплуатации плоских солнечных коллекторов, которые надо будет, в отличие от традиционной ориентации в пространстве, располагать горизонтально. Так, чтобы концентратор мог менять свое положение также как при его эксплуатации с солнечным соляным прудом, используя при этом «чердачные» части здания для дополнительной концентрации энергии в полуденные часы.

Такое техническое решение (концентратор) в России может быть эффективно реализовано при использовании солнечной энергии для локального холодотеплоснабжения, поскольку неэффективность традиционного централизованного теплоснабжения в малых поселениях, подтверждается математической моделью управления аварийными запасами материально-технических ресурсов на их объектах в случае аварийного ремонта[1].

Предлагаемая гелиосистема холодотеплоснабжения (рисунки 4, 5), разработанная в КБАЭ «ВоДОмёт» (г.Омск), как никакая другая учитывает климатические условия средней полосы и юга России. Принципиально не отличаясь от ранее описанных систем [2, 3], она конкретизирована в деталях и содержит основные данные по выполненному экономическому расчету, с учетом экологического фактора.

Принцип работы гелиосистемы холодоснабжения (гелиохолодильника), обеспечивающей поддержание летом соответствующей температуры в холодильной камере, рассмотрен в качестве примера, в виде системы, входящей в отдельно стоящее здание (для упрощения, без привязки в предлагаемому концентратору), и состоит в следующем. Теплота солнечного излучения 1 (рисунок 4), аккумулируемая солнечным прудом 16, по тепловой трубе (термосифону) 14 подается к хладомёту 12 (двигателю Стирлинга с компрессором), где в термодинамических циклах преобразуется в поток хладагента. Неиспользованная в термодинамических циклах хладомёта теплота по тепловой трубе 11 отводится в котлован 9, заполненный льдом, вызывая его таяние, или рассеивается в окружающее пространство. Концентратор 2 обеспечивают увеличение поступления солнечной энергии в пруд. А теплоизоляционное покрытие 6 предотвращает таяние льда котлована 9 от наружного воздуха.

1 – солнечное излучение; 2 – концентратор солнечного излучения; 3 – испаритель холодильника; 4 – дроссель, 5 – конденсатор холодильника; 6 – теплоизоляционное покрытие; 7 – регулятор потока пара хладагента; 8 – воздуховод; 9 – котлован со льдом; 10 – маслопровод; 11, 14 – тепловые гравитационные трубы (термосифоны); 12 – хладомёт (двигатель Стирлинга с компрессором); 13 – водопровод; 15 – грунт; 16 – солнечный соляной пруд

Рисунок 4 – Схема системы среднетемпературного холодоснабжения (гелиохолодильника)

Система предназначена для охлаждения замкнутых объемов посредством циркуляции хладагента по рабочему контуру гелиохолодильника: конденсатор 5 – дроссель 4 – испаритель 3. В испарителе 3 происходит парообразование низкокипящего рабочего тела – хладагента. Образующийся пар хладагента сжимается в хладомёте (компрессоре) с повышением температуры (зависит от степени сжатия) и затем поступает в конденсатор, где конденсируется, отдавая теплоту фазового перехода хладагента в котлован со льдом или в окружающее пространство (воздух). Образующийся при этом жидкий хладагент подается в дроссель 4; за ним давление понижается, и хладагент поступает в испаритель 3. Цикл повторяется.

