close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

2011 Отчет ВИЭ

код для вставкиСкачать
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АЭРОКОСМИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ АКАДЕМИКА С.П. КОРОЛЕВА
(НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)
УДК 532.529
№ госрегистрации
Инв. № ____________
СОГЛАСОВАНО
Директор ГАУ СО «РАЭПЭ»
УТВЕРЖДАЮ
Проректор университета
по науке и инновациям
д.т.н., профессор
______________ А.Б. Прокофьев
«___» ________2011 г.
_______________ Д.Ю.Вакаев
«___» ________2011 г..
ОТЧЕТ
О НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ
по теме
КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ И ВТОРИЧНЫХ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА ТЕРРИТОРИИ
САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ
(заключительный)
209х – 006
Отдел сопровождения научных
исследований
______________________ А.М. Гареев
«___» ________2011 г.
Научный руководитель НОЦ ГДИ
______________ В.Н. Матвеев
«___» ________2011 г.
Управление обеспечения
инновационной деятельностью
______________________ Г.В. Шестаков
«___» ________2011 г.
Отдел стандартизации и метрологии
______________________ А.Н. Дружин
«___» ________2011 г.
Самара 2011
Научный руководитель темы
________________ В.В. Бирюк
«___» ________2011 г.
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Руководитель НИР
д.т.н., профессор
________________ В.В. Бирюк (введение, раздел 1, 2.2)
заключение)
Ответственный исполнитель
к.т.н., с.н.с.
________________ Д.А. Угланов (раздел 2.5)
К.т.н., с.н.с
________________ М.Ю. Анисимов (раздел 2.1)
К.т.н., н.с.
________________ П.А.Горшкалев (раздел 2.1)
К.т.н., с.н.с.
________________ С.Г. Горяинов (раздел 2.3)
К.т.н., с.н.с.
_______________ Л.П. Шелудько (раздел 2.4)
Инженер, м.н.с.
_______________ А.А. Горшкалев (раздел 2.4)
Инженер
________________ С.К. Крюков (раздел 2.4)
Инженер, м.н.с.
________________ В.А.Логинов (раздел 2.1)
Лаборант, студент 2305 гр.
________________ В.М.Анисимов (раздел 2.5)
Нормоконтролер
________________ Л.И. Колесниченко
2
РЕФЕРАТ
Отчет: 237 стр., 68 рис., 45 табл., 53 источников.
ЭНЕРГИЯ
ВЕТРА,
ТЕПЛОВОЙ
НАСОС,
МАЛАЯ
ГИДРОЭНЕРГЕТИКА, СОЛНЕЧНАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ, БИОТОПЛИВО,
НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНОЕ ТЕПЛО, ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ
В данной работе выполнены:
- оценка энергетического потенциала водных источников, находящихся
на территории Самарской области, расчет и выбор типов генерирующих
энергетических устройств малой гидроэнергетики для перспективных
объектов их применения;
-оценка
энергетического
потенциала
воздушных
потоков,
перемещающихся в приземном слое атмосферы над территорией Самарской
области, расчет и выбор типов автономных ветроэнергетических установок
для перспективных объектов их применения;
- оценка энергетического потенциала солнечного излучения на
территории Самарской области, результат расчета и выбор типов гелиоустановок для перспективных объектов их применения;
- оценка энергетического потенциала использования биомассы для
производства биогаза на территории Самарской области, расчет и подбор
энергетических установок, работающих на биогазе, для перспективных
объектов их применения;
- оценка энергетического потенциала использования тепловых насосов
на территории Самарской области, расчет и выбор типов тепловых насосов и
определение для них источников низкопотенциального тепла.
3
СОДЕЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….7
1.
НА
АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ СИСТЕМ ПОЛУЧЕНИЯ ЭНЕРГИИ
ОСНОВЕ
ВТОРИЧНЫХ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
РЕСУРСОВ
И
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ…………………………..8
1.1
Географическое положение, климатические зоны и водные
ресурсы…………………………………………………………………………...8
1.2
Проблемы
и
перспективы
создания
энергоустановок
с
использованием возобновляемых источников энергии………………………11
1.3
Энергоустановки
с
возобновляемыми
источниками
энергии…………………………………………………………………………..14
1.3.1 Солнечный коллектор…………………………………………………...14
1.3.2 Фотоэлектрические системы…………………………………………….16
1.3.2 Ветроэнергетические установки………………………………………...23
1.3.4 Малые гидроэлектростанции……………………………………………30
1.3.5 Биотопливные энергетические установки, твердотопливные котлы….36
1.3.6 Тепловые насосы………………………………………………………….39
2.
ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИЛА ВТОРИЧНЫХ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
ЭНЕРГИИ НА ТЕРРИТОРИИ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ…………………..41
2.1
Оценка перспектив и потенциала использования на территории
Самарской области объектов малой гидроэнергетики……………………….41
2.1.1 Классификация объектов малой гидроэнергетики…………………….42
2.1.2 Оценка потенциала водных ресурсов Самарской области…………....51
2.1.3 Расчет и выбор типа генерирующего энергетического устройства
системы малой гидроэнергетики для областных объектов…………...69
2.1.4 Перечень потенциальных потребителей энергии, производимой на
объектах
малой
гидроэнергетики,
и
территорий,
обладающих
гидроэнергетическим потенциалом………………..…………………….85
4
2.2.
Оценка
энергетического
потенциала
воздушных
потоков,
перемещающихся в приземном слое атмосферы над территорией Самарской
области……………………………………………………………………………89
2.2.1 Оценка ветроэнергетических ресурсов Самарской области…………..95
2.2.2Климатологические характеристики ветровой энергии………………...96
2.2.3Удельная мощность ветрового потока ………………………………….100
2.2.4 Валовый,
технический
и
экономический
потенциалы
ветровой
энергии…………………………………………………………………………103
2.2.5 Классификация ветроэнергетических установок……………………..106
2.2.6 Расчет, выбор типа и мест автономной ветроэнергетической установки
для областных объектов на территории Самарской области……………….111
2.2.6.1
Понятие идеального ветряка……………………………………111
2.2.6.2
Классическая теория идеального ветряка……………………112
2.3
Исследования
по
оценке
перспектив
использования
на
территории Самарской области гелиоэнергетических установок ………….120
2.3.1 Оценка
энергетического
потенциала
солнечного
излучения
на
территории Самарской области ………………………………………………120
2.3.2 Поиск и выбор мест размещения гелиоэнергетических установок…125
2.3.3 Классификация, расчет и подбор типа гелиоэнергетической
установки ………………………………..…………………………………….132
2.3.4 Выбор
потенциальных
потребителей
энергии,
производимой
гелиоэнергетическими установками………………………………………….166
2.4
Оценка перспектив и потенциала использования на территории
области энергетических установок, работающих на биогазе и биотопливе,
получаемых при переработке сельскохозяйственных и бытовых отходов..170
2.4.1 Оценка энергетического потенциала использования биомассы для
производства биогаза на территории Самарской области…………………..170
2.4.2 Низкокалорийные
возобновляемые
топливные
энергетические
источники и перспективные технологии малой энергетики ………….….172
5
2.4.3 Классификация, расчет, поиск мест и выбор типов энергетических
установок работающих на биогазе для областных объектов………….…174
2.5
Оценка перспектив использования на территории Самарской
области тепловых насосов……………………………………………………..190
2.5.1 Системы
сбора
низкопотенциальной
тепловой
энергии
грунта
поверхностных слоев земли…………………………………………………...192
2.5.1.1
Устройство горизонтальных грунтовых теплообменников…...194
2.5.1.2
Устройство вертикальных грунтовых теплообменников……..194
2.5.2 Оценка энергетического потенциала применения тепловых насосов на
территории Самарской области ……………………………….…………….196
2.5.2.1 Теплота окружающего воздуха……………………………………….196
2.5.2.2 Теплота грунтовых и подземных вод…………………………………196
2.5.2.3 Теплота водоемов и природных водных потоков……………………199
2.5.2.4 Солнечная энергия……………………………………………………...199
2.5.2.5 Теплота грунта поверхностных слоев Земли…………………………200
2.5.2.6 Теплота воздуха, выбрасываемого вентиляционными системами…203
2.5.2.7Комбинированное использование низкопотенциального тепла …….204
2.5.3 Классификация, расчет, выбор типов тепловых насосов для областных
объектов…………………………………………………………………………207
2.5.3.1Описание работы тепловых насосов…………………………………...208
2.5.3.2 Энергетическая эффективность теплового насоса…………………...210
2.5.3.3 Экономическая эффективность использования тепловых насосов в
Самарской области……………………………………………………………..213
2.5.4 Проектирование
объектов
с
теплонасосными
системами
теплоснабжения………………………………………………………………...217
2.5.5 Технико-экономические оценки при внедрении тепловых насосов…224
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………233
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………..234
6
ВВЕДЕНИЕ
В последние годы в Российской Федерации начинают уделять более
серьезное внимание технологиям автономного энергообеспечения объектов с
использованием
возобновляемых
источников
обеспечивающим
энергоресурсосбережение,
энергии
(ВИЭ),
экологическую
чистоту,
независимость от поставщиков топлива и получившим широкое развитие в
мире.
Это
связано
с
вопросами
энергетической
и
экологической
безопасности, ежегодным ростом цен на энергоносители и другими
факторами, и особенно актуально, например, для реализации национального
проекта "Доступное и комфортное жилье - гражданам России". Решению
этой задачи будет также способствовать начатая разработка Российской
программы развития ВИЭ.
Одновременно со всеми достоинствами использования ВИЭ в
жизнедеятельности человека существуют ограничения и недостатки, которые
не дают возможности широкому внедрению альтернативной энергетике.
Целью проведения данной работы является сбор объективной информации
для оценки
потенциала вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) и
возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и возможности их использования
на территории Самарской области.
В ходе выполнения работ должны были решены следующие задачи:
проведен анализ современных систем получения энергии на основе
ВЭР и ВИЭ;
выполнена оценка энергетического потенциала ВЭР и ВИЭ на
территории Самарской области с точки зрения использования энергии ветра,
солнечного излучения, водных потоков, биоресурсов и низкопотенциального
тепла.
7
1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ СИСТЕМ ПОЛУЧЕНИЯ ЭНЕРГИИ НА
ОСНОВЕ ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ И
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ
1.1 Географическое положение, климатические зоны и водные ресурсы
Самарская область расположена на юго-востоке Восточно-Европейской
(Русской) равнины в среднем течении крупнейшей в Европе реки Волги,
делящей ее на две неравные части — Приволжье и Заволжье.
Область занимает площадь 53.6 тыс. кв. км, или 0.31% территории
России, входит в состав Приволжского федерального округа и расположена в
его южной части.[39]
Самарская область граничит с Саратовской областью на юго-западе, с
Ульяновской областью — на северо-западе, с Оренбургской областью — на
юго-востоке, с Республикой Татарстан на севере, на юге имеет границу с
Казахстаном. Территория области протянулась с севера на юг на 335 км и с
запада на восток на 315 км.
Река Волга и ее приток Самара делят область на две неравные части,
отличающиеся по характеру рельефа. Меньшая — правобережная — часть
представляет собой крупно- и среднехолмистую местность Приволжской
возвышенности, включающую Жигулевские горы и одноименное плато.
Большая — левобережная
- часть включает на юго-востоке
платообразные поверхности Сыртового Заволжья, на севере и северо-западе
грядово-увалистую и холмисто-увалистую местность Высокого Заволжья, а
также Низменное Заволжье, представленное широкой полосой пойм и
надпойменных террас реки Волги.
Среднегодовая температура воздуха + 3,8°С; средняя месячная
температура воздуха изменяется от 20,1 °С в июле, до – 13,9 °С в январе.
Ветровой режим территории области в целом характеризуется значительным
разнообразием, обусловленным орографическими особенностями местности:
положение пойменных коридоров, наличие широких водохранилищных
акваторий и др.
8
Население Самарской области составляет 3178,6 тыс. человек (по данным
на 1.01.2007 г.). На территории области находятся 341 муниципальное
образование, из них - 10 городских округов, 27 муниципальных районов, в
составе муниципальных районов 304 поселения. Административная карта
Самарской области приведена на рисунке 1.1.1 Перечень районов и городов
Самарской области приведены в таблице 1.1.1 и таблице 1.1.2. [40]
Рисунок 1.1.1 Административно-территориальное устройство Самарской
области
9
Таблица 1.1.1 Муниципальные районы Самарской области
№
Наименование
района
Наименование
районного центра
Год
административ.
образования
рай.
центра
Площадь
района
на 2004г.
(км2)
Численность
населения на
2004г.
(тыс.
чел.)
Плотность
населения на
2004г.
(чел.
на км2)
23
Алексеевский
с. Алексеевка
1935
1890,9
12,9
6,8
20
Безенчугский
пгт. Безенчук
1958
2020,1
43,0
-
17
26
Богатовский
Большеглушицкий
с. Богатое
с. Большая Глушица
1935
1928
824, 0
2534,0
15,6
21,5
18,9
8,5
27
Большечернигов-ский
с. Большая Черниговка
1935
2805,9
20,4
7,3
18
Борский
с. Борское
1962
2102,9
24,7
-
15
Волжский
г.Самара
1688
2481,2
78,0
31,5
7
Елховский
с. Елховка
1992
-
10,1
-
5
Исаклинский
с. Исаклы
1967
1577,3
14,6
9,3
6
Камышлинский
с. Камышла
1991
823,5
11,8
14,4
16
Кинельский
г.Кинель
1963
2103,7
30,2
14,4
12
3
Кинель-Черкасский
Клявлинский
с. Кинель-Черкассы
с. Клявлино
1935
1965
2457,1
1255,5
16,2
19,8
12,9
4
Кошкинский
с. Кошки
1928
1646,6
- 25,6
15,5
21
Красноармейский
с. Красноармейское
1935
2129,2
19,0
9,0
11
22
Красноярский
Нефтегорский
с. Красный Яр
г. Нефтегорск
1965
1966
2478,9
1408,5
54,5
32,1
22,0
22,8
25
Пестравский
с. Пестравка
1922
1960,0
18,3
9,3
9
Похвистневский
г. Похвистнево
1934
2105,4
28,8
14,1
19
Приволжский
с. Приволжье
1982
1379,3
24,3
17,7
8
10
Сергиевский
Ставропольский
с. Сергиевск
г.Тольятти
1935
1773
755,7
3662,0
48,2
45,9
17,5
12,5
13
Сызранский
г.Сызрань
1781
1887,0
23,9
12,7
24
Хворостянский
с. Хворостянка
1935
1844,6
15,3
-
1
Челно-Вершинский
с. Челно-Вершины
1965
1162,4
18,5
16,0
2
14
Шенталинский
Шигонский
с. Шентала
с. Шигоны
1935
1965
1338,2
2134,4
18,1
23,2
13,5
10,9
Таблица 1.1.2 Города Самарской области
Наименование
города
(историческое
название)
Год
административ-ного
образования
Численность
населения
на 2004г.
(тыс. чел.)
Плотность
населения
на 2004г.
(чел.
на км2)
Самара
1688
1162,7
2495,0
Тольятти (Ставрополь)
1773
716,3
2275,3
10
Продолжение Таблицы 1.1.2
Сызрань
1781
185,5
1502,9
Новокуйбышевск
1947
114,4
434,6
Чапаевск (Троцк)
Отрадный
1927
1956
73,1
49,5
389,8
923,6
Жигулевск (Отважное)
Октябрьск (Батраки)
1952
1956
60,0
29,1
885,5
1270,0
Кинель
1963
52,4
1423,1
Похвистнево
1934
28,9
446,0
Нефтегорск
1966
21,4
4367,2
1.2 Проблемы и перспективы создания энергоустановок с использованием
возобновляемых источников энергии
Самарская область в настоящее время является энергодефицитным
регионом.
После
завершения
реформирования
электроэнергетики
и
ликвидации РАО «ЕЭС России» были сформированы ОГК и ТГК,
высоковольтные ЛЭП вошли в состав МРСК (межрегиональных сетевых
компаний). Сбыт электроэнергии выделен в отдельный бизнес с созданием
сотен
компаний
конкурирующих
между
собой
и
оптового
рынка
электроэнергии. В этих условиях Самарская область стала испытывать
дефицит
электропотребления.
По
данным
статистики
в
2010
году
потребление электроэнергии в области составило 42883,1 млн. кВт∙ч. Из них
расположенные
на
территории
области
ТЭЦ
ВО
ТГК
отпустили
потребителям лишь 32,5% от общего потребления электроэнергии. По
данным прогноза на 2011 год доля производства электроэнергии на ТЭЦ
снизится до 28,36%. Потери электроэнергии производимой на внешних
энергоисточниках при ее транспорте к конечным потребителям достигают 15
- 18 %, а при ее выработке на местных ТЭЦ не превышают 10 – 12%. При
тенденции увеличения стоимости газа и повышения
платы за их
подключение к централизованным электрическим сетям эти процессы
привели к росту тарифов на электроэнергию и тепло, снижению надежности
энергоснабжения потребителей.
11
В связи с этим приобрели актуальность проблемы развития «малой»
энергетики – установок для выработки электрической и тепловой энергии, не
относящихся к централизованным энергоисточникам, размещенным вблизи
потребителей и работающих преимущественно по когенерационному циклу с
комбинированным производством электрической и тепловой энергии.
На территории Самарской области работают три ТЭЦ не входящие в
ВО ТГК - ТЭЦ Куйбышевского НПЗ, ТЭЦ Средневолжского завода
химудобрений, ТЭЦ завода «Полимер». Кроме того, в г. Сызрани работает
муниципальная ГЭС электрической мощностью 2,7 МВт.
Для
обеспечения
надежного
и
экономичного
энергоснабжения
хозяйствующих субъектов и населения децентрализованная выработка
электроэнергии будет производиться в первую очередь, на газопоршневых и
газотурбинных мини-ТЭЦ.
Особенно
неблагоприятна
ситуация
с
энергообеспечением
потребителей в жилищно-коммунальной сфере малых городов и сельских
населенных
пунктах
Самарской
области.
Для
сельскохозяйственных
территорий характерна рассредоточенность потребления энергоресурсов и
низкая плотность электрических и тепловых нагрузок.
Из–за перерывов в
электроснабжении сельскохозяйственных территорий от централизованных
сетей низко качество получаемой энергии и высоки экономические потери
потребителей. В то же время вследствие низкой плотности энергетических
нагрузок часто становится экономически не целесообразным привлечение
бюджетных и внебюджетных средств для капитального ремонта и
строительства новых линий электропередач напряжением 10, 6 и 0,38 кВ.
В малых городах и населенных пунктах износ электрических и
тепловых сетей достиг 65-70 %. Велика доля устаревших малоэкономичных
котлов. Тариф на тепловую энергию в районах области в несколько раз
выше, чем при централизованном теплоснабжении от ТЭЦ. Тарифы на
электроэнергию для предприятий удаленных от высоковольтных ЛЭП выше
12
2,5 - 3 руб. за кВт∙ч. Это особенно характерно для районов, удаленных от
высоковольтных линий электропередач (ЛЭП).
В связи с этим актуальна проблема создания локальных и автономных
систем энергоснабжения малой и средней мощности с утилизацией тепла для
теплоснабжения потребителей. Мини-ТЭЦ могут применяться в качестве
основного или резервного источника электроэнергии для коммунальных
хозяйств,
предприятий
промышленности
и
сельского
хозяйства,
в
административных и медицинских учреждениях, жилых комплексах, как в
автономном режиме, так и совместно с централизованными системами
электроснабжения и теплоснабжения. Себестоимость производимой энергии
будет
значительно
ниже,
чем
при
централизованных
поставках
электроэнергии и тепловой энергии от устаревших котельных.
Перспективным
газотурбинных
оценивается
мини-ТЭЦ
в
строительство
Чапаевске,
газопоршневых
Похвистнево,
и
Жигулевске,
Октябрьске, Кинеле, Большой Черниговке, Отрадном, Безенчуке, Борском,
Большой Глушице, Шигонах, Междуреченске.
Вместе с тем, особенно в сельских районах, перспективно создание
энергоисточников с использованием возобновляемых топливных ресурсов.
Большинство стран мира к 2025 – 2030 годам планирует перейти на
потребление электроэнергии производимой на экологически чистых и
эффективных ВИЭ с завершением
энергоисточников
международных
запасов
нефти
соглашений
периода использования в качестве
и
сначала
газа.
Предполагается
ограничивающих,
принятие
а
затем
запрещающих использование традиционных энергоносителей во всех
отраслях экономики. В этой связи, несмотря на наличие в нашей стране
больших запасов углеводородов, необходимо проведение исследований и
выделение инвестиций для повышения интенсивности использования ВИЭ в
России. Это позволит создать дополнительную защиту экономики страны и в
13
меньшей степени зависеть от конъюнктуры цен на нефть и газ на мировых
энергетических рынках.
8 января 2009 г. было принято распоряжение Правительства РФ «Об
основных направлениях государственной политики в сфере повышения
энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования
ВИЭ на период до 2020 года» в котором определены принципы и условия
стимулирующие развитие ВИЭ. Разработаны меры по привлечению
бюджетных и внебюджетных инвестиций для строительства энергоустановок
на основе ВИЭ. В этом распоряжении предполагается увеличение
производства и потребления электроэнергии производимой с использованием
ВИЭ в 3015 году на 2,5%, а в 2020 году на 4,5%.
Таким образом, на территории области видится перспективным
применение малых гидроэлектростанций, ветроэнергетических установок,
гелиоэнергетических установок, энергетических установок, работающих на
биогазе и биотопливе, получаемых при переработке сельскохозяйственных и
бытовых отходов.
1.3 Виды энергоустановок с возобновляемыми источниками энергии
1.3.1 Солнечный коллектор
Солнечный коллектор - это прибор, предназначенный для поглощения
радиации солнечных лучей и трансформации их в тепловую энергию,
которая может в дальнейшем использоваться в целях энергоснабжения. Все
его конструктивные особенности сводятся к максимальному поглощению
солнечной
энергии
и
минимальным
потерям
тепла.
Эффективность
коллектора определяется количеством солнечной энергии поглощенной,
преобразованной в тепловую, и потерями тепла при этом процессе. [38]
Ежедневно на Землю поступает огромное количество солнечной
энергии. Это экологически чистый продукт, не связанный с выбросами в
атмосферу вредных веществ, газов, атомных отходов и т.д. Объем
14
поступающей солнечной энергии зависит от времени года, климатического
пояса, времени суток, температуры и других факторов.
С учетом этого солнечный коллектор подключается к аккумулятору
тепловой энергии, представляющему собой теплоизолирующий бак с теплой
водой, в котором проходит передача тепловой энергии от жидкости
теплоносителя к воде. Такой бак позволяет пользоваться нагретой водой в
любое время суток, даже когда солнечный коллектор не работает.
Современные солнечные коллекторы используются только в некоторых
странах с очень жарким климатом и большим количеством солнечных дней в
году (страны Африки, Южной Америки, Австралии). Существует два вида
солнечных коллекторов: плоские и вакуумные.
Плоский солнечный коллектор
Плоский - самый простой вид солнечного коллектора. Единичный
модуль - плоская пластина размером около 2 м2.Плоские коллекторы
устанавливаются на крышах зданий под некоторым углом для наибольшего
попадания солнечных лучей. Это максимально простая и надежная
конструкция с высоким КПД. Плоский солнечный коллектор состоит из
легкого корпуса; прозрачной изоляции; медного металлического абсорбера с
панелью,
поглощающей
энергию
солнца;
минеральной
ваты
и
теплоизоляционного шара.
Однако некоторые плоские солнечные коллекторы имеют сложную
систему управления и требуют отдельных затрат энергии для своей работы.
Поэтому в частном строительстве они практически не применяются.
Вакуумный солнечный коллектор
В своей конструкции вакуумный солнечный коллектор имеет трубчатую
систему изоляции медного абсорбера. Каждая трубка вставлена в запаянный
стеклянный сосуд отсюда и его название. Вакуум служит теплоизолирующим
материалом, поскольку он совсем не проводит тепло. Поэтому можно
полностью исключить потерю энергии на конвекцию и теплопроводность.
15
Следовательно, вакуумный солнечный коллектор имеет минимальные потери
тепла.
Вакуумный солнечный коллектор производит почти в два раза больше
тепла, нежели плоский. Однако слишком большая стоимость препятствует
использованию
его
в
домашних
условиях.
Конечно,
использование
солнечных коллекторов значительно снизило бы расходы на энергетику и
«разгрузило» отечественные энергосистемы. Однако для этого необходимо
потратить много сил и средств на разработку нового оборудования и
адаптацию его к условиям нашей страны.
1.3.2 Фотоэлектрические системы
Производительность фотоэлектрических элементов зависит от уровня
солнечной радиации. Фотоэлементы объединяют в модули, составляющие
основной компонент фотоэлектрических систем. Модули рассчитаны на
разное напряжение вплоть до нескольких сотен вольт. Достигают этого
последовательным соединением фотоэлементов и модулей. Для питания
электроприборов переменного тока используются инверторы.
КПД фотоэлементов рассчитывается как процентное соотношение
между
энергией,
поступившей
на
фотоэлемент,
и
электроэнергией,
полученной потребителем. Различают теоретическую, лабораторную и
практическую эффективность. Важно знать разницу между ними, а для
пользователей фотоэлементов, конечно, имеет значение только практический
КПД.
Для фотоэлементов массового производства он составляет:
 монокристаллический кремний: 16-17процентов;
 поликристаллический кремний: 14-15%;
 аморфный кремний: 8-9%.
Фотоэлектрические системы подразделяют на:
1. Автономные, которые состоят только из фотоэлектрических панелей.
Кроме того, в них могут входить регуляторы и аккумуляторы.
16
2. Гибридные, представляющие собой комбинацию фотоэлементов и
дополнительных средств для производства электричества с использованием
ветра, дизельного топлива или природного газа. В таких системах часто
используются аккумуляторы и регуляторы меньшего размера.
3. Системы, соединенные с электросетью. Фактически они являются
небольшими электростанциями, поставляющими электроэнергию в общую
энергосеть.
Автономная солнечная электростанция в общем случае состоит из:
• набора солнечных модулей, размещенных на опорной конструкции или на
крыше;
• аккумуляторной батареи (АКБ);
• контроллера разряда-зарядааккумулятора;
• соединительных кабелей;
• инвертора – преобразователя постоянного напряжения в переменное 220 В
(50 Гц).
Проектирование установок
При проектировании фотоэлектрической установки сначала необходимо
определить потребность в энергии. После этого рассчитывается общее
суточное потребление в ампер-часах. Из общего суточного и недельного
потребления выводится общий объем аккумулирования энергии. Нужно
учесть
количество
функционировать.
пасмурных
Наконец,
дней,
нужно
когда
оценить,
установка
сколько
должна
потребуется
фотоэлектрических модулей для производства достаточного количества
энергии. Фотоэлектрическую установку можно комбинировать и с другими
источниками
энергии.
Удачно
сочетаются,
например,
небольшой
ветрогенератор и фотоэлементы. Полученная энергия может заряжать
свинцовый или никель-кадмиевый аккумулятор.
Оценка ресурсов
Доступная солнечная энергия и зм е н я е тс я в те ч е н и е д н я из-за
относительного движения Солнца и в зависимости от облачности. В полдень
17
при ясной погоде энергетическая освещенность, создаваемая Солнцем, может
достигать 1000 Вт/м2, тогда как в условиях плотной облачности она может
упасть до 100 Вт/м2 и ниже. Количество солнечной энергии меняется с
углом наклона установки и ориентацией ее поверхности, с н и ж а я с ь по мере
удаления от южного направления.
Фотоэлементы заводского производства имеют определенную номинальную
мощность, выраженную в ваттах пиковой мощности (Вт). Это показатель их
максимальной мощности в стандартных условиях испытаний, когда
солнечная радиация близка к своему максимальному значению в 1000 Вт/м2,
а температура поверхности фотоэлемента 25 °С. На практике же
фотоэлементам редко приходится работать в таких условиях. Приблизительно
мощность (Р) фотоэлектрической системы оценивается по формуле:
Р=Рр∙∙I∙PR, кВт∙ч/день,
где:
Рр
-
номинальная
мощность,
эквивалентная
КПД,
умноженному
на площадь в м2;
I - экспозиция солнечного излучения на поверхности, в кВт∙ч/м2 в день;
PR - коэффициент производительности системы.
Типичные коэффициенты производительности:
• 0,8 для систем, соединенных с сетью;
• 0,5-0,7 для гибридных систем;
• 0,2-0,3 для автономных систем, используемых круглый год.
Расчет солнечной электростанции
Под
р а с ч е то м
а в то н о м н о й
системы
бесперебойного
энергопитания (СБЭП) понимается выбор типа, условий эксплуатации и
емкости АКБ; определение мощности солнечных модулей, их количества,
схемы соединения; мощности инвертора и контроллера заряда-разряда;
определение параметров соединительных кабелей.
Определение суммарной мощности всех потребителей, подключаемых
одновременно и работающих определенное время в сутки (неделю).
18
Для оценки суммарной
мощности всех потребителей необходимо
перемножить мощность каждого из потребителей на время его работы для
определения требуемой энергии в кВт∙ч в неделю. Далее все эти данные
суммируются для вычисления полной нагрузки переменного тока в ваттчасах в неделю (таблица 1.3.1).
Таблица 1.3.1 Среднесуточное значение солнечной освещенности (I) в
европейской части России в кВт∙ч/м2 в день (наклон к югу, угол наклона к
горизонту 40 град)
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
За год
Южная часть
2,6
3.9
4.6
5,9
6,3
6,9
7.5
6,6
5.5
4.5
3.0
2,7
5,0
Центральная часть
1,7
3,2
3.6
4,7
5,3
5,9
6.0
5.3
4.4
3.3
2.1
1,7
3,9
Северная часть
0,8
1,5
2,6
3,4
4,2
5.0
4,4
4.0
3,3
2,1
1,2
0,8
2,8
Пример расчета полной нагрузки приведен в таблице 1.3.2.
Таблица 1.3.2 Пример расчета полной нагрузки
Нагрузка
переменного
тока, питаемая
через инвертор
Кофеварка
Микроволновая
печь
Холодильник
TV/DVD 19"
Радиочасы
Энергосберегающие
Мощность,
Вт
Кол-во
800
800
1
1
2
1
1600
800
300
40
1
20
1
1
1
6
50
28
168
40
15000
1120
168
4800
19
час/нед. Вт ч/нед.
лампы 20 Вт
Итого
1961
23488
25836,8
Всего
с учетом КПД
инвертора=90%
На этом этапе уже можно выбрать мощность инвертора, которая должна
быть не менее чем в 1,1 раза больше расчетной. Следует иметь в виду, что, к примеру,
компрессорный холодильник в момент запуска потребляет мощность в 7 раз больше
паспортной, поэтому при подборе инвертора необходимо обратить внимание на пиковую
мощность. Для мощных станции (более 1 кВт) напряжение станции выбирается не
менее 48 В, так как на больших мощностях инверторы лучше работают с более
высоких исходных напряжений.
Определение емкости аккумуляторной батареи (АКБ)
Емкость АКБ выбирается из стандартного ряда емкостей с округлением
выше расчетной.
Расчетная емкость получается простым делением суммарной мощности
потребителей на произведение напряжения АКБ и на значение глубины
разряда аккумулятора в долях.
Например, если суммарная мощность потребителей 25836,8 Вт∙ч в
неделю, а допустимая глубина разряда АКБ 12 В - 50%, то расчетная емкость
составит:
25836,8 : 7 : (12 ×0,5) = 615,2 (А•ч)
При расчете емкости АКБ в полностью автономном режиме необходимо
принимать во внимание пасмурные дни, в течение которых аккумулятор
должен обеспечивать работу потребителей. При этом необходимо умножить
расчетную емкость АКБ в сутки на число дней без солнца, характерное для
местности, где устанавливается СБЭП. Это количество электричества,
которое нужно запасти в АБ. Если таких дней 2, то итоговая расчетная
емкость АКБ составит:
615,2×2 = 1230,4 (А•ч)
20
Определение суммарной мощности и количества солнечных модулей
Для расчета потребуется
значение среднего количества пиковых
солнечных часов в местности (из метеокарт или таблиц). Для Самарской
области, находящейся в средней полосе России, этот показатель составляет 5
дней в неделю.
Учитывая потери на заряд-разряд аккумуляторной батареи (обычно 20%
при использовании специальных батарей, при использовании обычных
стартерных батарей до 50%), определяем требуемое число А•ч от СБ в сутки:
1230,4X 1,2:5=295,3 (А•ч)
Определение количества солнечных модулей
Зная ток фотоэлектрического модуля в точке максимальной мощности
(см. спецификации производителя), например 7, определяем:
295,3: 7 =42,2 (ед.)
Таким образом, солнечная энергостанция, собранная из 43-х солнечных
модулей,
инвертора
мощностью
от
2,2
кВт,
13
необслуживаемых
аккумуляторов (единичной емкостью 100 А•ч) способна полностью в
автономном режиме обеспечить потребителя требуемой энергией 25836,8
Вт•ч в неделю или 3691 А•ч в сутки.
При проектировании настоятельно рекомендуется максимально снизить
мощность потребителей. Например, в качестве осветителей использовать (по
возможности) только энергосберегающие лампы. Такие светильники при
потреблении в 5 раз меньшем, обеспечивают световой поток, эквивалентный
световому потоку лампы накаливания.
На небольших ФЭС целесообразно устанавливать модули на поворотном
кронштейне для оптимального разворота относительно падающих лучей. Это
позволит увеличить мощность станции на 20-30%.
Пример расчета автономной системы бесперебойного энергопитания
(гибридная система солнечная энергостанция + промышленная электросеть)
21
При расчете системы все пошаговые операции аналогичны указанным выше,
однако не учитываются пасмурные дни, т.е. не берется в расчет
необходимость дополнительных АКБ и солнечных панелей.
При этих условиях емкость АКБ составит:
25836,8:7:( 1 2 × 0 ,5 ) =615,2 (А•ч).
Суммарная мощность солнечных модулей:
615,22×1,2:7=105,5 (А•ч)
Количество солнечных модулей:
105,5:7=15,1 (ед.)
При
применении
гибридной
системы
цена
по
комплектации
уменьшается более чем в 2 раза. При этом стоимость забранной
электроэнергии от электросети вполне компенсируется работой системы в
автономном режиме.
Ценовые характеристики оборудования
Сейчас цены на комплектные солнечные электростанции варьируются в
диапазоне 25...50 тыс. руб. (в зависимости от комплектующих) за 1 кВт
установленной
мощности.
В
эту
стоимость
входит
весь
комплект
необходимого оборудования: фотопанели (ФП), соединители ФП, монтажные
конструкции, заряд-контроллер, автомат защиты постоянного тока, УЗО
постоянного тока, бокс для коммутации и автоматов защиты, инвертор,
системный контроллер, байпас инвертора, комплект АКБ.
При наличии централизованной сети энергоснабжения это оборудование
имеет очень долгий срок окупаемости. Оно больше подойдет для
потребителей, не имеющих доступа к централизованной сети, а также там,
где затруднена поставка жидкого и газообразного топлива для эксплуатации
дизельных или газопоршневых энергоустановок.
Развитие технологий и серийное освоение позволяют постоянно снижать
цену киловатта установленной мощности. Особенно привлекательны эти
решения (с точки зрения цены), когда существуют жесткие лимиты на
подключение
электроэнергии
(нет
возможности
22
выделить
требуемое
количество электричества потребителю), высока стоимость технологического
присоединения
или
есть
другие
обременения,
накладываемые
распределительными организациями (прокладка линий электропередач,
установка понижающих трансформаторов за свой счет).
1.3.3 Ветроэнергетические установки
В последнее время интерес к ветроэнергетике в России заметно вырос.
Благодаря этому растут предложения разработчиков, производителей и
дилеров ветроэнергетических установок (ВЭУ). В заявленных технических
характеристиках предлагаемых ветроустановок можно запутаться. Для
выбора требуемой потребителю установки нужно понимать, как выделить
существенные параметры ВЭУ.
Основные параметры ВЭУ:
- Выработка энергии
Выработка энергии за определенный период времени (неделя, месяц,
год) - это основной параметр ветроустановки, который должен быть
согласован с известной или проектной энергией, потребляемой нагрузками за
тот же промежуток времени. Пример расчета приведен в табл. 2. Достаточно
часто этот параметр подается как второстепенный или даже не указывается.
Он зависит от средней скорости ветра в месте работы установки, размера
ВЭУ (ометаемой площади, диаметра ветротурбины) и конструктивного
совершенства ВЭУ.
- Размер ВЭУ
В качестве основного размера ветроустановки указывается диаметр
ветротурбины. Ометаемая площадь ветротурбины пропорциональна квадрату
ее диаметра, а номинальная мощность и выработка энергии ветроустановкой
пропорциональны площади ветроприемного устройства. Таким образом, если
диаметры
ветроустановок
различаются,
например,
в
энергетические возможности различаются в 1,52=2,25 раза.
23
1,5
раза,
их
- Номинальная мощность
Номинальной
является
мощность,
развиваемая
ветроустановкой
при
выбранной расчетной скорости. Этот параметр ошибочно принимается
основным при выборе и сравнении различных ВЭУ между собой. На самом
деле он не настолько важен, так как практически никогда нагрузка не
подключается к ВЭУ напрямую. Важна мощность преобразователя, который
берет энергию от ВЭУ и аккумуляторной батареи. Реальная мощность ВЭУ
не равна номинальной, а изменяется в зависимости от текущей скорости
ветра. Номинальная мощность ветроустановки пропорциональна квадрату
диаметра ветротурбины и кубу выбранной расчетной скорости. Таким
образом, сравнивать ВЭУпо номинальной мощности корректно только при
равных расчетных скоростях ветра, лучше сравнивать их по диаметру и
выработке энергии. Ведь установка с заявленной мощностью 1 кВт при
расчетной скорости 12 м/с даст максимум 0,4 кВт при 9 м/с, хотя на первый
взгляд она может показаться более выгодной, чем ВЭУ 0,5 кВт с расчетной
скоростью ветра 9 м/с. Особенно при приблизительно равной цене.
- Расчетная скорость ветра
Расчетной считается скорость ветра, при которой ветроустановка
достигает номинальной мощности. Обычно при превышении расчетной
скорости
ветра
начинает
работать
система
регулирования,
которая
ограничивает дальнейший рост оборотов и мощности.
- Стартовая скорость ветра
Стартовой называется скорость ветра, при которой ветроустановка
начинает вращаться и заряжать аккумуляторы. Обычно она находится в
диапазоне
2,5-3,5
установленными
м/с.
узкими
Может
быть
лопастями.
выше
у
Завышенная
машин
стартовая
с
жестко
скорость
приводит к снижению суммарной выработки энергии из-за частых простоев.
- Максимальная эксплуатационная скорость ветра
Максимальной эксплуатационной скоростью ветра является та его
скорость, которая может привести к разрушению не остановленной
24
ветроустановки. Для стационарной ВЭУ данный параметр должен быть не
менее 45-50 м/с, иначе ее эксплуатация становится достаточно рискованной.
- Способ регулирования
Мощность потока пропорциональна кубу скорости ветра. Например,
если мощность потока, проходящего через турбину киловаттной ВЭУ, при
расчетной скорости ветра 9 м/с приблизительно 2,5 кВт, то при скорости 45
м/с она составит 2.5х53 = 312 кВт. Поэтому регулирование ветротурбины
является очень важной и непростой задачей. Существуют ветроустановки без
регулирования.
Это,
в
основном,
очень
небольшие
машины диаметром до 1,5-2 м. Более крупные нерегулируемые машины
ради
простоты
конструкции
жертвуют
своей
надежностью
и/или
эффективностью. Наиболее эффективный способ регулирования -изменение
угла установки лопастей (шага турбины). В этом можно убедиться,
рассмотрев способ регулирования всех больших ВЭУ, используемых для
промышленной выработки энергии. Компромиссным вариантом являются
системы с выводом ветротурбины из-под ветра. Они проще реализуются, но
имеют и ряд существенных недостатков.
- Высота мачты
Часто для снижения общей стоимости комплекта ВЭУ предлагаются
очень низкие мачты. Такая экономия может оказаться слишком дорогой, так
как скорость и равномерность ветрового потока сильно зависит от высоты. В
среднем, если принять скорость потока на высоте 10 м за 1, то на высоте 5 м
она составит 0,87; 15 м - 1 ,08; 20 м - 1,15; 25м-1,20. А если учесть
кубическую зависимость, то энергетика для 5м- 0,66; 15 м - 1,28; 20 м - 1,52;
25 м - 1,73. Таким образом, одна и та же ветроустановка на мачте 20 м по
сравнению с 5 м даст энергии в (1,52/0,66) 2,3 раза больше. Кроме того,
ветроустановка на более высокой мачте создает меньше шума.
- Привод генератора
Сейчас практически все ВЭУ малой и средней мощности имеют
прямой привод генератора, т.е. ветроколесо напрямую соединено с ротором
25
генератора без применения дополнительных устройств. У ветроустановок
большой
мощности
встречаются
схемы,
где
привод
генератора
осуществляется через мультипликатор.
- Схема ветроустановки
Существует огромное количество вариантов схем ВЭУ, но все они, так
или
иначе,
сводятся
к
двум
основным:
вертикальноосевые
и
горизонтальноосевые установки. Рассмотрим основные преимущества и
недостатки той и другой схемы:
Вертикальноосевая:
Преимущества:

Не требует ориентации по ветру;

Низкий уровень шума (вызван малой скоростью вращения).
Недостатки:

Требуется более мощный (более дорогой) генератор при
одинаковой ометаемой поверхности ветроколеса;

Большая материалоемкость (высокая инертность) конструкции;

КПД в 1,5-2 раза ниже, чем у горизонтальноосевых установок.
Горизонтальноосевые:
Преимущества:

Более высокий КПД;

Возможность
обеспечить
большее
количество
способов
регулирования;

Более низкая цена.
Недостатки:

Требуют ориентации по ветру;

Более высокий уровень шума;

Более высокая стартовая скорость (при количестве лопастей
менее 3-х).
26
Выбор ВЭУ
Выбор ВЭУ - очень сложная задача. Рассмотрим основные вопросы, на
которые требуется обратить внимание при выборе.
1.
Использование
энергии
ветра
экономически
выгодно
при
среднегодовой скорости ветра более 5 м/с, либо при отсутствии или
нерегулярной подаче сетевого электричества. Оценить скорость ветра можно
двумя способами:

ветровых
Обратиться к ранее составленным картам распределения
ресурсов
по
территории
области
(приведены
в
соответствующем разделе). Так можно легко оценить примерный
ветропотенциал требуемого региона.