Теплота, забираемая из помещений будет или аккумулироваться котлованом 9 посредством части конденсатора 5, расположенной в котловане 9 и под ним, что обеспечивает наиболее полное аккумулирование низкопотенциальной теплоты для использования её в будущем (зимой), или часть теплоты может рассеиваться в окружающую среду через его (конденсатора 5) верхнюю наружную часть, расположенную на открытом воздухе. Выбор режима работы определяется положением заслонок в регуляторе потока 7, в зависимости от температуры окружающего воздуха (день — ночь, весна — осень) и состояния котлована — температуры в нем. А также от объема котлована, количества теплоты, которую, он может принять. Преобладающее, естественное направление потока пара хладагента при открытом регуляторе потока 7 в конденсаторе 5 определяется тем, какая из его частей; расположенная в котловане или на открытом воздухе имеет более низкую температуру. Температурой частей конденсатора определяется скорость конденсации в них пара хладагента, а значит и понижение в них давления. Часть конденсатора 5, расположенная над котлованом летом будет иметь наименьшую температуру с 23 до 5 ч, когда разность дневных и ночных температур для средней полосы России составляет 11 – 16 ⁰С (на Северном Кавказе, Нижнем Поволжье и юге Дальнего Востока она ещё больше). Такое разветвление конденсатора очень актуально, т.к. как показывают исследования, у нас нарастает изменчивость погоды — изменчивость температуры и всех сопутствующих элементов. Изменчивость суточная, годовая — какая угодно.

Вода (воздух), проходящая по водопроводу (воздуховоду) 13, нагревается до 50 – 90 ⁰С (в зависимости от скорости движения) удовлетворяя потребности в горячей воде (воздухе) в течение всего лета, до глубокой осени. Кондиционирование помещений можно осуществлять охлажденным до 5 – 8 ⁰С воздухом, поступающим в помещения через воздуховод 8, расположенный во льду котлована.

Охлаждение помещений можно осуществлять также за счет циркуляции масла; маслопровод 10 — охлаждаемое помещение.

Как видим при производстве холода и теплоты данная система имеет минимальное количество технологических переделов.

К осени температура талой воды в котловане поднимается до 10 ⁰С.

Актуальность разработки системы холодоснабжения связана и с существующим прогнозом изменений климата России до 2015 г. В среднем за 10 лет наши климатологи ожидают повышение температуры на 0,6 ⁰С, и уменьшение количества осадков. В связи с этим появятся проблемы с водностью рек. Это скажется на работе ГЭС. В летнее время участятся опасные для здоровья крупные волны тепла. А это в свою очередь повлияет на работу учреждений социальной сферы и медицины.

Система среднетемпературного холодоснабжения на зиму может быть преобразована в систему теплоснабжения согласно рисунку 5.

1 – солнечное излучение; 2, 7 – теплоизоляционное покрытие; 3 – конденсатор теплового насоса; 4 – дроссель; 5, 10 – регулятор потока хладагента; 6 – испаритель теплового насоса; 8 – воздуховод; 9 – котлован с талой водой; 11 – хладомёт (двигатель Стирлинга с компрессором); 12 – тепловая гравитационная труба (термосифон); 13 –грунт; 14 – солнечный соляной пруд

Рисунок 5 – Схема системы теплоснабжения (теплоприводного теплового насоса — ТН_ТП)

Принцип работы системы теплоснабжения, обеспечивающей зимой поддержание соответствующей температуры в помещениях отдельно стоящего здания, происходит следующим образом. Хладомёт 11 (двигатель Стирлинга с компрессором) обеспечивает обогрев помещений посредством циркуляции хладагента по рабочему контуру ТН_ТП: конденсатор 3 – дроссель 4 – испаритель 6. Хладомёт 11 работает от энергии сгорания биометана, обогревающего укороченную тепловую трубу 12 (конструкция топок-форсунок условно не показана), или другого источника. В качестве органического топлива для обогрева тепловой трубы 12 может быть использован торф, высушенный с использованием солнечной энергии.

В испарителе 6 за счет тепловой энергии воды 9 происходит парообразование хладагента, пар далее подогревается от теплоты грунтов, расположенных под котлованом, зданием и под прудом (13) и рассола пруда 14. Подогретый пар сжимается в компрессоре с повышением температуры, затем горячий пар хладагента поступает в конденсатор 3, где он, вначале частично охлаждается, затем конденсируясь, отдает теплоту фазового перехода на обогрев помещений. Конденсат хладагента поступает в дроссель 4, где его давление понижается, а затем – в испаритель 6. Цикл повторяется.

Перед дросселем 4 конденсат хладагента может переохлаждаться за счет поступающего в здание холодного воздуха или воды.

После дросселя 4 теплота на испарение хладагента в испарителе 6 может забираться как из котлована, так и из окружающего воздуха, соответственно через части испарителя 6, расположенные в котловане или над котлованом 9. Это зависит от положения заслонок регулятора потока 5 хладагента. При движении испаряющегося жидкого хладагента по части испарителя, расположенной в котловане обеспечивается быстрое охлаждение воды котлована и образование в нем льда — аккумулирование холода для использования летом. При движении испаряющегося хладагента по части испарителя, расположенной над котлованом (осенью, в оттепели, теплым зимним днем или когда колебания температуры напоминают «пилу») экономится низкопотенциальная теплота котлована для морозного периода. Выбор режима работы определяется положением заслонок в регуляторе потока 5 в зависимости от температуры окружающего воздуха (день — ночь, осень — весна) и состояния котлована — температуры в нем. А также от объема воды в котловане, количества теплоты, которую она может отдать. Преобладающее, естественное направление потока жидкого хладагента при открытом регуляторе потока 5 в конденсаторе 6 определяется тем, какая из его частей; расположенная в котловане или на открытом воздухе имеет более высокую температуру. Температурой этих частей испарителя определяется скорость испарения в них хладагента, а значит и повышение давления. Осенью прохладная вода в котловане может быть подогрета, если воздух из здания удалять через воздуховод 8 или заменена на теплую воду, с температурой до 20 – 25 ⁰С. Подогрев воды в котловане можно осуществить за счет её циркуляции через плоский солнечный коллектор в период «бабьего лета».

Кода на улице тепло тогда потребность в отоплении уменьшается; так что пониженная теплопередача (теплоотдача) уличный воздух — наружный испаритель будет обеспечивать меньший (для исключения перетопа) забор теплоты из атмосферы. Так зима 2006-2007 гг. на юге Сибири была экстремально теплая. Она пришла на 2 – 3 декады позже обычных сроков. Средняя температура декабря была минус 6 ⁰С, а средняя температура января минус 9 ⁰С (вместо среднегодовой минус 19 – 20 ⁰С). Практически зимы как таковой на юге Сибири не было. Жили в условиях предзимья. За всю зиму было всего два холодных периода: третьи декады ноября и февраля. Все остальные периоды были экстремально теплыми. В конце января наступила оттепель. Температура поднялась до + 6 и + 12 ⁰С. А вот зима 2005-2006 гг. была совершенно жуткая.

В процессе работы ТН_ТП (системы) температура воды в котловане понижается, образуется лед (котлован «готовится» к приему теплоты летом), может замерзнуть и грунт под котлованом. Заметно снижается температура грунта 13 и рассола пруда 14, обеспечивая обогрев помещений аккумулированной солнечной энергий и сбросным теплом системы работавшей летом в режиме солнечной холодильной установки.

В рассматриваемом случае, на испарителе 6, расположенном в котловане 9 и под котлованом образования ледяных наростов не является непреодолимым препятствием для эксплуатации системы. Когда вся вода в котловане 9 замерзнет, и дальнейшая эксплуатация ТН_ТП с этим участком станет малоэффективной из-за понижения температуры в испарителе, то за счет управления заслонкой регулятора потока 10 можно обеспечить движение хладагента, по контуру испарения, минуя котлован 9. Этот режим работы ТН_ТП может быть эффективен весной, когда пруд освободился ото льда, и идет аккумулирование солнечной энергии придонным слоем пруда, и когда дальнейшее охлаждение котлована не целесообразно. Однако этот режим можно применять и зимой для восстановления (выравнивания по массиву) температуры котлована. Кроме того, если в системе применить электроприводной компрессор, то этот режим, с присущим ему более высоким коэффициентом трансформации, можно использовать для теплоснабжения ночью, когда более холодно, когда потребность в тепле больше, а стоимость электроэнергии низкая. Днем же, когда стоимость электроэнергии высокая, но требуется меньше тепла на отопление можно применять ТН_ТП с использованием теплоты котлована, при более низком коэффициенте трансформации.