Более точным будет долгосрочное наблюдение за ветром на
разных высотах при помощи специальной аппаратуры. Такой способ
гораздо более сложен, но он позволит точно определить средние
показатели скорости ветра.
2. Особое внимание стоит уделить не только мощности ВЭУ (именно
ВЭУ, а не инвертора, входящего в комплект), но и при какой скорости ветра
эта
мощность
может
быть
получена.
Некоторые
продавцы
представляют завышенные показатели. Поэтому необходимо подсчитать по
несложной формуле мощность, которую способна отдать установка с
ветроколесом конкретного диаметра. Эта мощность практически зависит
только от скорости ветра V и диаметра ветроколеса D, а все остальные
факторы (количество лопастей, их вес, площадь, профиль, крутка, генератор,
подшипники и т.д.) второстепенные и большой погрешности не дают.
Упрощенная формула расчета реально отдаваемой ветром мощности в
зависимости от скорости ветра и диаметра винта:
N = D2V3/7000, кВт
При равной мощности ВЭУ следует выбирать ту, у которой диаметр
ветроколеса больше.
27
3. При выборе ВЭУ необходимо иметь в виду, что наиболее
экономически эффективную отдачу мощности при ветровых условиях вашей
местности можно получить при двукратной среднегодовой скорости ветра,
которую можно назвать номинальной.
4. Как это ни парадоксально, но чем меньше лопастей в ветроколесе,
тем выше его КПД. Это проверено теоретически и практически (продувками
в аэродинамической трубе хотя разница между 1, 2 и 3 лопастями
незначительна.
Некоторые производители представляют результаты продувок своих
ветроэлектрических установок по мощности в аэродинамической трубе. Это
хорошо и говорит о серьезном подходе к делу. Однако необходимо
учитывать, что мощность в аэродинамической трубе и в природных условиях
различается примерно на 10-30% вследствие идеализации воздушного потока
в трубе.
5. При сравнении цен разных производителей обязательно учитывается
состав продаваемого оборудования и его функциональность. Ведь ВЭУ - это
целый комплекс, куда обязательно входят:
• ветроэлектрический агрегат - это генератор, лопасть узел крепления к
мачте; кроме того, сюда может входить регулятор скорости вращения винта
(центробежный, механический) и устройство ориентации на ветер (хвост или
виндроза).
• мачта - может быть как специальная, так и сооруженная из
водопроводной трубы или столба. Здесь можно сэкономить, так как
специальная мачта достаточно дорогая.
При необходимости запасать электроэнергию на случай безветрия
предстоит обзавестись следующим оборудованием:

аккумуляторными батареями;

блоком обработки электроэнергии и зарядки аккумуляторов
(ОЭЗА);
28

преобразователем напряжения (инвертором) - 48 В в 220 В
50Гц.
6. Не стоит уделять повышенное внимание поиск ВЭУ, начинающих
работать на малых скоростях ветра -до 3 м так как на этих скоростях его
энергия ничтожно мала. Например, для ВЭУ с диаметром винта 5 м
выдаваемая мощность при скорости ветра 2 м/с будет менее 30 Вт (при этом
половина ее уйдет на трение в подшипниках и прочие потери). Т.е. реально
выдаваемая мощность 15 Вт. Этого не хватит для зарядки даже одной
аккумуляторной батареи емкостью 50 А•ч (минимальная мощность равна 70
Вт)
7. При работе ВЭУ в дождь или снег выдаваемая мощность снижается
на 10..30%.
8. Шум от работы безредукторной ВЭУ напоминает свист ветра через
приоткрытое окно легкового автомобиля на большой скорости. При работе
редукторных ВЭУ шум увеличивается (при этом ресурс снижается)
9. В районах с невысокой среднегодовой скоростью ветра (до 5 м/с)
рекомендуется для полной автономности электрообеспечения дополнительно
(параллельно) использовать другие виды генерирующего оборудования,
которые смогут зарядить аккумуляторы в период безветрия.
10.
Использовать
ВЭУ
для
отопления
дома
экономически
целесообразно только при среднегодовой скорости ветра более 5-6 м/с.
Установка ВЭУ
Лучшее место установки ВЭУ вершина холма или середина поля. Но
реально все гораздо сложнее. Если Вы хотите установить ВЭУ рядом с
домом, то высота мачты должна быть на 3-5 м выше дома. При более низкой
мачте ее надо устанавливать от дома на расстоянии не менее 3-кратной
высоты дома, то есть при высоте дома не ближе 30 м. При наличии высоких
деревьев расстояние до них должно быть не менее двукратной высоты
дерева. В любом случае более высокая мачта выгоднее, так как ветер на
высоте 15-20 м даст прирост по выработке электроэнергии более чем на 20%
29
по сравнению с мачтой вдвое ниже, особенно в застроенной местности. Не
рекомендуется устанавливать ВЭУ в оврагах и впадинах, а также на крышах
зданий, так как шум и вибрации от установок будут давать о себе знать.
Подбор аккумуляторных батарей (АБ)
Для аккумуляции выработанной ВЭУ электроэнергии применяются
аккумуляторные батареи (АБ) напряжением 12 В. При большом количестве
АБ
используется
их
последовательно-параллельное
соединение.
Последовательное увеличивает напряжение на крайних клеммах цепи
батарей, параллельное увеличивает силу тока.
Емкость системы АБ подбирается с учетом необходимости запасать то
или иное количество электроэнергии. Пример расчета и определения
количества АБ был рассмотрен при расчете солнечной электростанции.
Следует также иметь в виду, что срок службы отечественных АБ в
таком режиме работы не превышает 5 лет. Для импортных АБ он достигает
10-15 лет, но и цена у них в 2-3 раза выше.
1.3.4 Малые гидроэлектростинции
К малой гидроэнергетике (рисунок 1.3.1) принято относить широкий
спектр гидроэнергетических объектов разного типа с установленной
мощностью менее 25 МВт, в том числе мини-ГЭС с установленной
мощностью менее 5 МВт и совсем небольшие микроГЭС мощностью от 3
кВт до 1 МВт.
Рисунок 1.3.1 Классификация малых ГЭС
30
Принципиальное отличие малой энергетики от обычной - в отсутствии
необходимости сооружения крупных гидротехнических объектов, что
упрощает строительство и лицензирование
Применение технологий малой гидроэнергетики не приносит вреда
окружающей среде. С их помощью можно производить электроэнергию при
небольших затратах в любых изолированных населенных пунктах, где есть
горы и небольшие реки. Двумя ключевыми компонентами любой микроГЭС
являются гидростатический напор (расстояние по вертикали между заборным
устройством и турбиной) и расход (дебит) воды (объем воды, которая
вращает турбину).
Системы с высоким гидростатическим напором
Стеной из валунов или любым другим подходящим водоприемником
часть водного потока направляется к погруженной в воду трубе, размер
которой зависит от потребности в электроэнергии и лимите на затраты. Эта
труба -водовод - спускается вниз вдоль поверхности насколько можно круче
(иногда на сотни метров), до места расположения турбинного генератора
рядом с этой же или другой рекой. Чтобы уменьшить потери электроэнергии
при ее передаче, батареи турбинного генератора располагаются поблизости
от места использования энергии. Падающая через длинную трубу вода дает
на выходе небольшой, но очень быстрый поток. Этот поток падает на малую
турбину, заставляя ее вращаться с очень высокой скоростью.
Системы с малым гидростатическим напором
Во многих случаях системы с большим гидростатическим напором не
могут использоваться. Причинами этого могут быть:
1. Равнинная местность;
2. Конфликт с уже существующими ирригационными системами;
3. Слишком большие затраты на водовод.
Тем не менее микроГЭС могут работать при достаточно малом расходе
воды и гидростатическом н а п о р е . Д л я это г о м о ж н о построить канал
(ирригационную канаву небольшую дамбу или плотину). В таких случаях для
31
приведения в движение генератора могут и с п о л ьзо ва т ьс я п о п е р е ч н ы е ,
пропеллерные или вертикальные турбины. Иногда, если турбина большая, а
скорость ее вращения маленькая, для достижения необходимой скорости
вращения генератора используется мультипликатор.
Турбины
Существуют две основные разновидности турбин:
- реактивные – пропеллерные и диагональные;
- активные - ковшовые (турбины Пелтона), гидротурбины с наклонной
осью и турбины поперечного потока.
Для вращения лопастей турбины во всех случаях используется
давление воды. В свою очередь, турбина вращает генератор, который и
производит электроэнергию. Реактивные турбины используются при низком
давлении, активные-при высоком.
Оптимальный
выбор
типа
турбины
в
основном
зависит
от
гидростатического напора Н (м) требуемой мощности Р (кВт) и скорости
вращения работающей турбины Nо (об/мин.).
Отношение этих величин показано уравнением:
Ns=No•P/H•5, об/мин
где N - скорость вращения турбины, зависящая от ее типа:
- Pelton (ковшовая) - 12-30 об/мин
- Turgo (с наклонной осью) -20-70 об/мин
- Сrossflow (турбина поперечного тока) - 20-80 об/мин
- Francis (диагональная) - 80-400 об/мин
- Propellor and Kaplan (пропеллерная и турбина Каплана) - 340-1000
об/мин.
Устройства постоянного и переменного тока
Для
работы
устройств,
потребляющих
небольшое
количество
электроэнергии (до 3 кВт), часто используются серийные автомобильные
генераторы.
При
установке
дополнительного
конвертационного
оборудования можно производить постоянный и переменный ток. Для
32
работы устройств, потребляющих большое количество энергии (10..30 кВт),
используются индукционные или синхронные генераторы.
Система для получения постоянного и переменного тока
Вместе с турбиной вращается находящийся на том же валу генератор,
который производит постоянный ток. Здесь может быть использован
автомобильный генератор переменного тока. По проводам электричество
идет к аккумуляторным батареям, затем от батарейного ящика турбинного
генератора к месту использования. Вода, проходя через турбину, падает в
дренажную канаву, по которой и возвращается в реку. Поскольку такая
микроГЭС заряжает батареи безостановочно, то к вечеру, когда для
освещения домов и потребляющих постоянный ток приборов необходимо
наибольшее количество энергии, батареи будут полностью заряжены.
Система для получения переменного тока
Переменный ток можно получать двумя способами. С помощью
генератора получать постоянный ток, который стандартным электронным
модулем конвертируется в переменный, либо (для более крупных систем)
использовать
стандартный
асинхронный
(индукционный)
генератор
переменного тока. Получаемый переменный ток частотой и напряжением
должен соответствовать нагрузке.
Расчет
В основе расчета любой энергогенерирующей установки лежит оценка
требуемого
количества
электроэнергии,
максимального
и
среднепотребляемого. Подобный расчет в случае выбора малой ГЭС ничем
не отличается от рассмотренного выше.
Далее необходимо оценить потенциал мощности, которую возможно
получить с водного потока в выбранных условиях. Примерное количество
электроэнергии, получаемой на каком-то
конкретном месте, можно
рассчитать, по уравнению:
Р = 0,0098•Q•Hg, кВт,
где Q - расход воды (л/с)
33
Hg - полный гидростатический напор (м)
После этого можно будет увидеть, хватит ли естественного ландшафта
для получения требуемой мощности. Если расчетный потенциал мощности
оказывается ниже требуемого, то необходимо принять меры либо для
увеличения расхода воды, либо для увеличения гидростатического напора.
Величина гидростатического напора может быть значительной (как в
водопаде) или небольшой. Энергия будет зависеть от того, насколько
эффективно вода доставляется от вершины конструкции до ее основания
(зависит от длины, размера и типа используемой трубы
Если система обладает достаточным гидростатическим напором и
расходом (дебитом) воды, рассматриваются другие аспекты затраты на
рабочую силу, материалы и проч. В каждом отдельном случае эти
компоненты широко разнятся.
Достоинства и недостатки малой гидроэнергетики
Как и любой другой способ производства энергии, малые ГЭС имеют
как преимущества, так и недостатки. В таблице 1.4 приведены сравнительные
данные по миниГЭС и дизельной ГЭС
Таблица 1.3.3 Сравнительные данные малой ГЭС
Мощность установки, кВт
Цена установленного
киловатта мощности, $
Себестоимость кВт∙ч
электроэнергии, руб.
Дизельный генератор
3 (малая ДЭС)
300-700
5-20
МиниГЭС
3
500-2000
0,45-1
Среди экономических, экологических и социальных преимуществ
объектов малой гидроэнергетики можно назвать следующие:

Их
создание повышает энергетическую
региона, обеспечивает
независимость
от
безопасность
поставщиков
топлива,
находящихся в других регионах, экономит дефицитное органическое
топливо;

Сооружение подобного энергетического объекта не требует
34
крупных
капиталовложений,
большого
количества
энергоемких
строительных материалов и значительных трудозатрат, относительно
быстро окупается;

В процессе выработки электроэнергии ГЭС не производит
парниковых газов и не загрязняет окружающую среду продуктами
горения и токсичными отходами, что соответствует требованиям
Киотского протокола;

Подобные объекты не являются причиной наведенной
сейсмичности
и
сравнительно
безопасны
при
естественном
возникновении землетрясений.

Они не оказывают отрицательного воздействия на образ
жизни населения, на животный мир и местные микроклиматические
условия.
Возможные проблемы, связанные с созданием и использованием
объектов малой гидроэнергетики, менее заметны:

Как любой локализованный источник энергии, в случае
изолированного применения объект малой гидроэнергетики уязвим с
точки зрения выхода из строя, в результате чего потребители остаются
без
энергоснабжения
(решением
проблемы
является
создание
совместных или резервных генерирующих мощностей - ветроагрегата,
когенерирующей миникотельной на биотопливе, фотоэлектрической
установки и т.д.). Наиболее распространенный вид аварий на объектах
малой гидроэнергетики — разрушение плотины и гидроагрегатов в
результате перелива через гребень плотины при неожиданном подъеме
уровня воды и несрабатывании запорных устройств.

В некоторых случаях МГЭС способствуют заиливанию
водохранилищ и оказывают влияние на процессы формирования русла.