Или наоборот. Режимы работы зависят от конкретных значений приведенных параметров.

При продолжительных морозных зимах, а также для объектов с малым объемом котлована пополнять его теплотой зимой можно за счет отвода «отработавшего» воздуха из здания по воздуховоду 8. И при этом «подогревать» поступающий в помещения свежий морозный воздух можно в параллельно расположенном в котловане воздуховоде, соединенном с системой вентиляции.

Для повышения теплоизоляции котлована и одновременного аккумулирования холода, для летнего периода, снег, убираемый с прилегающих территорий можно складировать над котлованом. Также ранней весной снег с акватории пруда можно использовать для увеличения запасов холода котлована, накрыв его (снег) демонтированным теплоизоляционным покрытием пруда.

Такая выработка энергий — это, по существу, комбинированный способ производства холода и теплоты. Только холод, аккумулированный водой котлована зимой, расходуется летом (рисунок 6), а теплота, аккумулированная водой котлована летом, расходуется зимой посредством ТН_ТП.

Рисунок 6 – Схемы всех генерируемых гелиосистемой холодоснабжения (летом) и системой теплоснабжения (зимой) видов энергий

На рисунке 6 приведены все дифференцированные виды энергии, которые можно получать летом за счет солнечного соляного пруда, котлована со льдом и окружающего воздуха системой холодоснабжения и те, которые можно получать зимой системой теплоснабжения.

Как видно из рисунка 6 разнообразие генерируемых видов энергии системой холодотеплоснабжения обеспечивается в основном за счет энергий всего двух основных сооружений — пруда и котлована и биометана. Это позволяет при эксплуатации системы вырабатывать напрямую тот вид энергии, который нужен в конкретное время в конкретном месте без переналадки оборудования.

Результаты проведенного автором расчета эколого-экономической эффективности, использования энергий солнечного соляного пруда, льда (воды) котлована, воздуха и биометана (части вырабатываемых энергий представленных на рисунке 6) системами: холодоснабжения; теплоснабжения; горячего водоснабжения представлены ниже.

Расчет систем проведен для широты города Омска (55 ⁰ северной широты) для зоны недоступности теплоснабжения от городской ТЭЦ. Площадь солнечного соляного пруда (зоны аккумулирования солнечного излучения горячим рассолом), принята равной [Радиус пруда 5 м. Размеры пруда приняты из-за ограничения по конструктивным соображениям — площади концентратора, выполненного по рисунку 2 (с возможностью наклона по рисунку 1) и связано с периодически возникающими ветровыми нагрузками]. Общий, расчетный, объем котлована для приема всей теплоты, неиспользованной в термодинамических циклах — 332 м³.

Получены следующие расчетные показатели эксплуатации гелиохолодильника, системы горячего водоснабжения и теплового насоса: летняя выработка гелиохолодильником холода — 97058 МДж; летняя выработка системой горячего водоснабжения теплоты — 62353 МДж; зимняя выработка тепловым насосом теплоты — 264820 МДж, при потреблении 5281 м³ биометана (теплота сгорания 24 МДж/м³) для привода в работу компрессора ТН_ТП.

Задавшись, при растущем рынке энергопотребления, ставкой дисконтирования 18 % определение дисконтированных чистых денежных поступлений или чистой приведенной величины дохода (), характеризующей общий, абсолютный результат инвестиционного проекта, проведено с учетом эколого-экономических преимуществ энергетики ВИЭ по предлагаемой автором формуле:

руб.

где – выгода (доход) от проекта в году , руб.; = 1,15 – коэффициент (минимальное его значение, равное ⅕ части от среднего) учитывающий эколого-экономической выгоды использования оборудования энергетики ВИЭ (Российские и зарубежные оценки прямых социальных-экономических затрат, связанных, с вредным воздействием электростанций, вырабатывающих электроэнергию за счет сжигания органического топлива: включая болезни и снижение продолжительности жизни людей; оплату медицинского обслуживания, потери производства, снижения урожая, восстановления лесов и ремонт зданий в результате загрязнения воздуха, воды и почвы дают величину, добавляющую около 75 % мировых цен на топливо и энергию. По источнику [4] эти затраты для угольных ТЭС выше); = 1,06 – коэффициент, учитывающий опережающий рост цен на произведенную энергию, а также сезонные эксплуатационные расходы и издержки, при производстве этой энергии; – затраты на проект в году , руб.; – ставка дисконта; – число лет жизни проекта.

Примечания:

1) величина коэффициента возрастает до значений (1,5 – 1,75) при возведении системы в пригородных, курортных, заповедных зонах и т.д.

2) значение коэффициента снижается по мере снижения, темпа роста стоимости генерируемых видов энергии в России.

3) ставка дисконта снижается по мере становления (развития) энергетики ВИЭ.

На основании проведенных автором расчетов построен финансовый профиль проекта, (рисунок 7)

Рисунок 7 – Финансовый профиль гелиосистемы холодотеплоснабжения со ставкой дисконтирования 18 %

В данной статье, из-за наложенных на её объем ограничений, не раскрыта оригинальная установка выработки биометана (биогаза) с использованием энергии солнечного соляного пруда. Это техническое решение, при заинтересованности читателей данным направлением энергетики ВИЭ, будет представлено в дальнейшем.

Рассмотренная гелиосистема холодотеплоснабжения наглядно показывает, что у российской энергетики ВИЭ, основанной на использовании особенностей климатических условий средней полосы России, имеется хорошая обоснованность её будущего.

Гидроэлектростанции (ГЭС) могут быть сооружены там, где имеются гидроресурсы и условия для строительства, что часто не совпадает с расположением потребителей электроэнергии. При сооружении гидроэлектростанции обычно предполагается решение комплекса задач, а именно: выработки электроэнергии, улучшение условий судоходства и орошения. При наличии водохранилищ ГЭС может быть целесообразно использована для работы в пиковой части суточного графика объединенной энергосистемы с частыми пусками и остановками агрегатов. Это позволяет агрегатам части атомных и тепловых станций работать в наиболее экономичном и безопасном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт∙ч электроэнергии в энергосистеме.

Однако, при относительной экологической чистоте ГЭС огромные водохранилища представляют большую потенциальную угрозу.

По статистическим данным в большинстве случаев аварии плотин отмечаются в период их строительства или в начальные период эксплуатации — в течение 5 – 7 лет после наполнения водохранилища. За это время полностью проявляются дефекты производства работ, устанавливается фильтрационный режим, и определяются деформации сооружения. Затем наступает длительный период — около 40 – 50 лет, когда состояние сооружения стабилизируется и аварии маловероятны. После этого опасность аварий вновь увеличивается в результате развития анизотропии свойств, старения материалов и пр. Сейчас в России средний износ гидротехнических сооружений, определяемый по сроку службы, на самых крупных российских ГЭС мощностью более 2000 МВт составляет 38 %, а по ГЭС мощностью от 300 до 2600 МВт — 45 %.

В зонах риска каждого крупного водохранилища (емкостью более 10 млн м³) расположено более 300 населенных пунктов с населением до 1 млн человек, а также многочисленные объекты экономики [1]

Несмотря на относительную дешевизну энергии, получаемой за счет гидроресурсов, доля их в энергетическом балансе постепенно уменьшается. Это связано как с исчерпанием наиболее дешевых ресурсов, так и с большой территориальной емкостью равнинных водохранилищ. Считается, что в перспективе мировое производство энергии ГЭС не будет превышать 5 %.

Весной через створы существующих ГЭС проходит в среднем 60 % годового стока
воды. При этом от 10 до 25 % годового стока воды гидроэлектростанции сбрасывается вхолостую из-за отсутствия регулирующей емкости водохранилища. Это, в первую очередь касается низконапорных плотин и турбин на реках Среднерусской равнины, в результате чего в течение года и, особенно во время весенних паводков заливаются слишком большие площади полезных земель.

Под стать размерам водохранилищ и площади сбора воды для них. Реки питаются водой с огромных площадей (таблица 1).