Существует
определенная
сезонность
в
выработке
электроэнергии (заметные спады в зимний и летний период),
приводящая к тому, что в некоторых регионах малая гидроэнергетика
35
рассматривается
как
резервная
(дублирующая)
генерирующая
мощность.
1.3.5 Биотопливные энергетические установки, твердотопливные котлы
Большое внимание сейчас уделяется биотопливу (biofuel) топливу из
биологического сырья,получаемому в результате переработки биомассы:
• жидкое (этанол, метанол,биодизель);
• газообразное (биогаз, водород);
• твердое (дрова, солома, пеллеты).
Биодизель
топливо
на основежиров животного, растительногои
микробного происхождения. Сырьем могут быть рапсовое,соевое, пальмовое,
кокосовое
маслоили
любое
другое
маслосырец,отходы
пищевой
промышленности. В странах Европы использованиерапсового масла в
качестве
топливадля
дизелей
выведено
на
промышленный
уровень
применяетсяметиловый эфир рапсового масла в качестве 5. . . 10% добавки к
традиционному нефтяному топливу. Положительными качествами топлива
из растительных масел являются их практически полное биологическое
разложение, низкая токсичность, отсутствие серы.
Процесс производства биодизеля
После очистки масла в него добавляют метиловый спирт и катализатор
(щелочь). В результате реакции переэтерификации получается смесь, легкие
верхние фракции которой являются метилэфиром, или биодизельным
топливом. Метиловый эфир является агрессивной жидкостью топливные
баки, топливопроводы и другие элементы, соприкасающиеся с ним, должны
быть эфиростойкими.
Таблица 1.3.4 Теплотворная способность
Топливо
Дизельное
Нефть
Мазут
Рапсовое масло
Удельная теплота сгорания
МДж/кг
кВт• ч/кг
42,7
11,86
41
11,39
39,2
10,89
37
10,28
36
Мкал/кг
10,2
9,8
9,36
8,84
Из тонны рапса можно получить около 300 кг рапсового масла, а из
него примерно 270 кг биодизельного топлива.
Биоэтанол
этиловый
пентагидродикарбония,
спирт,
винный
спирт
метилкарбинол,
С2Н5ОН
гидроксид
производится
из
сахаросодержащих тростника, сороги свеклы, растительного крахмала
(кукуруза, пшеница, маниок) или целлюлозы. Для ДВС используется газохол
смесь бензина с обезвоженным этанолом до 20% по объему. Производство
биоэтанола в США за 2009 год достигло 40 млрд л.
Биометанол метиловый спирт, карбинол, метилгидрат, гидрооксид
метила,
древесный
спиртСН3ОН
получается
в
результате
биотехнологической переработки морского фитопланктона.
Биогазы
Биогазы смесь газов растительного и животного происхождения,
которые образуются в результате разложения органических отходов в
биореакторе без доступа воздуха. Биогаз обычно получают на специальных
установках, построенных на канализационных и водоочистных сооружениях,
в животноводческих хозяйствах.
Одним из способов удаления твердых бытовых отходов является
захоронение в приповерхностной геологической среде. Отходы подвергаются
интенсивному
биохимическому
разложению,
которое
сопровождается
выделением свалочного газа. Технологическая схема получения газового
топлива
на
полигонах:
сеть
вертикальных
газодренажных
скважин
соединяют линиями газопроводов, в которых компрессорная установка
создает разрежение, необходимое для транспортировки газа до места
использования.
Твердотопливные котлы
На российском рынке отопления в сегменте твердотопливных котлов
различными
моделями
и
модификациями
представлены
многие
производители.
До сих пор во многих регионах России магистральный газ - туманная
37
перспектива. Нынешняя
стоимость дизельного
топлива (практически
сравнявшаяся с ценой бензина АИ-92) - необоснованные затраты на
отопление,
а
электричество
-энергия
дорогостоящая.
Часто
для
децентрализованного теплоснабжения остается один выход -в качестве
источника энергии для отопления использовать твердое топливо - древесину,
бурый или каменный уголь, антрацит, кокс, пеллеты, торфяные брикеты.
Важные особенности твердотопливных котлов:
Твердотопливные котлы с точки зрения получения тепловой энергии
делятся
на
«классические»
и
пиролизные
(газогенераторные).
В
традиционных, «классических», котлах сгорает твердое топливо, нагревается
теплоноситель
(вода),
который
посредством
приборов
отопления
(радиаторов, конвекторов) отдает тепло помещениям. В пиролизных котлах,
в стадии «сгорает твердое топливо», нагревается теплоноситель (вода)
происходят несколько иные процессы.
В
основу
работы
газогенераторного
котла
положен
принцип
пиролизного сжигания (или сухой перегонки) топлива. Под действием
высокой температуры в условиях недостатка кислорода твердое топливо
разлагается на летучую часть так называемый пиролизный газ и твердый
остаток — древесный уголь (кокс). Пиролиз древесины идет при температуре
200..800 °С. Процесс этот экзотермический, то есть идущий с выделением
тепла, за счет чего улучшается прогрев и подсушивание топлива в котле и
происходит подогрев поступающего в зону горения воздуха. Смешение
кислорода воздуха с выделившимся пиролизным газом при высокой
температуре вызывает процесс горения последнего. Пиролизные котлы
рекомендуется
топить
как
можно
более
сухой
древесиной,
тогда
обеспечивается работа котла на максимальной мощности и длительный срок
его службы.
При эксплуатации традиционного «классического» твердотопливного
котла загрузка твердого топлива происходит раз в три-четыре часа, для
пиролизного котла время между загрузками увеличивается в 2 раза и более.
38
Пиролизный газ в процессе сгорания взаимодействует с активным
углеродом, в результате чего дымовые газы на выходе из котла практически
не содержат вредных примесей, являясь большей частью смесью углекислого
газа и водяного пара. Углекислого газа такой котел будет выбрасывать в
атмосферу практически втрое меньше обычного дровяного и тем более
угольного. Следовательно, пиролизные котлы более экологичны. В процессе
пиролизного горения образуется минимальное количество сажи и золы,
поэтому котел реже, чем обычный, нуждается в чистке.
Однако
пиролизные
котлы
стоят
дороже
классических
твердотопливных.
Одно из неудобств при эксплуатации твердотопливных котлов строгая регулярность загрузки топлива, часто вручную. Этого можно
избежать, если котел работает на пеллетах (гранулах), которые подаются
автоматически шнеком из емкости (бункера) в специальную пеллетную
горелку. Потребителю необходимо лишь периодически заполнять бункер.
1.3.6 Тепловые насосы
Тепловой
насос
-
это
компактная
отопительная
установка,
предназначенная для автономного обогрева и горячего водоснабжения.
Низкопотенциальное тепло окружающей среды (46 °С и выше)преобразуется
в тепло 50…60°С в виде нагретой воды или воздуха. Передача тепла
производится рабочим телом хладогеном (фреоном). Электроэнергия,
потребляемая тепловым насосом, тратится лишь на перемещение фреона по
системе с помощью компрессора точно также, как в холодильных машинах.
Система работает как котел при отоплении и как кондиционер при
охлаждении. Зимой тепло, накопленное в грунте или водоеме, передается в
дом. Этот же цикл используется и при нагреве воды. Летом излишки тепла в
доме передаются через теплообменник в обратном направлении.
В качестве низкопотенциального источника тепловой энергии для
обогрева дома может быть использовано тепло естественного происхождения
39
(наружный воздух; тепло грунтовых, артезианских и термальных вод; вода
рек, озер, морей и других незамерзающих природных водоемов).
40
2
ОЦЕНКА ЭНЕГЕТИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИЛА ВТОРИЧНЫХ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ НА ТЕРРИТОРИИ САМАРСКОЙ
ОБЛАСТИ
2.1
Оценка перспектив и потенциала использования на территории
Самарской области объектов малой гидроэнергетики
Нетрадиционной энергетике последнее время уделяется пристальное
внимание
во
всем
мире.
Заинтересованность
в
использовании
возобновляемых источников энергии (ВИЭ) - ветра, солнца, морского
прилива и речной воды, - легко объяснима: нет нужды закупать
дорогостоящее топливо, имеется возможность использовать небольшие
станции для обеспечения электроэнергией труднодоступных районов.
Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными
видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически
безопасным способом получения электроэнергии. Использование энергии
небольших водотоков с помощью малых гидроэлектростанций (микро-ГЭС)
– одно из наиболее эффективных направлений развития альтернативной
энергетики.
Малая энергетика получила развитие в мире в последние десятилетия, в
основном из-за стремления избежать экологического ущерба, наносимого
водохранилищами
крупных
ГЭС,
из-за
возможности
обеспечить
энергоснабжение в изолированных районах, а также, из-за небольших
капитальных затрат при строительстве станций и быстрого возврата
вложенных средств (в пределах 5 лет). Поэтому малая гидроэнергетика
(МГЭС) является одним из наиболее понятных для инвесторов направлений
развития возобновляемых источников энергии и получает поддержку со
стороны государства и региональных властей. МГЭС уже сегодня могут
конкурировать с дизельными генераторами, являются привлекательными для
малого и среднего бизнеса источником энергии, создают стимулы для
регионального развития.
41
Небольшие
ГЭС
позволяют
сохранить
природный
ландшафт,
окружающую среду не только на этапе эксплуатации, но и в процессе
строительства[1,
2,
3].
При
эксплуатации
малых
ГЭС
отсутствует
отрицательное влияние на качество воды: она не теряет первоначальных
природных свойств и может использоваться для водоснабжения населения. В
реках сохраняется рыба. В отличие от других экологически безопасных
альтернативных источников электроэнергии (таких, как солнце, ветер) малая
гидроэнергетика практически не зависит от погодных условий и способна
обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии потребителю в
любое время года.
2.1.1 Классификация объектов малой гидроэнергетики
К
малой
гидроэнергетике
принято
относить
широкий
спектр
гидроэнергетических объектов разного типа таких, как:
 ГЭС с установленной мощностью менее 25 МВт;
 мини-ГЭС с установленной мощностью менее 5 МВт;
 небольшие микро-ГЭС мощностью от 3 кВт до 1 МВт.
Принципиальное отличие малой энергетики от обычной заключается в
отсутствии необходимости сооружения крупных гидротехнических объектов,
что упрощает строительство и лицензирование.
Назначением ГЭС является преобразование потенциальной энергии
массы воды, протекающей в потоке за счет некоторого уклона (для
обозначения концентрированного перепада высоты используется термин
«напор»).
Выработка
электроэнергии
происходит
в
нижней
части
гидросистемы, где расположена электростанция и где вода протекает через
турбину. Выработка энергии пропорциональна расходу потока и напору.
В зависимости от напора принято ГЭС классифицировать как:
• Высоконапорные - более 100 м;
• Средненапорные -30÷100 м
• Низконапорные - 2÷30 м.
42
Эти
диапазоны
не
являются
жестко
детерминированными
и
используются, главным образом, для целей классификации.
Кроме
того,
объекты
малой
гидроэнергетики
(рисунок
2.1.1)
подразделяются на:
- стационарные;
- мобильные.
Малые ГЭС
Стационарные
•
•
•
•
Русловые
Приплотинные, с совмещением плотины и здания ГЭС
Бесплотинные, с трубопроводом напорной деривации
Встроенные в систему водоснабжения
Мобильные
• Переносные, мощостью до 10 кВт
• Погружные, мощностью до 5 кВт
• В контейнерном исполнении
Рисунок 2.1.1 – Классификация малых ГЭС.
К стационарным ГЭС относятся:
• Русловые;
• ГЭС с энергоблоками, установленными под защитой плотины
(приплотинные);
• ГЭС, размещенные в русле канала или в трубопроводе с текущей
водой.
Мобильные ГЭС подразделяются на:
 Переносные, мощостью до 10 кВт;
 Погружные, мощностью до 5 кВт;
 В контейнерном исполнении.
Рассмотрим
характерные
особенности
гидроэнергетики.
43
каждого
объекта
малой
Русловая схема размещения ГЭС
При
русловой
схеме
размещения
ГЭС
турбина
вырабатывает
электроэнергию только в том объеме, который обеспечивается естественным
течением, и тогда, когда течение есть (ГЭС на бытовом стоке). Когда уровень
воды в реке опускается ниже некоторого определенного предела или
технического минимума турбины, выработка электроэнергии прекращается.
В средне- и высоконапорных ГЭС вода, находящаяся за плотиной,
поступает в водозабор, после чего по напорному трубопроводу подается на
турбины. Строительство турбинных водоводов обходится дорого, поэтому
такие проекты неэкономичны.
Альтернативой является подача воды по деривационному каналу с
небольшим уклоном, который устраивается вдоль русла реки (рисунок 2.1.2).
По этому каналу вода поступает к напорному бассейну или подводящему
каналу, после чего через короткий водовод попадает на турбину. Если
топографические особенности местности и морфология не позволяют легко
продолжить канал, экономически обосновано устройство низконапорного
трубопровода. Выходящая после турбин вода отводится в реку по
отводящему каналу.
Рисунок 2.1.2 - Высоконапорные ГЭС
В
ряде
случаев
плотина
строится
для
создания
небольшого
водохранилища суточного регулирования, в котором накапливается объем
44
воды, достаточный для того, чтобы обеспечить работоспособность ГЭС в
часы пиковой нагрузки, либо аналогичный объем воды может быть размещен
в напорном бассейне.
Рисунок 2.1.3 - Низконапорные ГЭС с турбинным водоводом
ГЭС, построенные по низконапорной схеме, как правило, размещаются в
пределах долины реки. В этом случае есть выбор между двумя
технологическими
решениями.
Либо
вода
подается
по
короткому
турбинному водоводу (рисунок 2.1.3), как в высоконапорных ГЭС, либо
напор создается за счет небольшой плотины с секторными затворами. На
этой же плотине размещаются водоприемник (рисунок 2.1.4), здание ГЭС и
рыбоподъемник.
45
Рисунок 2.1.4 - Низконапорная ГЭС на плотине
Схемы с приплотинным зданием ГЭС
Условия строительства и функционирования малой ГЭС не позволяют
создавать большое водохранилище для обеспечения работы ГЭС с
требуемым режимом суточного регулирования. Это обусловлено высокой
стоимостью возведения относительно высокой плотины, а также стоимостью
различных водопроводящих сооружений, что делает строительство малой
ГЭС экономически нецелесообразным.
Однако, если водохранилище уже сооружено для каких-либо других
целей, например, в качестве элемента системы защиты от наводнений, для
ирригации, водозабора для нужд крупного города, для рекреационных целей
и т.д., возможно производство электроэнергии с использованием стока, не
препятствующего базовому использованию водохранилища или сохранению
46
проточности водохранилища. Основной задачей в этом случае становится
устройство водовода, связывающего верхний и нижний бьефы, и установка в
нем турбины.
Если в плотине уже предусмотрен трубчатый водосброс, как изображено
на рисунке 2.1.5, это делает подобное решение вполне осуществимым.
Рисунок 2.1.5 - Низконапорная ГЭС на ранее построенной плотине
Если высота плотины достаточно велика, можно установить сифонный
турбинный водовод. Встроенные сифонные водоводы (рисунок 2.1.6)
представляют собой весьма элегантное техническое решение для ГЭС с
напором до 10 м и гидроагрегатами мощностью до 1000 кВт. Турбины могут
располагаться как в верхней части плотины, так и внизу. Можно
использовать
готовые
гидротурбинные
блоки,
устанавливаемые
без
существенной перестройки плотины.
Рисунок 2.1.6 - Низконапорные ГЭС с сифонным турбинным водоводом
47
ГЭС в ирригационном канале
Известны две схемы размещения ГЭС в ирригационном канале:
 Канал расширяется, исходя из размеров водоприемника, здания ГЭС,
отводящего канала и обводного канала. На рисунке 2.1.7 показана схема
расположения ГЭС подобного типа, с находящимся под водой
гидроагрегатом, оборудованным поворотно-лопастной турбиной. Для
сохранения требуемой подачи воды с целью ирригации в схеме должен быть
предусмотрен обводной канал, как на приведенном рисунке, на случай
остановки турбины. В схеме такого рода ГЭС и канал следует проектировать
одновременно, с учетом дополнительных работ, поскольку строительство
полностью функционального канала может оказаться дорогостоящим
мероприятием.
Рисунок 2.1.7 – Схема ГЭС в ирригационном канале
 Если канал уже построен, можно использовать схему, приведенную на
рисунке 2.1.8. Канал должен быть незначительно расширен, исходя из
потребностей водоприемника и водослива. Для того, чтобы свести к
минимуму работы по расширению канала, может быть установлен
удлиненный водослив.
48
Рисунок 2.1.8 – Схема устройства ГЭС в ирригационном канале с
удлиненным водосливом
Как правило, рыба не мигрирует по таким каналам, поэтому в
устройстве системы для пропуска рыбы нет необходимости.
ГЭС, встроенные в системы водоснабжения
Снабжение городов питьевой водой осуществляется путем подачи воды
из резервуара главного водозабора по напорному трубопроводу (рисунок
2.1.9).
Рисунок 2.1.9 - Схема ГЭС, встроенной в систему водоснабжения
Как правило, в установках такого типа гашение энергии воды на нижнем
уровне трубопровода, на входе в устройство по очистке воды, производится
путем использования специальных клапанов. Экономически выгодным
решением может оказаться установка в этой части трубопровода малой ГЭС
для преобразования кинетической энергии водного потока в электрическую
энергию, поскольку в противном случае кинетическая энергия потока была
бы потеряна. При этом напорный трубопровод необходимо предохранять от
гидравлического
удара.
Избыточное
49
давление,
образующееся
при
гидравлическом ударе, особенно опасно в том случае, если гидроагрегаты
устанавливаются на старом трубопроводе. Для обеспечения постоянной
подачи воды необходимо установить систему перепускных клапанов. В
некоторых схемах вода, прошедшая через турбину, сбрасывается в открытый
водоем. Система управления поддерживает в нем требуемый уровень воды.
При механическом останове турбины или ее поломке перепускные клапаны
могут обеспечить требуемый уровень воды в водоеме.
Принципы подключения малых ГЭС
Устанавливаемые мини-ГЭС могут работать как параллельно с
электросетью (рисунок 2.1.10), так автономно, т.е. непосредственно питая
потребителя (рисунок 2.1.11). В первом случае используется асинхронный
генератор, во втором – синхронный.
Рисунок 2.1.10 – Параллельный принцип подключения мини-ГЭС к
электросети
Рисунок 2.1.11 – Автономный принцип работы мини ГЭС
Для автономного использования в комплект оборудования обязательно
входит блок балластной нагрузки, позволяющий рассеивать неиспользуемую
потребителем на данный момент мощность, во избежание выхода из строя
электрогенератора и систем контроля и управления.
50
2.1.2 Оценка потенциала водных ресурсов Самарской области
Выработка электроэнергии малой ГЭС зависит от потенциальной
энергии водного потока. Поэтому производительность ГЭС практически
полностью
зависит
от
ее
местоположения.
Прежде
всего,
должен
обеспечиваться некий гарантированный уровень расхода. Во-вторых,
топографические условия участка должны быть такими, чтобы они
позволяли накапливать воду, проходящую на определенном расстоянии через
определенный перепад высот, с целью создания напора, достаточного для
выработки электроэнергии напор. Этот напор может быть создан либо за счет
строительства плотины, либо путем отвода воды из естественного русла в
параллельный ему водовод, где потери напора по сравнению с потерями в
естественном русле будут меньше (рисунок 2.1.12). Чаще всего используется
комбинация обеих методов.
Рисунок 2.1.12 – Расположение мини-ГЭС относительно основного
русла реки
Для выбора мест размещения объектов малой гидроэнергетики также
понадобится определить водообеспеченность. Если на реке не проводятся
51
гидрологические наблюдения, а потому отсутствуют данные о расходе за
длительный период, потребуется использовать сведения из области
гидрологии, определить количество выпадающих осадков и речной сток,
размеры
речных
бассейнов
и
площадей
водосбора,
величину
эвапотранспирации, изучить геологию поверхности.
Для оценки водного потенциала необходимо располагать данными о
колебаниях расхода воды в течение года и о величине полного напора. Лучше
всего было бы, если бы учреждения гидрологической службы создали
гидрометрический пост на рассматриваемом участке реки, и тогда в течение
нескольких лет можно будет регулярно получать временные ряды данных о
речном стоке.
Общая характеристика водных объектов Самарской области
Физико-географическая характеристика территории Самарской области
определяется ее месторасположением в глубине евразийского материка в
умеренных широтах Северного полушария, с континентальным климатом
вдали от морей и океанов. Особенностью ее природных условий является то,
что она располагается в пределах лесостепной (на севере) и степной (на юге)
зон [4]. Граница между зонами проходит по реке Самара и определяет
районы по степени влажности - от повышенной и умеренной до
недостаточной (рисунок 2.1.13).
52
Рисунок 2.1.13 – Ландшафтное зонирование Самарской области
На территории области протекает и берет начало множество малых рек,
впадающих в последствие в Саратовское водохранилище. Водный поток
малых рек имеет значительный потенциал при сравнительно простом его
использовании. Значительным потенциалом обладает водный поток прудов и
водохранилищ
пропускаемый
через
гидротехнические
сооружения
водохозяйственного назначения.
В совокупности водные объекты Самарской области являются
составной частью водного фонда Российской Федерации, содержащего
стратегический
запас
пресной
воды.
53
При
длительной
эксплуатации
водохозяйственных систем устанавливается свой микроклимат, и они
становятся неотъемлемым компонентом природной среды, зоной рекреации,
кроме того, являются единственным источником питьевой воды для
населения, проживающего в сельской местности, особенно южных районов
Самарской области. Малые реки, водохранилища и пруды Самарской
области участвуют в регулировании такого процесса, как круговорот воды в
природе, путем аккумулирования части поверхностного стока талых вод и
снижения пиков паводка на малых реках. Некоторые водохозяйственные
объекты участвуют в многолетнем регулировании стока, и обеспечивают
поддержание определенного уровня грунтовых вод. Это имеет большое
значение для сельского хозяйства.
Рациональное использование водных объектов в энергетических целях
(микро- и малые ГЭС) поможет решить проблемы сельского хозяйства,
всеобщего
развала
гидротехнических
сооружений,
неграмотного
использования водных объектов, кроме того, будет решен ряд важных
экологических вопросов. Внедрение малой энергетики в Самарской области
позволит комплексно реализовать программы по ремонтам гидротехнических
сооружений и расчистке русел рек, обеспечив благоприятные условия для
подъема мелиорации, развития сел и привлечения в них трудоспособного
населения. Так же будут решены вопросы эксплуатации водных объектов,
поскольку появятся организации и лица ответственные за их содержание, что
приведет к стабильности и упорядоченности в природоохранной сфере.
Характеристики малых рек Самарской области
Следует отметить особенность использования малых водотоков –
сезонность. В зимний период все реки скованы льдом, однако течение воды в
реках не останавливается за счет подземного стока. В это период для
выработки электрической энергии можно использовать только проточные
агрегаты, расположенные ниже поверхности воды с учетом толщины льда.
Аналогичные системы можно применять и в любой другой период года.
54
Однако, при назначении глубины погружения агрегата, стоит учитывать
особенность распределения скоростей водного потока, как по глубине, так и
по ширине русла [5]. В период половодья за счет резкого подъема уровня
воды в реках и выхода их из берегов на протяженных участках (рисунок
2.1.14), скорость потока может значительно снижаться по ширине (зависит от
глубины и наличия растительности на пойменных участках), аналогичное
явление может быть вызвано ледяными заторами. В период летне-осенней
межени скорости могут быть низкими и не достаточными для работы
гидроагрегатов.
Рисунок 2.1.14 – Зонирование пойменных участков Самарской области
55
Водный режим рек в летний период зависит от их географического
расположения,
т.е.
перераспределяющих
наличия
факторов
поверхностный
сток,
задерживающих
например,
наличие
и
леса,
лесополос, пересеченность рельефа местности.
Среди малых рек Самарской области, у которых скорость течения воды
более 0,5 м/с, в качестве объекта исследования можно выделить (таблица
2.1.1): р. Самара, р. Безенчук, р. Сок, р. Большой Черемшан, р. Уса, р.
Большой Иргиз, р. Большой Кинель и их притоки [6].
Таблица 2.1.1 Гидрографические характеристики рек Самарской области
Река
Место впадения
Самара (г.Самара)
Саратовское вдхр.
Площадь
водосброса,
тыс.км
46,5
Длина,
км
Глубина
макс., м
594
2,0
Скорость
течения,
м/с
1,5
Безенчук
Саратовское вдхр
1,05
78
Сок (с.Красный Яр)
Саратовское вдхр
11,87
363
7,0
0,9
Б.Черемшан
Куйбышевское вдхр.
19,9
432
4,0
0,8
Уса
Куйбышевское вдхр.
3,39
143
3,0
0,7
Кондурча
р.Сок
39,50
294
3,0
0,65
Иргиз
Волгоградское вдхр.
23,9
597
10,0
0,55
Б.Кинель
р.Самара
15,2
422
2,5
0,09÷1,7
1,5
Река Самара является естественной границей для двух ландшафтных
зон. Ее водный режим в период половодья характеризуется быстрым и
значительным подъемом уровня воды, наполнение реки в большей степени
зависит от выпадения осадков и в меньшей от подземного стока. Расходы в
период летне-осенней межени могут быть незначительны.
Изменение водного режима и уровня в реках Большой Кинель, Сок и
Кондурча, расположенных в границах лесостепной зоны, более плавное чем у
р. Самара и в меньшей степени подвержен изменению в период весеннеосенних паводков. Сток их равномернее за счет наличия обильной
растительности на всей площади водосбора (рисунок 2.1.15), в том числе на
56
пойменных участках, поскольку частично переходит в подземный, тем
самым обеспечивая грунтовую подпитку рек даже в засушливые годы.
Рисунок 2.1.15 – Распределение лесных ресурсов Самарской области
Такие реки, как Самара и Сок в нижнем течении имеют значительную
ширину и глубину, с учетом особенности расположения устьев рек на
противоположных окраинах г.Самара они используются для нужд водного
транспорта и не могут быть зарегулированы.
57
Река Самара находится в подпоре Саратовского водохранилища,
определяющего
ее
водный
режим
в
пределах
города.
Подпор
распространяется на 57 км вверх по течению реки. Длина реки 594 км (в
пределах Самарской области - 223 км) с площадью водосбора 46 500 км2 [6].
Западнее с. Съезжее Богатовского района ширина реки составляет 50 м,
средняя глубина 4,0 м. Скорость течения реки в безледоставный период
0,3÷0,7м/с, максимальная - 2,5÷2,8 м/с. Среднегодовой расход воды
составляет 56,5 м3/с; минимальный расход в период летне-осенней межени 6,6м3/с, зимней - 5,52 м3/с. Основные притоки реки Самара, расположенные
выше с. Съезжее: р. Мойка длиной 11 км, р. Колтубанка длиной 33 км, р.
Таволжанка длиной 47км, р. Безымянка длиной 33 км. Кроме того, в
пределах бассейна рассматриваемого участка реки насчитывается четыре
водохранилища, построенных по проектам (с полной емкостью 2,52; 0,12;
1,6; 1,7 млн.м3), и более 20 прудов, возведенных хозяйственным способом
[6]. Учитывая наличие постоянного расходы воды в период зимней межени и
среднюю глубину реки в расчетном створе – 4 м (при толщине льда 0,5÷0,75
м),
возможна
установка
на
данном
участке
реки
гидроагрегата
использующего только энергию течения реки, в безнапорном режиме, в том
числе - подледная установка агрегата для работы в зимний период.
Река Кутулук - приток р. Большой Кинель – зарегулирована в среднем
течении гидротехническими сооружениями Кутулукского водохранилища.
Водохранилище имеет объем около 100 млн.м3, напор на сооружения порядка 15 м [7]. Назначение объекта - регулирование стока, хозяйственнобытовое, любительское рыболовство. В составе сооружений имеются
отводящий и оросительный каналы, которые также могут быть использованы
для размещения гидроагрегатов.
Река Кондурча имеет длину 294 км с площадью водосбора 4360 км2.
Русло реки извилистое: мелководные участки шириной 10÷15 м, глубиной
0,5÷1,5 м и скоростью течения 0,2÷0,3 м/с чередуются с плесами шириной
20÷40 м, глубиной 2÷5 м и скоростью течения до 0,1 м/с. Водный режим реки
58
характеризуется высоким весенним половодьем, редкими и невысокими
летними и осенними дождевыми паводками, и продолжительной летнеосенней и зимней меженью. Максимальные скорости течения в период
весеннего половодья составляют 1,5÷2,0 м/с, а в меженный период 0,2÷0,5
м/с. В верховьях реки расположен гидроузел, удерживающий водохранилище
объемом порядка 25 млн.м3, с напором на сооружения 8,5 м [6. 7]. В нижнем
течении реки - у с. Екатериновка средняя ширина оставляет 8,0 м, средняя
глубина - 0,2 м, а скорость, при прохождении минимального расхода 0,26
м3/с, составляет 0,2 м/с. На участке реки близ с.Кошки (водопост) ширина
реки составляет 6,3 м, глубина 0,5 м, минимальный расход в период зимней
межени 0,14 м3/с, летнее-осенней межени - 0,16 м3/с при средней скорости
течения 0,05 м/с.
Река Сызранка расположена в Сызранском муниципальном районе
Самарской области, зарегулирована Сызранской гидроэлектростацией (малая
ГЭС). Напор на сооружение - 9,8 м, верхний бьеф имеет значительное
заиление. Плотина расположена в г.о. Сызрань, успешно эксплуатируется с
1929 года по настоящее время (установленная мощность ГЭС – 2.04 МВт).
Река Черновка, расположенная в Кинель-Черкасском муниципальном
районе Самарской области, является левым притоком реки Большой Кинель.
Площадь водосбора составляет 70 км2. В расчетном створе на западной
окраине с. Черновка имеет ширину 1,5 м, глубину 0,3÷0,5 м, средняя
скорость в безледостваный период - 0,2 м/с, а в период паводка - 0,7 м/с.
Минимальный расход в реке - 0,0 м3/с, т.е. водоток пересыхающий. В
верховье левого притока (Сухая Черновка) река зарегулирована двумя
гидроузлами, с полной емкостью водохранилищ 0,18 и 0,87 млн.м3, за счет
которых, возможна подпитка реки в маловодный период. Подобные реки
рассматривать
в
качестве
объектов
для
размещения
малых
ГЭС
нецелесообразно.
На
окраине
села
Красноармейское
Красноармейского
района
посредством возведения гидротехнических сооружений с 1979 года
59
образовано и эксплуатируется водохранилище на реке Большая Вязовка [6].
Назначение
водного
объекта
–
хозяйственно-бытовое,
обводнение
территории, водопой скота. Полный объем водохранилища составляет 1,02
млн.м3, максимальный напор на сооружения – 4 м. Водопропускное
сооружение (регулятор) представляет собой открытый щитовой водосброс с
шестью пролетами (6х6 м), оборудованными плоскими металлическими
затворами. Расчетный расход водосброса составляет 367 м3/с. Естественное
русло реки извилистое, шириной 3÷8 м и глубиной 0,5÷0,8 м. Русло реки в
нижнем бьефе гидроузла заилено и заросло древесно-кустарниковой
растительностью. Расчистка русла реки Большая Вязовка предусмотрена
Федеральной программой «Расчистка русел малых рек» [9]. В настоящее
время
выполнена
расчистка
участка
реки
выше
створа
плотины.
Формирование стока на данном участке происходит за счет осадков зимнего
периода
и
регулируется
водопропускными
сооружениями
гидроузла.
Основной фазой уровневого режима реки является весеннее половодье, в
период которого на реке наблюдаются максимальные уровни воды. Подъем
уровня начинается в первых числах апреля, средняя продолжительность
половодья составляет 20 суток с амплитудой колебания до 2÷3 м. Расход
воды в период летне-осенней межени составляет 0,01 м3/с, зимней межени –
0,01 м3/с. Наибольшие скорости течения, в период половодья составляют
1,0÷1,2 м/с, в меженный период - 0,1÷0,2м/с, при прохождении минимальных
расходов – 0,06 м/с. Общая длина реки Большая Вязовка составляет 73 км с
площадью водосбора 782 км2.
В нижнем течении реки Сарбай (южнее с. Репьевка Кинель-Черкасского
района), русло реки извилистое, шириной в межень 3÷5 м, глубиной 0,2÷1,1
м. Средняя скорость в межень - 0,1÷0,4 м/с, в половодье до 1,5 м/с. Левый
берег крутой высотой до 2,5÷3 м, правый - более пологий. В бассейне реки на
притоках по проектам построено 11 прудов сезонного регулирования и
водохранилище на овраге Березовка с полным объемом 2,44 млн.м3. Кроме
упомянутых выше прудов еще около 20, построенных хозяйственным
60
способом [6]. Общая длина реки составляет 81 км с площадью водосбора 968
км2. Питание реки формуется за счет осадков зимнего периода и родникового
питания с суммарным дебитом 0,05 м3/с. При этом в русле реки
обеспечивается относительно равномерный сток, что позволяет создать
водохранилище в створе близ с. Репьевка, работающее в режиме постоянного
пропуска санитарного расхода в нижний бьеф. Высота плотины может
составить порядка 4 м (переливная - 3 м), с напором на сооружение около
1,5÷2 м, и постоянным расходом через гидроузел: в период межени 0,2÷0,8
м3/c, в период паводка до 9 м3/с. Параметры сооружения позволяют
установить гидроагрегат микро-ГЭС [10, 11].
Обязательным условием для применения гидроагрегатов микро- и малых
ГЭС на малых реках Самарской области, в отличие от проточных агрегатов,
является создание перепада уровней, т.е. плотины. Детальная проработка
вопроса
использования
гидротехнических
водных
сооружений
ресурсов
возможна
посредством
только
при
создания
наличии
гидрологических данных, полученных за длительный период наблюдения, а
также актуализированных инженерных изысканий района строительства [5].
Поэтому основными критериями использования водотока малых рек,
посредством их зарегулирования каскадом плотин, с целью выработки
электрической
энергии
являются
благоприятные
топографические
и
гидрологические условия. В конечном итоге - целесообразность возведения
плотины на данном участке.
Некоторые из малых водотоков уже перегорожены плотинами, с целью
подъема уровня для обеспечения хозяйственно-питьевых нужд выше
расположенных населенных пунктов. Так, например, переливная плотина в с.
Пестравка [6] удерживает напор воды 6,5 м и создает водохранилище с
объемом более 1 млн.м3. Учитывая расположение сооружения поперек
постоянного
водотока,
близость
к
населенному
пункту,
наличие
асфальтированного подъездного пути с левого и правого берегов, а также ряд
61
конструктивных
особенностей
сооружения
этот
объект
может
рассматриваться в качестве наиболее предпочтительного.
Гидроузел на реке Крымза расположен в центре с. Заборовка
муниципального района Сызранский. Напор на плотину - 4 м, а полный
объем водохранилища - не более 1 млн.м3. Плотина перегораживает
постоянный водоток – реку Крымза в среднем течении [6]. Назначение
водохранилища
–
хозяйственно-бытовое,
транспортное,
любительское
рыболовство. При наличии гидрологических данных по участку створа
гидроузла можно сделать вывод о целесообразности размещения микро-ГЭС
в составе сооружений.
Объектами исследования могут быть и переливные плотины с напором
до 3 м (например, плотины прудов на реках Съезжая, Чагра и других),
созданные с целью сосредоточения паводковых вод и обеспечения
полноводности малых рек шириной до 20 м в течение летнего периода.
Также подобные сооружения выполняют транспортную функцию – для
перегона техники и сообщения между сельскохозяйственными угодьями.
Сооружения выполнены из бетонных конструкций, или облицованы бетоном
(бутом) по всей длине. В период паводка перелив воды происходит через
гребень сооружения, а в летне-осенний период - через водопропускное
сооружение в теле плотины. Именно на водопропускном сооружении
возможна установка микро-ГЭС, поскольку санитарный попуск в нижний
бьеф осуществляется вплоть до заморозков.
В любом случае при детальном анализе эффективности использования
существующих водных объектов в энергетических целях необходимо
руководствоваться их параметрами и характеристиками гидротурбин,
дополнительными инженерно-гидрологическими изысканиями.
В качестве возобновляемого источника энергии можно использовать
потенциал водного потока пропускаемого через водосбросные сооружения
искусственных водоемов. Интересным и наиболее реальным направлением
62
развития малой энергетики, может быть использование существующих
гидроузлов водохозяйственного назначения, расположенных на оврагах и
временных водотоках – плотин прудов и водохранилищ Самарской области.
Характеристики гидротехнических сооружений прудов и водохранилищ
Гидротурбинное оборудование может успешно эксплуатироваться на
перепадах уже существующих плотин, каналов, систем водоснабжения и
водоотведения
промышленных
предприятий
и
объектов
городского
хозяйства, очистных сооружений, оросительных систем и питьевых
водоводов.
Конструктивно в состав любого гидроузла входят [12]:
- водоподпорное сооружение – плотина;
- водопропускные сооружения – паводковый водосброс и донный
водовыпуск.
Размещать гидротурбину целесообразно, совместив здание ГЭС с
паводковым водосбросом, либо разместив подходящий по параметрам
агрегат со стороны нижнего бьефа на трубе донного водовыпуска, диаметр
которого на большинстве гидроузлов варьируется от 200 до 600мм.
По итогам инвентаризации, проведенной Министерством лесного
хозяйства, охраны окружающей среды и природопользования Самарской
области, на территории Самарской области расположено около 1000
искусственных водоемов [9], удерживаемых плотинами. Водные объекты,
созданные посредством возведения гидроузлов, целесообразно подразделить
по полной емкости водохранилищ. Наибольший интерес представляют
объекты с емкостью от 500 тыс.м3, остальные рассматривать не имеет
смысла, т.к. в зависимости от диаметра водопропускной трубы водный
объект срабатывается (опорожнение пруда) в течение 2÷35 дней (таблица
2.1.2).
63
По состоянию на 1 ноября 2011 года в Самарской области значится 142
комплекса гидротехнических сооружений (ГТС) с емкостью водохранилищ
более 500 тыс.м3.
Осредненные
сведения
о
напорах
на
сооружения
и
объемах
водохранилищ Самарской области приведены в таблице 2.1.2.
Таблица 2.1.2 – Характеристики гидротехнических сооружений Самарской
области.
№
п/п
1.
2.
Количество
ГТС
Напор на
ГТС, м
Объем
водохранилища,
млн.м3
2
7-9
0,7-1,5
3
9-11
1,2-6,7
4
11-13
0,7-4,0
1
16
100
Больше-Глушицкий район
4
7-9
0,6-1,3
(10 водохранилищ)
2
9-11
1,0-5,6
2
11-13
2,1-7,8
2
более 13
3,8-4,2
Больше-Черниговский район
2
5-7
1,2-1,5
(15 водохранилищ)
2
7-9
0,6-1,6
6
9-11
0,6-5,0
3
11-13
0,9-2,4
2
10-15
15,0
Борский район
2
9-11
1,6-2,5
(3 водохранилища)
1
11-13
1,3
Волжский район
1
7-9
0,7
(12 водохранилищ)
1
9-11
0,8
4
11-13
1,5-2,8
5
более 13
1,2-5,9
1
12
15,0
Елховский район
1
3-5
1,0
(5 водохранилищ)
2
7-9
0,5-0,7
Муниципальный район
Алексеевский район
(9 водохранилищ)
Богатовский район
(1 водохранилище)
3.
4.
5.
6.
7.
64
8.
9.
10.
2
более 13
0,9-1,9
Кинельский район
1
9-11
1,0
(3 водохранилища)
2
11-13
0,9-1,2
Кинель-Черкасский район
3
9-11
0,6-2,4
(4 водохранилища)
1
11-13
4,0
Клявлинский район
1
5-7
0,9
Кошкинский район
1
5-7
0,9
(4 водохранилища)
1
9-11
1,0
2
11-13
0,7-1,2
Красноармейский район
3
3-5
0,6-1,5
(11 водохранилищ)
1
5-7
0,7
4
7-9
0,6-1,8
1
9-11
2,7
2
11-13
0,6-1,5
Красноярский район
1
5-7
1,1
(8 водохранилищ)
2
7-9
3,1-2,5
3
9-11
0,7-1,4
1
11-13
1,3
1
более 13
1,6
Нефтегорский район
1
9-11
25
(7 водохранилищ)
1
3-5
1,3
2
7-9
0,5-1,3
1
9-11
1,6
1
11-13
1,3
1
более 13
3,7
Пестравский район
4
5-7
0,5-1,7
(24 водохранилищ)
8
7-9
0,6-3,5
6
9-11
0,7-9,8
5
11-13
0,6-9,6
1
более 13
1,6
Похвистневский район
3
5-7
0,8-0,9
(5 водохранилищ)
2
9-11
1,0-2,0
Сергиевский район
1
7-9
25
(4 водохранилищ)
1
7-9
1,0
(1 водохранилище)
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
65
18.
19.
20.
21.
2
11-13
0,9-2,1
Ставропольский район
2
5-7
0,9-1,2
(7 водохранилищ)
3
7-9
0,5-1,2
1
9-11
1,4
1
более 13
1,4
Сызранский район
1
3-5
0,8
(4 водохранилищ)а
1
7-9
1,9
2
9-11
1,0-1,3
Хворостянский район
1
3-5
0,5
(3 водохранилища)
1
7-9
0,8
1
11-13
0,5
2
11-13
0,5-0,9
Шенталинский район
(2 водохранилища)
Оценка запасов водных ресурсов на территориях муниципальных
образований Самарской области для водохранилищ с объемом от 500 тыс.м3
приведена на диаграмме 2.1.1.
66
67
Количество, шт / Объем, млн.м
3
0
20
40
60
80
100
9
23,8
Алексеевский
1
100
Богатовский
15
56,9
3
5,5
12
43,3
5 5
3 3,2
4
Количество ГТС
8,5
1 0,9
4 3,9
13,7
11
Суммарный объем вдхр.
8
12,9
7
34,7
24
80,1
Диаграмма 2.1.1 –Рисунок
Оценка
ресурсов
ГТС
Самарской
области
1 –водных
График оценки
водных
ресурсов
Самарской
области
10
28,6
Больше-Глушицкий
БольшеЧерниговский
Борский
Волжский
Елховский
Кинельский
Кинель-Черкасский
Клявлинский
Кошкинский
Красноармейский
Красноярский
Нефтегорский
Пестравский
5 5,7
Похвистневский
4
29
Сергиевский
7 7,7
Ставропольский
4 5,1
Сызранский
2 1,4
Шенталинский
3 1,8
Хворостянский
Используя данные предварительного расчет пропускной способности
водовода [12] можно определить время полного опорожнения искусственно
созданных водных объектов (таблица 2.1.3).
Таблица 2.1.3 – Сравнение характеристик водохранилищ.
№
п/п
Объем пруда
(водохранилища),
млн.м3
Диаметр
водоспуска,
м
Напор на
сооружение, м
Расход, м /с
Время
опорожнения,
сут
1.
0,5
0,2-0,6
4
0.16÷1.42
35-5
2.
0,5
0,2-0,6
8
0.23÷1.07
25-3
3.
0,5
0,2-0,6
10
0.26÷2.33
22-2
4.
1,0
0,2-0,6
4
0.16÷1.42
71-8
5.
1,0
0,2-0,6
8
0.23÷2.07
50-6
6.
1,0
0,2-0,6
10
0.26÷2.33
44-5
7.
1,5
0,2-0,6
4
0.16÷1.42
106-12
8.
1,5
0,2-0,6
8
0.23÷2.07
75-9
9.
1,5
0,2-0,6
10
0.26÷2.33
12-8
10.
2,0
0,2-0,6
4
0,16÷1,42
141-16
11.
2,0
0,2-0,6
8
0,23÷2,07
99-11
12.
2,0
0,2-0,6
10
0,26÷2,33
88-10
13.
3,0
0,2-0,6
4
0,16÷1,42
212-24
14.
3,0
0,2-0,6
8
0,23÷2,07
148-17
15.
3,0
0,2-0,6
10
0,26÷2,33
133-15
16.
5,0
0,2-0,6
4
0,16÷1,42
353-40
17.
5,0
0,2-0,6
8
0,23÷2,07
247-28
18.
5,0
0,2-0,6
10
0,26÷2,33
221-25
Анализируя
сведения
о
водохранилищах
3
Самарской
области
и
результаты расчета времени опорожнения водохранилищ, приведенные в
таблице 2.1.3, можно сделать следующие выводы:
1. Большинство водохранилищ и пудов имеют емкость от 1,0 до 3,0
млн.м3.
2. От диаметра трубы водоспуска зависит расход и время опорожнения
водохранилища. При диаметре Dy=600 мм расход воды – максимальный, и
68
время опорожнения водохранилища – минимальное. Причем с помощью
регулировки пропускной способности трубы можно изменять значения
величины расхода. При диаметре Dy=200 мм регулировка расхода в сторону
увеличения не может быть выполнена.
3. От объема водохранилища зависит количество выработанной
электрической энергии, поскольку при объеме водохранилища в 5,0 млн.м3
выработка электрической энергии может осуществляться круглогодично, а
при объеме в 0,5 млн.м3 максимум – месяц.
4. Расчет является условным, поскольку полная «сработка» некоторых
водохранилищ
недопустима,
ввиду
гидрологических
особенностей
и
возможного нарушения равновесия экосистемы водоема. В таких случаях
«сработка» водохранилища допускается только до уровня мертвого объема.
2.1.3 Расчет и выбор типа генерирующего энергетического устройства
системы малой гидроэнергетики для областных объектов
Сооружение объектов малой гидроэнергетики низкозатратное и быстро
окупается. Так, по сведениям производителей [10], при строительстве малой
ГЭС установленной мощностью около 500 кВт стоимость строительномонтажных
работ составляет
порядка
14,5÷15,0
млн.
рублей.
При
совмещенном графике разработки проектной документации, изготовления
оборудования, строительства и монтажа малая ГЭС вводится в эксплуатацию
за 15÷18 месяцев. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на
подобных ГЭС, составляет не более 0,45÷0,5 рублей за 1 кВтч, что в 1,5 раза
ниже,
чем
стоимость
электроэнергии,
фактически
реализуемой
энергосистемой. Затраты на строительство окупаются за 3,5÷5 лет [1].
Типы и конструкция турбин для малых ГЭС
Потенциальная энергия водного потока превращается в механическую
энергию вращения рабочего колеса турбины посредством одного из двух
существенно различающихся между собой механизмов:
69
• Напор воды может воздействовать на поверхность лопасти рабочего
колеса с силой, которая постепенно уменьшается по мере прохождения
потока по турбине. Турбины, работающие по такому принципу, называются
реактивными.
Спиральная
камера
с
рабочим
колесом,
полностью
погруженным в воду, должна быть достаточно прочной, чтобы выдержать
рабочее давление. К этой категории принадлежат следующие турбины:
а) радиально-осевые турбины (Френсиса) (рисунок 2.1.16) представляют
собой реактивные машины с неподвижными лопастями рабочего колеса и
поворотными лопатками направляющего аппарата; они используются при
средних напорах. Эти турбины применяется в диапазоне напоров от 25 до 350
м.
Рисунок 2.1.16 - Радиально-осевая турбина (Francis)
Турбину Френсиса можно установить в открытом лотке или подключить к
напорному трубопроводу. При низких напорах и небольших мощностях
турбин обычно используются открытые лотки, однако в настоящее время
применение поворотно-лопастных турбин (турбин Каплана) на таких ГЭС
является более рациональным технико-экономическим решением.
б) поворотно-лопастные турбины (Каплана) (рисунок 2.1.17).
Рисунок 2.1.17 - Поворотно-лопастная турбина (Kaplan).
70
Турбина Каплана обычно используются при напорах от 2 до 40 м. Турбина
Каплана
снабжена
рабочим
колесом
с
поворотными
лопастями
и
направляющим аппаратом с неподвижными или подвижными лопатками.
Турбины Каплана с неподвижными лопастями называются пропеллерными.
в) пропеллерная турбина (рисунок 2.1.18). Они применяются в условиях,
когда и расход, и напор остаются практически постоянными, поэтому их
довольно редко используют в малой гидроэнергетике.
Рисунок 2.1.18 – Пропеллерная турбина
• Напор воды преобразуется в кинетическую энергию до подхода к
рабочему колесу. Кинетическая энергия в виде высокоскоростной струи
ударяет в ковши, размещенные по окружности рабочего колеса. Турбины,
работающие по такому принципу, называются активными.
а) Наиболее часто используемой активной турбиной является ковшовая
турбина (Пельтона) (рисунок 2.1.19): одна или несколько струй воды
ударяют в колесо, по окружности которого установлено большое число
ковшей.
Рисунок 2.1.19 - Ковшовая турбина (Pelton)
71
Эти машины используются только при напорах от 60 до более 1000 м.
б) наклонно-струйная турбина (Тюрго) (рисунок 2.1.20) может работать в
диапазоне напоров от 50 до 250 м. Струя воды ударяет в плоскость рабочего
колеса под углом в 20º. По сравнению с турбиной Пельтона турбина Тюрго
обладает более высокой частотой вращения при тех же расходах и напорах.
Рисунок 2.1.20 – Принцип действия турбины Тюрго
в) турбина двойного действия (рисунок 2.1.21). Это активная турбина,
известная как турбина Банки-Мичелла (Banki-Michell), применяется в более
широком диапазоне напоров, чем у турбин Каплана, Френсиса и Пельтона.
Она может работать в диапазоне напоров от 5 до 200м.
Рисунок 2.1.21 – Принцип действия турбины двойного действия
г) гравитационно-водоворотная станция (рисунок 2.1.22)
72
Рисунок 2.1.22 – Гравитационно-водоворотная станция
Плотина представляет из себя бетонный цилиндр, к которому вода
подходит по касательной, обрушиваясь в центре в глубину. Так в центре
цилиндра образуется водоворот, который и закручивает турбину. Этот тип
мини-ГЭС наиболее оптимален для электростанций мощностью до 150 кВт.
Хороший кпд появляется начиная с перепада высот 0,7 м.
При действии такой мини-ГЭС скорость вращения турбины низкая и для
рыбы, попавшей в водоворот, лопасти колеса опасности не представляют. К
тому же лопасти не рассекают воду, а поворачиваются синхронно с
водоворотом.
Еще одним экологическим плюсом данного проекта является
перемешивание в водовороте загрязнителей и хорошая аэрация воды, что
способствует интенсивной работе микроорганизмов, очищающих ее
естественным образом.
Водоворот, образующийся в мини-ГЭС, способствует терморегуляции в
водоеме – увеличенная площадь контакта воды с воздухом приводит к ее
охлаждению летом; зимой ГЭС продолжает работать подо льдом, наиболее
плотная вода тяготеет к центру водоворота, по краям цилиндра образуется
ледяная корка, которая выступает в роли утеплителя, не дающего слишком
сильно охладиться центру.
73
Основные критерии выбора конструкции турбин
Основными критериями выбора типа, геометрии и размеров турбины
являются напор, диапазон расходов воды через турбину и сезонные
колебания расхода и напора воды.
Напор нетто, или рабочий напор турбины ― первый критерий, который
необходимо учитывать. В табл. 2.1.4 приводятся диапазоны рабочих напоров
для каждого типа турбин. Ввиду того, что при определенных напорах могут
работать несколько типов турбин, в таблице наблюдается некоторое
перекрытие величин напоров.
Таблица 2.1.4 – Диапазон напоров для различных турбин
Принцип
действия
Вид турбины
Напор, м
Пропеллерная и поворотно-лопастная (Каплан) Реактивный
2 – 40
Турбина двойного действия (Банки-Митчелла)
Активный
5 – 200
Наклонно-струйная (Тюрго)
Активный
50 - 250
Радиально-осевая (Френсиса)
Реактивный
25 – 350
Активный
60 – 1000
Ковшовая (Пельтона)
Напор и расчетный расход воды определяют ряд типов турбин,
применимых в данном створе при данном режиме расходов. Пригодными
турбинами для использования являются те, для которых значения расхода и
напора, нанесенные на график (рисунок 2.1.23), лежат в области,
ограниченной огибающими.
74
Рисунок 2.1.23 – Область применения различных типов турбин
Точка, определяемая значениями расхода и напора, будет, как правило,
находиться в области, ограниченной несколькими огибающими. Все эти
турбины пригодны для использования, однако, прежде чем принять решение,
необходимо определить экономический эффект от использования данного
гидроагрегата, вырабатывающего электроэнергии, и сравнить эти показатели
с размерами потенциальных затрат на строительство и эксплуатацию ГЭС.
На выбор типа турбины также оказывают влияние сезонные колебания
напора воды и расхода воды. Если расход сильно колеблется, тогда в
диапазоне средних напоров следует отдать предпочтение многосопловой
турбине Пельтона перед турбиной Френсиса (таблица 2.1.5).
75
Таблица 2.1.5 - Допустимые колебания расхода и напора
Допустимое
колебание
расхода
Допустимое
колебание
напора
Ковшовая (Пельтона)
Сильное
Небольшое
Радиально-осевая (Френсиса)
Среднее
Небольшое
Поворотно-лопастная Каплана
Сильное
Сильное
Сильное
Среднее
Небольшое
Небольшое
Тип турбины
с двойным регулированием
Поворотно-лопастная Каплана
с одиночным регулированием
Пропеллерная
Ввиду того, что турбина может работать только в диапазоне расходов
между максимальным и минимальным значениями, целесообразно
установить несколько небольших турбин вместо одной большой. Турбины
можно пускать последовательно, с таким расчетом, чтобы все турбины, за
исключением одной, работали на своих номинальных расходах, а потому
обладали высоким КПД. Использование двух или трех турбин меньшей
единичной мощности обеспечивает уменьшение их удельной массы и
удельного объема. Кроме того, в результате деления расхода воды между
двумя или более гидроагрегатами турбины работают с более высокой
скоростью, что может исключить необходимость в мультипликаторах.
Окончательный выбор количества гидроагрегатов (один или более) либо
того или иного типа турбины является результатом итеративных расчетов с
учетом затрат на капиталовложения и объемов годовой выработки
электроэнергии.
76
Потенциальные производители оборудования для малых ГЭС
Одним из крупнейших производителей, в том числе в области
проектирования и разработки оборудования для малых ГЭС, является
межотраслевое
научно-техническое
объединение
“ИНСЭТ”
(Санкт-
Петербург). Специалистами разработан ряд оригинальных технических
решений систем автоматического управления малыми и микро-ГЭС.
Серийно изготавливаемое оборудование отличается высокими техникоэксплуатационными показателями и доступными ценами. Производимые
гидроагрегаты для малых и микро-ГЭС предназначены для эксплуатации в
широком диапазоне напоров и расходов, с высокими энергетическими
характеристиками. Выпускаются с пропеллерными, радиально-осевыми и
ковшовыми турбинами. В комплект поставки входят: турбина, генератор и
система
автоматического
гидроагрегата
в
управления
автоматическом
гидроагрегатом.
режиме
присутствие
При
работе
на
объекте
обслуживающего персонала не требуется.
Выбор типа генерирующего устройства осуществляется с учетом
основных технических характеристик микро-ГЭС и гидроагрегатов для
малых ГЭС (таблицы 2.1.6 ÷2.1.10) в зависимости от расхода и напора на
турбину. При выборе типа турбины можно руководствоваться графиком
выбора типа гидротурбины, приведенным на рисунке 2.1.22.
Научно-техническое
объединение
“ИНСЭТ”
предлагает
следующее
оборудование:
1. Гидроагрегаты для микро-ГЭС
с пропеллерным рабочим колесом
- мощностью до 5 кВт (МГЭС-10Пр) на напор 2,0- 4,5 м и расход 0,07÷0,14
м3/с;
- мощностью до 10 кВт (МГЭС-10Пр) на напор 4,5-10,0 м и расход 0,10÷0,21
м3/с;
77
- мощностью до 15 кВт (МГЭС-15Пр) на напор 4,5-12,0 м и расход 0,10÷0,3
м3/с;
- мощностью до 50 кВт (МГЭС- 50Пр) на напор 2,0-10,0 м и расход 0,30÷0,90
м3/с;
- мощностью до 100 кВт (МГЭС-100Пр) на напор 6,0-18,0 м и расход
0,50÷1,20 м3/с;
с диагональным рабочим колесом
- мощностью 20 кВт (МГЭС- 20ПрД) на напор 8-18 м и расход 0,08÷0,17 м3/с;
с ковшовым рабочим колесом
- мощностью до 100 кВт (МГЭС-100К) на напор 40-250 м и расход
0,015÷0,060 м3/с;
- мощностью до 180 кВт (МГЭС-200К) на напор 40-250 м и расход
0,025÷0,100 м3/с;
2. Гидроагрегаты для малых ГЭС
- гидроагрегаты с осевыми турбинами (ГА-1, ГА-8, ГА-8М, ГА-14, Пр-15,
Пр-30) мощностью до 1800 кВт;
- гидроагрегаты с радиально-осевыми турбинами (ГА-2, ГА-4, ГА-9, ГА-11)
мощностью до 5600 кВт;
- гидроагрегаты с ковшовыми турбинами (ГА-5, ГА-10, ГА-10М, 200К)
мощностью до 5200 кВт.
78
Основные технические характеристики микро-ГЭС
Таблица 2.1.6 – Микро-ГЭС с пропеллерными турбинами
Тип микро-ГЭС
Параметры
Микро-ГЭС 10Пр
Микро-ГЭС
15Пр
Микро-ГЭС 50Пр
Микро-ГЭС
100Пр
Мощность,
кВт
0,6-4,0
2,2-10,0
3,5-15,0
10,030,0
10,050,0
40,0-100,0
Напор, м
2,0-4,5
4,5-10,0
4,5-12,0
2,0-6,0
4,0-10,0
6,0-18,0
Расход, м3/с
0,070,14
0,100,21
0,10-0,30
0,3-0,8
0,4-0,9
0,5-1,2
Частота
вращения,
мин-1
1000
1500
1500
600
750
1000
Номинальное
напряжение, В
230
400
230, 400
230, 400
Номинальная
частота тока,
Гц
50
50
50
50
Таблица 2.1.7 – Микро-ГЭС с диагональной и ковшовой турбинами
Параметры
Мощность,кВт
Напор,м
Расход,м3/с
Частота вращения,
мин-1
Номинальное
напряжение, В
Номинальная
частота тока, Гц
Тип микро-ГЭС
Микро-ГЭС 20ПрД
Микро-ГЭС 100К
Микро-ГЭС 200К
10 - 20
до 100
до 180
8-18
40-250
0,08-0,17
0,015-0,060
0,015-0,100
1500
600; 750; 1000; 1500
230,400
230, 400
50
50
79
Таблица 2.1.8 - Комплектность поставки и массо-габаритные характеристики
микро-ГЭС с пропеллерными турбинами.
№
п/п
Наименование
Габариты в
упаковке, мм
1.
Микро-ГЭС 10Пр
Масса в
упаковке, кг
1.1. Энергоблок в составе турбины и генератора
2000 х700 х650
250
Устройство автоматического регулирования
УАР-10
640 х370 х1050
70
300 х1060 х1120
80
1000x750x600
50
2.1. Энергоблок в составе турбины и генератора
3970х1000х740
1600
Устройство автоматического регулирования
(УАР-50М)
645х630х1470
200
300х1060х1260
170
1.2.
1.3. Балластное устройство
1.4.
Водозаборное устройство(при
необходимости)
2.
Микро-ГЭС 50Пр
2.2.
2.3. Блок балластной нагрузки (2шт):
Основные технические характеристики гидроагрегатов для малых ГЭС
Таблица 2.1.9 - Гидроагрегаты с пропеллерными турбинами
Параметры
Тип гидроагрегата
ГА1
ГА8
ГА14
Пр15
Пр30
Мощность,кВт
100-330
150-1800
20-300
до 130,0
до 200,0
Напор,м
3,5-9,0
6,0-22,0
2,0-7,2
2,0-12,0
4,0-18,0
Расход,м3/с
2,3-6,2
2,5-11,0
2,5-5,75
0,44-1,5
0,38-1,3
Частота
вращения
ротора турбины,
мин-1
200-360
300-600
250-375
600; 750;
1000
750; 1000;
1500
Номинальное
напряжение,В
400
400; 6000;
10000
400
230/400
230/400
Номинальная
частота тока, Гц
50
50
50
50
50
80
Таблица 2.1.10 - Комплектность поставки и массовые характеристики
гидроагрегатов для малых ГЭС
№
п/п
Масса, кг
Наименование
ГА-1
ГА-8
ГА-14
3980
7000
4720
1
Гидротурбина с пропеллерным рабочим
колесом
2
Гидротурбина с радиально-осевым рабочим
колесом
3
Гидротурбина с ковшовым рабочим колесом
4
Мультипликатор
1430
5
Противоразгонное устройство
1920
1920
6
Генератор в зависимости от мощности
1320-2600
2600-3400
290-1230
7
Система автоматического управления (САУ)
200
200
200
8
Затвор
2800
2800
150-800
Срок поставки гидроагрегатов для микро-ГЭС и малых ГЭС
составляет:
- микро-ГЭС 10 кВт поставляется в срок до 2 месяцев;
- микро-ГЭС 50 кВт поставляется в срок 4÷6 месяцев;
- микро-ГЭС 100 кВт поставляется в срок 6÷8 месяцев;
- гидроагрегаты для малых ГЭС поставляются в срок от 9 до 10 месяцев.
Расчет генерирующих устройств
Рассмотрим варианты установки гидроагрегатов на водопропускных
сооружениях действующих гидроузлов, в границах муниципального района
Волжский
Самарской
области
-
Черновское
водохранилище
и
водохранилище Поволжская АГЛОС, в границах муниципального района
Алексеевский – Гавриловское водохранилище [6,7].
Черновское водохранилище. Вдоль берега водоема расположен дачный
массив,
который
может
быть
рассмотрен
в
электрической энергии, вырабатываемой микро-ГЭС.
81
качестве
потребителя
Параметры
плотины
Черновского
водохранилища:
напор
на
сооружение порядка 12м, объем водохранилища около 15,0 млн.м3, при
расчетном диаметре водоспуска Dy=600мм.
Расход воды составит от 2,6 м3/с при полном заполнении – напор 12 м,
до 0,6 м3/с при напоре в 1 м, по мере опорожнения водохранилища. Полная
«сработка» водоема займет порядка 180 дней.
Гидравлическая мощность турбины определяется уравнением:
Ph= ρQ * gH
[W]
(2.1.1)
где:
ρQ - весовой расход [кг/сек];
ρ - удельная плотность воды [кг/м3];
Q – расход [м3/сек];
gH - удельная энергия потока в проточной части турбины [Дж/кг];
g - ускорение силы тяжести [м/сек2];
H - "напор нетто" [м].
Механическая мощность турбины определяется по формуле:
Pмех = Ph * η
(2.1.2)
где η – кпд турбины (таблица 2.1.11)
Таблица 2.1.11 - Типичные значения КПД малых турбин
Тип турбины
Наилучший КПД
Поворотно-лопастная Каплана с одиночным
регулированием
Поворотно-лопастная Каплана с двойным
регулированием
Радиально-осевая Френсиса
Ковшовая Пельтона многосопловая
Ковшовая Пельтона односопловая
Наклонно-струйная Тюрго
82
0.91
0.93
0.94
0.90
0.89
0.85
Для расчета возьмем средние значения расхода воды Q=1,6 м3/сек и
величины напора H=7 м.
Тогда гидравлическая мощность турбины составит (2.1.1)
Ph= 1000*1,6*9,81*7=109872 [W] ≈110 kW.
Механическая мощность турбины, основываясь на данных таблицы 2.1.10,
определяется по формуле 2.1.2
Pмех = Ph * η= 110*0.9=99 [kW]≈100 [kW]
Исходя из рисунка 2.1.24 считаем, что на Черновском водохранилище
возможно установить микро-ГЭС со следующими турбинными агрегатами
пропеллерного типа
- Турбинный агрегат пропеллерного типа 15Пр (диапазон напоров от
4,5 до 12,0 м, расход 0,1-0,3 м3/с), регулируя пропускную способность
водоспуска в заданных пределах, время «сработки» водоема увеличится до
1100 дней, а мощность микро ГЭС составит 15 кВ.
- Турбинный агрегат пропеллерного типа 50Пр (диапазон напоров от
4,0 до 10,0м, расход 0,4÷0,9 м3/с), регулируя пропускную способность
водоспуска в заданных пределах, время «сработки» водоема составит около
300 дней, а мощность микро ГЭС составит 30-50 кВ.
Рассмотрев
характеристики
малых
ГЭС
можно
использовать
гидроагрегат с пропеллерной турбиной 15 Пр с диапазоном напоров от 2,0 до
12,0 м и расход 0,44÷1,5 м3/с. При этом, регулируя пропускную способность
водоспуска в заданных пределах, время «сработки» водоема составит около
250 дней, а мощность малой ГЭС до 120 кВ.
Волжский район – Водохранилище Поволжская АГЛОС. Вдоль левого
берега расположен жилой массив – п. Новоберезовский. В качестве
потребителей могут быть рассмотрены объекты ИЖС.
83
Параметры плотины водохранилища Поволжская АГЛОС: напор на
сооружение порядка 14м, объем водохранилища около 5,0 млн.м3, при
расчетном диаметре водоспуска Dy=600мм.
Расход воды составит от 2,8 м3/с при полном заполнении – напор 14 м,
до 0,6 м3/с при напоре в 1 м, по мере опорожнения водохранилища. Полная
сработка водоема займет порядка 60 дней.
Для расчета возьмем средние значения расхода воды Q=1,8 м3/сек и
величины напора H=8 м.
Тогда гидравлическая мощность турбины составит (2.1.1)
Ph= 1000*1,8*9,81*8=141 264 [W] ≈140 kW.
Механическая мощность турбины, основываясь на данных таблицы 2.1.10,
определяется по формуле 2.1.2
Pмех = Ph * η= 140*0.9=126 [kW]
Исходя из рисунка 2.1.24 считаем, что на водохранилище Поволжская
АГЛОС возможно установить микро-ГЭС со следующими турбинными
агрегатами пропеллерного типа:
- Турбинный агрегат пропеллерного типа 15Пр (диапазон напоров от
4,5 до 12,0м, расход 0,1-0,3 м3/с), регулируя пропускную способность
водоспуска в заданных пределах, время сработки водоема увеличится до 390
дней, а мощность микро ГЭС составит 15 кВ.
- Турбинный агрегат пропеллерного типа 100Пр (диапазон напоров от
6,0 до 18,0м, расход 0,5-1,2 м3/с), регулируя пропускную способность
водоспуска в заданных пределах, время сработки водоема составит около 80
дней, а мощность микро ГЭС составит 80 кВ.
Рассмотрев
характеристики
малых
ГЭС
можно
использовать
гидроагрегат с пропеллерной турбиной 15 Пр с диапазоном напоров от 2,0 до
12,0м и расход 0,44-1,5м3/с, при этом регулируя пропускную способность
84
водоспуска в заданных пределах время сработки водоема составит около 80
дней, а мощность малой ГЭС - 110 кВ.
Представленные выше расчеты – предварительные, выполненные по
осредненным
значениям
параметров
плотины
и
водопропускного
сооружения. Для расчета стоимости реализации данных проектов и
эффективности
их
внедрения
необходимо
провести
обследования
гидроузлов, с целью определения:
- состояния гидротехнических сооружений (для уточнения объема
ремонтных работ);
-
наличия
исправного
водоспуска
(для
определения
объема
строительных и ремонтных работ);
- определения места расположения гидроагрегата (для определения
длины подводящего/отводящего
водовода и
определения напора на
гидротурбину);
- точных значений диаметра трубы и задвижки (для расчета
пропускной способности);
- конструкции водовода (для определения потерь напора);
- фактической емкости водохранилища – полной, полезной (с учетом
заиления).
2.1.4 Перечень потенциальных потребителей энергии, производимой на
объектах малой гидроэнергетики, и территорий, обладающих
энергетическим потенциалом, достаточным для использования
генерирующих устройств малой гидроэнергетики
Большинство
водохозяйственных
объектов
расположены
на
значительном удалении от населенных пунктов (5 км и более) и не имеют
дорожного сообщения с твердым покрытием, это объясняется особенностями
рельефа местности, поскольку плотины перегораживают естественных
овраги.
Проектное
назначение
большинства
85
объектов
-
обводнение
территории, противоэрозионное, орошение, водопой скота. В настоящее
время водоемы используются в рекреационных целях, для любительского
рыболовства или вообще брошены. Использовать подобные объекты в
энергетических целях довольно сложно, так как потребители находятся на
значительном удалении, а размещенные на гидроузлах гидроагрегаты могут
быть испорчены или демонтированы с целью хищения. Отсутствие дорог с
твердым покрытием не позволяет круглогодично обслуживать удаленные
объекты, по причине погодных условий.
Водоемы созданные на небольшом удалении от населенных пунктов
представляют больший интерес. Кроме населенных пунктов в качестве
потребителей можно рассмотреть турбазы и базы отдыха, создаваемые по
берегам водохранилищ и прудов. Так комплексный подход к использованию
водных ресурсов вызовет дополнительный интерес и привлечет средства для
реализации политики энергосбережения и экологической безопасности.
Например, Министерством природопользования, лесного хозяйства и
охраны окружающей среды Самарской области разработана областная
целевая
программа
сооружений
при
«Обеспечение
использовании
безопасности
водных
ресурсов
гидротехнических
и
осуществлении
гидроохранных мероприятий в городских округах и муниципальных районах
Самарской области на 2011-2016 годы» [9].
На диаграмме 2.1.1 представлена оценка водных ресурсов Самарской
области, на котором видно, что наибольший объем стока (талых вод)
удерживают гидротехнические сооружения, расположенные на территории
восьми муниципальных образований: Алексеевского, Богатовского, БольшеГлушицкого,
Больше-Черниговского,
Волжского,
Нефтегорского,
Пестравского и Сергиевского районов.
Стоит учитывать, что полная «сработка» водохранилищ допустима
лишь для некоторых водохозяйственных систем, которые в период
очередного половодья и паводка вновь наберут полный (полезный) объем.
86
Ряд водохранилищ можно срабатывать только до уровня мертвого объема,
т.е. минимально допустимого уровня с точки зрения экологического
равновесия, гидрологических особенностей и безопасной эксплуатации
сооружений (определяется проектом). Объем воды, заключенный между
проектным уровнем воды в водохранилище и уровнем мертвого объема
называется - полезным.
Оценивать эффективность использования существующих объектов
целесообразно по полной (полезной) емкости водохранилища, напору на
сооружения, их месторасположению (удаленности от населенных пунктов,
наличию подъездных путей и объектов потребления электрической энергии),
а также руководствоваться техническими характеристиками гидроагрегатов
для малых ГЭС и микро-ГЭС.
Перечень объектов (и мест их расположения), которые реально могут
быть использованы в энергетических целях, возможно составить только
после
проведения
визуальных
осмотров
местности
(сооружений)
и
необходимых изысканий.
В результате проведенного анализа водных ресурсов Самарской области
предложены
достаточным,
территории,
на
наш
обладающие
взгляд,
для
энергетическим
использования
потенциалом,
устройств
малой
гидроэнергетики. К ним относятся следующие объекты водных ресурсов.
- Р. Самара около с. Съезжее Богатовского района.
- Р. Кутулук - приток р. Большой Кинель.
- Р. Сарбай около с. Репьевка Кинель-Черкасского района
- Переливная плотина около с. Пестравка.
- Гидроузел на реке Крымза около с. Заборовка.
- Гавриловское водохранилище - Алексеевский район. Ближайший
населенный пункт – с. Гавриловка.
87
Законодательство и безопасность
С
законодательной
конструктивную
часть
точки
зрения,
внесение
эксплуатируемых
изменений
сооружений,
в
должно
осуществляться в соответствии с проектом, разработанным в установленном
порядке. Гидротехнические сооружения, аварии на которых могут привести к
возникновению
Федерального
чрезвычайной
закона
от
ситуации,
21.07.1997
попадают
№117
ФЗ
«О
под
действие
безопасности
гидротехнических сооружений» и подлежат декларированию безопасности
[13]. В связи с чем, могут возникнуть сложности при перерегистрации
гидротехнических
сооружений
водохозяйственных
систем,
как
гидротехнические сооружения объектов энергетики.
Установка агрегатов микро ГЭС на существующие сооружения
донного водовыпуска не требуют изменения конструкции сооружений,
следовательно, и перерегистрации объекта.
88
2.2.6 Оценка
энергетического
потенциала
воздушных
потоков,
перемещающихся в приземном слое атмосферы над территорией
Самарской области
Состояние ветроэнергетики России
В середине прошлого века в СССР одним из приоритетных
направлений развития нетрадиционной энергетики была ветроэнергетика.
Рядом
предприятий
разрабатывались
и
серийно
выпускались
ветроэлектрические установки, ветронасосы и ветродвигатели. С развитием
большой энергетики и началом перестройки все это оборудование перестало
представлять интерес и перестало выпускаться. В наше время, когда вопросы
доставки и экономии топлива, электрообеспечение районов с неразвитой
централизованной
сетью
и
необходимостью
улучшения
общей
экологической обстановки приобретают все большее значение, вновь
становится
актуальным
применение
нетрадиционных
источников
электрической и тепловой энергии
Особо
следует
остановиться
на
ветроэнергетике.
Можно
констатировать, что в России в настоящее время намечается повышенный
интерес к ветроэнергетике больших мощностей. Был реализован ряд
проектов, самым крупным из которых является сооружение ветропарка,
состоящего из 21 ВЭУ, с установленной мощностью 5,1 МВт на Самбийском
полуострове Балтийского моря недалеко от пос. Куликово Зеленоградского
района Калининградской области. Там же, в районе Приморска, планируется
сооружение на шельфе ветропарка мощностью 50 МВт, состоящего из 25
ВЭУ мощностью по 2 МВт каждая. Уже не первый год в г. Элисте находится
в опытной эксплуатации сетевая установка "Радуга-1" мощностью 1000 кВт,
успешно эксплуатируются сетевые установки в Башкирии, на острове
Беринга, планируется сооружение установок в Поволжье, Оренбургской
области, Дальнем Востоке, северных районах и др. Все это касается большой
энергетики и сетевых станций.
89
Суммарная мощность установленных в России ВЭУ составляет малую
величину по сравнению с ведущими странами, но тем не менее возросшую за
период 1998-2007 гг. примерно с 4 до 16,5 МВт.[41]
Наиболее
перспективными
территориями
по
данным
сборника
климатических характеристик России для освоения ветроэнергетических
ресурсов,
а,
соответственно,
и
для
применения
разрабатываемой
ветроэнергетической установки, являются:
- арктическое побережье России,
- восточная часть Магаданской области,
- северо-восток Чукотского АО,
- Камчатская область,
- Курильские острова,
- горные районы и возвышенные места континентальной части,
имеющие особые ветровые режимы (рисунок 2.2.1).
Возможность применения ветроэнергетических установок работающих
при
высоких
скоростях
ветра,
обусловлена
значительным
ветроэнергетическим потенциалом этой зоны.
Рисунок 2.2.1 – Карта ветроэнергетических ресурсов России.
Цифрами обозначены зоны со среднегодовыми скоростями ветра: 1 выше 6 м/сек; 2 - от 3,5 до 6 м/сек; 3 - до 3,5 м/сек.
90
С
учетом
технического
прогресса
в
области
производства
ветроэнергетического оборудования зона целесообразности применения ВЭУ
значительно расширяется за счет использования тихоходных установок
(ветроэнергетических установок с вертикальным расположением ротора).
Такие установки обеспечивают более высокий коэффициент использования
установленной мощности, начальная рабочая скорость ветра для них 2 – 3,5
м/с. Применение ВЭУ данного типа целесообразно практически на всей
территории России, исключая локальные зоны, где потенциал ветровой
энергии недостаточен (таблица 2.2.1)
91
10
11
декабрь
ноябрь
9
октябрь
август
8
сентябрь
июль
7
июнь
6
3–4
4–5
5
3–4
4–5
май
4
3–4,5
март
3
апрель
февраль
2
5 и более
1
Равнинная (возвышенная) часть
январь
Территория РФ
4–5
Таблица 2.2.1 – Средняя месячная скорость ветра (м/с) на территории России [43]
12
13
Европейской территории РФ.
Включает в себя четыре района:
Орел, Рязань.) Волго-Вятский
(Нижний Новгород, Киров,
Саранск, Чебоксары.)
Центрально-Черноземный
(Воронеж, Белгород, Курск,
Липецк, Тамбов.)
Северо-западный (Архангельск,
Вологда, Мурманск, Новгород,
Псков.)
92
4–6
4–5
3–4
Смоленск, Тула, Ярославль,
3–3,5
Владимир, Калуга, Москва,
3–4
Центральный (Брянск,
Продолжение Таблицы 2.2.1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
4–6
4–5
6
5
5–6
6
6–7
4–5
3–4
1–3
3–5
4–6
4–6
6–7
6–7
1–4
4–5
5–6
5–6
6–7
6
3,5
6
(Астрахань, Волгоград, Казань,
7–8
ПОВОЛЖСКИЙ район
8–10
6–7
8
6–7
6
3–4
4–5
5–6
4–5
Кудымкар,
Курган,Черкесск.)
Оренбург,
Дону, Ставрополь,
Пермь, Свердловск, Челябинск.)
5–6
(Грозный, Краснодар, Майкоп,
Уральский
(Ижевск,
Махачкала,район
Нальчик,
Ростов на
4–6
Северо-Кавказский
район
Ульяновск,
Уфа, Элиста.)
6–7
Самара, Пенза, Саратов,
4–5
5
6–7
4–5
5–6
4–5
4
3–4
3–4
3–4
4
5–6
1–2
1–2
2–3
2,5–3,5
3
2–3
1,5–2,5
3
2
2
1–2
(Барнаул, Кемерово,
1–2
Западно-Сибирский район
Новосибирск, Омск, Салехард,
Томск, Тюмень, ХантыВосточно-Сибирский
район
Мансийск,
Горно-Алтайск.)
(Абакан,
Агинское,
Дудинка.
Иркутск, Красноярск, Кызыл,
Тура, Улан уде, УстьОрдынский, Чита.)
93
Продолжение Таблицы 2.2.1
1
Дальневосточный район
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
3–4
5–7
6–7
6–7
6
5–6 и
более
6и
более
4–5
4–6
4–5
5–6
5
6
4 и более
4,5
7
5–6
4
5–7
5–7
4–5
5
5 и более
5–6
6–7
4–5
5–6
6–7
4–5
9–10
7
5–6
9
7–8
Магадан, Палана, Петропаловск-
5–6
Благовещенск, Владивосток,
9–10
(Анадырь, Бирабиджан,
Камчатский, Хабаровск, ЮжноСахалинск, Якутск.)
Таймыр
Долины рек Обь и Лена
94
Россия сильно отстает от ведущих стран в разработке и производстве
крупных ВЭУ с мощностью несколько десятков кВт и выше. В то же время
технические
показатели
отечественных
малых
ВЭУ
и
стоимость
оборудования ветроэнергетики, изготовляемого в России, находятся на
современном мировом уровне.
2.2.6.1 Оценка ветроэнергетических ресурсов Самарской области
Прежде чем принять решение на использование ВЭУ, необходим более
точный анализ ветроэнергетических возможностей региона. Опираясь на
данные метеорологической службы Сызранского Высшего Военного
Авиационного
Училища
Летчиков
(СВВАУЛ)
была
собрана
и
систематизирована информация о преобладающих ветрах и скоростях ветра
по месяцам года на нескольких полевых учебных и запасных аэродромах
СВВАУЛ.
Аэродромы расположены: аэродром Троекуровка - г. Сызрань,
Самарская обл.; аэродром Пугачев - пгт. Пугачев, Саратовская обл.;
аэродром Сокол- г. Саратов, Саратовская обл.; аэродром Безенчук - пгт.
Безенчук, Самарская обл.; аэродром Красный Яр- г. Уфа, республика
Башкирия. Замеры производились каждый час на высоте 6 метров над
метеоплощадкой. Полученные данные представлены в таблице 2.2.2 и
отражают реальные возможности региона. [41]
Таблица 2.2.2 – Средние и максимальные порывы ветра на аэродромах
ВВАУЛ, м/с
Средние /
Средние /
Средние /
Средние /
максимальные максимальн максимальны максималь
ые
е порывы
ные
порывы
порывы
(аэродром
порывы
(аэродром
(аэродром
Пугачев, по (аэродром
Безенчук, по
наблюдениям
Сокол, по
наблюдениям с Троекуровка,
с 1960г.)
по
наблюде1960г.)
наблюдениям с
ниям с
1960г.)
1960г.)
Январь 6,0/20,1
5,3/14
7,6/37
8,5/34
Месяц
95
Средние /
максималь
ные
порывы
(аэродром
Красный
Яр, по
наблюдениям с
1960г.)
3,4/22
Продолжение Таблицы 2.2.2
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябр
Октябрь
ь
Ноябрь
Декабрь
Год
6,0/20,3
6,7/16,5
7,7/23,7
7,2/25,0
6,5/23,8
5,5/18,7
5,9/17,8
7,3/18,6
7,3/21,6
8,3/22,7
8,6/25,6
6,9/21,2
7,2/25,0
6,0/20,3
5,5/18,7
3,7/34
3,6/24
5,6/18,7
2,6/24
3,6/21
5,9/20
6,5/12
7,3/21,6
5,2/21,1
7,2/28
4,6/15
5,2/17
5,9/26
4,8/11
5,6/18
6,2/34
3,7/28
4,2/16
4,0/22
6,6/26
5,5/23,1
7,3/24
6,9/29
5,6/18,7
6,7/17,8
5,5/21,2
7,3/23,7
5,2/20,3
6,0/21,6
7,6/37
7,7/23,7
7,3/21,6
6,8/24,3
3,5/26
3,5/28
3,3/28
3,6/24
3,1/40
2,6/24
2,5/14
3,0/24
3,7/34
3,6/24
3,6/24
3,3/40
Пороговое значение ветра, при котором современные ВЭУ, начинают,
работать в режимах генерации составляет 2 – 3 м/с. Анализ таблицы 2.2.2
говорит о том, что в течение семидесяти процентов годового бюджета
времени, ВЭУ будет вырабатывать энергию.
2.2.6.2 Климатологические характеристики ветровой энергии
Ветер на различных высотах в атмосфере Земли для каждой точки
ее поверхности характеризуется скоростью, которая строго говоря, является
случайной переменной в пространстве и времени, зависящей от многих
факторов местности, сезона года и погодных условий. Поэтому все процессы
напрямую связанные с использованием текущего значения скорости ветра, в
частности генерация электроэнергии в ветроэлектрических установках(ВЭУ),
имеют сложный случайный характер, так что их характеристики обладают
статистическим разбросом и неопределенностью средних ожидаемых
значений. Поэтому на современном уровне исследований задача их оценки
формулируется как создание вероятностного описания случайного процесса
посредством разбиения всего временного процесса на отдельные временные
интервалы,
в
пределах
каждого
из
которых
можно
использовать
приближение стационарности, т.е. независимости всех определяемых
параметров от времени. В качестве периода стационарности могут быть
применены различные временные интервалы с соответствующей точностью
96
описания в зависимости от реальных условий случайного процесса. В
частности, в некотором приближении можно считать процесс стационарным
во всем рассматриваемом времени, например в течение года. [42]
Для систематизации характеристик ветровой энергии в конкретном
регионе
с
целью
ее
эффективного
использования,
как
правило,
разрабатывается ветровой кадастр, представляющий собой совокупность
аэрологических и энергетических характеристик ветра, позволяющих
определить его энергетическую ценность, а также целесообразные параметры
и режимы работы ВЭУ.
Основными характеристиками ветрового кадастра являются:
- среднегодовая скорость ветра, годовой и суточный ход ветра;
- повторяемость скоростей, типы и параметры функций распределения
скоростей;
- максимальная скорость ветра;
- распределение ветровых периодов и периодов энергетических затиший по
длительности;
- удельная мощность и удельная энергия ветра;
- ветроэнергетические ресурсы региона.
Основной характеристикой ветра, определяющей его интенсивность и
эффективность использования ветровой энергии, является его средняя
скорость за определенный период времени, например сутки, месяц, год или
несколько
лет.
Средняя
скорость
ветра
представляется
как
среднеарифметическое значение, полученное из ряда замеров скорости,
сделанных через интервалы времени в течение заданного периода. Будем
обозначать полное число всех учитываемых измерений как n, порядковый
номер измерения как i (i=1,2,...,n) и соответствующее случайное значение
скорости как
i
так что общая формула для определения всех искомых
средних значений скорости приобретет вид:
 