Таблица 1 – Данные о речном стоке отдельных стран мира

Как видно из таблицы 1 удельная водность питающих реки водой бассейнов поразительно низкая, в то время как современная «ветровая ферма» в европейских климатических условиях может обеспечить генерацию 12 – 16 МВт электроэнергии с 1 км² занимаемой площади.

В то же время при относительно низкой удельной водности малые поверхностные водотоки горных районов несут в себе много холода, который можно использовать в паросиловых (термодинамических) циклах для расширения интервала температур теплосилового цикла малых энергоустановок, за счет снижения температуры нижней части цикла.

Как известно, чем южнее расположена та или иная территория, тем летом там жарче и труднее найти в достаточных объемах холода (холодной воды) для эффективной работы теплосилового цикла гелиоводотема, гелиоэлектростанции или гелиохолодильника. Исключения, как правило, составляют горные и предгорные области, где малые водотоки (ручьи, ручейки и родники), не представляющие никакого интереса для гидроэнергетики, протекая, уносят безвозвратно огромное объемы холода на равнинные территории.

Этот холод малых водотоков можно использовать, совместно с энергией солнечных соляных прудом, вместо холода котлованов со льдом, которые актуальны для равнинных территорий [2].

Для создания гелиоэнергетики, способной конкурировать с традиционной также как и для геотермальной энергетики подходит идея нового, «холодного», направления в развитии теплоэнергетики.

«Холодное» направление непосредственно связанно с привлечением научного задела и опыта, накопленного как в энергетике, так и в холодильных производствах, в том числе автором данной статьи [3, 4].

Представлено это направление д.т.н. Бродянским В.М. в следующем виде: «До последнего времени основным препятствием в сближении низкотемпературной техники и теплоэнергетики было традиционное применение воды в качестве единственно возможного и незаменимого рабочего тела на крупных электростанциях всех типов, как КЭС, так и ТЭЦ. Достоинство воды в отношении как термодинамическом, так и технико-экономическом хорошо известны.

Увеличение термического КПД паросилового цикла (преобразователя) может быть достигнуто, как известно из термодинамики, при прочих равных условиях только двумя путями. Первый их них — это повышение температурного уровня подводимого тепла, как в самом паровом цикле, так и посредством подключения «надстроек»: от МГД (магнитодинамических генераторов) до газовых турбин. Газотурбинный вариант оказался практически наиболее приемлемым и позволил поднять термический КПД электростанций примерно до 60 %.

Однако дальше «двигаться вверх» становится все труднее и дороже, тем более что незыблемым законом термодинамики каждый градус повышения температуры дает все меньший дополнительный энергетический эффект. В этой ситуации, естественно, представляется целесообразным идти по второму пути повышения КПД — расширить теплосиловой цикл «вниз». Здесь по тем же законам термодинамики «каждый градус все дороже», но термический КПД цикла растет при прочих равных условиях в результате его расширения «вниз» гораздо быстрее, чем при движении «вверх» (таблица 2).

Для нашей страны (и ряда других стран северного полушария), где температура окружающей среды в большинстве районов значительную часть года держится намного ниже 0 ⁰С, такое расширение границ цикла диктуется природными условиями. По климатическим условиям близким к России: Исландия, Северный Китай, Канада и северная часть США (Аляска).

Таблица 2 – Работа теплосилового (прямого) цикла Карно, Дж, при различных температурах источника (Т_г) и приемника (Т_о.с.) тепла

Из таблицы 2 следует, что во всех случаях — при высоких температурах подвода тепла Т_г (1000 – 1500 ⁰К) и относительно низких (800 – 600 ⁰К) — отводимая работа при понижении Т_о.с. существенно возрастает. Важно, что наибольший рост наблюдается в циклах с более низким уровнем Т_г. Так, для цикла с Т_г = 1500 ⁰К увеличение отводимой работы при Т_о.с. = 240 ⁰К по сравнению с Т_о.с. = 300 ⁰К составляет примерно 5 %, а при Т_о.с. = 250 ⁰К около 4 %; в цикле с Т_г = 1000 ⁰К увеличение работы при том же изменении Т_о.с. существенно больше: примерно 8 и 7 % соответственно

Самое значительное увеличение термического КПД (около 16 %) соответствует относительно невысокой температуре Т_г, равной 600 ⁰К. Этот факт заставляет задуматься над некоторыми практическими возможностями реализации таких циклов в теплоэнергетике.