1
n
97
n
i
i 1
Для получения достоверных данных о средних скоростях ветра,
определяющих его энергетическую способность возникает вопрос о
репрезентативности, представительности выборки случайных значений
скорости, т.е. о необходимом объеме и длительности измерений. В общем
случае с увеличением объема получаемых данных точность и достоверность
вычисляемых средних значений повышаются. Для численной оценки
используется коэффициент вариации средних скоростей, которых обычно
падает
при
увеличении
периода
усреднения,
т.е.
например
среднемноголетняя скорость имеет меньший разброс, чем многолетняя
среднемесячная скорость.
При использовании данных метеонаблюдений о средних скоростях
ветра следует учитывать, что они соответствуют конкретным рельефным и
ландшафтным условиям в районе метеостанции и определенной высоте над
поверхностью Земли (высоте флюгера). Для разных станций эти условия
могут значительно отличатся. Поэтому принято приведение средней
многолетней скорости ветра к сравнимым условиям по открытости и
ровности местности.
Вопрос об учете условий местности рассматривался во многих работах,
что привело к появлению различных классификаций открытости местности,
наиболее известными из которых являются классификации: по Милевскому,
по Подтягину и по Гринвичу. При определенном различии они обладают
общим свойством – линейной зависимостью приведенной среднегодовой
скорости  n  от номера (коэффициента) класса
 1  
где
А
АK0
K0 ,
отн.ед.:
(2.2.2)
- постоянная, имеющая размерность скорости, определяющая
ветровую обстановку на местности и отличающая одну классификацию от
другой. Это позволяет установить их примерное соответствие друг другу.
При установившемся ветровом потоке скорость ветра возрастает с
увеличением высоты над поверхностью земли. Обычно регистрирующие
98
приборы на метеостанциях располагаются на высотах 9-20 м. В то же время
оси современных ВЭУ могут находиться на различных высотах в приземном
слое толщиной ~ 100 м; имеются даже предложения о размещении ВЭУ на
аэростатах. Поэтому для оценки эффективности использования ветрового
потока необходимо установление вертикального профиля скоростей ветра.
В общем случае скорость ветра на высоте
скорость ветра на высоте флюгера
hô
1  ф
h1 ,
определяется через
по формуле:
 h 
 1 
h 
 ф 
m
(2.2.3)
Суточный ход средней скорости ветра – это изменение скорости ветра в
течение суток, усредненное по всем суткам в определенном месяце и по
многолетним наблюдениям.
Годовой ход средней скорости ветра – это изменение в течение года
многолетней среднемесячной скорости ветра.
Рассмотренные
скорости
ветра
характеристики
имеют
ветроэнергетического
важное
потенциала
временной
значение
для
определенной
зависимости
оценки
не
местности,
средней
только
но
и
эффективности его использования за счет учета степени согласованности
графика поступления ветровой энергии с графиком энергетической нагрузки
потребителей. Максимум среднемесячных скоростей приходится на холодное
время года и совпадает с сезонным пиком потребления тепловой и
электрической энергии; одновременно он совпадает с минимумом годового
стока рек, т.е. позволяет компенсировать сезонный дефицит гидроэнергии.
Суточное изменение средней скорости значительно проявляется в летнее
время, причем скорости в дневные часы в среднем на 1-2 м/с выше, чем
ночью, что является благоприятным для эффективного использования ветра,
поскольку максимум потребления энергии приходится также на дневное
время.
99
2.2.6.3
Удельная мощность ветрового потока
Удельная
переносимой
мощность
ветром
в
потока
ветровой
единицу
времени
энергии
через
равна
единицу
энергии,
площади,
перпендикулярной скорости ветра. Для стационарного потока воздуха со
скоростью  , м/с, удельная мощность P   , Вт/м2, равна:
P   
1
  
2
3
,
(2.2.4)
где  , кг/м3, - плотность воздуха.
Для фонового районирования равнинных территорий по удельной
мощности
ветрового
потока
используются
данные
метеостанций,
расположенных в открытой местности на плоских или выпуклых формах
рельефа (классы открытости по Милевскому - 66 и выше).
Значения среднегодовой скорости ветра по Самарской области
представлены в таблицах 2.2.3 – 2.2.9.
Таблица 2.2.3 Средняя месячная и годовая скорость ветра (м/с)
(Самарская область)
Станция
Вы-
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII IX
X
XI
XII
Год
сота,
м
Клявлино
11,5
4.1
3,9
3,9
3,6
3,8
3,4
3,0
3,0
3,4
4,0
4,1
4,1
3,7
Красное
10,0
3,9
3,7
3,7
3,3
3,5
3,0
2,8
2,6
2,9
3,4
3,5
3,9
3,4
15,0
4,2
4,1
4,0
3,8
3,7
3,2
3,0
3,0
3,2
3,9
4,2
4,2
3,7
Безенчук
10,0
4,5
4,5
4,6
4,2
4,3
3,5
3,3
3,2
3,4
4,1
4,1
4,6
4,0
Авангард,
10,0
5,1
5,0
5,2
4,6
4,5
3,7
3,5
3,4
3,7
4,4
4,7
5,1
4,4
Поселение
Самара,
ОМС
з/свх
100
Таблица 2.2.4 Коэффициент вариации средней суточной скорости ветра
(Самарская область)
Станция I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Год
Самара,
0,5
0,5
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,5
0,5
0,4
0,5
0,4
0,5
ОМС
Таблица 2.2.5 Среднее квадратическое отклонение (м/с) средней месячной
скорости ветра (Самарская область)
Станция
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Клявлино 1,0
0,9
0,7
0,6
0,5
0,5
0,4
0,4
0,6
0,6
0,7
1,0
Самара,
0,7
0,6
0,7
0,5
0,5
0,5
0,4
0,4
0,5
0,7
0,6
0,8
1,3
1,4
1,5
1,0
1,0
0,8
1,2
0,8
0,9
1,1
0,9
1,3
ОМС
Безенчук
Таблица 2.2.6 Направление и модуль (м/с) среднего вектора скорости ветра
(Самарская область)
Станция I
Самара,
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
ЮЮВ Ю
Ю
Ю
ЗЮЗ ССЗ
ССЗ С
ЗЮЗ ЗЮЗ ЮЮЗ ЮЮВ
0,9
0,9
0,7
0,2
0,7
0,5
ОМС
0,9
0,7
0,4
1,2
1,4
1.2
Таблица 2.2.7 Таблица ветров Самарской области
Самара, ОМС
Месяц
С
СВ
В
ЮВ
Ю
ЮЗ
З
СЗ
Штиль
1
12
4
16
19
12
14
12
11
4
II
11
6
11
17
12
15
17
11
2
III
10
7
13
17
12
17
16
8
3
101
IV
9
6
17
14
14
16
15
9
2
V
14
8
12
12
9
15
20
10
3
VI
20
12
11
7
6
10
18
16
3
VII
16
10
13
10
5
10
21
15
3
VIII
16
10
15
11
6
10
17
15
3
IX
13
7
12
11
9
15
20
13
4
X
11
5
7
11
14
19
20
13
4
XI
7
5
10
13
17
20
21
7
2
XII
6
7
18
18
13
15
16
7
2
Год
12
7
13
13
11
15
18
11
3
К
5б
5б
5б
6б
5б
4в
5б
6б
Таблица 2.2.8 Повторяемость (%) различных градаций скорости ветра
Самарская область, Самара, ОМС
Скорость I
ветра м/с
II
III
IV
V
VI
VII
VIII IX
X
XI
XII
Год
0-1
14,1 11,7 13,8 11,0 14,4 19,1 17,1 20,6 18,9 13,9 10,6 11,1 14,7
2-3
31,7 37,1 34,8 36,7 39,2 42,4 45,5 49,3 44,0 36,0 33,1 36,5 38,8
4-5
28,6 29,0 28,5 32,3 28,8 27,0 27,9 23,7 24,9 28,7 33,3 29,7 28,5
6-7
16,8 15,2 15,2 14,2 12,8
8,9
7,5
5,5
9,2 14,9 15,0 14,7 12,5
0,8
2,3
4,4
5,4
5,8
3,9
8-9
6,2
5,0
5,1
4,4
3,6
2,3
1,7
0-11
2,4
1,6
2,0
1,1
1,1
0,3
0,2
0,6
1,2
1,9
2,4
1,2
2-13
0,2
0,3
0,5
0,3
0,1
0,1
0,1
0,6
0,6
0,6
0,3
0,1
0,0
0,3
0,1
0,2
0,1
4-15
6-17
0,1
0,0
Таблица 2.2.9 Средняя месячная и годовая скорость ветра (м/с) по срокам
Самарская область, Самара, ОМС
Срок. I
ч
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Год
21
4,1
4,0
3,9
3,7
3,1
2,7
2,7
2,5
2,9
3,7
4,1
4,1
3,5
0
4,0
3,8
3,7
3,6
3,1
2,6
2,7
2,6
2,9
3,7
4,1
4,1
3,4
3
3,9
3,8
3,6
3,4
3,0
2,5
2,6
2,6
2,8
3,6
4,0
4,0
3,3
102
6
4,0
3,8
3,6
3,4
3,1
2,7
2,7
2,7
2,9
3,6
4,0
4,0
3,4
9
4,0
3,9
3,9
3,8
3,6
3,4
3,2
2,8
3,2
3,9
4,0
4,1
3,6
12
4,1
4,0
4,2
4,6
4,4
4,0
3,9
3,4
3,8
4,3
4,2
4,2
4,1
15
4,1
4,1
4,4
4,7
4,5
4,0
3,9
3,4
3,9
4,3
4,2
4,1
4,1
18
4,1
4,0
4,0
4,0
3,8
3,5
3,4
2,8
2,9
3,8
4,2
4,2
3,7
2.2.6.4 Валовый, технический и экономический потенциалы ветровой
энергии
Валовый
(теоретический)
потенциал
ветровой
энергии
региона
(страны, континента) - это часть среднемноголетней суммарной ветровой
энергии, которая доступна для использования на площади региона в течение
одного года.
Рассматриваемый регион представляется как совокупность участков
или зон, в каждой из которых удельная мощность ветровой энергии, а также
географические, климатические и погодные условия являются однородными
по всей площади зоны. Как правило, зоны должны соответствовать
расположению метеорологических станций. Валовый потенциал WB,
кВт/ч/год региона представляет сумму валовых потенциалов составляющих
его зон.
Удельный валовый потенциал ветровой энергии зоны определяется
средней удельной мощностью ветрового потока
P
W УВ  P 
, кВт/м2:
T
(2.2.5)
20
где Т=8760 ч/год.
Выделенные три градации среднегодовых скоростей ветра

, м/с,
соответствуют значениям удельного калового потенциала ветровой энергии,
представленным в табл. 2.2.10.
103
Таблица 2.2.10 - Среднегодовые скорости ветра

, м/с, и удельные валовые
потенциалы ветровой энергии территорий России Wув, кВт·ч/
( ì 2 /год) (на высоте 50 м над уровнем земли)
Закрытая местность
Открытая местность
Wув

Wув

Холмы и горы
Wув

>6,0
>110 >7,5
5-6,0
66-110 6,5-7,5
130-220 10-11,5
530-790
4,5-5,0
44-66 5,5-6,5
88-130 8,5-10
310-530
3,5-4,5
22-44 4,5-5,5
44-88 7,0-8,5
180-310
<22 <4,5
<44 <7,0
<3,5
220 >11,5
>790
<180
Валовый потенциал зоны (территории) определяется по формуле:
Wв = Wув·S, (2.2.6)
где S, м2, - площадь зоны.
Технический потенциал ветровой энергии региона - это суммарная
электрическая энергия, которая может быть получена в регионе от
использования валового потенциала ветровой энергии при современном
уровне развития технических средств и соблюдении экологических норм.
Технический потенциал региона представляет сумму технических
потенциалов составляющих его зон.
Технический потенциал, таким образом, зависит от параметров
ветроэнергетической установки, среднегодовой скорости ветра в зоне на
высоте оголовка, а также части площади зоны, пригодной для сооружения
установки. Технический потенциал может быть определен по формуле:
W T  W B       Г   P  S T
(2.2.7)
где    - коэффициент использования энергии ветра, который зависит
от скорости ветра по сложному закону, изменяясь от максимального
значения по Жуковскому-Бейцу равного 0,593, до минимального порядка
104
0,05. Достигнутое максимальное значение составляет 0,4-0,45. Для указанных
выше целей коэффициент принимается равным 0,2.
Ã
и
P
- соответственно КПД генератора и редуктора ветроустановки,
значения которых можно принять равным 0,9
ST - площадь зоны (региона), па которой с учетом технических и
экологических
ограничений
возможно
размещение
ветроустановок.
Предварительные оценки показывают, что величина этой площади может
колебаться от 10 до 30% всей площади зоны (региона). Принимаем ST
равным 12% от общей площади зоны (региона).
Подставляя в (2.2.7) указанные выше значения, получим соотношение
между валовым и техническим потенциалами, равное:
WT/WB = 0,02.
Экономический потенциал ветровой энергии региона - это величина
годового поступления электрической энергии в регионе от использования
ВЭУ, получение которой экономически оправдано для региона при
существующем
уровне
цен
на
строительно-монтажные
работы,
оборудование, производство, транспортировку и распределение энергии и
топлива и соблюдении экологических норм.
Экономический потенциал региона представляет сумму экономических
потенциалов составляющих его зон.
На основе анализа данных по отводу площадей для размещения
ветроэнергетических установок и технических характеристик ВЭУ в ведущих
странах мира принимаем, что технический потенциал региона составляет 2%
от его валового потенциала, а экономический потенциал составляет 0,5% от
технического потенциала этого региона.
Таблица 2.2.11 – Ресурсы (потенциал) ветровой энергии в Самарской
области
Вид ресурса
Размерность
Величина
Валовый ресурс
млрд, кВт·ч
3537,6
105
Технический ресурс
млрд, кВт·ч
8,844
Экономический ресурс
млрд, кВт·ч
0,0442
2.2.6 Классификация ветроэнергетических установок
Большинство типов ветродвигателей известны так давно, что история
умалчивает
имена
их
изобретателей.
Основные
разновидности
ветроагрегатов изображены на рисунке 2.2.2. Они делятся на группы:
1. Ветродвигатели с горизонтальной осью вращения (крыльчатые);
2. Ветродвигатели с вертикальной осью вращения (карусельные);
3. Вихревые ветроэнергетические установки (ВВЭУ);
4. Ветроустановки башенного типа.
Типы крыльчатых ветродвигателей отличаются только количеством
лопастей.
Крыльчатые ветродвигатели
Для
крыльчатых
ветродвигателей,
наибольшая
эффективность
которых достигается при действии потока воздуха перпендикулярно к
плоскости
вращения
лопастей-крыльев,
требуется
автоматического поворота оси вращения.
б)
а)
106
устройство
г)
в)
д)
ж)
е)
Рисунок 2.2.2 – Типы ветродвигателей:
а – карусельный лопастной;
б – карусельный ортогональный;
в - д– крыльчатые;
е – ВВЭУ;
ж – башенного типа «Торнадо».
С
этой
целью
применяют
крыло-стабилизатор.
Карусельные
ветродвигатели обладают тем преимуществом, что могут работать при
любом направлении ветра, не изменяя своего положения.
Коэффициент использования энергии ветра (рисунок
2.2.3) у
крыльчатых ветродвигателей намного выше, чем у карусельных. В то же
107
время, у карусельных - намного больше момент вращения. Он максимален
для карусельных лопастных агрегатов при нулевой относительной скорости
ветра.
Рисунок 2.2.2 – Коэффициенты полезного действия:
а - б – карусельных ветродвигателей;
в - д – крыльчатых ветродвигателей;
е – вихревого ветряка.
Распространение крыльчатых ветроагрегатов объясняется величиной
скорости их вращения. Они могут непосредственно соединяться с
генератором электрического тока без мультипликатора. Скорость вращения
крыльчатых
крыльев,
ветродвигателей
поэтому
агрегаты
обратно
с
пропорциональна
количеством
лопастей
количеству
больше
трех
практически не используются.
Карусельные установки
Различие в аэродинамике дает 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
108
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. Такие
генераторы не имеют широкого распространения, а использование
мультипликаторов (мультипликатор [лат. Multiplicator умножающий] повышающий редуктор) не эффективно из-за низкого КПД последних.
Еще более важным преимуществом карусельной конструкции стала ее
способность без дополнительных ухищрений следить за тем "откуда дует
ветер", что весьма существенно для приземных рыскающих потоков.
Ветродвигатели подобного типа строятся в США, Японии, Англии, ФРГ,
Канаде.
Вихревые ветроэнергетические установки
Источниками
энергии
для
ВВЭУ
являются:
ветер,
низкопотенциальные воздушные потоки и восходящие тепловые воздушные
потоки. Работа основана на возможности получения в специальных
генераторах
закрученного
потока,
подобного
по
своим
свойствам
природному смерчу, обладающему значительным запасом кинетической
энергии. Возникающие при этом в приосевой зоне генератора вращение
воздуха, разрежение и большие угловые скорости, вызывают подсос
дополнительных масс воздуха из окружающей среды, которые, закручиваясь
вместе с основным потоком воздуха, с высокой осевой скоростью
устремляются к выходной части ВВЭУ.
Преимущества ВВЭУ относительно традиционных ветроустановок:
- рабочая скорость ветра и массогабаритные параметры меньше в 1,5-2 раза;
- нет вала и карданной системы – их заменяет система «ротор-генератор»;
-
нет
системы
ориентации
ветроприемного
устройства
на
ветер;
- конструктивная схема ВВЭУ предполагает ее модульное использование;
109
- номинальную мощность ВВЭУ в целом можно задавать набором
определенного количества модулей;
- стабилизация числа оборотов ротора обеспечивается только изменением
ширины воздухозаборника;
- благодаря своеобразной конструкции, ВВЭУ обладает повышенной
устойчивостью к резким порывам ветра и ураганам, что обеспечивает
работоспособность установки при любой скорости ветра.
Вихревые ветроэнергетические установки башенного типа «Торнадо»
Для генерирования вихрей типа «торнадо» используется башня,
установленная над осевым ветроколесом в кольце. Вихревая система
обеспечивает создание разряжения над ветроколесом и увеличение скорости
проходящего через него потока. Подобные ограниченные вихри могут
создаваться в различных конструктивных устройствах с направлением и
закручиванием потока. Для типовых систем диаметр башни может быть в 3
раза больше диаметра ветроколеса, а высота башни – в 3 раза превышать ее
диаметр или быть в 9 раз больше диаметра ветроколеса. Для таких башен
скорость
0
и давление
p0
потока на входе могут быть больше скорости и
давления ветрового потока (  B ,
p B ).
Это зависит от того, насколько
эффективно преобразуется поток в башне. Внутри башни давление и скорость
потока, закручиваемого вблизи ее стенок, примерно такие же, как и на входе.
В процессе исследований было отмечено, что при больших размерах
вихря угловая скорость завихренного потока может достигать максимальных
значений, примерно в 10 раз превышающих угловые скорости потока у стенок
башни на радиусе, составляющем 1/7 часть внутреннего радиуса башни. Они
указывают, что вертикальная скорость потока внутри башни близка к нулю у
ее стенки и достигает максимума в ядре вихря. Отмечается, что вертикальная
скорость в ядре возрастает с увеличением его диаметра. Для систем больших
размеров она может достигать значений в 7–8 раз превышающих угловую
скорость у стенки башни, которая, как это указано выше, примерно равна
110
скорости потока на входе в башню. По расчетным оценкам при скорости
ветра 6,5 м/с энергия перепада давлений перед и за винтами примерно в 3600
раз больше кинетической энергии ветра, а при скорости ветра 13 м/с
примерно
в
900
пропорционально
раз
(кинетическая
квадрату
его
энергия
скорости,
ветра
суммарная
увеличивается
вырабатываемая
электроэнергетика пропорциональна кубу скорости ветра).
2.2.6 Расчет, выбор типа и мест автономной ветроэнергетической
установки для областных объектов на территории Самарской
области
2.2.6.1
Понятие идеального ветряка
Идеальным ветряком называют ветроколесо, у которого:
1. Ось вращения параллельна скорости ветра;
2. Бесконечно большое число лопастей очень малой ширины;
3. Профильное сопротивление крыльев равно нулю, и циркуляция
вдоль лопасти постоянна;
4. Потерянная скорость воздушного потока на ветроколесе
постоянна по всей сметаемой поверхности ветряка;
5. Угловая скорость стремится к бесконечности.
Теорию идеального ветряка впервые разработал в 1914 г. В.П.
Ветчинкин на основе теории идеального гребного винта. В этой работе он
установил понятие коэффициента использования энергии ветра идеальным
ветряком.
В 1920 г. проф. Н.Е. Жуковский изложил теорию «Ветряной мельницы
НЕЖ», где сделал вывод коэффициента использования энергии ветра
идеальным ветряком.
Аналогичные теории были разработаны позднее также в нашей стране
проф. Г.X. Сабининым и акад. Г. Ф. Проскура.
111
Теория идеального ветряка проф. Н. Е. Жуковского носит название
классической теории; она устанавливает, что максимальный коэффициент
использования энергии ветра идеальным ветряком равен 0,593.
Наиболее полно, с точки зрения практического применения, теория
идеального ветряка изложена проф. Г.X. Сабининым, согласно которой
коэффициент использования энергия ветра идеальным ветряком равен 0,687.
Отличие этой теории от прежних теорий заключается в том, что при
определении осевой силы давления потока на ветроколесо импульс сил
подсчитывается по вихревому соленоиду в том месте, где он принял уже
установившуюся цилиндрическую форму, а не в момент его образования,
как принималось прежними теориями. Так как соленоид в цилиндрической
части имеет площадь сечения большую, чем площадь, ометаемая
ветроколесом, то осевая сила и коэффициент использования энергии ветра,
по теории Г.X. Сабинина, получаются несколько большими.
2.2.6.2
Классическая теория идеального ветряка
Представим равномерный поток ветра, набегающий на идеальное
ветроколесо со скоростью
V
ветроколесе скорость будет
ветряка в сечении
СС
'
в сечении
V1  V   1 ,
AA
'
(рисунок 2.2.4). В сечении
ВВ
'
на
а на некотором расстоянии позади
скорость будет V 2
112
 V  2 .
Рисунок 2.2.4 – Характеристика воздушного потока, протекающего через
ветроколесо.
При этом вращающееся ветроколесо создаст подпор, вследствие чего
скорость потока, по мере приближения к ветряку и некоторое время за
ветряком, падает, как показано кривой I на рисунке 2.2.4. Вместе с этим
давление воздуха
р
, по мере приближения к ветряку, повышается (кривая
II), и при прохождении через ометаемую поверхность оно резко падает. За
ветряком образуется некоторое разрежение
р0  р2 ,
которое, по мере
удаления от ветряка, ассимптотически приближается к нулю, т.е.
восстанавливается нормальное давление (кривая III). Потерю скорости за
идеальным ветряком можно установить при помощи уравнения Бернулли:
V2
2
р2 
2
 р0 
V
2
2
(2.2.8)
Так как р 2  р 0 , то V  V 2 .
Кинетическая энергия ветра перед ветряком равна
m (V   2 )
2
mV
2
2
, а за ветряком
2
. Разность этих энергий затрачена на ветроколесе и, в случае
113
отсутствия потерь, может быть получена как полезная работа:
Т1 
mV
2

m (V   2 )
2
2
2
(2.2.9)
Преобразовав правую часть уравнения, получим:
m
V
2 
2
m
2
2
 (V   2 )  
2V  2   2   m 2