На рисунке 1 приведены схемы возможных вариантов использования низких температур окружающей среды и температурные интервалы соответствующих циклов.

а – варианты теплосилового цикла; б – верхний и нижний рабочие интервалы температур

Рисунок 1 – Схема вариантов использования низких температур окружающей среды Т_о.с. в теплосиловом цикле.

Всякое расширение интервала температур теплосилового цикла, теоретически ведущее при прочих равных условиях к повышению его термического КПД, связано, как известно, с необходимостью увеличения отношений давлений испарения и конденсации.

Возможности уникального в этом отношении вещества — воды — в современной теплоэнергетике, практически исчерпаны. Поэтому на верхнем, «горячем», участке цикла часть перепада температур используется уже вне парового цикла, например, в газовой турбине. У современных атомных и геотермальных электростанций (по самой их природе) верхняя температура рабочих циклов ограничена, поэтому никаких других реальных возможностей существенного расширения температурного интервала работы пароводяных циклов у этих электростанций в обозримой перспективе нет.

Что касается нижней части цикла, необходимость в высоком вакууме исключает использование воды как рабочего тела при температурах даже приближающихся к нулю, не говоря о более низких. Поэтому современная «большая» теплоэнергетика вынуждена пока работать в условиях, диктуемых свойствами воды. Между тем «расширение» интервала температур работы тепловых электростанций остается в числе актуальных проблем повышения эффективности теплоэнергетики. И здесь есть только один путь — «вниз». Его предопределяют не только законы термодинамики, но и климатические условия, как в России, так и некоторых других стран.

Попытки использовать в теплоэнергетике другие рабочие тела, например, некоторые из применяемых в холодильной технике, рассматривались до последнего времени большинством специалистов-энергетиков как экзотика, хотя изредка и обсуждались в литературе.

Однако тематика обсуждения не выходила за рамки классических температур теплосилового цикла, без какого либо учета возможности и целесообразности переноса его нижней границы в область, близкую к нулю и, тем более — в область отрицательных температур. Для «водяной» теплоэнергетики это невозможно. Кроме того, возникают проблемы, пугающие кажущейся сложностью, главная из которых состоит (кроме выбора рабочего тела) в непостоянстве (включая сезонность) температуры окружающей среды — воздуха.

Очевидный и основной положительный фактор, определяющий целесообразность создания низкотемпературных паросиловых установок (преобразователей) — отсутствие в системе вакуума: во всех точках системы, в том числе в конденсаторе, поддерживается даже при самом «холодном» режиме давление, превышающее атмосферное. Это позволит существенно уменьшить объемы и массу оборудования низкотемпературной части установки.

Низкотемпературная теплоэнергетика должна занять законное место в системе энергоснабжения нашей страны, и упускать связанные с ней возможности не следует» [5].

Аналитики Российского национального комитета Мирового энергетического совета также считают, что главным направлением научно-технического прогресса в электроэнергетике, работающей на ВИЭ, на современном этапе станет повышение КПД и снижение себестоимости производства энергии на энергетических установках малой и средней мощности. Повышение КПД это кроме того один из действенных инструментов уменьшения вредных выбросов на единицу произведенной энергии.

«Холодное» направление развития теплоэнергетики особенно актуально для индивидуальных малых гелиоустановок на базе солнечного соляного пруда [2, 3, 4], поскольку температурный уровень подводимого тепла к преобразователю энергии не превышает 100 ⁰С.