2
2 

V 
.
2 

(2.2.10)
Следовательно:
 

Т 1  m 2  V  2  .
2 

Энергию
Т1 ,
(2.2.11)
воспринятую
ветроколесом,
произведение из силы давления ветра
Р
можно
выразить
как
на скорость в плоскости ветряка
(V   1 ) , т.е.:
(2.2.12)
Т 1  Р (V   1 ) .
Лобовое давление
Р
равно приращению количества движения струи,
проходящей через ометаемую поверхность, т.е.:
(2.2.13)
Р  m 2 .
Подставляя значение
Р
в уравнение, получим
Т 1  m 2 (V   1 ) .
(2.2.14)
Сравнивая уравнения (2.2.11) и (2.2.14) находим, что:
 

m 2  V  2   m 2 (V   1 )
2 

откуда:
114
,
(2.2.15)
2
1 
2
,
(2.2.16)
или:
 2  2 1 .
(2.2.17)
Равенство (2.2.17) показывает, что потеря скорости воздушного потока
происходит не только в сечении ветроколеса, но также и на некотором
расстоянии за ветряком, причём полная потеря скорости в два раза больше
потери на ветроколесе.
Через ометаемую поверхность
m
ветроколеса протекает масса воздуха
F
, количество которой за 1 секунду будет равно:
m   FV .
(2.2.18)
Подставляя значение массы воздуха в выражение кинетической энергии
ветра перед ветроколесом, получим:
mV
2

 FV
2
Взяв
отношение
3
2
секундной
(2.2.19)
.
работы,
воспринятой
идеальным
ветроколесом (2.5) к той энергии ветра, которая протекала бы через сечение,
равное
ометаемой
поверхности
ветряка,
получим
идеальный
коэффициент использования энергии ветра  i
i 
Р (V   1 )
F
V
3
2
Преобразуем это уравнение:
115
.
(2.2.20)
i 
Р (V   1 )
V
F
3
2
Р
F V
2

V 1
V
,
(2.2.21)
2
здесь выражение
2Р
В 
F V
(2.2.22)
2
называют коэффициентом нагрузки на ометаемую площадь, или
коэффициентом лобового давления.
Подставив
обозначив
1
V
в
e,
В 
это
Р   F (V   1 ) 2   F (V   1 )2 1 и
уравнение
после сокращений получим:
2  F (V   1 )2 1
 FV
2

4(V   1 ) 1
V
2
 4 e (1  e )
.
(2.2.23)
Поступая так же с уравнением, для  i получим:
 F (V   1 ) 2 1
2
i 
F
V
3
4(V   1 )  1
2

V
3
 4 e (1  e )
2
.
(2.2.24)
2
Отношение
1
e
V
называют коэффициентом торможения.
Определим значение e , при котором  i будет иметь максимальную
величину. Для этого возьмём первую производную и приравняем её нулю,
т.е.:
di
de

d
d
2
3
 4 e (1  e ) 2  
4e  8e  4e   0



de
de
или:
116
,
(2.2.25)
di
 4  16e  12e  0
2
de
,
(2.2.26)
откуда:
3e  4 e  1  0
2
.
(2.2.27)
Решая это равенство, находим, что
значение, когда e 
1
3
 i принимает
максимальное
при этом
2
1
1
 i  4  1    0, 5 9 3 .
3
3
Из уравнения находим
В
(2.2.28)
коэффициент нагрузки на ометаемую площадь
при максимальном  i .
В 4
1
1
 1    0, 8 8 8 .
3
3
Таким образом, из классической теории идеального ветряка вытекают
следующие основные положения.
1.
Максимальный
коэффициент
использования
энергии
ветра идеального ветроколеса равен  i  0, 593 .
2. Потеря скорости в плоскости ветроколеса равна одной трети скорости
ветра:
1 
1
V
3
.
3. Полная потеря скорости ветра за ветроколесом в два раза больше
потери скорости в плоскости ветроколеса:
2 
117
2
3
V
.
Таким образом, скорость ветра за ветроколесом в три раза меньше
скорости ветра перед ветроколесом.
4. Коэффициент нагрузки на ометаемую поверхность ветроколеса равен
В  0, 888
.
Задаваясь коэффициентом торможения e 
1
V
в пределах от 0 до 1 и
подсчитывая с помощью уравнений и, получим следующие значения
коэффициентов  i и
В
(таблица 2.2.12)
Таблица 2.2.12 – Значения коэффициентов использования и нагрузки в
зависимости от коэффициента торможения.
e
1
0,10
0,20
0,333
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
i
0,324
0,512
0,593
0,576
0,50
0,384
0,252
0,128
0,036
0,00
В
0,36
0,64
0,888
0,96
1,00
0,96
0,84
0,64
0,36
0,00
V
Ветроэнергетические установки особенно эффективно располагать на
высоком берегу рек, в степных районах области, на холмах в качестве
пилотных
проектов
предлагается
рассмотреть
собственности в Безенчукском муниципальном
Сызранском
муниципальном
районе
(с.
объекты
бюджетной
районе (п. Осинки),
Авангард),
г.
в
Самара,
Похвистневский муниципальный район, объекты будут представлены в
реестре
объектов
Самарской
области.
Мощность
оборудования
ветроэнерегтических установок определяется из следующего соотношения
n
N ВИЭ 
N
i
где
Ki
Pi
Pi
деф
(2.2.29)
Ki
– доля мощности, покрываемая за счет ВЭУ;
– средний коэффициент использования установленной мощности
оборудования ВЭУ;
118
Nдеф – дефецит мощности;
Nвэу - мощность оборудования ВЭУ.
Для
автономного
потенциального
спроса
применения
и
ВЭУ
ориентиром
децентрализированного
определения
энергосбережения
является численность потребителей электроэнергии.
Тогда потенциальный спрос для автономных ВЭУ находится по
формуле:
n
N ВЭУ 
 mN
i0
уд

Pi
Ki
где, m – число потребителей энергоресурсов;
N ÓÄ
Pi
Ki
- средняя удельная потребляемая мощность, кВт/чел;
– доля мощности покрываемая за счет i – го источника ВЭУ;
- средний коэффициент использования установленной мощности
оборудования на базе i – го источника ВЭУ.
В формуле принимают
N ÓÄ
=1кВт/чел; К= K ÂÝÓ =0,2;
PÂÝÓ
=1…0,1
Принципиальная схема варианта автономной электросхемы малой
мощности приведена на рис. 2.2.5
Рисунок 2.2.5 Принципиальная схема одного из вариантов автономной системы малой
мощности
ВЭУ-1, ВЭУ-n - ветроустановки, ВЗУ - выпрямительно-зарядное устройство, АБ аккумуляторная батарея, И -инвертор, ДГ - дизельный (бензиновый) генератор.
119
2.3 Исследования по оценке перспектив использования на территории
Самарской области гелиоэнергетических установок
2.3.1 Оценка энергетического потенциала солнечного излучения на
территории Самарской области
Географическое положение:
Самарская область расположена на излучине Самарской Луки, на
левом берегу реки Волги, между устьями рек Самара и Сок. Протяжённость в
меридианном направлении — 50 км, в широтном — 20 км. Географические
координаты (историческая часть города): 53°12′ северной широты и 50°06′
восточной долготы. Площадь территории города — около 541 км²
Климат:
Климат умеренно-континентальный. От севера к югу городского округа
более выражено проявляются черты континентального засушливого климата,
что обусловлено различным влиянием речного воздушного потока Волги.
Разность среднемесячных летних и зимних температур достигает 34 °C, а
разность абсолютных экстремумов — 83 °C. Максимумы выпадения осадков
достигаются в июне, июле и сентябре. Летом преобладает западный ветер,
зимой — восточный и северный, осенью и весной — юго-западный.
Среднегодовая температура +5,2 °C
Среднегодовая скорость ветра — 3,5 м/с
Среднегодовая влажность воздуха — 72 %
Таблица 2.3.1 Климат Самарской области
120
Рисунок 2.3.1 Графическое изображение колебаний температур в
течение года на территории Самарской области
Таблица 2.3.2 Среднемесячное радиационное излучение на территории
Самарской области, кВт/м2/день
Оптимальный угол наклона солнечного коллектора, по данным
Метеоцентра, для Самарской области, составляет - 38 °
Средние значения радиационного излучения составляют:
Зимний период, в среднем - 2,47 кВт*ч.*сут./м2
Летний период, в среднем - 4,95 кВт*ч.*сут./м2
Годовое, в среднем - 3,72 кВт*ч.*сут./м2
Повышение
тарифов
на
электроэнергию,
уменьшение
запасов
органического топлива, ухудшающаяся экологическая обстановка, - все это
121
вместе способствует тому, что популярность альтернативной энергетики
растет.
По данным справочника по ресурсам возобновляемых источников
энергии России по местным видам топлива, ресурсы потенциальной
солнечной энергии Самарской области представлены следующими числами:
- Валовый потенциал, млрд. т.у.т. – 7,7
- Производство тепла, млн. т.у.т. – 37,6
- Производство электроэнергии, млн. т.у.т. – 3,2
Технический
потенциал
- Всего, млн. т.у.т. – 40,8
- Производство тепла, тыс. т.у.т. – 51,7
- Производство электроэнергии, тыс. т.у.т. – 3,7
Экономический
потенциал
- Всего, тыс.т.у.т. – 55,4
Среднегодовая продолжительность солнечного сияния составляет на
территории Самарской области порядка 2000 часов.
Количество ясных солнечных дней не менее 100 дней/год.
Анализ
потенциала
радиационного
излучения
на
территории
Самарской области и его сравнение с излучением по территории России
Рисунок 2.3.2 Продолжительность солнечного сияния на территории России.
122
Количество попадающего на освещаемую поверхность потенциально
полезного солнечного излучения определяется понятием, именуемым
инсоляцией. Солнечная инсоляция сильно изменяется от одной точки земной
поверхности к другой. Степи Астрахани получают значительно больше света,
чем Петрозаводск или Санкт-Петербург. При нахождении величины
инсоляции какого-либо района необходимо учитывать несколько факторов:
-влияние времени года, обуславливающее более низкую освещенность
и долготу дня зимой;
-характер местности, освещаемой солнцем (наличие загораживающих
солнце деталей рельефа);
-местные погодные условия (облачность, туман, дождь);
-длительность эффективного солнечного облучения, т.к. солнечные
лучи, падающие на освещаемую поверхность под очень малым углом,
малопригодны для использования.
Далее приведена таблица характеристик солнечной радиации в
Самарской
области
с
градацией
по
месяцам
года
и
ориентации
световоспринимающей плоскости в пространстве.
Таблица 2.3.3 Месячные и годовые суммы суммарной солнечной
радиации в Самарской области, кВт*ч/м2
123
Рисунок 2.3.3 Распределение годовых среднедневных поступлений
солнечной энергии по территории России (оптимально ориентированная
неподвижная поверхность южной ориентации)
Рисунок 2.3.4 Карта расчетной площади солнечных коллекторов, кв.м
124
Рисунок 2.3.5 Карта расчетных мощностей аккумуляторов
Анализы карты распределения годовых среднедневных поступлений
солнечной энергии по территории России, показывает, что Самарская
область получает достаточное количество солнечной энергии, среднее по
России (3,5-4 кВт*ч/м2*день). Следовательно, широкое использование
солнечной энергии будет иметь здесь важное хозяйственное значение.
По двум другим картам видно, что потребные расчетные площадь
солнечных коллекторов и емкость аккумуляторных батарей малой, а,
следовательно, устанавливать солнечные преобразователи (коллекторы) и
аккумуляторы в Самарской области выгодно, и не требует таких затрат, как
во многих других регионах России.
2.3.2 Поиск и выбор мест размещения гелиоэнергетических установок
Проанализируем данные сайта http://samara-meteo.ru/: рассмотрим
среднемесячную температуру воздуха на высоте 10 метров от поверхности
земли (°C) в различных населенных пунктах Самарской области. Сведем все
данные в одну таблицу.
125
Таблица 2.3.4 Среднемесячная температура воздуха на высоте 10
метров от поверхности земли (°C)
Составим график среднемесячных температур воздуха в течение года в
различных городах и муниципальных районах Самарской области. А также
гистограмму средней температуры в них.
126
25.00
Самара
Тольятти
20.00
Сызрань
Новокуйбышевск
15.00
Чапаевск
Жигулевск
10.00
Отрадный
Кинель
5.00
Суходол
Кинель-Черкассы
Безенчук
Похвистнево
Отрадный
Чапаевск
Сызрань
Самара
0.00
Похвистнево
Октябрьск
Безенчук
Нефтегорск
Кинель-Черкассы
-5.00
Рощинский
Суходол
-10.00
Усть-Кинельский
-15.00
Рисунок 2.3.6 Среднемесячная температура воздуха на высоте 10 метров от
поверхности земли (°C)
7.00
г. Самара
г. Тольятти
6.00
г. Сызрань
5.00
г. Новокуйбышевск
г. Чапаевск
4.00
г. Жигулевск
3.00
г. Отрадный
г. Кинель
2.00
г. Похвистнево, Похвистневский р-он
г. Октябрьск
1.00
пгт. Безенчук, Безенчукский р-он
0.00
г. Нефтегорск, Нефтегорский р-он
Среднее за год
Рисунок 2.3.7 Среднее значение температуры воздуха за год на высоте 10
метров от поверхности земли (°C)
127
Рассмотрим
среднемесячную
инсоляцию
на
горизонтальной
поверхности (кВт/м2/день) в различных населенных пунктах Самарской
области. Так же сведем все данные в одну таблицу:
Таблица 2.3.5 Среднемесячная инсоляция на горизонтальной
поверхности (кВт/м2/день)
Составим график среднемесячных инсоляций на горизонтальной
поверхности в течение года в различных городах Самарской области, а также
гистограмму средней температуры за год в различных городах Самарской
области.
128
7.00
г. Самара
6.00
г. Тольятти
г. Сызрань
г. Новокуйбышевск
5.00
г. Чапаевск
г. Жигулевск
4.00
г. Отрадный
г. Кинель
3.00
г. Похвистнево, Похвистневский р-он
г. Октябрьск
2.00
пгт. Безенчук, Безенчукский р-он
г. Нефтегорск, Нефтегорский р-он
1.00
пгт. Рощинский, Волжский р-он
пгт. Суходол, Сергиевский р-он
пгт. Усть-Кинельский
Ноябрь
Сентябрь
Июль
Май
Март
0.00
Январь
с. Кинель-Черкассы, Кинель-Черкасский р-он
пгт. Суходол, Сергиевский р-он
с. Кинель-Черкассы, Кинель-…
пгт. Безенчук, Безенчукский р-он
г. Похвистнево, Похвистневский…
г. Отрадный
г. Чапаевск
г. Сызрань
г. Самара
Рисунок 2.3.8 Среднемесячная инсоляция на горизонтальной
поверхности (кВт/м2/день)
3.45
г. Самара
г. Тольятти
г. Сызрань
г. Новокуйбышевск
г. Чапаевск
г. Жигулевск
г. Отрадный
г. Кинель
г. Похвистнево, Похвистневский р-он
г. Октябрьск
пгт. Безенчук, Безенчукский р-он
г. Нефтегорск, Нефтегорский р-он
с. Кинель-Черкассы, Кинель-Черкасский р-он
пгт. Рощинский, Волжский р-он
пгт. Суходол, Сергиевский р-он
пгт. Усть-Кинельский
3.40
3.35
3.30
3.25
3.20
3.15
3.10
Среднее за год
Рисунок 2.3.9 Среднее значение среднемесячной инсоляции на
горизонтальной поверхности за год
129
На основе данных, по построенным графикам, было выяснено, что
максимальные среднемесячные температуры воздуха на высоте 10 метров от
поверхности земли (°C) и максимальное среднее значение температуры
воздуха за год на высоте 10 метров от поверхности земли (°C) наблюдаются в
городских округах и поселках городского типа:
- Чапаевск
- Безенчук
- Нефтегорск
- Тольятти
- Новокуйбышевск
Максимальные
среднемесячные
инсоляции
на
горизонтальной
поверхности (кВт/м2/день) и максимальное среднее значение среднемесячной
инсоляции на горизонтальной поверхности за год наблюдаются в следующих
городских округах и поселках городского типа:
- Чапаевск
- Безенчук
- Нефтегорск
- Кинель
- Рощинский
- Кинель-Черкассы
- Самара
Таким образом, максимальное солнечное излучение наблюдается в 3х
городских округах и поселках городского типа:
- Чапаевск
- Безенчук
- Нефтегорск
За ними следуют:
- Кинель
- Тольятти
- Самара
130
- Рощинский
- Новокуйбышевск
- и др.
По карте области мы можем наблюдать, что это самые южные из
рассматриваемых
территорий
области.
Значит,
гелиоэнергетические
установки на первом этапе следует устанавливать в южной части Самарской
области.
Рисунок 2.3.10 Самарская область
Также надо отметить, что в южной части Самарской области
продуктивнее всего будет использование гибридных автономных систем солнце-ветер, т.к. юг области
более подвержен ветрам. Возможно
подключение ветрогенератора к системе солнечной электростанции через
гибридный контроллер или с помощью отдельного контроллера для
ветроустановок.
131
2.3.3 Классификация, расчет и подбор типа гелиоэнергетической установки
Солнечные батареи для производства электроэнергии
Для прямого преобразования солнечной энергии в электрическую
используют полупроводниковые фотоэлектрические преобразователи (далее
– ФЭП) и, прежде всего, ФЭП на основе кремния. Это обусловлено их
большим КПД (из ныне применяемых материалов), простотой конструкции,
достаточностью запасов кремния в природе, а также отлаженностью
технологий его производства. В настоящее время широко используется
кремниевые фотоэлементы, на которые действуют как направленные, так и
рассеянные солнечные лучи. Кремниевые фотоэлементы могут одинаково
успешно работать зимой и летом. Зимой снижение светового потока
компенсируется увеличением КПД за счет понижения температуры
окружающей среды.
В
современных
солнечных
энергосистемах
более
85%
ФЭП
изготавливают на основе кремниевых пластин, на стоимость которых
приходится более 50% всей стоимости ФЭП.
Основные элементы солнечной энергосистемы:
- Солнечные модули преобразуют солнечную энергию в электричество.
- Солнечный контроллер - это пульт управления энергетической
системой. Контроллер не допускает перегрузки системы или обратного тока
в ночное время.
- Инвертор преобразует постоянный электрический ток от солнечных
батарей в переменный, необходимый для питания электроприборов.
Солнечные модули могут вырабатывать лишь постоянный ток. Имеется
много потребителей, использующих электроэнергию именно постоянного
тока (зарядка аккумуляторов, освещение, радиоаппаратура и т.д.), но
потребителей переменного тока, напряжением 220В, гораздо больше.
132
- Устройство автоматического ввода резерва (далее – АВР) позволяет
переключить питание объекта при отсутствии солнечной энергии и полном
разряде аккумуляторов на электросеть.
- Электросчетчик показывает, сколько электроэнергии продается
собственником в общую сеть или сколько потребляется из нее при
необходимости, например, в зимнее время.
- Аккумуляторы служат для сохранения энергии, выработанной
солнечным модулем.
Для этих целей больше всего подходят электро-аккумуляторы, так как
солнечные батареи производят электроэнергию, а потребитель потребляет
электроэнергию, которая непосредственно и запасается в аккумуляторе, для
использования при отсутствии солнечного излучения (ночью).
Известны несколько основных схем работы солнечных электростанций
с потребителем. В каждом случае разрабатывается индивидуальный проект
для решения конкретной поставленной задачи.
Рисунок 2.3.11 Автономное обеспечение объекта (с аккумуляторами),
объект питается только от солнечных батарей
133
Возможно
подключение
ветрогенератора
к
системе
солнечной
электростанции через гибридный контроллер или с помощью отдельного
контроллера для ветроустановок.
Рисунок 2.3.12 Гибридная автономная система - солнце-ветер
Может
использоваться
совместно
с
солнечной
батареей
(с
аккумулятором) и резервный дизель-(бензо-)генератор: в случае отсутствия
солнца и при разряде аккумуляторных батарей происходит автоматический
запуск резервного генератора с подзарядкой аккумуляторной станции.
134
Рисунок 2.3.13 Солнечная батарея (с аккумуляторами) и резервный
дизель-(бензо-) генератор
Итак, основными величинами, определяющими работу всего комплекса
солнечной электростанции являются:
1. Пиковая выходная мощность солнечной электростанции (кВт) –
определяется только мощностью инвертора и не зависит от количества
солнечных дней и емкости аккумуляторов. Ещё её называют «пиковой
нагрузкой».
Этот
параметр
определяет
максимальное
количество
электропотребителей, которые могут быть одновременно подключены к
системе. Невозможно одновременно потреблять больше электроэнергии, чем
позволяет мощность инвертора. Если электроэнергия потребляется редко, но
в больших количествах, то предпочтительны более мощные инверторы.
2. Время непрерывной работы при отсутствии солнечного света –
определяется емкостью аккумуляторных батарей (А*ч) и зависит от
мощности и длительности потребления включенных электроприборов. Если
электроэнергия
потребляется
часто
и
в
больших
количествах,
предпочтительны аккумуляторы с большой емкостью. При этом, если
135
солнечная батарея единственный источник энергии, общая емкость батарей
ограничивается, так как батарея большой емкости (больше рекомендованной
для определенной мощности батарей) в состоянии постоянного «недозаряда»
быстро выйдет из строя.
3. Скорость заряда аккумуляторной станции (кВт/час) – зависит от
мощности самой солнечной батареи. При этом необходимо учитывать, что
мощная солнечная батарея будет занимать большую площадь для своей
установки. Если полноценное солнечное освещение батареи обеспечивается
ограниченное время суток, то желательно использовать солнечную батарею,
обеспечивающую ускоренный зарядный ток, величина которого находится в
пределах 0,15-0,3 от емкости аккумуляторов. Также этот показатель прямо
зависит от ориентации солнечных батарей по отношению к солнцу и
косвенно от температуры самих батарей. Чем выше температуры солнечных
модулей, тем ниже их производительность. Если же солнечная батарея
обеспечивает ток меньший, чем номинальный зарядный ток (менее 0,08 от
емкости аккумуляторов), то в данном случае речь может идти не о зарядке, а
только о подзарядке аккумуляторов. Для обеспечения полного заряда
аккумуляторов суммарное количество солнечных элементов в батарее
должно обеспечивать (при максимальном КПД) напряжение на 50% большее
чем рабочее напряжение аккумуляторной станции.
С учетом вышеизложенного для подбора типоразмеров солнечных
батарей и вспомогательного оборудования необходимо знать:
1. Количество электроэнергии, необходимое объекту-потребителю
ежемесячно (измеряется в киловаттах в час). Эти данные необходимы для
подбора солнечной батареи. Исходя из этих данных, рассчитывается среднее
потребление в час, которое необходимо восполнять солнечными батареями.
Далее оборудование подбирается с учетом местоположения объекта.
2. Желаемое время автономной работы гелиоустановки в бессолнечные
периоды или периоды, когда потребление энергии из аккумуляторов будет
136
превышать
скорость
зарядки
батареями.
Данный
параметр
аккумуляторных
определяет
батарей
количество
солнечными
и
емкость
аккумуляторных батарей. В любом случае при выборе емкости, необходимо
учитывать зарядный ток, величина которого должна быть не ниже 0,10 от
емкости аккумуляторной станции. Если же емкость завышена, и солнечные
батареи не обеспечивают необходимый для зарядки ток, то в данном случае
производится только подзарядка аккумуляторов и необходимо производить
периодическое восстановление заряда батарей от городской сети или от
мотогенератора.
3. Максимальная нагрузка на сеть в пиковые моменты (измеряется в
киловаттах). Необходимо для подбора инвертора переменного тока. Чем
мощнее инвертор, тем больше возможности по его использованию.
Солнечный коллектор
Простейший коллектор солнечного излучения представляет собой
зачерненный металлический (как правило, алюминиевый) лист, внутри
которого располагаются трубы с циркулирующей в ней жидкостью. Нагретая
за счет солнечной энергии, поглощенной коллектором, жидкость поступает
для непосредственного использования.
Солнечный коллектор - это прибор, предназначенный для поглощения
радиации солнечных лучей и трансформации их в тепловую энергию,
которая может в дальнейшем использоваться в целях энергоснабжения. Все
его конструктивные особенности сводятся к максимальному поглощению
солнечной
энергии
и
минимальным
потерям
тепла.
Эффективность
коллектора определяется количеством солнечной энергии поглощенной,
преобразованной в тепловую, и потерями тепла при этом процессе.
Существует два вида солнечных коллекторов: плоские и вакуумные.
Плоский солнечный коллектор
Плоский - самый простой вид солнечного коллектора. Единичный
модуль - плоская пластина площадью около 2 м2. Плоские коллекторы
137
устанавливаются на крышах зданий под некоторым углом для наибольшего
попадания солнечных лучей. Это максимально простая и надежная
конструкция с высоким КПД. Плоский солнечный коллектор состоит из
легкого корпуса; прозрачной изоляции; медного металлического абсорбера с
панелью, поглощающей энергию солнца; слоя минеральной ваты и
теплоизоляционного шара.
Существуют различные возможности повышения температур плоских
коллекторов до 80-120°С. Добиться этого можно за счет уменьшения
тепловых потерь в результате использования многослойного стеклянного
покрытия, герметизации или создания в коллекторах вакуума. Дальнейшее
повышение температур возможно путем введения в солнечные коллекторы
концентраторов с небольшим коэффициентом концентрации (порядка 2-3) с
помощью
параболоцилиндрических
отражателей,
проложенных
под
поглощающими элементами. Для получения более высоких температур
требуются более сильные концентраторы и устройство слежения по одной
координате.
Некоторые плоские солнечные коллекторы имеют сложную систему
управления и требуют затрат энергии для обеспечения своей работы.
Поэтому в частном строительстве они практически не применяются.
Вакуумный солнечный коллектор
В своей конструкции вакуумный солнечный коллектор имеет трубчатую систему изоляции медного абсорбера. Каждая трубка вставлена в
запаянный вакуумированный стеклянный сосуд, вакуум обеспечивает
идеальную теплоизоляцию. Поэтому можно полностью исключить потерю
энергии на конвекцию и теплопроводность. Следовательно, вакуумный
солнечный коллектор имеет минимальные потери тепла.
Вакуумный солнечный коллектор производит почти в два раза больше
тепла, нежели плоский. Однако слишком большая стоимость препятствует
его широкому использованию.
138
Фотоэлектрические преобразователи солнечной энергии
Производительность фотоэлектрических элементов зависит от уровня
солнечной радиации. Фотоэлементы объединяют в модули, составляющие
основной компонент фотоэлектрических систем Модули рассчитаны на
разное напряжение вплоть до нескольких сотен вольт. Достигают этого
последовательным соединением фотоэлементов и модулей. Для питания
электроприборов переменного тока используются инверторы.
КПД фотоэлементов рассчитывается как процентное соотношение
между
энергией,
поступившей
на
фотоэлемент,
и
электроэнергией,
полученной потребителем. Различают теоретическую, лабораторную и
практическую эффективность. Важно знать разницу между ними, а для
пользователей
фотоэлементов,
конечно,
имеет
значение
только
практический КПД.
Для фотоэлементов массового производства он составляет:
- монокристаллический кремний: 16-17%;
- поликристаллический кремний: 14-15%;
- аморфный кремний: 8-9%.
Фотоэлектрические системы подразделяют на:
- Автономные, которые состоят только из фотоэлектрических панелей.
Кроме того, в них могут входить регуляторы и аккумуляторы.
- Гибридные, представляющие собой комбинацию фотоэлементов и
дополнительных средств для производства электричества с использованием
ветра, дизельного топлива или природного газа. В таких системах часто
используются аккумуляторы и регуляторы меньшего размера, чем в
автономных.
- Системы, соединенные с электросетью. Фактически они являются
небольшими электростанциями, поставляющими электроэнергию в общую
энергосеть.
139
Автономная солнечная электростанция в общем случае состоит из:
- набора солнечных модулей, размещенных на опорной конструкции
или на крыше;
- аккумуляторной батареи (АКБ);
- контроллера разряда-заряда аккумулятора;
- соединительных кабелей;
- инвертора - преобразователя постоянного напряжения в переменное
220В (50 Гц).
Рисунок 2.3.14 Автономная солнечная электростанция
Для обеспечения энергией в темное время суток или в периоды без
яркого солнечного света необходима аккумуляторная батарея. Солнечные
электростанции с аккумуляторами могут проектироваться для снабжения
электричеством как постоянного, так и переменного токов. Для получения
переменного тока в конструкцию солнечных электростанций добавляется
инвертор.
Резервные солнечные системы энергосбережения используются там,
где есть соединение с сетью централизованного электроснабжения, но сеть
ненадежна.
Резервные сетевые солнечные системы могут использоваться для
снабжения
электроэнергией
в
периоды
140
времени,
когда
отсутствует
напряжение в центральной сети. Они могут обеспечивать электроэнергией
такие наиболее важные объекты, как системы освещения, компьютеры,
средства связи, средства сигнализации.
Рисунок 2.3.15 Резервная сетевая солнечная энергосберегающая
система
Более крупные системы могут обеспечивать энергией и более мощных
потребителей
во
время
отключения
сети.
Чем
больше
мощность,
необходимая для питания, и чем дольше периоды отключения сети, тем
большая мощность солнечной энергосберегающей системы необходима.
В случае подключения солнечной энергосберегающей системы к сети,
после полного заряда аккумуляторных батарей, излишек электроэнергии
поступает в центральную сеть электроснабжения и владельцу такой системы
начисляется компенсация за отданную в общую сеть электроэнергию.
Для
расчета
экономического
потенциала
солнечной
энергии
необходимо сравнивать технико-экономические характеристики солнечных
установок и традиционных топливных энергоустановок и на этой основе
определять масштабы экономически оправданного применения солнечных
установок. Естественной сферой применения солнечных установок в
российских
условиях
являются
зоны
децентрализованного
тепло
и
электроснабжения. Однако достоверная статистика по стоимости топлива,
произведенного
тепла
и
электроэнергии
при
автономном
электро-и
теплоснабжении по всем субъектам Федерации и в стране в целом,
141
отсутствует.
Поэтому
для
определения
экономического
потенциала
используются другие подходы:
1.
В
По производству тепла.
ранее
приведенных
исследованиях
показана
экономическая
эффективность применения солнечных установок горячего солнечного
водоснабжения в климатических и хозяйственных условиях Северного
Кавказа, где их удельная годовая теплопроизводительность составляет 0,52
Гкал/м2 солнечного коллектора. Принимаем, что такие установки могут быть
эффективны при условии, что их годовая удельная теплопроизводительность
составляет более половины 0,52 Гкал/м2. Соответственно территории, где
средняя годовая удельная теплопроизводительность меньше указанной
величины не имеют экономического потенциала производства тепла за счет
солнечной энергии.
Для
тех
субъектов
Федерации,
где
средняя
удельная
теплопроизводительность составляет более 0,52 Гкал/м2 принимались
следующие допущения: солнечными установками горячего водоснабжения
потенциально могут быть обеспечены 50% населения в сельской местности и
10% городского населения.
Эти допущения вполне логичны, так как размещение солнечных
установок в крупных городах при плотной многоэтажной застройке весьма
затруднительно, тогда как в сельской местности размещение установок, в том
числе индивидуальных, не составляет проблемы.
Принимается также, что как показывает практика, на одного человека,
обеспечиваемого
горячим
водоснабжением
от
солнечной
установки,
приходится 1м2 солнечного коллектора.
Для
каждой
рассматриваемой
территории
определялось
число
пользователей солнечными установками (50% сельского и 10% городского
населения) и соответственно общая площадь солнечных коллекторов (из
расчёта 1м2 коллектора на одного человека).
Экономический потенциал
солнечной энергии при производстве тепла рассчитывался умножением
142
общей потребной площади солнечных коллекторов на их годовую удельную
теплопроизводительность
и
переводился
из
размерности
энергии
в
размерность т у.т. с учетом КПД замещаемого топливного устройства (0,7).
2.
По производству электроэнергии.
Для расчета экономического потенциала солнечной радиации при
производстве электроэнергии принимаем, что годовой объем производства
солнечного электричества составляет 0,05% от годового количества
электроэнергии, потребляемой в каждом субъекте Федерации. Сведения о
потреблении электроэнергии по субъектам Федерации взяты по данным
Росстата за 2005г.
Таким образом, экономический потенциал солнечной радиации при
производстве электроэнергии для каждого субъекта Федерации находится
умножением годового потребления электроэнергии на 0,05% и переводится в
размерность т у.т. умножением на коэффициент 0,34 кг у.т./кВт∙ч.
Расчёт необходимого количества электроэнергии в сутки на коттедж:
Исходные данные:
- общая площадь дома – 316,7 кв.м.
- 6-комнатный коттедж с гаражем.
-
водоснабжение и канализация – с подключением к поселковым
сетям.
- отопление и горячее водоснабжение – автономные.
Потребление в сутки: 8 180 Вт.ч + 690 Вт.ч + 983 Вт.ч =9 853 Вт.ч
Потребление электроэнергии в сутки для коттеджа принимаем за 10
кВт*час.
Вариант
№1
-
Расчёт
мощности
солнечной
электростанции
необходимой для электропитания одного коттеджа.
Солнечные батареи устанавливаются на южную сторону под углом от
30° до 65°, не должны находиться в затемненной области.
143
Под расчётом солнечной электростанции подразумевается определение
номинальной мощности солнечных модулей, их количество, ёмкость АКБ,
мощность инвертора и контроллера заряда-разряда.
Количество
солнечных
модулей
количества потребляемой энергии,
следует
выбирать,
исходя
из
площади крыши дома (или любой
подходящей площадки необходимой для размещения солнечных модулей), а
так же из стоимостных показателей.
Для широты Самары и месяца июля, значение солнечной радиации
составляет 167 кВт/м², при ориентации площадки на юг под углом 50° к
горизонту. Это значит, что среднестатически солнце светит в июле 167 часов
(5,5 часов в день) с интенсивностью 1000Вт/ м².
Для
дома принято предположение, что среднее потребление
электроэнергии им составляет 10 кВт.ч в сутки. Для обеспечения такого
количества энергии солнечные панели должны производить не менее 10 кВт
за то время, которое на них светит солнце, при этом необходимо учесть
потери на заряд-разряд АКБ, преобразование постоянного тока 24В в
переменный 220В, а так же снижение КПД при перегреве солнечных
модулей, которое составляет не менее 30%.
Расчет количества солнечных батарей.
При применении стандартных солнечных батарей размером 160х80 см
мощностью 150 Вт.
10 000 Вт/сутки × 30% = 3 000 Вт - потери.
С учетом потерь в сутки солнечная батарея должна производить при
среднем времени излучения солнца 5,5 часов в день:
(10 000 Вт + 3 000 Вт) / 5,5ч = 2 364 Вт/час
Необходимое количество солнечных панелей в батареи определиться
как:
2364Вт.ч/150Вт.ч = 16 панелей.
144
Если исходить из стандартной солнечной батареи размером 160×80 см,
мощностью 0,15 кВт, необходимо поставить не менее 16 панелей.
Таблица 2.3.6 Месячные и годовые нормы суммарной солнечной
радиации, кВт*ч/м²
Самара
53.2
янв
фев
мар
апр
май
70,6
95,9
142,3
148,1
147,4
Наклон
панели
июн
июл
авг
сен
142,
137,
140,
120,
5
6
9
2
- 50.0°
окт
ноя
дек
год
118,0
81,6
69,8
1414,9
Для аккумулирования энергии необходимы аккумуляторные батареи.
Аккумуляторные
батареи
используются
необслуживаемые
(герметизированного типа), специально предназначенные
для «глубоких
циклов» заряда-разряда.
Расчет ёмкости АКБ получается простым делением суммарной
мощности потребителей на произведение напряжения АКБ на значение
глубины разряда аккумулятора в долях.
Суммарная мощность потребителей 10 000 Втч/сутки, допустимая
глубина разряда АКБ 12 В – 50%, расчётная ёмкость составит:
10 000 (12 × 0,5) = 1 600 Ач/сутки.
При применении АКБ 12 В – 100 Ач необходимо:
1 600 Ач/сутки ÷ 100 Ач = 16 штук.
При выборе инвертора необходимо посчитать всю суммарную нагрузку
приборов которую предполагается подключить и умножить как минимум на
30% (такие приборы как: компрессорный холодильник в момент запуска
потребляют мощность в несколько раз больше паспортной).
145
Таблица 2.3.7 Вариант системы 1
Наименование
изделия
№
Ед.и
Общее
Цена
зм
количес
ед.
тво
руб
1
85 000,00 85 000,00
шт.
16
29 000,00 464 000,00
Аккумуляторные
3
батареи 100А.ч/12 шт.
16
7 500,00
1
30 000,00 30 000,00
Инвертор
1
220/48
«Солнечная шт.
за Всего
руб
энергия» 10000ВА
Солнечные
2
батареи 200/24.
120 000,00
(технология AGM)
Контроллер
4
заряда MPPT 60А
шт.
Кабеля,
5
разъемы, шт.
Комплек **
коммуникационные
коробки,
т
**
автоматика управления и защиты
цепей
Шкаф
6 для оборудования
шт.
2
14 000,00 28 000,00
Каркасные
7
конструкции
шт.
1
**
**
Монтажные
8
работы
шт.
1
**
**
Проектные
9
работы
шт.
1
**
**
ИТОГО:
Вариант
727 000,00
№2.
Расчёт
мощности
солнечной
электростанции
использующей способ максимального накопления энергии.
Дополнительно
нужно
продумать
характер
работы
системы
электроснабжения. Если устанавливается система для загородного дома,
который посещается только в выходные дни, то лучше установить
аккумуляторные батареи большей ёмкости, для того, чтоб они заряжались в
146
течение всей недели и отдавали энергию только в выходные дни, в этом
случае требуемое количество солнечных батарей снизится.
1. Количество
электроэнергии
необходимое
на
выходные
дни,
отталкиваясь от расчета Варианта №1, принимается равным 20 кВт.
2. Ёмкость аккумуляторных батарей увеличится по отношению к
Варианту №1 в 2 раза, то есть потребуется 32 аккумуляторные батареи 12 В 100Ач.
3. Так как накопление электроэнергии производится в течение 5-ти
дней, количество солнечных батарей сокращается в 2 раза (по отношению к
Варианту №1).
Таблица 2.3.8 – Вариант системы 2
Наименование
изделия
№
Ед.и
Общее
Цена за ед.
Всего
зм
количес
руб
руб
85 000,00
85
тво
Инвертор
1
220/48 синус «Солнечная шт.
1
энергия» 10000ВА
000,00
Солнечные
2
батареи 200/24.
шт.
8
29 000,00
232
000,00
Аккумуляторные
3
батареи 100А.ч/12 шт.
32
7 500,00
(технология AGM)
240
000,00
Контроллер
4
заряда MPPT 60А
шт.
1
30 000,00
30
000,00
Кабеля,
5
разъемы, шт.
Комплек **
коммуникационные
коробки,
т
**
автоматика управления и защиты
цепей
Шкаф
6 для оборудования
шт.
147
2
14 000,00
28
000,00
Каркасные
7
конструкции
шт.
1
**
**
Монтажные
8
работы
шт.
1
**
**
Проектные
9
работы
шт.
1
**
**
ИТОГО:
615
000,00
** рассчитывается отдельно по согласованию с заказчиком
Возможны
дополнительные
работы,
связанные
с
креплением
солнечных батарей.
Вариант №3
При добавлении к солнечной системе дизель или бензогенератора,
состав гелеоэнергетической системы можно сократить, потому что этот
генератор может быть включен для подзарядки АКБ в любое время.
Дизель/бензогенератор заказывается и поставляется отдельно.
Рассмотрим типы гелиоэнергетических установок.
Крупнейшие компании-производители гелеоэнергетических систем по
данным сайта www.solarbuzz.com:
Германия – Q-Cells, SOLARWATT, Sunways, Solarwerk.
Япония - Fuji Electric, Sharp Corporation, Mitsubishi Electric.
США - Kyocera Solar, SunEarth Inc, American SunCo.
Украина - фирма “Доминус” г.Киев, фирма “Афрос” г.Севастополь,
ОАО “Квазар” г.Киев.
Российские компании не входят в список крупнейших, но их продукция
практически не уступает по производительности и качеству иностранным
образцам, также к плюсам российских разработок относятся дешевизна и
удобство доставки, поэтому рассмотрим гелиоэнергетические установки
производителей из России:
148
o HEVEL
o Солнечная энергия
o JEYCO
o Solar wind
o ALTAL GRUP
o Ferroli S.p.A.
o Vaillant
o Viessmann
o Всероссийский научно-исследовательский институт
электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХ)
o Инверта
o Квант
o Рязанский завод металлокерамических приборов
o СоларИннТех
Солнечные энергетические установки
Рассмотрим автономную электростанцию
изготовителя
ООО
«Солнечная энергия», серия АЭС.
ООО
«Солнечная
осуществляет
поставки
энергия»
разрабатывает,
энергоэффективных
изготавливает
автономных
и
комплексов,
использующих возобновляемый источник энергии — энергию солнца. ООО
«Солнечная
энергия»
выполняет
проектные
работы
и
обеспечивает
гарантийное и послегарантийное обслуживание.
Электрическая мощность комплексов может составлять от сотен Вт до
десятков
кВт.
Комплексы
имеют
встроенные
программируемые
микропроцессоры и могут быть дополнены системой дистанционного
управления, диагностики и работать совместно со специализированной
аппаратурой.
В состав комплексов входят:
а) фотоэлектрические преобразователи
(солнечные батареи);
149
б) контроллер (разряда/заряда);
в) накопители энергии (АКБ);
г) инвертор;
д) шкаф управления.
Типовые технические характеристики базового комплекса:
Номинальная мощность, ВА от 450 до 10000
Кол-во солнечных батарей, шт.
от 2 до 60
Выходное напряжение, В
переменное, 220 ± 5%
Выходная частота, Гц
50 ± 0,05
Рабочая температура, °С
от минус 20 до +50
Масса комплекса, кг
от 100 до 600
Срок службы:
- солнечные фотоэлектрические батареи 20 - 25 лет;
- силовая электроника 12 —15 лет;
- накопители энергии (АКБ) 10 - 12 лет;
- осветительные приборы - 10 —15 лет.
150
Рисунок 2.3.16 Автономная электростанция в действии
Рассмотрим солнечные энергетические установки изготовителя ООО
«Инверта», серия – SOLAR.
Общее описание СЭУ серии SOLAR;
Номинальная мощность – 0,1…3,6 кВт.
Солнечные энергетические установки серии Solar – автономные
многофункциональные источники постоянного либо переменного тока от
солнечных панелей (генерирующая станция со всей необходимой внутренней
коммутацией).
Комплектация:
- солнечные панели
- терминалы сети переменного тока (питание и нагрузки)
- терминалы входа питания от солнечных модулей
- терминалы подключения резервного генератора
- контроллер заряда
- инвертор
- управление и контроль инвертора
- АКБ
- монитор АКБ.
151
Рисунок 2.3.17 Устройство Solar
Для
контроля
работы
и
удобства
эксплуатации
в
системе
предусмотрены следующие измерительные и индикационные возможности:

Монитор
инвертора
показывает
текущую
мощность
потребляемой нагрузки переменного тока;

Монитор зарядного устройства показывает текущую силу тока
заряда АКБ (при использовании внешней сети для заряда);

Монитор АКБ показывает напряжение АКБ, а также реальную
остаточную емкость АКБ в процентах от объема;

Монитор АКБ показывает входящие/выходящие токи и ампер-
часы, что позволяет видеть текущий энергетический баланс между
потреблением и генерацией;

Монитор АКБ показывает оставшееся время автономии системы
при текущей нагрузке при отрицательном энергетическом балансе;
152

системы
Световые индикаторы показывают наличие питания на входе
(городская
сеть и/или
генератор) даже
если
питание не
используется;

Контроллер заряда показывает текущие значения генерации в А и
Вт; контролер заряда показывает дневное количество генерированных кВтчасов и Ампер-часов, сохраняя в памяти 90-дневную историю, включая
пиковые значения.
Заряд
АКБ
температурно-компенсирован,
система
может
эксплуатироваться при отрицательных температурах, хотя и с некоторыми
ограничениями.
Рассмотрим солнечные энергетические установки изготовителя НПП
«Квант», серия – ЭМС.
Номинальная мощность – 140 Вт.
Общее описание СЭУ серии ЭМС:
Применение солнечных батарей, изготовленных по уникальной
технологии трехкаскадного аморфного кремния и соответственно имеющих
устойчивость
к
внешним
механическим
(удар,
изгиб,
вибрация)
и
климатическим (дождь, снег, пыль) воздействиям, позволяет эксплуатировать
их практически в любых условиях.
В качестве буферного аккумулятора используются необслуживаемые
свинцово-кислотные аккумуляторные батареи.
153
Рисунок 2.3.18 Автономная мобильная солнечная элктростанция ЭМС140 (ЭМС-100П)
Таблица 2.3.9 Основные технические характеристики
154
Рассмотрим солнечные энергетические установки изготовителя ООО
«СоларИннТех», серия – АСЭ,ФЭС.
Номинальная мощность – 0,05…4,5 кВт.
Общее описание:
Для
комплектации
своих
установок
компания
«СоларИннТех»
использует только проверенные комплектующие – солнечные панели
собственного производства, прочие основные составляющие – производства
фирм OutBack, Morningstar, Xantrex.
Серия АСЭ (автономная солнечная энергосистема) – установки малой
мощности до 1 кВт.
Рисунок 2.3.19 Комплекты АСЭ 220В
Рисунок 2.3.20 Установки малой мощности
155
Таблица 2.3.10 Основные технические характеристики серии АСЭ.
Серия ФЭС (фотоэлектрическая станция) – установки средней
мощности до 5 кВт.
Рисунок 2.3.21 ФЭС на практике
156
Таблица 2.3.11 Основные технические характеристики серии ФЭС
Рассмотрим СЭУ изготовителя «Санвейс», входящего в группу
«СоларИннТех», серия АСЭ.
АСЭ «Сан Энерджи 2.5»
Общее описание:
Характеристики PV генерация при полном освещении, кВт*час 2,5
Номинальная мощность инвертора, кВт 6
Пиковая мощность инвертора (до 10 сек.), кВт 12
Емкость АКБ, Ач 3000
Оборудование:
• Заряд контроллер Morningstar TS-MPPT 60A 12/24/48В
• Цифровой дисплей TS-M2 1 шт
• Солнечный модуль ФСМ 170 24В 15 шт
157
1 шт
• Соединители для солнечных модулей
15 шт
• Автомат защиты постоянного тока CBI (60 А)
2 шт
• Инвертор Tripp-Lite APSX6048VR 48В 1 шт
• Байпас инвертора
1 шт
• Автомат защиты DC CBI (250 А) 1 шт
• АКБ Volta ST AGM 12В, 200 Ач 15 шт
• Перемычки
15 шт
• Стеллаж АКБ
1 шт
Таблица 2.3.12 Генерация АСЭ «Сан Энерджи 5.1» в течение года,
кВт*час в год
158
Техническое описание солнечных коллекторов
Рассмотрим коллекторы изготовителя «ALTAL GRAP», серия –
система активного типа, SWS, SFT.
Общее описание:
1. Солнечные системы принудительной циркуляции.
В активных системах бак установлен ниже коллектора и для движения
теплоносителя предусмотрен циркуляционный насос. Системы на базе
коллекторов
с
тепловыми
вакуумными
трубками
применяются
для
обеспечения горячего водоснабжения или дополнительного теплоснабжения.
Суточная производительность коллектора 150…300 литров горячей воды
(60…80°C) в зависимости от местности и погоды. В коллекторе установлены
вакуумные тепловые трубки, обеспечивающие высокий КПД (до 93%
преобразования солнечной энергии в тепловую) и крайне низкие теплопотери
за счет теплоизоляции вакуумов. Применение вакуумных трубок позволяет
собирать не только прямую солнечную радиацию, но и отраженную (т.е. в
пасмурную погоду, дымку, туман…) У таких коллекторов не снижается КПД
при низких температурах и ветре в отличие от устаревших плоских
коллекторов. При изготовлении применены только стекло, нержавеющая
сталь, силикон, которые очень долговечны и способны работать более 1520лет. Сферические стеклянные трубки из специального боросиликатного
стекла могут выдерживать большие ударные нагрузки (град 25 мм), и
являются всесезонными (системы на базе тепловых вакуумных трубок могут
работать при температуре до -35°C).
159
Рисунок 2.3.22 Солнечная система активного типа на 200л
Рисунок 2.3.23 Двухконтурная солнечная система с пассивной
циркуляцией теплоносителя
2.
Солнечные системы естественной циркуляции. Одноконтурная
термосифонная система для прямого нагрева воды.
Коллекторы,
бак-аккумулятор
и
соединительные
трубопроводы
системы заполнены холодной водой. Солнечное излучение, проходя через
прозрачное покрытие (остекление) коллектора, нагревает его поглощающую
панель и воду в ее каналах. При нагреве плотность воды уменьшается, и
нагретая жидкость начинает перемещаться в верхнюю точку коллектора и
160
далее по трубопроводу в бак-аккумулятор. Там нагретая вода перемещается в
верхнюю точку, а 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 под
давлением в бак снизу холодной воды, которая вытесняет нагретую воду из
бака.
Рисунок 2.3.24 Одноконтурная термосифонная система для нагрева
воды
3.
Солнечные системы естественной циркуляции. Двухконтурная
термосифонная система.
Работа такой системы аналогична работе одноконтурной системы, но в
системе имеется отдельный замкнутый коллекторный контур, состоящий из
161
коллекторов, трубопроводов и теплообменника в баке-аккумуляторе. 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,
движется вниз к входу в коллектор, осуществляя постоянную циркуляцию
при наличии солнечной радиации. Полный прогрев бака происходит
постепенно, в течение всего светового дня, но поскольку отбор воды к
носителю производится из наиболее прогретых слоев, пользование горячей
водой возможно и до полного прогрева.
Особенностью систем является то, что в случае термосифонной
системы нижняя точка бака-аккумулятора должна располагаться выше
верхней точки коллектора и не далее 3-4м от коллекторов, а при насосной
циркуляции теплоносителя расположение бака-аккумулятора может быть
произвольным.
Рисунок 2.3.25 Двухконтурная термосифонная система для нагрева
воды
162
Таблица 2.3.13 Основные технические характеристики системы
активного типа
Рассмотрим коллекторы изготовителя «Vaillant Group», серия –
AuroTHERM exclusive.
Общее описание:
Оба типоразмера AuroTHERM exclusiv, с 6-ю и 12-ю трубками, могут
быть собраны последовательно с общей площадью до 14 м2. Простые
быстроразъемные соединения ускоряют процесс монтажа. Полностью
собранные коллекторы допускают подключение подающей и обратной линий
с обеих сторон. Заменяемые поштучно трубки из устойчивого к граду
боросиликатного стекла размещены на специальном зеркале, покрытом
керамикой.
Трубки коллектора всегда оптимально направлены благодаря круговой
световоспринимающей
поверхности.
Поэтому
коллекторы
могут
использовать минимум солнечных лучей. Даже при наклонном попадании
света они сохраняют требуемую эффективность.
Отличительные особенности:
- Вакуумный трубчатый коллектор
- Использование для подогрева воды и поддержки системы отопления.
- Монтаж на плоской или наклонной крыше.
163
Таблица 2.3.14 Основные технические характеристики AuroTHERM
exclusiv
Рассмотрим коллекторы изготовителя «Viessmann», серия – Vitosol
Общее описание солнечных коллекторов серии Vitosol:
Главным компонентом Vitosol является медный поглотитель с
гелиотитановым покрытием. Он обеспечивает высокий уровень поглощения
солнечной энергии и низкий уровень излучения тепловой энергии. На
поглотителе установлена медная трубка прямоугольной формы, через
которую протекает теплоноситель.
Теплоноситель через медную трубку забирает тепло от поглотителя.
Поглотитель защищен корпусом коллектора с усиленной теплоизоляцией,
что обеспечивает минимизацию потерь тепла коллектора.
Высококачественная теплоизоляция температуростойка и не выделяет
газов. Коллектор покрыт гелиостеклом, которое отличается
содержанием железа, что позволяет уменьшить потери на отражение.
164
низким
Высокая
эффективность
работы
гелиоустановок
данной
серии
обусловлена полностью герметичными конденсаторными трубками DUOTEC
с гелиотитановым покрытием из низкодисперсного стекла.
Vitosol 200-T
Вакуумный трубчатый коллектор для приготовления горячей воды,
систем отопления и подогрева воды в плавательных бассейнах. Vitosol 200-T
предназначен для монтажа на скатных и плоских крышах, на фасадах, а
также для установки в произвольном месте.
Высокая эффективность работы коллектора обусловлена применением
гелиотитанового покрытия трубок и низкодисперсного стекла.
Солнечные коллекторы с помощью новой системы быстроразъемных
штекерных соединений объединяются в батареи, а простое подключение
отдельных трубок минимизирует затраты на их замену или ремонт. Vitosol
200-T имеет возможность оптимальной ориентации трубок относительно
солнца, за счет чего обеспечивается максимальное использование солнечной
энергии.
Высокоэффективная теплоизоляция корпуса коллектора сводит к
минимуму потери тепла в атмосферу.
Рисунок 2.3.26 Солнечные коллекторы «Viessmann»
165
2.3.4 Выбор потенциальных потребителей энергии, производимой
гелиоэнергетическими установками. И территорий, обладающих
энергетическим потенциалом, достаточным для использования
гелиоэнергетических установок
Для
пилотного
внедрения
гелиоэнергетических
установок
рекомендуется взять следующие объекты:
- Центр занятости, г.о. Чапаевск;
- ГСОУ среднего профессионального образования – техникум
«Безенчукское медицинское училище», пгт. Безенчук, муниципальный
Безенчукский район;
- Муниципальное учреждение «Управление по социальной защите
населения
муниципального
района
Нефтегорский»,
пгт.
Нефтегорск,
муниципальный Нефтегорский район;
- Центр занятости, г.о. Кинель;
- ГОУ для детей-сирот и детей, оставшихся без попечения родителей,
специальный (коррекционный) детский дом для детей-сирот и детей,
оставшихся без попечения родителей, с ограниченными возможностями
здоровья №6 «Ласточка», г.о. Тольятти;
- ГСОУ для детей-сирот и детей, оставшихся без попечения родителей,
- детский дом № 1, г. Самара.
Выводы
АЭС ООО «Солнечная энергия» - данный комплекс идеально подходит
для обеспечения внутриподъездного домового и уличного освещения. Также
к данной системе можно подключить освещение парка. В одной только
Самаре их 9. В светлое время суток комплекс работает в режиме
максимального накопления электроэнергии. С наступлением сумерек
комплекс
автоматически
активируется,
включаются
светильники,
предназначенные для освещения парка. С наступлением рассвета комплекс
вновь переходит в дежурный режим с накоплением энергии от солнечных
166
батарей. Контроллер комплекса автоматически поддерживает необходимый
уровень в АКБ энергии. Если в течение длительного периода погодные
условия не позволили накопить в АКБ энергии, достаточной для работы,
комплекс автоматически переключится на городскую сеть и освещение парка
продолжится. Также нужно отметить малое энергопотребление применяемых
светодиодных светильников (светильник потребляет 36 Вт).
СЭУ изготовителя ООО «Инверта», серия – SOLAR и СЭУ
изготовителя НПП «Квант», серия – ЭМС. Электростанции предназначены
для
обеспечения
электроэнергией
в
отрыве
от
централизованных
электрических сетей. Это позволяет устанавливать станции в отдаленных
населённых пунктах Самарской области, в которых централизованное
электроснабжение осуществляется с перебоями, в качестве резервного
источника энергии. Также электростанции ЭМС могут применяться
службами МЧС: их можно устанавливать в полевых госпиталях в районах
природных и техногенных катастроф, постов и блок-постов МЧС. Также они
идеально подходят для
мобильных пунктов таможенного контроля,
лесничеств, строительных организаций предприятий сельского хозяйства,
полевых станов отгонного животноводства, а также других потребителей, чья
деятельность проходит в отрыве от централизованных электрических сетей.
СЭУ изготовителя
ООО «СоларИннТех», серия – АСЭ, ФЭС. В
Самарской области они могут использоваться для автономных солнечных
энергосистем
освещения,
видеонаблюдения,
автономных
небольших
фермерских
солнечных
хозяйств,
энергосистем
локальных
метеорологических станций, выработки электричества в полевых условиях,
резервных систем электроснабжения, сетевых систем электроснабжения
ретрансляторов
и
передатчиков,
расположенных
вне
зоны
линий
электропередач.
Серия ФЭС (фотоэлектрическая станция) – установки средней
мощности до 5 кВт
167
В Самарской области они могут использоваться для автономных
солнечных энергосистем бытового энергопотребления средней мощности,
солнечных электростанций средней мощности для объектов строительства,
насосных водяных станций, резервных систем электроснабжения.
АСЭ «Сан Энерджи 2.5» ориентирована на обеспечение полноценного
энергоснабжения дома в условиях нестабильного централизированного
электроснабжения.
Это
позволяет
использовать
ее
для
отдельных
муниципальных учреждений Самарской области: детских садов, школ,
больниц, детских домов, расположеных в отдаленных районах области.
Инвертор Tripp-Lite APSX6048VR 48В обеспечивает 6 кВт номинальной
мощности и 12 кВт пиковой мощности в режиме «Double Boost». Данный
комплект способен полностью обеспечить электроэнергией большинство
бытовых электроприборов. В случае круглогодичной эксплуатации объекта в
условиях
климатической
зоны
Самарской
области,
необходимо
использование резервного бензогенератора.
Солнечные коллекторы изготовителя «ALTAL GRAP», серия – система
активного типа, SWS, SFT. Системы на базе коллекторов с тепловыми
вакуумными
водоснабжения
трубками
применяются
или
дополнительного
для
обеспечения
горячего
теплоснабжения.
Системы
функциональны в условиях любого района области, т.к. применение
вакуумных трубок позволяет собирать не только прямую солнечную
радиацию, но и отраженную (т.е. в пасмурную погоду, дымку, туман) У
таких коллекторов не снижается КПД при низких температурах и ветре в
отличие от плоских коллекторов.
Солнечные коллекторы изготовителя «Viessmann», серии – Vitosol
можно применить для обогрева бассейнов Самарской области. Этот
солнечный коллектор удобен тем, что он приспособлен для монтажа на
скатных и плоских крышах, на фасадах, а также для установки в
произвольном месте.
168
Гелиоэнергетические установки на первом этапе следует устанавливать
в южной части Самарской области.
А именно в городских округах и поселках городского типа:
- Чапаевск
- Безенчук
- Нефтегорск
Также надо отметить, что в южной части Самарской области
продуктивнее всего будет использование гибридных автономных систем солнце-ветер, т.к. юг области
более подвержен ветрам. Возможно
подключение ветрогенератора к системе солнечной электростанции через
гибридный контроллер или с помощью отдельного контроллера для
ветроустановок.
169
2.4 Оценка перспектив и потенциала использования на территории области
энергетических установок, работающих на биогазе и биотопливе,
получаемых при переработке сельскохозяйственных и бытовых отходов
2.4.1 Оценка энергетического потенциала использования биомассы для
производства биогаза на территории Самарской области
После завершения реформирования электроэнергетики и ликвидации
РАО «ЕЭС России» были сформированы ОГК и ТГК, высоковольтные ЛЭП
вошли в состав МРСК (межрегиональных сетевых компаний).
Сбыт
электроэнергии выделен в отдельный бизнес с созданием сотен компаний
конкурирующих между собой и оптового рынка электроэнергии. В этих
условиях Самарская область стала энергодефицитной. По данным статистики
в 2010 году потребление электроэнергии в области составило 42883,1 млн.
кВт.ч. Из них расположенные на территории области ТЭЦ Во ТГК отпустили
потребителям лишь 32,5% от общего потребления электроэнергии. По
данным прогноза на 2011 год доля производства электроэнергии на ТЭЦ
снизится до 28,36%. Потери электроэнергии производимой на внешних
энергоисточниках при ее транспорте к конечным потребителям достигают 15
- 18 %, а при ее выработке на местных ТЭЦ не превышают 10 – 12%. При
тенденции увеличения стоимости газа и повышения
платы за их
подключение к централизованным электрическим сетям эти процессы
привели к росту тарифов на электроэнергию и тепло, снижению надежности
энергоснабжения потребителей.
По этим причинам,
приобрели актуальность проблемы развития
«малой» энергетики – установок для выработки электрической и тепловой
энергии,
не
относящихся
к
централизованным
энергоисточникам,
размещенных вблизи потребителей и работающих преимущественно по
когенерационному циклу с комбинированным производством электрической
и тепловой энергии.
На территории Самарской области работают три ТЭЦ не входящие в
Во ТГК - ТЭЦ Куйбышевского НПЗ, ТЭЦ Средневолжского завода
170
химудобрений, ТЭЦ завода «Полимер». Кроме того, в г.о. Сызрань работает
муниципальная ГЭС электрической мощностью 2,7 МВт.
Для
обеспечения
надежного
и
экономичного
энергоснабжения
хозяйствующих субъектов и населения децентрализованная выработка
электроэнергии будет производиться в первую очередь, на газопоршневых и
газотурбинных мини-ТЭЦ.
Особенно
неблагоприятна
ситуация
с
энергообеспечением
потребителей в жилищно-коммунальной сфере малых городов и сельских
населенных
пунктах
Самарской
области.
Для
сельскохозяйственных
территорий характерны значительная рассредоточенность потребления
энергоресурсов и низкая плотность электрических и тепловых нагрузок.
Из–за перерывов в электроснабжении сельскохозяйственных территорий от
централизованных сетей,
низко качество получаемой энергии
и высоки
экономические потери потребителей. В то же время в сельских районах из-за
низкой плотности энергетических нагрузок часто становится экономически
не целесообразным привлечение бюджетных и внебюджетных средств, для
капитального ремонта и строительства новых линий электропередач с
напряжением 10, 6 и 0,38 кВ.
В малых городах и населенных пунктах износ электрических и
тепловых сетей достиг 65-70 %. Велика доля устаревших малоэкономичных
котлов. Тариф на тепловую энергию в районах области в несколько раз
выше, чем при централизованном теплоснабжении от ТЭЦ. Тарифы на
электроэнергию для предприятий удаленных от высоковольтных ЛЭП выше
2,5 - 3 руб. за кВт-ч. Это особенно характерно для районов, удаленных от
высоковольтных линий электропередач (ЛЭП).
Поэтому актуальна проблема создания локальных и автономных
систем энергоснабжения малой и средней мощности с утилизацией тепла для
теплоснабжения потребителей. Мини-ТЭЦ могут применяться в качестве
основного или резервного источника электроэнергии для коммунальных
хозяйств, предприятий промышленности и сельского хозяйства, в
171
административных и медицинских учреждениях, жилых комплексах, как в
автономном режиме, так и совместно с централизованными системами
электроснабжения и теплоснабжения. Себестоимость производимой энергии
будет
значительно
ниже,
чем
при
централизованных
поставках
электроэнергии и тепловой энергии от устаревших котельных.
Для создания благоприятных условий при строительстве объектов малой
энергетики необходимо обеспечение их не дискриминационного доступа к
существующим электрическим сетям, уменьшением платы за присоединение
к ним потребителей энергии. Необходимо создать условия для закупки
оптовым
рынком
по
льготным
тарифам
избытков
электроэнергии
вырабатываемой на автономных энергоисточниках. Одним из недостатков
затрудняющих
их
масштабное
строительство
является
практическое
отсутствие сервисных центров по проектированию, поставкам, строительству
и эксплуатации автономных энергетических источников.
Перспективно строительство газопоршневых и газотурбинных мини-ТЭЦ в
городских округах: Чапаевск, Похвистнево, Жигулевск, Октябрьск, Кинель,
Отрадный; а также в муниципальных районах: Большечерниговском,
Безенчукском,
Борском,
Большеглушицком,
Шигонском,
в
п.г.т.
Междуреченск Сызранского района.
Вместе с тем, особенно в сельских районах области, перспективно
создание автономных энергоисточников с использованием возобновляемых
топливных ресурсов.
2.4.2 Низкокалорийные возобновляемые топливные энергетические
источники и перспективные технологии малой энергетики
Низкокалорийные возобновляемые энергетические источники (НВИЭ):
- неделовая древесина, отходы лесозаготовки, лесопереработки;
- отходы сельскохозяйственной отрасли – солома и стебли злаковых и
172
масленичных
культур;
- твердые бытовые отходы (ТБО);
- иловые осадки при очистке сточных вод
- промышленные отходы.
К недостаткам НВИЭ можно отнести:
- низкую теплотворную способность;
- высокую зольность, пожароопасность при складировании;
Указанные недостатки затрудняют использование НВИЭ путем их
непосредственного сжигания в энергетических установках.
Основные перспективные технологии использования ВИЭ:
- газификация сельхозотходов с применением ДВС в сочетании с
производством удобрений;
- термическая газификация древесных отходов с производством
электрической и тепловой энергии на ДВС.
Древесные топливные гранулы (пелетты)
В России отходы лесопиления и деревообработки обычно применяют
для выработки тепла на местных котельных или же сжигают на месте
лесопиления и при санитарных очистках лесов. В странах Европы и
Америки
улучшенный
широко
применяют
древесные
вид
биологического
топлива.
гранулы
(пелетты)
Это
высушенные
как
и
спрессованные отходы лесного хозяйства в виде плотно спрессованных
цилиндрических гранул диаметром 4 – 10 мм и длиной 15 – 50 мм. При
обработке сырой биомассы ее объем в пелеттах уменьшается в 6 – 10 раз.
Энергосодержание килограмма пелетт
эквивалентно 0,5 л. дизельного
топлива. Пелетты можно производить из опилок и коры.
Применяют также топливные брикеты – кирпичи или искусственные
поленья диаметром 50 – 70 мм и длиной 250 – 300 мм с центральным
отверстием для улучшения горения. Благодаря соответствующей обработке
их теплотворная способность увеличивается. Для производства пелетт
173
необходимо 2,5 – 3 куб.м древесины. Стоимость биотоплива (по данным
завода по производству пелетт в Курской области составляет -140 евро/т)
Преимущества рафинированного биотоплива:
- большая теплотворность;
- меньшие влажность, вес, зольность;
- удобство хранения и транспортировки.
Древесные
отходы
перерабатывают
в
гранулы
(пелетты)
которые
применяют в качестве топлива в котельных. В Европе ежегодное
потребление пелетт находится сейчас на уровне 8 млн. т., а к 2020 году их
потребление планируется довести до 80 млн.т в год. В Германии на
пелеттах работает 1 млн. котлов.
В России имеется несколько мощных заводов по производству пелетт – на
Северо-Западе (более 250000 т/год) и на Дальнем Востоке. Их производство
ориентировано как на экспортные поставки, так и для ряда регионов
России.
По данным Министерства природопользования общая площадь лесов в
Самарской области 760,1 тыс.га – 14% от общей площади области.
Наиболее крупные лесные массивы – Бузулукский бор, Национальный парк
«Самарская лука», Жигулевский заповедник. Хвойные породы занимают
13% всей территории лесов.
Изготовление пелетт производится на двух поредприятиях области – в г. о.
Тольятти (Степанов А.Ю.) и в г. о. Самара – «Примавера».
2.4.3 Классификация, расчет, поиск мест и выбор типов энергетических
установок работающих на биогазе для областных объектов
Муниципальные районы производящие лесозаготовительные рубки:
- Борский, Безенчукский, Клявлинский, Сергиевский, Елховский,
Шигонский.
174
Муниципальные районы с преимущественной санитарной очисткой лесов:
- Похвистневский
- Кинель-Черкасский
- Красноармейский.
Например, в Похвистневском районе области при санитарной выработке
лесных массивов образуется до 400000 м 3 древесных отходов.
Районы с наибольшими отходами при растениеводстве:
- Большеглушицкий
- Хворостянский
- Пестравский
- Алексеевский
- Богатовский
- Шенталинский
- Кинель-Черкасский
- Клявлинский
- Камышлинский
- Сергиевский
В области ежегодно получается около миллиона куб. метров растительных
отходов пригодных для энергетического использования: солома, стебли
подсолнечника, лузга и прочее.
Комплексы с высокими отходами животноводства
Свинокомплексы:
- «Кутузовский» - Сергиевский муниципальный район;
- «Поволжский» – г. о. Тольятти;
-
ООО
«Долинский»,
ООО
«Доминант»
-
Красноармейский
муниципальный район;
- ООО «Шигонский свинокомплекс» Шигонский муниципальный район.
175
- «Русское подворье» - Безенчукский муниципальный район;
- ООО КХ «Полянский», ООО «Колос» - Большечерниговский
муниципальный район;
- ООО «Степ-Агро» - Ставропольский муниципальный район;
- ООО «Ермак» - Красноярский муниципальный район;
- ООО «Неприк» - Борский муниципальный район;
- ООО «Агропром» - Кинельский муниципальный район;
- ООО «Беркут», КРХ «Тасимов» - Хворостянский муниципальный район.
Например, в СК «Кутузовский» поголовье свиней составляет 54 тыс. голов,
а после ввода в эксплуатацию строящегося СВК-2 достигнет 155 тыс. голов
и окажется крупнейшим в России.
Птицеводческие фабрики
На территории Самарской области находятся девять птицефабрик, но из-за
финансовых трудностей работают не все.
Основные птицефабрики поставщики отходов для производства биогаза и
удобрений:
- Тимашевская – Кинель-Черкасский муниципальный район;
- Тольяттинская – г.о. Тольятти;
- Безенчукская, Обшаровская - Безенчукский муниципальный район;
- Волжская – Сызранский муниципальный район;
- Рождественская – Волжский муниципальный район.
Отходы птицефабрик могут использоваться как эффективное сырье для
производства синтез-газа и для получения удобрений.
Поизводственные и твердые бытовые отходы (ТБО)
В
Самарской
области
накоплены
производственных и бытовых отходов.
десятки
миллионов
тонн
Процент выхода полезных
продуктов, при использовании природных ресурсов, колеблется в среднем от
5 до 15% (без учета нефтегазовой сферы) остальное - это отходы. Пройдя
176
цикл полезного использования, природный продукт попадает на полигоны
отходов.
По итогам V международного форума «Самарская инициатива: кластерная
политика – основа инновационного развития национальной экономики»,
было подписано Соглашение о создании в Самарской области Поволжского
кластера по переработке отходов. В 2010 году было принято решение о
строительстве
в
области
завода
по
переработке
ТБО
–
мусороперерабатывающего завода, использующего плазменные технологии
или электромагнитную переработку отходов на основе кавитационных
эффектов в жидкой среде и в расплаве солей. Завод ориентирован на
переработку ТБО, илов станций очистки сточных вод и тяжелых нефтяных
шламов нефтеперерабатывающих заводов. При их переработке будет
производиться электроэнергия, синтез-газ, тепловая энергия, технический
углерод, бензин, дизтопливо, водород. Остаток переработки – экологически
чистый
нейтральный
материал
пригодный
для
использования
строительстве.
Энергетическая эффективность возобновляемых топливных ресурсов
Теплотворная способность килограмма условного топлива (кг.у.т);
- 29309 кДж/кг (7000 ккал/кг)
Теплотворная способность 1м3 дров (при влажности 10–15%):
(0,15-0,25 т.у.т.)
(4,396 – 7,327) МДж
Теплотворная способность 1м3 кускового торфа (0,17 т.у.т.):
4,981 МДж (1,384 МВт.ч)
Теплотворная способность 1м3 фрезерного торфа (0,11 т.у.т.):
3,224 МДж (0,9 МВт.ч)
Теплотворная способность 1т опилок, стружки, коры (при влажности 50%):
1 МВт.ч
Теплотворная способность 1т опилок, стружки, коры (при влажности 10%):
177
в
5 МВт.ч
Теплотворная способность 1т пеллет (1,5 м3) - 5 МВт.ч (0,6 т.у.т.)
При сжигании 1 м3 генераторного газа генерируется электрическая
мощность 60 кВт, тепловая -120 кВт
При сжигании 1 м3 природного газа генерируется электрическая мощность
100 кВт, тепловая -160 кВт.
Биогаз
Возможные следующие методы
получения тепла от биогазовой
установки:
- отвод тепла из системы охлаждения ДВС. Выход тепловой энергии 1,5 – 2
кВт.ч на 1м3 сожженного биогаза;
- тепло из выхлопных газов ДВС – 0,5 кВт.ч тепловой энергии;
- прямое сжигание биогаза в газовых котлах – на 1м3 сожженного биогаза
5 – 7 кВт.ч тепловой энергии.
Таблица 2.4.1 Выход биогаза при мезофильном брожении
Выход биогаза на
Содержание метана в
1 кг сухого
газе, %
вещества, л/кг
Трава
630
70
Стебли помидоров
420
60
Стебли кукурузы
420
63
Отходы КРС
300- 350
60
178
Биогазовые установки на навозе крупного рогатого скота
В качестве примера рассмотрим установку с выходом навоза – 150 т/день.
При этом выход биогаза составит 10000 м3/день.
Мощность
установки когенерационного производства электрической и
тепловой энергии – 0,5 МВт.
Состав установки
Система переработки сырья.
Биореактор.
Система хранения жидких продуктов переработки.
Система очистки метана и хранения биогаза.
Установка когенерации.
Вспомогательные сооружения.
Обслуживающий персонал – 5 человек.
Цена установки «под кдюч» - 2,5 млн. USD.
Срок окупаемости – 3 года.
При анаэробном сбраживании навоза получаются органические удобрения
обеспечивающие
прирост
урожайности
на
20%
по
сравнению
с
использованием несброженного навоза.
Более эффективным способом использования отходов для их
последующего эффективного использования в энерогетических установках
является их предварительная переработка в газогенераторах для получения
синтез-газа.
Установки с термохимической деструкцией
В связи с неизбежной исчерпаемостью запасов нефтяного сырья
становится крайне актуальной проблема производства синтетических топлив
для замены дизельного топлива в двигателях внутреннего сгорания и в
энергетических установках.
179
В России и за рубежом ведутся интенсивные разработки процессов
термохимической деструкции НВИЭ с получением жидкого, газообразного
и твердого энергоносителей.
Наиболее перспективным методом термического разложения является
термохимическая деструкция в отсутствии кислорода и других окислителей
с получением среднекалорийного газа, смеси жидких углеводородов,
аналогичных нефтяным и углю, близкому по энергетическим показателям
антрациту. Данный метод пригоден для переработки любого сырья
органического происхождения, как природного, так и синтетического.
Аналогом процесса являются сухая перегонка древесины, крекинг, пиролиз
нефтяного сырья, процессы коксования углей и сланцев.
Процесс осуществляется при 450-550
0
С, в периодическом или
непрерывном режиме, в присутствии или отсутствии катализатора.
Наиболее качественные показатели продуктов получены при переработке
сырья в восстановительной атмосфере. Окислы углерода, влага, другие
соединения взаимодействуют с продуктами термического распада сырья в
восстановительной атмосфере.
Производство электроэнергии на основе термохимической переработки
отходов может осуществляться в двух вариантах.
1. Первый вариант - термохимической деструкции органического сырья с
получением синтез-газа. При переработке в газогенераторе выход
синтез-газа составляет около 1,7 м3 на килограмм загружаемого сырья.
При использовании синтез-газа в качестве топлива в газопоршневой
или газодизельной установки (в последнем случае применяется
запальное дизтопливо, в количестве до 5% от номинального расхода).
Мощность электростанции в этом варианте 2,5 - 3 МВт. Выработка
электроэнергии, если считать на древесину – около 1 кВт/кг,
параллельно вырабатывается до 1,5 МВт тепловой энергии.
180
2. Второй вариант предусматривает применение укрупненной установки
термохимической переработки, позволяющей
переработать до 5 - 8
тонн/час топлива. В этом случае предполагается использовать
котельную установку для выработки пара, с соответствующими
параметрами,
и
дальнейшей
выработки
э/энергии
с
помощью
конденсационной микро-турбины
Специалистами ООО «ИнТех-Синтез» (Тольятти) при участии других
организаций разработан технологический процесс для установки с
термохимической
деструкцией
НВИЭ
непрерывного
действия,
позволяющий получать смеси жидких и газообразных углеводородов и
углерода. Эта технология включает термическую деструкцию (пиролиз)
природных
и
синтетических
полимеров,
а
так
же
химическое
преобразование, проходящее одновременно с деструкцией сырья. Жидкие
углеводороды прелставляют собой продукт аналогичный смеси летучих
фракций перегонки нефти. Это топливо можно классифицировать как
печное, бытовое, светлое.
В реакторах – конверторах предусмотрена тройная очистка от выбросов
вредных соединений. Можно рассматривать
создание мини заводов с
преимущественной выработкой дизельного топлива, для его последующего
использования
в дизельных электростанциях. Опытно -
промышленный
вариант установки по производству СЖМТ из древесины, торфа, углей
исследован и отработан в стендовых условиях, а ряд из них – на пилотных и
полузаводских установках. После водорода синтез-газ (водород + моноокись
углерода), является самым экологичным топливом.
Наиболее простой и
экономичной является установка с производительностью по сырью 20 тыс.
тонн в год. Кроме готовых синтетических топлив – смеси бензина и
дизтоплива, получается также около 1Гкал
сырья.
181
тепловой энергии на тонну
Установка позволяет перерабатывать как растительное сырье, так и
материалы на синтетической основе (в т.ч. и ТБО). Стоимость продукта не
превышает 40% от стоимости нефтепродуктов.
Характеристики выхода конечного продукта установки приведены в
таблице 2.4.2.
Таблица 2.4.2 Выход и характеристика продукта
Характеристика
Синтетические
Растительное
материалы
сырье
Температура, 0С
ТБО
450 - 550
450-550
450-550
- газ
45-80
20-40
50-60
- жидкие продукты
10- 20
-
15-20
- уголь
15-35
15-55
15-18
12-20
10-22
12-20
40-45
15-25
40-45
30-34
30-35
30-34
Выход, % масс.:
Теплотворная
способность,
МДж/кг:
- газ
- жидкий продукт
- уголь
Получаемые продукты переработки, наряду с их энергетическим
использованием,
являются
также
основой
производства
продукции
различного назначения - активированных углей, продуктов лесохимии и
жидких моторных топлив. Высокие показатели жидких продуктов и газа
получены при совместной переработке смеси растительной биомассы и
182
полимерных продуктов (например, ТБО – смесь полимеров (50%) и
органики природного происхождения).
При переработке только растительной биомассы, процесс следует
предпочтительно вести в сторону выработки газа, имеющего теплотворную
способность 15-20 МДж/кг. (Для энергетического угля
- 30 МДж/кг.)
Выход продуктов с одного кубометра древесины составляет:
- по газу 480 куб.м/куб.м;
- по углю 170 кг/куб.м
С
использованием
установки
ООО
«ИнТех-Синтез»
возможна
переработка 10000 куб. м древесины в год. Энергетический потенциал
составит:
- по газу 2500 кВт-час;
- по углю 1400 кВт-час.
Установки с термохимической деструкцией НВИЭ могут работать
совместно с другими энергетическими агрегатами в составе локального
энерготехнологического комплекса.
Установки с окислительной деструкцией
Окислительная деструкция известна с 19-века как газогенерация
низкокалорийных топлив с целью получения силового газа. Газогенерация
широко
применявшаяся
в
середине
20
века
для
производства
электроэнергии и на транспорте, в настоящее время получает развитие в
странах со значительным потенциалом растительной биомассы.
Принцип
этой
технологии
заключается
в
окислении
углеродсодержащего сырья в условиях недостатка кислорода. В результате
образуется генераторный газ, содержащий моноокись углерода (угарный
газ), водород, метан.
В качестве сырья для переработки используются:
- древесина, в т.ч. отходы;
183
- солома и другие сельскохозяйственные отходы;
- древесный, бурый угли, угольный отсев;
- торф.
Несмотря на низкую калорийность генераторного газа (4-5 МДж/м3),
он успешно применяется в мотор-генераторах для совместной выработки
тепловой и электрической энергии.
До настоящего времени основным препятствием для широкого
использования
газогенерации,
служила
необходимость
адаптации
двигателей внутреннего сгорания для работы на генераторном газе.
Специалистами Санкт-Петербурга, наряду с совершенствованием
газогенераторных
установок,
разработана
уникальная
система
регулирования, позволяющая использовать серийный ДВС в составе миниТЭЦ на базе газификации
НВИЭ. Одновременно, газогенератор может
служить как «предтопок» для газовых котельных установок.
Недостаток газогенераторных установок состоит в их малой мощности
(до 1000 кВт).
В то же время, простота обслуживания и возможность
использования любых видов местного сырья, позволяет эксплуатировать их
в отдаленных районах.
Локальные энергетические комплексы (ЛЭК), построенные на основе
установок термохимической деструкции, или других вышеуказанных типов
могут быть использованы для создания как местной, так и региональной
резервной сети энергоснабжения.
Концепция альтернативного энергоснабжения состоит в создании
одного (или нескольких) ЛЭК на определенной территории, например,
одного из районов области.
ЛЭК может быть реализована в нескольких вариантах:
- выработка древесного угля и его активация;
- создание подсобных хозяйств;
184
- обеспечение муниципальных нужд и другое.
В условиях Самарской области наиболее перспективным является
создание альтернативной энергетической сети в районах, имеющих запасы
древесины.
Наряду с созданием ЛЭК (например, в районном центре), для
заготовки сырья и энергообеспечения отдельных поселков целесообразно
создание сети пунктов первичной обработки сырья. На таком пункте
устанавливается
газогенераторная
установка
с
моторгенератором,
оборудование для измельчения, сушки и брикетирования, склады для
подготовленного
сырья.
Пункты
могут
поставлять
сырье
как
круглогодично, так и сезонно.
Сырье перерабатывается на установке термохимической деструкции в
составе ЛЭК с выработкой силового газа и угля. Уголь служит резервом для
производства энергии, а также товарным продуктом.
Для создания запасов сырья и расширения ассортимента товарной
продукции в рамках ЛЭК создается производство древесных гранул –
пеллет.
Создание
локальной
резервной
энергосети,
кроме
прямого
назначения, имеет экологическое и социальное значение – снижается
количество не утилизируемых растительных и бытовых отходов, возрастает
занятость
населения,
обеспечивается
энергоснабжение
отдаленных
населенных пунктов.
Применение рапсового масла в качестве дизельного топлива
Рапсовое масло – растительное жирное масло, применяемое в
мыловаренной, текстильной, кожевенной промышленности для производства
олиф. Рапс широко используется при рекультивации загрязненных земель.
В ряде стран мира рапсовое масло употребляется для производства
дизельного топлива. Одно из направлений использования рапсового масла –
его этерификация с получением рапсового метилового эфира (RME). Это
185
топливо применяется в «биодизелях» в виде рафинированных растительных
масел (РМР) и метиловых эфиров. Переработка РМР в МЭРМ с получением
метиловых эфиров жидких кислот улучшает их топливные показатели..При
этом не требуется существенной переделки дизельных двигателей, за
исключением замены топливных баков, топливопроводов и топливных
фильтров с их подогревом, Вследствие повышенной вязкости этого топлива
производится его предварительный подогрев. Этот путь требует вторичной
переработки масла на химических предприятиях и применения специальных
заправочных станций.
Второе
направление
использования
рапсового
масла
связано
с
модифицированием дизельных двигателей и с непосредственным впрыском
в цилиндры сырого рапсового масла. Это направление связано с большими
затратами на модификацию двигателей и поэтому малоэффективно при
ограниченном применении рапсового масла.
Использование рапсового масла в качестве топлива представляет интерес
для Самарской области при его децентрализованном производстве на малых
перерабатывающих предприятиях в районах области или на крупных
сельскохозяйственных предприятиях. В этом случае, переработанное
рапсовое масло может использоваться, например, в дизельных двигателях
мини-ТЭЦ и для топливоснабжения дизельных двигателей сельхозмашин в
периоды посевной и уборочной компаний. Положительными качествами
рапсового масла как топлива являются пониженные выбросы углекислого
газа и окислов серы.
Использование рапсового масла в виде топлива будет экономически
оправданно при значительных объемах его производства. В настоящее время
при ограниченных объемах производства и использования рапсового масла
его стоимость в большинстве регионов России примерно в 1,5 раза выше
стоимости дизельного топлива.
186
Добыча и применение сланцевого газа
В
Самарской
области
вблизи
г.
о.
Сызрань
находится
крупное
месторождение слацев (Кашпирский рудник). В настоящее время одним из
перспективных направлений энергетики является добыча сланцевого газа с
его использованием для замещения природного газа. Наиболее интенсивно
это направление осуществляется в США, в ряде Европейских стран и
особенно в Польше. По оценкам добыча сланцевого газа в США к 2015 году
может возрасти до 180 млрд.м3 в год и к 2020 году достичь 900 млрд.м3. В
перспективе предполагается перевести на газ и возобновляемые источники
энергетику отказавшись от угля и от атомных станций.
Технология
добычи
сланцевого
газа
предусматривает
бурение
горизонтальных скважин с использованием гидроразрывов пластов сланца и
с закачиванием в породу для вытеснения газа 900 – 1000 тонн воды . Воду
добавляют химреагенты, что может привести к заражению грунтовых вод и
отравлению источников пресной воды. На сланцевых месторождениях
производительность скважин снижается к концу первого года эксплуатации
на 70 – 90%. Поэтому для поддержания добычи сланцевого газа необходимо
постоянно бурить новые скважины и осуществлять гидроразрывы. По этой
причине во Франции и Германии отказались от добычи сланцевого газа. В
настоящее время сланцевый газ не конкурентоспособен по сравнению с
трубопроводным природным газом. Его стоимость 250 – 300 евро на тыс. м3.
Перспективы применения био- и синтез-газа для создания автономных
энергетических установок в Самарской области
В ряде западных стран налажено производство метиловых эфиров из
растительных масел (МЭРМ). Но они используются в качестве 15% добавок к
моторным топливам на нефтяной основе. Для производства МЭРМ могут
использоваться растительные злаки – пшеница, рожь, кукуруза. Но это
направление потребует отчуждения тысяч гектаров пахотной земли и может
привести к уменьшению производства пищевого зерна. Поэтому в этих
187
странах
налажено
производство
рапсового
масла
для
призводства
альтернативного моторного топлива.
Значительно перспективнее
получения
использовать в качестве сырья
синтетического
сельскохозяйственные,
топлива
древесные,
для
различные
отходы
–
животноводческие,
бытовые
и
промышленные отходы.
Квалифицированная переработка запасов возобновляемых энергетических
источников
энергии
в Самарской области позволяет осуществить выработку
порядка 9000 кВт.ч/тонну сырья, что при имеющихся запасах
сырья может составить около 3000 млн. кВт-ч в год.
Например, при переработке отходов древесины
тонн/год можно получить с тонны
заменяюшего дизельное топливо.
в количестве 20 тыс.
сырья около 180-200 кг синтез-газа,
Теплотворная способность 1м3 биогаза
соответствует 0,5 м3 природного газа или 0,6 л дизельного топлива. Средняя
теплота сгорания биогаза, содержащего около 60% метана составляет
примерно 22 МДж/м3.
Выше приведенный анализ показал, что наиболее перспективно создание
в Самарской области локальных автономных энергетических комплексов с
выработкой
электрической
и
тепловой
энергии
на
базе
установок
включающих газогенератор – биореактор отходов, систему хранения жидких
продуктов
переработки,
систему
очистки
и
хранения
биогаза,
дизельгенератор для производства электрической энергии и тепловой
энергии с утилизацией отработанного
тепла, а также вспомогательные
системы для производства из продуктов газификации сельскохозяйственных
удобрений.
Например,
в
ООО
«ИнТех-Синтез»
разработана
и
испытана
энергетическая установка с газогенератором и газодизельным двигателем
электрической мощностью 200 кВт и тепловой мощностью 300 кВт.
188
На этом же исследовательско – внедренческом
предприятии
создана и
проходит испытания энергетическая установка с использованием отходов
электрической мощностью 1 и тепловой мощностью 1,5 МВт.
Для практического внедрения этих агрегатов необходимо создание
комплексов по сбору, транспортировке, хранению и последующей
переработки отходов. На первом этапе наиболее целесообразно создание
таких
энергетических
комплексов
в
районах
имеющих
крупные
животноводческие предприятия и птицефабрики – на свинокомплексах
«Кутузовский» и «Поволжский» в муниципальных районах Сергиевский
и Ставропольский, при птицефабриках: «Тимашевская», «Тольяттинская»,
«Безенчукская»,
использованием
«Обшаровская».
древесных
Энергетические
отходов
и
с
установки
производством
с
пелетт
целесообразно создать в Похвистневском, Борском, Кинель-Черкасском и
Красноармейском муниципальных районах Самарской области.
189
2.5 Оценка перспектив использования на территории Самарской области
тепловых насосов
В качестве приоритетного направления более широкого использования
нетрадиционных источников энергии большой интерес представляет область
тепло-хладоснабжения, являющаяся сегодня одним из наиболее емких
мировых потребителей топливно-энергетических ресурсов. Преимущества
технологий
тепло-хладоснабжения,
использующих
нетрадиционные
источники энергии, в сравнении с их традиционными аналогами связаны не
только со значительными сокращениями затрат энергии в системах
жизнеобеспечения зданий и сооружений, но и с их экологической чистотой, а
также новыми возможностями в области повышения степени автономности
систем теплоснабжения. Представляется, что именно эти качества будут
иметь определяющее значение в формировании конкурентной ситуации на
рынке тепло-хладогенерирующего оборудования как в нашей стране, так и за
рубежом.
Тепло-хладоснабжение с помощью тепловых насосов относится к
области энергосберегающих экологически чистых технологий и получает все
большее распространение в мире. Эта технология по заключению целого
ряда авторитетных международных организаций, наряду с другими
энергосберегающими технологиями (использование солнечной, ветровой
энергии, энергии мирового океана и т.п.), относится к технологиям XXI века.
В общем случае тепловой насос - это устройство, используемое для
обогрева и охлаждения [46]. Он работает по принципу передачи тепловой
энергии от холодной среды к более теплой, в то время как естественным
путем тепло перетекает из теплой области в холодную (Рисунок 2.5.1).
Таким образом, тепловой насос заставляет двигаться тепло в обратном
направлении. Например, при обогреве дома тепло забирается из более
холодного внешнего источника и передается в дом. Для охлаждения
(кондиционирования) дома тепло забирается помещения и передается
наружу. Тепловой насос в чем-то подобен обычному гидравлическому
190
насосу, который перекачивает жидкость с нижнего уровня на верхний, тогда
как в естественных условиях жидкость перетекает с верхнего уровня на
нижний.
Рисунок 2.5.1 Принципиальная схема работы компрессионного теплового
насоса
В
основу
принципа
действия
наиболее
распространенных
парокомпрессионных тепловых насосов положены два физических явления:
- поглощение и выделение тепла веществом при изменении его агрегатного
состояния - испарении и конденсации соответственно;
- изменение температуры испарения (и конденсации) при изменении
давления.
Соответственно, основные элементы парокомпрессионного контура теплообменник-испаритель,
теплообменник-конденсатор,
компрессор
и
дроссель. В испарителе рабочее тело, обычно хладон, находится под низким
191
давлением
и
кипит
низкопотенциального
при
низкой
источника.
температуре,
Затем
рабочее
поглощая
тело
теплоту
сжимается
в
компрессоре, приводимом в действие электрическим или иным двигателем, и
поступает в конденсатор, где при высоком давлении конденсируется при
более высокой температуре, отдавая теплоту испарения приемнику тепла,
например, теплоносителю системы отопления. Из конденсатора рабочее тело
через дроссель вновь поступает в испаритель, где его давление снижается и
снова начинается процесс кипения.
Тепловой насос может забирать тепло из нескольких источников,
например, воздуха, воды или земли. И таким же образом он может
сбрасывать тепло в воздух, воду или землю. Более теплая среда,
воспринимающая тепло, называется теплоприемником. В зависимости от
типа источника и приемника тепла испаритель и конденсатор могут
выполняться как теплообменники типа "воздух-жидкость", так и "жидкостьжидкость".
Регулирование
работы
систем
теплоснабжения
с
применением
теплового насоса в большинстве случаев производится его включением и
выключением по
сигналам
датчика
температуры, установленного
в
приемнике (при нагреве) или источнике (при охлаждении) тепла. Настройка
теплового насоса обычно производится изменением сечения дросселя
(терморегулирующего вентиля - ТРВ).
2.5.1 Системы сбора низкопотенциальной тепловой энергии грунта
поверхностных слоев земли
Грунтовые
теплообменники
систем
сбора
низкопотенциальной
тепловой энергии грунта, или систем теплосбора, могут укладываться в земле
горизонтально, в траншеи, и вертикально, в буровые скважины. Поскольку
их функциональные характеристики одинаковы, то различаются они только
по стоимости монтажа и занимаемой площади.
При горизонтальной системе трубы грунтового теплообменника
192
укладывают в земляные траншеи глубиной 1,5-2 м, соединяя ветви,
последовательно или параллельно.
Существуют
множество
конфигураций
вертикальной
укладки
теплообменника, но здесь большая доля затрат приходится на буровые
работы. При параллельной укладке труб можно использовать трубы
меньшего диаметра (а, соответственно, и скважины). А чем меньше диаметр
скважины, тем выше скорость проходки. Таким образом, параллельная
укладка труб требует наименьших затрат на монтаж при вертикальной
конфигурации.
Движение
влаги
является
основным
фактором,
влияющим
на
теплообмен между землей и теплообменником. Когда тепло извлекают из
земли, то влага в порах грунта движется к теплообменнику, улучшая тем
самым теплообмен между трубопроводом и окружающим грунтом. При
работе в режиме охлаждения сброс тепла в грунт вызывает отток поровой
влаги, замедляя при этом перенос тепла.
Другим важным фактором является замораживание воды, заключенной
в порах грунта. Использование теплоты фазового перехода позволяет
извлекать энергию практически при постоянной температуре. Средняя
температура теплоносителя повышается, что увеличивает эффективность
работы теплового насоса.
Размеры
грунтового
теплообменника
определяются
исходя
из
расчетных тепловых и холодильных нагрузок на ТСТ. Все тепловые насосы
рассчитаны на максимальную и минимальную температуру жидкости,
являющейся источником энергии.
Длина теплообменника зависит от его конструкции (вертикальная,
горизонтальная и т.д.) и производительности теплового насоса. Наилучшей
считается конструкция с наименьшими затратами на монтаж.
Теплообменники в грунте могут работать при температурах от -10 до
+45 °С. При отрицательных температурах необходимо использовать
незамерзающий теплоноситель.
193
В качестве незамерзающего теплоносителя могут быть использованы
водные растворы хлористого кальция, метанола и этиленгликоля. Каждая из
этих жидкостей не вступает в реакцию с пластмассой.
Самый дешевый - хлористый кальций. Он также имеет наилучшие
теплообменные характеристики, однако с ним могут возникнуть проблемы,
если из системы не полностью откачан кислород. В этом случае может
возникнуть коррозия металлических частей в петлях теплообменника, если
они выполнены из неподходящих металлов, например, из желтой латуни.
Метанол
проявляет
себя
очень
хорошо
при
минимальных
температурах, но подвержен возгоранию, если не разбавлен водой.
Этиленгликоль обладает хорошими теплообменными свойствами и не
вызывает коррозии, но он токсичен.
2.5.1.1
Устройство горизонтальных грунтовых теплообменников
Монтаж горизонтальных грунтовых теплообменников производят в
предварительно прорытые траншеи. Выбор механизмов при этом зависит от
почвенных условий.
Сначала делается разметка трассы теплообменника и намечается место
ввода в дом. По мере рытья траншеи грунт вынимается, и на дно траншеи
укладывают трубопровод. Через каждые несколько метров трубопровод
присыпается землей. Затем трубопровод вставляется в специально сделанное
отверстие в фундаменте и заделывается.
После полной укладки проводится испытание трубопровода под
давлением и засыпка траншеи. Причем первые 15 см засыпаются вручную.
Дальнейшая работа по обратной засыпке выполняется бульдозером или
другими механизмами.
2.5.1.2
Устройство вертикальных грунтовых теплообменников
На практике применяются следующие две конструктивные схемы
вертикальных грунтовых теплообменников:
194
- "труба в трубе" - внутри обсадной трубы коаксиально располагается
подающая теплоноситель труба, а поток теплоносителя, возвращающийся по
межтрубному зазору, отбирает тепло грунта через стенку обсадной трубы;
- U-образная труба - по одной ветви теплоноситель подается вниз, а по
другой возвращается обратно, при этом теплообмен с грунтом происходит по
всей длине трубы, однако из-за меньших диаметров труб (при том же
диаметре скважины) поверхность теплообмена получается существенно
меньше, чем в предыдущем варианте.
Для большей гарантии все стыки труб, укладываемых в землю, должны
соединяться термической сваркой, а не соединяться чисто механическими
способами. Существуют два вида сварки - встык и с соединительными
муфтами. При сварке встык ровные концы труб нагревают, затем
прикладывают друг к другу и сплавляют. При сварке с соединительными
муфтами концы труб и поверхность муфты нагревают, а затем конец трубы
вставляется в муфту и приваривается. Полиэтиленовые трубы можно
соединять обоими способами.
Вертикальные
грунтовые
теплообменники
опускаются
в
предварительно пробуренные скважины. Чаще всего применяется мокрое
вращательное или шнековое бурение.
При мокром вращательном бурении необходимо предусмотреть меры
(использование стальных обсадных труб, глинизация), чтобы скважины
оставались открытыми довольно значительное время до того, как в них будут
вставлены трубы.
Герметичный грунтовый теплообменник (U-образный, или типа труба в
трубе), предварительно испытанный под давлением, погружается в скважину.
Перед погружением в заполненную буровым раствором скважину Uобразный теплообменник заполняется водой, чтобы предотвратить его
всплытие. Для глубоких скважин к нижнему концу теплообменника
подвешивается дополнительный груз.
Отверстия в выступающих над землей частях труб закрываются, чтобы
195
в трубу не попал грунт.
Для обратной засыпки скважин можно использовать промытый песок
или песчано-гравийную смесь. При опасности заражения водоносного
горизонта грунтовыми водами, перетекающими вдоль стенки грунтового
теплообменника, применяются герметики или цементные растворы.
Заключительный
этап
работ
включает
соединение
выпусков
вертикальных теплообменников в коллекторы и их ввод в здание через
отверстия в фундаменте.
2.5.2 Оценка энергетического потенциала на территории Самарской области
применения тепловых насосов
2.5.2.1
Теплота окружающего воздуха
Теплота окружающего воздуха, как источника низкопотенциальной
теплоты, характеризуется, как правило, сезонными и краткосрочными
колебаниями температуры в зависимости от погодных условий, что влечет за
собой колебания режимов работы теплового насоса, снижающие его
эффективность. Кроме того, средний уровень температуры окружающего
воздуха влияет на коэффициент преобразования: чем ниже температура, тем
ниже коэффициент трансформации.
В этой связи теплоту окружающего воздуха целесообразно использовать
в климатических зонах с достаточно высокой (не ниже +5 °С) температурой и
со стабильными погодными условиями.
Для
климатической
зоны
Самарской
области
с
колебаниями
температуры воздуха в отопительный период от 0 °С до -40 °С, что
определяется интенсивной циклонической деятельностью в этот период,
применение этого низкопотенциального источника нецелесообразно.
2.5.2.2 Теплота грунтовых и подземных вод
Грунтовые
теплоотдачей
и
и
подземные
имеют
воды
постоянную
196
обладают
достаточно
температуру,
что
высокой
обеспечивает
эффективность и стабильность режимов работы тепловых насосов. Для
утилизации теплоты создается циркуляционный контур: вода из грунта
подается в теплообменник, связанный с испарителем теплового насоса,
охлаждается и закачивается обратно в грунт (рисунок 2.5.6). Однако
использование
этих
источников
связано
с
более
интенсивным
вмешательством в гидрологический режим недр и требует согласования с
соответствующими службами.
Следует также учесть, что использование грунтовых подземных вод в
качестве аккумулятора теплоты невозможно.
Подземные воды, так же как и поверхностные слои земли, могут быть
использованы в качестве источника тепла для индивидуальных домов,
многоквартирных зданий и районных котельных. Температура подземных
вод обычно является постоянной на глубине 15-20 м, и для Самары и
Самарской области составляет 6-9 °С.
Для извлечения тепла подземных вод используются обычные методы
бурения скважин диаметром 10-20 см, глубиной 50-150 м. Как и при
использовании озерной воды, применяются два различных принципа сбора
тепла. В одном случае замкнутая трубопроводная система опускается в
скважину. В таком коллекторе циркулирует теплоноситель, который
извлекает тепло из подземной воды и переносит его в испаритель теплового
насоса.
197
Рисунок 2.5.2 Теплонасосная система теплоснабжения, использующая
тепло подземных вод
1 - водонагреватель; 2 - тепловой насос; 3 - колодец; 4 - насос; 5 - дренаж
Для небольшого теплового насоса мощностью около 10 кВт, который
может использоваться для индивидуальных домов, требуется расход
подземного потока около 1-2 м3/ч (в зависимости от температуры).
В другом варианте подземная вода закачивается непосредственно в
испаритель, и после охлаждения сбрасывается в специальную скважину,
достаточно далеко от места забора, чтобы исключить охлаждение источника
подземной воды.
При использовании грунтовых и подземных вод в качестве источника
низкопотенциального тепла для ТСТ необходимо учитывать риск нарушения
их гидрологического и экологического баланса.
Возможности использования тепловых насосов на грунтовых и подземных
водах ограничены территориями, где температура этих вод меньше +4,5 °С.
В условиях сельской местности Самарской области требуется наличие
подземного водного потока под площадкой или вблизи площадки застройки.
198
Теплота водоемов и природных водных потоков
2.5.2.3
Температура воды в водоемах и водных потоках на поверхности земли
подвержена сезонным изменениям в соответствии со средней температурой
окружающего воздуха, причем наиболее низкая температура приходится на
конец
периода
максимальной
низкопотенциальной
теплоты
тепловой
нагрузки.
производится
Утилизация
теплообменниками,
погруженными в воду. Использование этих естественных источников в
качестве аккумуляторов теплоты невозможно. Однако специально созданные
искусственные водоемы (например, противопожарные резервуары) можно
использовать как тепловые аккумуляторы, предусмотрев при этом защитные
мероприятия от последствий размножения водной флоры и фауны, чему
могут способствовать периоды повышенной температуры воды.
Для условий Самарской области представляет интерес использование
теплоты многочисленных малых рек, заключенных в коллекторы. Этот
вопрос следует рассматривать при проектировании конкретных объектов с
учетом их территориального расположения. При этом следует оценить
энергетический потенциал таких малых рек - величину стока воды и ее
температуру в отопительный период.
2.5.2.4
Солнечная энергия
Целесообразность
использования
солнечной
энергии
зависит
от
климатических условий района применения. Потенциал этого источника
довольно велик, однако плотность потока солнечной радиации сравнительно
невелика - около 0,6 кВт на 1 м2, что требует значительных площадей
поглощающей поверхности солнечных коллекторов. Кроме того, этот
источник обладает еще одним существенным недостатком - приход
солнечной
радиации
неравномерен.
Это
требует
применения
теплоаккумулирующих устройств как для суточного, так и для сезонного
аккумулирования.
Климатические условия Самарской области характеризуются большим
199
поступлением солнечной радиации и среднегодовой продолжительностью
солнечного сияния – 2000 часов. Однако использование солнечной энергии в
качестве
единственного
источника
низкопотенциальной
теплоты
малоэффективно.
Возможным решением может быть комбинация этого источника с
другими, например, с грунтом, который может быть использован как в
качестве аккумулятора, так и источника теплоты.
2.5.2.5
Теплота грунта поверхностных слоев Земли
Грунт поверхностных слоев Земли фактически представляет собой
тепловой аккумулятор неограниченной емкости, тепловой режим которого
формируется под воздействием солнечной радиации и потока радиогенного
тепла, поступающего из земных недр. Падающая на земную поверхность
солнечная радиация и сезонные изменения ее интенсивности оказывают
влияние на температурный режим слоев грунта, залегающих на глубинах 1020 метров.
Температурный режим слоев грунта, расположенных ниже глубин
проникновения тепла солнечной радиации, формируется только под
воздействием тепловой энергии, поступающей из недр Земли, и практически
не зависит от сезонных, а тем более суточных изменений параметров
наружного воздуха.
Таким образом, на сравнительно небольшой глубине от поверхности
имеются слои грунта, температурный потенциал которых в холодное время
года значительно выше, чем у наружного воздуха, а в жаркое время года значительно ниже.
При устройстве в грунте вертикальных или горизонтальных регистров
труб (систем сбора низкопотенциального тепла грунта) с циркулирующим по
ним теплоносителем, имеющим пониженную (повышенную) относительно
окружающего грунтового массива температуру, происходит отбор (сброс)
тепловой энергии от грунта и её отвод от потребителя.
200
Поскольку грунт является
довольно
сложной
и многообразной
структурой при проектировании систем сбора низкопотенциального тепла
грунта следует учитывать факторы и использовать методики, изложенные в
[50].
При расположении системы сбора низкопотенциального тепла под
фундаментами зданий и сооружений следует оценить эффект подъема
поверхности грунта при замораживании грунтовой влаги. Пример такого
расчета приведен в [50].
Территория Самарской области в зимнее время относится к IV
климатической расчетной зоне, поэтому при проектировании установки
теплонасосов типа «грунт—воздух» следует учитывать данные Таблицы 2.5.1
Грунт поверхностных слоев Земли, в связи с его повсеместной
доступностью и достаточно высоким температурным потенциалом, является
наиболее перспективным источником тепловой энергии низкого потенциала
для испарителей ТН.
На рисунках 2.5.3 и 2.5.4 представлены примеры горизонтальной и
вертикальной систем сбора низкопотенциального тепла грунта.
Рисунок 2.5.3 Горизонтальная система сбора низкопотенциального тепла
грунта
1 - воздушный отопительный аппарат; 2 - тепловой насос; 3 - пластиковый
трубопровод
201
Таблица 2.5.1 - Температура грунтов на различной глубине в зависимости
от расчетной климатической зоны
Глубина,
м
I
2
2,1
4,0
5,5
6,8
7,6
8,2
8,4
8,5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Температура грунта для
климатических районов, °C
II
III
3
4
0,6
0,2
1,9
1,2
3,3
2,2
4,1
2,9
4,7
3,4
5,2
8,9
5,4
4,2
5,6
4,3
IV
5
-1,8
-0,1
0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
1,1
Рисунок 2.5.5. Вертикальная система сбора низкопотенциального тепла
грунта
1 - тепловой насос; 2 - солнечный коллектор; 3 - бойлер для горячего
водоснабжения;4 - нагревательные приборы системы отопления; 5 циркуляционные насосы;6 - вертикальные термоскважины системы сбора
низкопотенциального тепла грунта
2.5.2.6
Теплота воздуха, выбрасываемого вентиляционными системами
Тепловые
насосы,
использующие
тепло
выбрасываемого
вентиляционными системами воздуха (здания с механической системой
202
вентиляции), температура которого составляет около +20 °С и мало
изменяется в течение года, могут быть установлены в многоквартирных и
индивидуальных
зданиях.
Это
позволяет
получить
более
высокий
коэффициент преобразования по сравнению с другими источниками
низкопотенциального тепла. С другой стороны, вентиляционный воздух
является сравнительно ограниченным источником тепла и экономически
невыгодно увеличивать воздушный вентиляционный поток, так как в
результате это приведет к увеличению потребности в теплоснабжении. В
данном случае, как и для тепловых насосов, использующих наружный
воздух, стоимость источника тепла ниже, чем для большинства других типов
тепловых насосов.
Рисунок 2.5. 6 Теплонасосная система, использующая тепло вентвыбросов
1 - новая часть стены; 2 - дополнительная изоляция из минеральной ваты; 3
- старая часть стены; 4 - набивка минеральной ватой; 5 - третье стекло; 6 рекуперация тепла вентилируемого выбросного воздуха с помощью
теплового насоса; 7 - тепловой насос на выбросном воздухе; 8 - бак
аккумулятор горячей воды; 9 - теплообменник
203
Рисунок 2.5.7 Теплонасосная система, использующая тепло вентвыбросов
приточно-вытяжной системы вентиляции
1 - теплообменник; 2 - вентилятор; 3 - бойлер; 4 - бак аккумулятор; 5 тепловой насос
Конфигурация системы зависит от места расположения теплового
насоса в здании. Извлеченное тепло транспортируется в накопитель тепла,
который может быть размещен, например, в подвале здания. Тепловой насос,
с целью сокращения длин трубопроводов, может быть установлен либо в
чердачном помещении, рядом с каналом выброса вентиляционного воздуха,
либо рядом с водяным накопителем тепла в подвале (Рисунки 2.5.6 и 2.5.7).
Среднегодовой
коэффициент
преобразования
в
таких
системах
составляет от 3 до 4, что подтверждает целесообразность их применения, как
для горячего водоснабжения, так и для отопления.
2.5.2.7
Комбинированное использование низкопотенциального тепла
Принципиальная схема системы, использующей комбинацию теплоты
вытяжного воздуха, условно-чистых стоков и грунта, представлена на
рисунке 2.5.8.
Система предназначена для полного замещения нагрузки горячего
водоснабжения всего жилого дома с температурой горячей воды 55°С и
204
рассчитана на средний часовой расход (в соответствии со СНиП 2.04.01-85*)
за счет установки баков - аккумуляторов горячей воды.
Основным источником низкопотенциального тепла является вытяжной
воздух, охлаждаемый в воздухо-жидкостном теплоутилизаторе до 10-12 °С.
Дополнительными источниками низкопотенциального тепла служат
система утилизации сбросного тепла условно-чистых сточных вод и система
сбора тепла грунта.
Сточные
воды,
подобно
внешнему
воздуху,
являются
низкотемпературным источником тепла, который особенно удобен для
использования тепловыми насосами. Сточные воды при температуре около
+20 °С летом и редко менее +8 °С зимой имеются, как правило, во всех
городских застройках. В очищенном либо необработанном виде они могут
использоваться как источник тепла. Неочищенные сточные воды обычно
имеют большую температуру, их источник расположен, как правило, вблизи
расположения теплого насоса, но их применение часто приводит к засорению
трубопроводов и блокированию теплообменных поверхностей.
205
Рисунок 2.5.8. Система, использующая комбинацию теплоты вытяжного
воздуха, условно-чистых стоков и грунта
1 - вытяжные шахты; 2 - теплоутилизатор; 3 - вентилятор; 4 расширительный бак;5 - испаритель; 6 - компрессор; 7 - бак аккумулятор; 8 конденсатор; 9 - теплообменник на сточных водах; 10 - система сбора тепла
грунта
Тепловые насосы, предназначенные для извлечения тепла сточных вод,
целесообразно размещать либо вблизи городских очистных сооружений,
либо в больших зданиях, где имеется значительное количество относительно
чистых сточных вод. Сезонный коэффициент преобразования таких
установок весьма высок (2,5-3,5), и, соответственно, экономические
показатели достаточно хорошие. Пока трудно оценить общие возможности
таких установок, но их создание возможно почти на всех станциях по
обработке сточных вод. Теоретически количество утилизированного тепла
может быть сопоставлено с полным энергопотреблением на производство
горячей воды.
206
Таким образом, для Самарской области перспективно использовать
тепловые насосы, которые используют:
теплоту
воздуха,
выбрасываемого
вентиляционными
системами
(вентиляционная система жилого пятиэтажного дома с четырьмя подъездами
в час выбрасывает в атмосферу около 12000 м3);
комбинированное использование низкопотенциального тепла вытяжного
воздуха, условно-чистых стоков и грунта;
теплота
нижних слоев водоемов (реки, озера) или почвенные воды
(скважины).
2.5.3 Классификация, расчет и выбор типов тепловых насосов для областных
объектов
В настоящее время в индустриально развитых зарубежных странах и
России определилось два основных принципиальных направления в развитии
тепловых насосов (далее ТН):
 Парокомпрессионные тепловые насосы (далее ПТН).
 Абсорбционные тепловые насосы (далее АТН).
Существуют самые разные варианты классификации тепловых насосов:
по
агрегатному
состоянию
возобновляемого
низкотемпературного
источника теплоты (далее НИТ) и нагреваемой среды ТН подразделяются на
типы «вода-вода», «воздух-вода», «воздух-воздух», «вода-воздух»;
по типу используемого компрессорного оборудования – на спиральные,
поршневые, винтовые и турбокомпрессорные;
по виду приводного двигателя – на электроприводные, или с приводом от
тепловых двигателей (двигателей внутреннего сгорания паровых, газовых
или гидравлических турбин);
по применяемому рабочему телу (хладону) – на низкотемпературные,
среднетемпературныеи высокотемпературные;
по степени герметичности соединения с приводом – на герметичные,
бессальниковые и сальниковые.
207
Описание работы тепловых насосов
2.5.3.1
На рисунке 2.5.9 приведена принципиальная схема ТН типа «вода-вода» с
наименованиями основных элементов, а на рисунке 2.5.10 изображен
упрощенный термодинамический цикл ПТН в Т-S диаграмме. Состояния
рабочего тела после процессов, происходящих в основных элементах ПТН,
обозначены
соответствующими
парокомпрессорного
бытового
цифрами
цикла.
холодильника
и
В
от
отличие
любой
от
другой
парокомпрессорной холодильной машины, ПТН типа «вода-вода» имеет на
один аппарат больше (остальные типы, за редким исключением, имеют те же
самые основные аппараты, что и холодильные машины). Это переохладитель
П
жидкого хладона. ПТН работает следующим образом: в межтрубное
пространство испарителя И подается низкотемпературная вода, где она
охлаждается за счет кипения (испарения) в трубном пространстве испарителя
И хладона (рабочего тела которым являются низкокипящие фторхлор,
содержащие углеводороды, т.н. фреоны). Пары хладона из испарителя И
постоянно отсасываются компрессором К и, проходя регенеративный
теплообменник РТ, подогреваются вследствие теплообмена с протекающим
внутри труб теплообменника жидким хладоном. Компрессор К сжимает
подогретые пары хладона до давления конденсации и направляет их в
межтрубное пространство конденсатора КД. В трубное пространство
конденсатора КД подается нагреваемая вода теплосети. На наружной
поверхности
труб
в
межтрубном
пространстве
КД
пары
хладона
охлаждаются и конденсируются, превращаясь в жидкость, которая затем
поступает в переохладитель П жидкого хладона,где охлаждается за счет
теплообмена с обрат
внутри
труб
ной водой теплосети. Далее жидкий хладон проходит
регенеративного
теплообменника
РТ,
охлаждаясь
дополнительно за счет теплообмена с парами хладона, и дросселируется в
регулирующем устройстве РУ, понижая свое давление и, соответственно,
208
температуру до давления и температуры в испарителе И. Парожидкостная
смесь, образующаяся вследствие дросселирования, кипит (испаряется) в
испарителе, получая тепло через стенки труб низкотемпературной водой.
Образующиеся пары хладона отсасываются компрессором, цикл рабочего
тела ПТН замыкается.
Таким образом, рабочее тело (хладон), постоянно циркулирует в
замкнутом контуре ПТН, претерпевая изменения агрегатного состояния в его
аппаратах и перенося теплоту от возобновляемого низкотемпературного
источника теплоты к потребителю теплоты среднего потенциала за счет
затраты энергии высокого потенциала в компрессоре.
Рисунок 2.5.9 Принципиальная схема парокомпрессионного теплового
насоса
К – компрессор; КД – конденсатор; П – переохладитель; РТ –
регенеративный теплообменник; РУ – регулирующее устройство; И –
испаритель; Ts1 и Ts2 – низкотемпературная вода; Tw1,Tw2 – нагреваемая
вода.
209
Рисунок 2.5.10 Упрощенный термодинамический цикл
парокомпрессионного теплового насоса с процессами:
1-2 – сжатие паров рабочего тела (хладона) в компрессоре; 2-3 – охлаждение
и конденсация паров хладона в конденсаторе; 3-4 – переохлаждение жидкого
хладона в переохладителе; 4-5 – охлаждение жидкого хладона в
регенеративном теплообменнике;5-6 – дросселирование; 6-1 –
кипение(испарение) хладона в испарителе; 1-1’ – подогрев паров хладона в
регенеративном теплообменнике
Энергетическая эффективность теплового насоса
Как и холодильная машина, тепловой насос потребляет энергию на
2.5.3.2
реализацию термодинамического цикла (привод компрессора). Коэффициент
преобразования теплового насоса - отношение теплопроизводительности к
электропотреблению - зависит от уровня температур в испарителе и
конденсаторе и колеблется в различных системах в диапазоне от 2,5 до 5, т.е.
на 1 кВт затраченной электрической энергии тепловой насос производит от
2,5 до 5 кВт тепловой энергии. Температурный уровень теплоснабжения от
тепловых насосов 35-55 °С. Экономия энергетических ресурсов достигает
70%.
Промышленность технически развитых стран выпускает широкий
ассортимент парокомпрессионных тепловых насосов тепловой мощностью от
5 до 1000 кВт.
На
рисунке
действительного
2.5.4
представлены
(реального)
зависимости
коэффициента
идеального
преобразования
температур испарения и конденсации хладагента.
Энергетический баланс ТН записывается следующим образом:
Qконд = Qисп + Lкомп, где
210
ТН
и
от
Qконд - теплота, отводимая от конденсатора;
Qисп - теплота, подводимая к испарителю;
Lкомп - работа компрессора.
Коэффициент преобразования ТН определяется по формуле:
 = Qконд / Lкомп =  · Tконд / (Tконд – Tисп), где
Tконд - температура конденсации рабочего тела;
Tисп - температура испарения рабочего тела;
 - суммарный коэффициент потерь ТН (потери цикла, потери в
компрессоре, потери от необратимости при теплопередаче и т.п.).
Идеальный коэффициент преобразования ТН:
 = Tконд / (Tконд – Tисп).
Рисунок 2.5.11 Зависимость идеального и действительного (реального)
коэффициента преобразования ТН от температур испарения и конденсации
хладагента
211
Практически для ТН типа «вода-вода» Tконд = 273 + (tw2 + (5 – 10))°С, а
Tисп = 273 + (ts2 – (2 – 4))°С. Здесь tw2, ts2, соответственно, температура
горячего источника теплоты (нагреваемой воды) на выходе из конденсатора
и температура холодного источника теплоты (охлаждаемой воды) на выходе
из испарителя ПТН.
Практические
значения
в
диапазоне
реальных
температур
конденсации (50–70°С) и температур кипения (0–20°С) рабочего тела
составляют 0,55–0,70, при этом более низкие значения соответствуют
крупным тепловым насосам. Например, в ПТН тепловой мощностью 1 МВт
при температуре низкотемпературного источника теплоты (далее НИТ) 7°С и
температуре нагретой воды среднетемпературного потребителя теплоты
(далее СПТ) 60°С коэффициент преобразования  составляет 3,0.
Рисунок 2.5.12 Затраты энергии в тепловом насосе на единицу
произведенного тепла
Это значит, что из трех единиц полученной СПТ тепловой энергии одна
единица – за счет энергии привода ПТН, а две единицы – за счет теплоты
НИТ. Относительные затраты энергии показаны на рисунке 2.5.5:
При повышении температуры НИТ и понижении температуры СПТ, т.е.
при сокращении разности температур НИТ и СПТ (что соответствует
снижению разности температур (Tконд – Tисп)), коэффициент преобразования
повышается,
при
увеличении
разности
температур
коэффициент,
соответственно, снижается. Реально достигаемые на практике разности
212
температур – от 70°С до 30°С, при этом коэффициент преобразования
изменяется от 2,0 до 5,0 соответственно.
2.5.3.3
Экономическая эффективность использования тепловых насосов
в Самарской области
Сокращение расходов на отопление и горячее водоснабжение,
снижение зависимости от поставок (импорта) органического топлива во
многих регионах, не имеющих собственных месторождений и источников
топлива, являются весьма актуальными задачами.
По
сравнению
с
автономными
котельными,
работающими
на
органическом топливе, применение ПТН может быть оправдано в случае,
если стоимость сэкономленного топлива (энергии) в течение 2–4 лет
превышает либо равна увеличению неэнергетической части произведенных
годовых затрат (капитальных затрат, затрат на обслуживание и ремонт),
которые, как правило, выше при применении ПТН как более дорогих.
Экономия топлива при сопоставлении теплоснабжения с помощью
ПТН и котельных определяется:
ΔG = Gк (1 – Кк / Ктн),
где Gк – расход топлива в котельной в тоннах условного топлива (т.у.т,
низшая теплотворная способность одной т.у.т, Qн = 7,0 Гкал); Кк, Ктн –
коэффициенты использования первичной энергии в котельной и тепловом
насосе.
Для котельной:
Кк = ηк,
где ηк – коэффициент полезного действия котла
Для теплового насоса:
КТН =  ηЭЭ ηТД,
где  – коэффициент преобразования; ηЭЭ – коэффициент полезного действия
производства электроэнергии в случае использования ТН с электроприводом;
213
ηТД – коэффициент полезного действия в случае использования теплового
двигателя (двигатель внутреннего сгорания, паровая или газовая турбина).
Рассмотрим
два
альтернативных
автономных
теплоисточника:
котельную, потребляющую для выработки тепловой энергии 1000 т.у.т.
угольного
топлива
за
отопительный
сезон,
что
при
теплотворной
способности угля Qу = 5,0 Гкал/т составляет 1400 тонн натурального угля за
отопительный сезон (при коэффициенте полезного действия угольных котлов
ηк = 60%, полезная выработка теплоты в угольной котельной составляет 4200
Гкал в год) и теплонасосную станцию с ПТН типа «вода-вода», также
вырабатывающую за отопительный сезон 4200 Гкал тепловой энергии.
Для региона Среднего Поволжья продолжительность отопительного
сезона составляет 5200 ч, т.е. среднечасовая тепловая нагрузка системы
теплоснабжения (включая потери в системе) составляет 4200/5200 = 0,8
Гкал/ч. Следовательно, в угольной котельной должны быть установлены два
котла теплопроизводительностью по 0,8 Гкал/ч (один из них – т.н. «горячий»
резерв). Альтернативный теплонасосный теплоисточник также состоит из
двух агрегатов тепловой мощностью по 928 кВт (0,8 Гкал/ч) и при работе на
НИТ с температурой 7°С (грунтовая вода из скважин) и температуре
нагретой воды теплосети 60°С имеет коэффициент преобразования = 3,0.
Экономия топлива:
ΔG = Gк (1 – ηк /  ηЭЭ) = 1000 (1 – 0,6/3,0× 0,33) = 394 т.у.т.,
или 551,6 тонн натурального угля за отопительный период.
При
стоимости
натурального
угля
с
транспортными,
погрузочноразгрузочными расходами на месте потребления 1350 руб./т,
(например, стоимость поставки угля на территории г.о. Самара в 2011 г.)
экономия в денежном выражении составит 717,1 тыс. руб. [47]. Капитальные
затраты на приобретение, монтаж, технологическую обвязку и пусконаладку
котельного оборудования, в соответствии с проектносметной документацией
составляют 2 800 тыс. руб. (без стоимости зданий и сооружений, которую
принимаем
равной
в
обоих
вариантах).
214
Капитальные
расходы
на
приобретение,
монтаж,
технологическую
обвязку
и
пусконаладку
теплонасооборудования, бурение скважин, подачу и отвод НИТ составляют
5000 тыс. руб. Срок окупаемости дополнительных капзатрат теплонасосного
варианта составляет:
τ=(5000 -2800)/717,1=3,0 года
При одинаковых затратах на ремонт, амортизацию оборудования (с
учетом того, что срок службы ПТН больше срока службы угольных котлов)
разница в эксплуатационных расходах в котельной и теплонасосном
теплоисточнике определяется разностью стоимостей израсходованных за
отопительный сезон угля в котельной и электроэнергии в теплонасосной
системе.
Стоимость израсходованного угля составляет: Су = 1300 х Gк = 1300 х
1400 = 1820 тыс. руб. При средневзвешенной стоимости (с учетом льготного
ночного тарифа) одного кВт·ч электроэнергии 0,63 руб. [48], стоимость
израсходованной на электропривод тепловых насосов электроэнергии равна:
Сээ = 0,63 х 1,163 х4200/3 = 1025,766 тыс. руб. Расход электроэнергии на
электропривод погружных насосов НИТ из скважин составляет 10% от
израсходованной на электропривод тепловых насосов [48], т.е. величину
1,163 х 4200/3 = 162,8 МВт·ч, а стоимость дополнительного расхода
электроэнергии: Сдэ = 0,63 х 162800 = 102,6 тыс. руб. Экономия
эксплуатационных расходов в теплонасосном варианте составляет: С = Су –
Сээ – Сдэ= (1820 – 1025,766 – 102,6) х 1000 = 691,634 тыс. руб., т.е. примерно
соответствует величине экономии, полученной из расчета экономии угля
(717,1 тыс. руб.). Отношение стоимости 1 кВт · ч электрической энергии к
стоимости 1 кВт· ч энергии топлива в данном регионе позволяет
прогнозировать экономическую целесообразность использования тепловых
насосов для теплоснабжения при наличии в достаточном количестве НИТ. В
рассмотренном выше примере это отношение составляет Цээ / Цт = 2,81. Как
показывает
зарубежный
и
отечественный
опыт,
приемлемый
срок
окупаемости капитальных вложений в использование теплонасосной техники
215
в 2–4 года достигается при отношении Цээ / Цт < 3,0. Например, в Швеции и
Германии это отношение равно 1,3 и 2,2 соответственно [49]. В России из-за
низких цен на органическое топливо это отношение составляет для
электроэнергии (при электроотоплении) 1,0; для твердого и жидкого топлива
– 2,5–5,0; а для природного газа – 6,0–8,0. Если известны цены на
электрическую энергию, топливо, а также низшая теплотворная способность
топлива, легко рассчитать величину Цээ/Цт для любого региона и вида
топлива, распространенного в данном регионе и предварительно оценить
экономическую целесообразность внедрения ПТН.
Наиболее выгодна замена электроотопления теплонасосным; здесь
срок окупаемости затрат – 1–2 года.
Расход топлива в энергосистеме на производство электроэнергии для
ПТН более чем на 60–70% перекрывается экономией топлива на
теплоснабжение в этой же энергосистеме. Это является серьезным
аргументом при формировании региональных тарифов на электроэнергию
для ПТН. Пусть ПТН вырабатывает Q Гкал теплоты и потребляет для этого Э
МВт·ч
электроэнергии.
Удельный
расход
топлива
на
получение
электроэнергии (Вэ) с учетом потерь в ЛЭП в размере 10% составляет 341
кг.у.т./МВт·ч. Удельный расход топлива на производство теплоты (Вэ) в
энергосистеме с учетом потерь в теплопроводах в размере 15% составляет
около 200кг у.т./Гкал.
Примем
коэффициент
преобразования
ПТН
при
утилизации
низкопотенциальной сбросной теплоты = Q / 0,86 х Э = 3,3, тогда экономия
первичного топлива от применения ПТН, по сравнению с альтернативным
получением теплоты от теплоисточника энергосистемы, составит:
Втн = (Вq 0,86 – Вэ) х Э = (200 х 3,3 х 0,86 – 341) х Э = 226,6 х Э кг.у.т.
Удельная экономия топлива в расчете на 1 МВт·ч потребленной
электроэнергии определяется как bтн = Втн / Э = 226,6 кг.у.т. Таким
образом, расход топлива в производстве электроэнергии для ПТН более чем
216
на 66% (226,6/341 х 100%) перекрывается экономией топлива на
теплоснабжение в этой же энергосистеме [49].
Системы теплоснабжения с использованием тепловых насосов теплонасосные системы теплоснабжения - могут быть применены для
отопления, подогрева вентиляционного воздуха, нагрева воды для горячего
водоснабжения и т.п.
В качестве низкопотенциальных (низкотемпературных) источников
теплоты могут использоваться:
а) вторичные энергетические ресурсы:
- теплота вентиляционных выбросов;
- теплота канализационных стоков;
- сбросная теплота технологических процессов и т.п.
б) нетрадиционные возобновляемые источники энергии:
- теплота окружающего воздуха;
- теплота грунтовых и геотермальных вод;
- теплота водоемов и природных водных потоков;
- теплота солнечной энергии;
- теплота поверхностных и более глубоких слоев грунта.
Следует учесть, что использование тепловых насосов для теплохладоснабжения с использованием ВЭР и невозобновляемые источники
энергии представляет собой новую современную технологию и требует
современных архитектурно-планировочных, конструктивных и инженернотехнологических решений по всему объекту в целом. Теплонасосная система
теплохладоснабжения должна быть органично вписана в объект и
рационально сопряжена с остальными инженерными системами объекта.
2.5.4 Проектирование объектов с теплонасосными системами
теплоснабжения
При
проектировании
зданий
и
сооружений
с
применением
энергосберегающих технологий, в том числе с применением тепловых
217
насосов, использующих теплоту вторичных энергетических ресурсов и
нетрадиционных источников энергии, необходимо рассматривать объект как
единое целое. На ранних стадиях проектирования необходимо добиваться
согласованности технических решений по архитектуре, конструкции и
инженерным системам с целью выбора оптимальных схем внедрения
энергосберегающих технологий, обеспечивающих минимальные сроки
окупаемости дополнительных капитальных затрат.
Теплонасосные системы теплоснабжения проектируются для каждого
конкретного объекта в зависимости от энергетических нагрузок, почвенноклиматических условий района строительства и стоимости энергоносителей.
Как указывалось выше, использование теплоты окружающего воздуха
и
солнечной
энергии
в
качестве
единственных
источников
низкопотенциальной теплоты малоэффективно, но в сочетании с другими,
более стабильными, источниками (например, теплотой грунта) вполне
возможно.
При
проектировании
конкретных
объектов
необходимо
проанализировать более подробные геологические данные по участку
застройки и, при необходимости (как правило, для крупных объектов),
произвести разведочное бурение.
Решение об использовании энергосберегающих теплонасосных систем
целесообразно принимать на стадии разработки и утверждения задания на
проектирование.
Предпосылками для применения таких систем могут служить
следующие обстоятельства:
- удаленность от систем централизованного теплоснабжения;
- ограничение в использовании электроэнергии для прямого нагрева при
теплоснабжении;
- наличие вторичных энергетических ресурсов (вентиляционных выбросов,
сбросной теплоты технологических процессов, серых канализационных
стоков и т.п.);
218
- наличие холодильной нагрузки;
- относительно низкий температурный потенциал тепловых нагрузок
(напольное отопление, вентиляция, подогрев воды в бассейнах и т.п.);
- большой объем требований технических условий на подключение к
внешним источникам теплоснабжения.
Этапы
проектирования
обязательно
должны
содержать
стадию
технико-экономического обоснования (ТЭО).
На этой стадии наряду с архитектурой должны быть достаточно
глубоко
проработаны
инженерные
системы
инженерные
между
собой
разделы,
и
с
согласованы
различные
теплонасосной
системой
теплоснабжения в части использования вторичных энергетических ресурсов
и покрытия различных тепловых нагрузок с учетом графиков их изменения
во времени.
ТСТ, как правило, состоят из системы сбора низкопотенциального тепла,
собственно тепловых насосов и традиционных источников тепловой энергии
для покрытия пиковых нагрузок. В некоторых случаях применяются
аккумуляторы тепловой энергии. Такие схемы, как правило, применяются
для систем горячего водоснабжения с целью выравнивания суточной
неравномерности потребления горячей воды.
Системы сбора низкопотенциального тепла представляют собой различные
теплообменные аппараты, утилизирующие ВЭР и НВИЭ и включенные в
единый с испарителями тепловых насосов контур, по которому циркулирует
теплоноситель. Если по режимным параметрам температура в этом контуре
может быть ниже 0°С, то в качестве теплоносителя используются антифризы,
например, на основе водных растворов этиленгликоля. Система должна
постоянно обеспечивать испарители тепловых насосов низкопотенциальной
тепловой энергией. В связи с этим в системе целесообразно комбинировать
различные виды низкопотенциальных источников теплоты.
Тепловые насосы, как наиболее дорогое оборудование, подбираются по
мощности на величину базовых нагрузок по графику их изменения. Это
219
обеспечивает максимальное использование тепловых насосов и более
стабильный режим их работы.
Для обеспечения надежности работы системы в схеме предусматривается
несколько агрегатов, за исключением случаев, когда надежность агрегатов
обеспечивается их внутренним устройством.
В качестве дополнительных традиционных источников тепловой энергии,
предназначенных для покрытия пиковых нагрузок, целесообразно применять
нагреватели,
электрические
легко
или
поддающиеся
газовые.
автоматизации
Нагреватели
работы,
могут
например,
устанавливаться
по
отношению к тепловым насосам как параллельно (со смешиванием потоков
теплоносителя), так и последовательно (догревание теплоносителя).
На стадии ТЭО необходимо рассмотреть комплекс традиционных
мероприятий по энергосбережению:
- рациональные архитектурно-планировочные решения по конфигурации
зданий и сооружений и расположению их на местности;
- применение энергосберегающих ограждающих конструкций;
- использование энергосберегающей системы вентиляции, в том числе с
возможностью рекуперативного подогрева приточного воздуха вытяжным;
-
создание
рациональной
системы
отопления
с
применением
автоматизированных узлов управления и учета тепловой энергии;
- установка экономичных устройств водоразбора в системе горячего
водоснабжения с применением регуляторов давления;
-
применение
энергоэкономичных
светильников
и
других
электроприборов, устройств для частотного регулирования электрических
машин и т.п.
Целесообразно рассмотреть 2-3 варианта схем ТСТ для выбора наиболее
оптимального решения. Принципиальные схемы ТСТ выбираются на основе
тепловых и технико-экономических расчетов.
Одной
из
теплонасосных
основных
систем
проблем,
решаемых
теплоснабжения,
220
при
является
проектировании
проблема
выбора
установленной тепловой мощности системы.
Выбор установленной мощности должен производиться на основе
технико-экономического
расчета,
рассматривающего
наряду
с
энергосберегающей теплонасосной системой теплоснабжения все здание или
сооружение со всеми инженерными системами.
Специфика
эксплуатационных
теплоснабжения,
существенно
особенностей
использующих
влияет
на
теплонасосных
низкопотенциальное
эффективность
тепло
дальнейшей
систем
грунта,
эксплуатации
рассматриваемых систем. Отбор (или сброс) тепловой энергии из грунтового
массива в процессе эксплуатации системы теплосбора может вызывать
значительные изменения температуры грунта в годовом цикле относительно
его
естественной.
Это
в
значительной
степени
осложняет
задачу
прогнозирования теплового поведения системы теплосбора в годовом цикле
и вынуждает использовать при проектировании систем теплосбора сложные
пространственные
математические
модели,
учитывающие
процессы
распространения тепла по трем координатным осям.
В результате проведенных на компьютерных моделях исследований [6]по
оценке эксплуатационных воздействий систем теплосбора на естественный
температурный
режим
грунта
было
установлено,
что
эксплуатация
характеризуется тремя основными периодами.
Первый период, с начала отопительного сезона продолжительностью до
200 часов (8 суток), характеризуется ярко выраженной нестационарностью
теплового режима грунтового массива и, вследствие этого, значительными
изменениями температур грунта вблизи труб грунтового теплообменника.
Для этого периода весьма характерным является тот факт, что грунтовый
теплообменник оказывает весьма существенное тепловое влияние на слои
грунта, находящиеся в непосредственной близости от него. Поэтому путем
искусственного повышения теплопроводности и объемной теплоемкости
(замена грунта, его увлажнение и т.д.) незначительного объема грунта вблизи
труб
грунтового
теплообменника
221
можно
существенно
улучшить
эксплуатационные параметры системы теплосбора, эксплуатируемой в
малотеплопроводных и нетеплоемких грунтах.
Второй период - от 200 до 500 часов (от 8-х до 21-х суток) характеризуется более плавным изменением интенсивности удельного
теплосъема с единицы длины грунтового теплообменника во времени,
которое имеет менее крутой, но все же экспоненциальный характер. Причем,
наиболее
интенсивно
изменение
удельного
теплосъема
во
времени
происходит, как и во время первого периода, в грунтах с малой
теплопроводностью. Изменение интенсивности удельного теплосъема в
течение периода - в пределах 15% от начального значения.
Третий период начинается с 500 часов (или с 22-х суток) и продолжается
до конца отопительного сезона. Для этого периода характерно линейное
изменение интенсивности удельного теплосъема во времени. Однако,
несмотря на значительно более пологий характер зависимости удельного
теплосъема от времени, на протяжении этого периода она все же имеет ярко
выраженный нестационарный характер.
Значительное влияние на эффективность эксплуатации систем теплосбора
оказывают теплопроводность и теплоемкость грунтового массива. Чем выше
теплопроводность и объемная теплоемкость грунта, тем выше интенсивность
удельного теплосъема с единицы длины грунтового теплообменника и,
соответственно, выше эффективность системы теплоснабжения.
Наиболее существенное влияние на эффективность эксплуатации системы
теплоснабжения оказывает изменение теплопроводности грунта в пределах
от 0,4-2 Вт/(м·К) и его объемной теплоемкости от 400-1000 кДж/(м3·К).
Дальнейшее их увеличение сказывается на эффективности системы менее
заметно.
Следовательно,
при
эксплуатации
систем
теплосбора
в
малотеплопроводных и нетеплоемких грунтах имеется реальная возможность
за счет незначительного повышения влажности грунта (путем создания
дренажа, задержки дождевой влаги на участке теплосбора и т.д.) значительно
повысить
эффективность
эксплуатации
222
системы
теплосбора
и,
соответственно, системы теплоснабжения в целом.
Согласно действующим нормативным документам (например, СНиП
2.04.05-91 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха", п.п. 6.13
и 8.2, МГСН 2.01-99 "Энергосбережение в зданиях, нормативы по
теплозащите и тепловодоэлектроснабжению", п.4.2.4) применение новых
технологий теплоснабжения, в том числе с применением тепловых насосов,
связанных, как правило, со значительными капитальными вложениями,
требует предварительного технико-экономического обоснования.
На стадии разработки ТЭО для объектов с теплонасосными системами
теплоснабжения должны быть проработаны следующие вопросы:
- определены основные архитектурно-планировочные решения;
- определены расчетные тепловые, холодильные и электрические нагрузки
объекта
с
учетом
всех
внутренних
бытовых
и
технологических
тепловыделений;
- рассмотрены возможные мероприятия по снижению энергетических
нагрузок традиционными способами;
- определена структура потребления энергии (тепловой и электрической);
- определены суточные и годовые графики потребления тепловой и
электрической энергии;
- проработана схема традиционного (централизованного или автономного)
теплоснабжения и определены затраты на ее создание (с учетом выполнения
требований выставленных технических условий);
-
определен
энергетический
потенциал
вторичных
энергетических
ресурсов объекта (мощность и график их поступления);
- определен энергетический потенциал доступных нетрадиционных
возобновляемых источников энергии и потребная мощность для покрытия
тепловых нагрузок здания;
- выбрана принципиальная схема системы энергоснабжения с помощью
тепловых насосов и выполнена предварительная проектная проработка;
- рассчитаны капитальные затраты, связанные с созданием ТСТ, с учетом
223
технических
условий
на
подключение
к
внешним
энергетическим
источникам;
- рассчитаны годовые эксплуатационные затраты по традиционному
варианту теплоснабжения и варианту с тепловыми насосами;
- рассчитан срок окупаемости ТСТ.
В случае если срок окупаемости приемлем и к реализации принят вариант
ТСТ, следующие этапы проектирования выполняются в соответствии с
существующими нормами с обязательным расчетным обоснованием выбора
структуры и технических характеристик применяемого оборудования.
Применение теплонасосных систем теплоснабжения в энергетическом
хозяйстве объектов Самарской области может рассматриваться в двух
аспектах:
как
один
из
путей
решения
стратегической
задачи
энергосбережения и как энергосберегающая технология решения локальных
задач энергоснабжения отдельных зданий и сооружений.
2.5.5 Технико-экономические оценки при внедрении тепловых насосов
Для более объективной оценки эффективности ТН обычно используют
коэффициент использования первичной энергии (топлива) (далее КПЭ),
который определяется как отношение отпущенной теплоты к энергии
первичного топлива, затраченного на привод компрессора ТН.
В качестве примера приведем энергетическое сравнение основных
способов получения теплоты.