Для выявления преимуществ охлаждения радиатора преобразователя холодной водой, определим по циклу Ренкина с рабочим телом — бутадиен-1,3 (дивинил) (С₄Н₆) (температура кипения минус 4,47 ⁰С при давлении 760 мм рт. ст.) по данным [6], КПД преобразователя при охлаждении его радиатора:

а) проточной (перекачиваемой) водой для интервала температур 80 – 30 ⁰С: при h’₁ = 570,32 кДж/кг – энтальпия жидкого дивинила при 30 ⁰С; h”₁ = 950,22 кДж/кг, h”₂ =1007,1 кДж/кг – энтальпия пара дивинила соответственно при 30 и 80 ⁰С.

η_в = (h”₂ – h”₁)/(h”₂ – h’₁) = 13,0 %;

б) льдом для интервала температур 80 – 10 ⁰С: при h’₁ = 524,90 кДж/кг – энтальпия жидкого дивинила при 10 ⁰С; h”₁ = 926,10 кДж/кг, h”₂ =1007,1 кДж/кг – энтальпия пара дивинила соответственно при 10 и 80 ⁰С.

η_л = (h”₂ – h”₁)/(h”₂ – h’₁) = 16,8 %.

Следовательно, КПД преобразователя за счет охлаждения его радиатора льдом повышается для дивинила в η_л/η_в = 1,29 раза.

В статье [3] приводятся данные предварительных расчетов энергии, вырабатываемой водометом (преобразователем энергии) за счет охлаждения его радиатора льдом/талой водой, и сравнение с энергией потока воды приводящего в действие гидротурбину.

А в статье [4] приведена схема использования холода малых водотоков для солнечной энергоустановки (гелиоэлектростанции).

Приведенное понижение нижней границы термодинамического цикла рационально и практикуется для нормальной работы последней ступени цилиндра низкого давления турбины современной тепловой электростанции, установленному заводом-изготовителем (как правило 0,12 кгс/см², что соответствует температуре насыщенного водяного пара 49,1 ⁰С)

В завершении, в качестве иллюстрации эффективности нетрадиционных подходов в различных областях энергосбережения приведем следующий пример.

С низкими температурами связан также необычный проект «Ночной ветер» (Night Wind). Он разрабатывается группой исследовательских организаций и университетов из Нидерландов, Дании, Испании и Болгарии. Проект призывает к созданию европейской системы хранения энергии, получаемой от ветроэлектрических установок (ВЭУ), в огромных складах-холодильниках.

Непостоянство ветровой энергии, вкупе с тем простым фактом, что ночью электропотребление заметно падает, а днем растет, подтолкнули европейских ученых к неожиданной идее: в качестве колоссальных аккумуляторов энергии, способных накапливать «электричество» от ВЭУ и в целом стабилизировать расход энергии в сети, могут выступить гигантские склады-холодильники, расположенные по всему Старому свету.

Идея довольно проста и, главное, никаких особых изменений в существующих системах не требует. Просто ночью, когда потребление электричества падает, а ВЭУ продолжают работать, как обычно (не останавливать же лопасти), их мощность должна направляться на то, чтобы понизить на один градус температуру в этих холодильниках. Всего на один градус против обычной нормы.

Таким образом, энергия запасается в виде холода тысяч и тысяч тонн разнообразных продуктов, спокойно лежащих где-нибудь в Дании, Голландии или Франции. Днем же, когда потребление электричества растет, все эти гигантские холодильники можно выключить, позволив температуре постепенно подняться на один градус, т. е. вернуться к практикуемой технологической норме.

Если это будет применено во всех крупных холодильных складах Европы, то, по расчетам авторов проекта, это эквивалентно появлению в общей энергосети аккумулятора емкостью в 50 млн кВт∙ч!

К неоспоримым плюсам этого проекта относится также то, что при работе ночью холодильных машин у них выше эффективность, т. к. охлаждающий конденсаторы воздух летней ночью имеет более низкую температуру, чем днем на 10 – 15 ⁰С.

Таким образом, даже такие «бросовые» с традиционной точки зрения энергетические ресурсы, так малые водотоки (речушки и ручейки) горных местностей могут стать хорошим подспорьем в повышении энергетической эффективности гелиоустановок и систем с термодинамическими циклами.