Котельная
12 % – потери с продуктами
5 % – потери в окружающую
100%
Топлив
о
83
%
 = 83224
%.

ТН с приводом компрессора от электродвигателя с εотоп = 3,5 (источник
электроэнергии).
65 % – потери в цикле КЭС
5 % – распределительные потери
30 % – полезная
работа
100 %
Топливо
105 %
 = ηкэс · εотоп = 0,3 · 3,5 = 1,05.
Из энергетического баланса ТН следует, что теплота, взятая у холодного
источника, составляет в %
Qо = Qк – L ⇒ Qо = 105 – 30 = 75 %.

ТН с приводом компрессора от двигателя внутреннего сгорания ( ДВС)
20 % – необратимые потери тепла
50 % – теплота, возвращаемая в цикл
100 %
Топливо
155 %
30 % – полезная работа
 = 0,3 · 3,5 + 0,5= 1,55.
155 % - 50 % - 30 % = 75 % – теплота, взятая у холодного источника.
225
С точки зрения термодинамической эффективности максимальный КПЭ
возможно получить при использовании в качестве привода компрессора –
ДВС, так как часть теплоты продуктов сгорания можно утилизировать в
рекуператорах.
В сравниваемых вариантах коэффициент трансформации был принят
равным 3,5.
На самом деле, при внедрении ТН, о возможной экономии можно судить
по расходу первичного топлива или по относительному расходу топлива при
выработке одинакового количества теплоты.
Обозначим через
в
относительный расход топлива
= В2 /В1,
где В1 – расход топлива при работе котла, В1 = вк · Q;
Q
В2 – расход топлива при работе ТН, В2 = вэ · -----.
εотоп
вэ · Q
вэ
в = -------------- = ----------- ,
вк · Q · εот вк · εотоп
в
где вэ – удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч
электроэнергии на КЭС;
вк – удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты
на котельной.
Примем в расчетах
кг у. т.
кг у. т.
вэ = 93 -------------- ≈ 0,330 ÷ 0,340 --------- ;
ГДж (э. э.)
кВт·ч
кг у. т.
кг у. т.
вк = 38,2 ----------------- ≈ 160 --------- .
ГДж (тепло)
Гкал
Здесь возможны 3 варианта:
если
в
= 1 — нет выгоды при использовании ТН,
в
< 1 — выгоднее использование ТН,
в
> 1 — выгоднее использование котельной.
Тогда предельное значение εотоп можно оценить
226
вэ
93
εотоппред = ----- = ------ ≥ 2,4.
вк
38,2
Процесс принятия инвестиционных решений в промышленности
отдельной хозяйственной единицей базируется не столько на оценке
экономической выгоды проекта в целом, например, снижение расхода
топлива, сколько на оценке конкретного инвестиционного проекта с точки
зрения частного инвестора, которая базируется на финансовом анализе, то
есть в основном на сроке окупаемости.
Нормативный срок окупаемости в экономике СССР составлял ≈ 8 лет.
Из-за кризиса в экономике России с 90-х годов реальные пороговые
требования инвесторов к эффективности капиталовложений снижены до 2 - 5
лет.
Простой срок окупаемости можно оценить, как
Т = К / ΔЭ,
где К — капитальные затраты, в руб.;
ΔЭ — экономический эффект от внедрения проекта, руб./год.
Применение ТН в системах теплоснабжения.
Для удовлетворения потребителей постоянной тепловой нагрузкой при
наличии постоянного источника низкопотенциальной теплоты и при
незначительном теплоподъёме, (например, с 30 ºС до 50 ºС, системы ГВС)
энергоэффективно использовать ТН.
Однако экономичность ТН резко снижается с ростом отношения
температур (т.е. с уменьшением минимальной и ростом максимальной
температур цикла), а также при использовании ТН при изменении сезонных
тепловых нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха.
Причём, для большинства районов России максимальная отопительная
нагрузка отличается от средней примерно в 2 раза. Поэтому в зимний период
ТН
должен
вырабатывать
максимальное
227
количество
теплоты
при
максимальной температуре сетевой воды ≈150 ºС, что в принципе получить с
помощью существующих ТН практически невозможно.
Для обеспечения сезонных нагрузок с помощью ТН необходимо их
сочетать с пиковыми котельными, предусмотреть плавное регулирование
производительности
(например,
частотнорегулируемый
привод)
и
одновременно решить вопрос об уменьшении температуры обратной воды до
3040 ºС.
В качестве примера, приведены расчёты экономической эффективности
по
использованию
компрессионного
теплового
насоса
в
системе
теплоснабжения с пиковой котельной максимальной тепловой мощностью 1
МВт для IV климатической зоны России [52]. Рабочее вещество – R12.
Производительность ТН регулируется по графику отопительной нагрузки.
Температурный график теплосети – 90 ºС /70 ºС. Температура источника
низкого потенциала (артезианская скважина) –15 ºС.
Исходные данные для расчетов были взяты из [52]:
Количество теплоты, отпущенной потребителям
 1 598 000 кВтч
за отопительный сезон:
в т.ч. тепловой насос,
1 334 000 кВтч
пиковая котельная.
264 000 кВтч
Расход электроэнергии на привод компрессора ТН
и насосов (артезианского, циркуляционного и др.):
в т.ч. компрессор ТН,
 473 400 кВтч
406 500 кВтч
насосы.
66 900 кВтч
Технико-экономическая оценка работы ТН
Расход условного топлива для варианта отопления от котельной:
B1 
Q отоп
Q н   к   т .с .
р

1 598 000  3 , 6
29 , 3  0 ,8  0 , 95
228
 258 300
кг у.т./год.
Расход условного топлива для варианта отопления с помощью ТН + пиковая
котельная:
B 2  B ПК  BТН 
264 000  3, 6
29 ,3  0 ,8  0 ,95
 473 400  0 ,32  194 168
кг у.т./год,
где ВПК – расход топлива на пиковой котельной, кг у.т.;
ВТН = Эbэ – расход топлива на ТН,
где Э – расход электроэнергии на привод ТН, кВтч,
bэ – удельный расход топлива на выработку электроэнергии,
0,32 кг у.т./кВтч;
ηк, ηт.с. – КПД котельной и тепловых сетей.
Экономия топлива от замещения котельной тепловым насосом с
пиковой котельной составляет:
В = В1 - В2 = 258 300 – 194 168 = 64 132 кг у.т./год
или в процентах – 25 %.
Финансовая экономия составит (в предположении, что топливо –
природный газ, стоимостью Ц=660 руб./1000 м3):
С  В  Ц 
64 132
 0 , 66  37 129
1,14
руб./год.
Простой срок окупаемости:
Т1 
З
С
,
где З – капитальные затраты на ТН (ТН500 – 2,7 млн. руб.),
τ1=2700000/37219>50 лет
Простой срок окупаемости при замещении электрокотлов тепловым
насосом с пиковой котельной можно оценить:
Э = Э1 – Э2,
где Э1
–
расход
электроэнергии
в
котельной
с
электрокотлами
(предположим э.к. = 1), кВтч,
Э2 – расход электроэнергии на привод ТН с пиковой котельной, кВтч.
Э = 1 598 000 – (473 400 + 264 000) = 861 000 кВтч,
229
или в процентах – 54%.
Финансовая экономия составит:
С = ЭЦ = 861000 кВтч · 1,8 руб./ кВтч = 1,55 млн. руб./год.
Простой срок окупаемости:
τ2=2700000/1550000=1,7 года.
Такая разница в сроках окупаемости объясняется разницей тарифов на
электроэнергию и топливо (природный газ) [53].
Если же использовать ТН вместо тепловой энергии, получаемой от
сторонних организаций, то срок его окупаемости составит около 5-6 лет.
Простой срок окупаемости при отказе от потребления
тепла от
сторонних организаций и использование для этих целей теплового насоса
можно оценить следующим образом:
С = С1 – Э2,
где С1 – годовые затраты на закупку тепловой энергии в объеме 1 598 000
кВтч = 1373 Гкал (Цена 1Гкал – 1173руб. по Самарской области).
С2 – годовые затраты на электроэнергию на привод ТН, 639200 кВтч.
С = 1373∙1173– (639200∙1,8) = 0,459 млн. руб./год.
Простой срок окупаемости:
τ3=2700000/459000=6 лет.
Расчет параметров тепловых насосов и технико-экономическая оценка
их внедрения
Существует огромный потенциал вторичных ресурсов, которыми
обладают
объекты
социальной
сферы
Самарской
области.
Общее
потребление тепловой энергии в год данными учреждениями составляет
величину около 350 тыс. Гкал. При этом около 25-30% от этой величины это тепловая энергия, используемая в системе вентиляции. В отопительный
сезон данное низкопотенциальное тепло выбрасывается в атмосферу без
утилизации (температура воздуха, выходящего из системы вентиляции,
составляет величину 20-30оС).
230
Перспективным
направлением
является
использовать
тепловые
насосы, в которых в качестве низкопотенциального источника тепла можно
использовать:
воздух, выбрасываемый вентиляционными системами,
условно-чистые стоки, тепло от обогрева бассейнов.
Обогрев бассейнов является наиболее эффективным примером
использования
тепловых
насосов
в
Самарской
области.
История
практического внедрения тепловых насосов началась именно с этого
применения. Подогрев воды в бассейнах требует значительных затрат
энергии, практически независимо от времени года. С другой стороны,
условия применения подогревателей идеальны для использования тепловых
насосов, т.к. рабочий перепад температур невелик (при температуре воды в
бассейне 27°С - в пределах 15...20°С). Это обеспечивает очень высокую
эффективность схемы - для тепловых насосов "воздух-вода" - порядка 5, а
для тепловых насосов "вода-вода" - не менее 7. Для закрытых бассейнов
практикуется также установка тепловых насосов "воздух-вода" относительно
небольшой мощности (примерно 100 Вт мощности на каждый квадратный
метр зеркала воды), выполняющих функции осушителей воздуха. При этом
полностью компенсируются потери воды и энергии от испарения, и
обеспечивается нормальный уровень влажности в помещении.
Таким объектом в Самарской области, например, может являться
бассейн
спортивного комплекса «Молодежный» (446250, муниципальный
район Безенчукский, п.г.т. Безенчук, ул. Луговцева, 54).
В качестве пилотных объектов, на которых для отопления можно
установить
тепловые насосы, использующие воздух, выбрасываемый
вентиляционными
системами
или
системы
с
комбинированным
использованием низкопотенциального тепла вытяжного воздуха, условночистых стоков и грунта, могут рассматриваться бюджетные учреждения,
представленные в таблице 1 Реестра территорий и объектов Самарской
231
области, перспективных для использования вторичных энергетических
ресурсов и возобновляемых источников энергии.
232
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный анализ потенциала вторичных и возобновляемых
источников энергии на территории Самарской области показал перспективы
разработки пилотных проектов по реализации этого потенциала. В реестре
территорий
и
объектов
Самарской
области,
перспективных
для
использования ВЭР и ВИЭ приведены областные объекты на которых после
проведения ТЭО и составления проектов возможна реализация таких
пилотных проектов. Отдельно приведены объекты перспективные для
использования
энергоустановок
малой
гидроэнергетики
(3
объекта),
ветроэнергетических установок (4 объекта), гелиоэнергетических установок
(4 объекта), биоэнергетических установок с использованием биогаза (3
объекта), энергоустановок используемых тепловые насосы (3 объекта)
В
дальнейшем
предполагается
создание
методик
определения
эффективности реализации этих проектов, подготовить ТЭО, выбрать по
одному объекту, работающему с различными энергоресурсами. В этой работе
необходима координация усилий областных и муниципальных органов
власти. Так только из отходов животноводческих ферм можно получать в
сутки биогаз в следующем количестве на 1 животное: крупный рогатый скот
до 1,5м3, свиньи - до 0,2м3, кролики ,куры - до 0,015 м3. При этом еще
получаются и хорошие удобрения.
Биогаз можно использовать как топливо, сжигая его в отопительных
установках или в двигателях внутреннего сгорания.
При использовании биогаза в газовом дизеле с электрическим
генератором с утилизацией теплоты, 1 м3 биогаза равноценен 1,3 кг мазута.
233
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1
http://aenergy.ru.
2
http://www.solarhome.ru/hydro.
3
http://aenergy.ru.
4
Атлас Самарской области [текст]/ Т.И. Попеко, Н.А. Сысоева. –
Самара: Роскартография, 1999. - 31с.
5
Беляев, В.Д. Речные изыскания и основы гидрологии[текст]/ В.Д.
Беляев. - М.: Водтрансиздат, 1945. – 175 с.
6
Атлас.
Самарская
область.
М
1:100
000
[текст]/
ФГУП
«Уралаэрогеодезия», «Роскартография», 2009г. - 148с.
7
Обзорный атлас окружающей среды Самарской области [текст]. –
Самара: . 2007г. – 26 с.
8
http://www.syz-ges.ru/Syzranskaya_urban_grid.html - ООО «Сызранская
городская электросеть».
9
http://www.priroda.samregion.ru - «Министерство лесного хозяйства,
охраны окружающей среды и природопользования Самарской области» .
10
http://www.ecoteco.ru/id32 - «ECOTECO».
11
http://www.solarhome.ru/hydro.
12
Железняков,
Г.В.
Гидротехнические
сооружения.
Справочник
проектировщика [текст]/Под общ. ред. В.П. Недриги. – М.: Стройиздат,
1983г. - 543с.
13
Федеральный закон от 21.07.1997 № 117 ФЗ «О безопасности
гидротехнических сооружений» [текст]. – М.: Кремль, 1997 г. 14
http://www.waterinfo.ru/gts/ - «Российский регистр гидротехнических
сооружений» .
15
http://voda.mnr.gov.ru/ - «Федеральное агентство водных ресурсов».
16
Водные маршруты Самарской области. Альбом карт М1:25 000, 1:50
000
[текст].
–
Самара,
ФГУП
«Средневолжское
предприятие» Роскартографии, 2003г. - 29с.
234
аэрогеодезическое
17
Биндеман
Н.Н.
Справочник
по
инженерно-гидрогеологическим
расчетам при изысканиях для гидроэнергетического строительства[текст] /
Н.Н. Биндеман. – М.: Государственно энергетическое издательство, 1955г. 104с.
18
Приказ от 27.04.2009 г. Минприроды РФ N 117, Минтранса РФ N 66
«Об утверждении Административного регламента исполнения Федеральным
агентством водных ресурсов, Федеральной службой по экологическому,
технологическому и атомному надзору и Федеральной службой по надзору в
сфере транспорта государственной функции по государственной регистрации
гидротехнических сооружений и ведению Российского регистра
гидротехнических сооружений»
19
Справочник по ресурсам возобновляемых источников энергии России и
местным видам топлива (показатели по территориям). Под ред. Безруких
П.П.М.: «ИАЦ Энергия», 2007. 272с. Безруких П.П., Елистратов В.В.,
Дегтярев В.В., Сидоренко Г.И. и др.
20
Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. СПб, Изд-во Политехн.
ун-та, 2011, 239с
21
Елистратов В.В., Акентьева Е.М., Борисенко М.М., Кобышева Н.В.,
Сидоренко Г.И., Стадник В.В. Климатические факторы возобновляемых
источников энергии. СПб.: Наука, 2010. - 235с.: ил.
22
В.В.
Елистратов,
В.А.
Грилихес,
Е.С.
Аронова.
Солнечные
энергоустановки. Оценка поступления солнечного излучения: Учебное
пособие. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008. – 100с. 6,25 п.л.
23
Ильин A.K. Возможности использования солнечной энергии в
Поволжье // Энергосбережение в Поволжье. 2001. Вып.2. С.70-73.
24
Елистратов В.В., Бреусов В.П., Ташимбетов М.А. Возобновляемые
источники энергии и способы их использования. Учебное пособие.
Издательство СПбГПУ, 2005 г.
25
Кобранов Г.П. Установки для использования солнечной энергии. М.:
Изд-во МЭИ, 1996. 112 с.
235
«Каталог
26
энергетического
оборудования»,
том
2
Каталог
«Альтернативный киловатт», ООО «Юнион Принт», г. Рыбинск, 2010г.
27
http://skk63.ru
28
http://samara-meteo.ru/
29
http://solbat.narod.ru/
30
http://www.strela.punkt.ru/
31
http://bibliofond.ru/
32
http://pogoda.ru.net/
33
http://www.ecologylife.ru/
34
http://samara.ru/
35
http://www.solarinntech.ru/
36
http://www.solarenergy.su/
37
Касимов Л.И., Шаньгин Е.С. « Технология ресурсосбережения ». Уфа
1998, 283 с. Учебное издание УТИС
« Практическое пособие по выбору и разработке энергосберегающих
38
проектов в семи разделах ». Под общей редакцией Данилова О.Л.,
Костюченко П.А., 2006, 668 с. Изд. ЗАО « Технопромстрой »
« Обзорный атлас окружающей среды Самарской области », 2007, 89 с.
39
Изд. Правительство Самарской области
« Экономическая энциклопедия регионов России. Самарская область ».
40
НПО « Экономика », 2007, 396 с.
« Концепция использования ветровой энергетики России ». Безруких
41
П.П. Изд. « НТЦ новые и возобновленные источники энергии ».
Безруких П.П. и др. « Ресурсы и эффективность использования
42
возобновленных источников энергии в Росси ». СПБ: Наука, 2002, 314 с.
« Атлас ветров России ». Старков А.И. и др. М. Можайск - Терра, 2000,
43
560 с.
44 « Атлас Самарской области ». Шнырев В.В. Федеральное агенство
геодезии и картографии. Хабаровск, 2005, 306 с.
236
45 ТСМ 23-346-2003. « Территориальные строительные нормы Самарской
области.
Строительная
климатология
».
ГУ
архитектуры
и
градостроительства СО. Самара, 2004, 86 с.
46 Проценко В.П. Коэффициент преобразования парокомпрессионных
тепловых насосов [Текст]/ В.П. Проценко, В.А. Радченко.- Теплоэнергетика,
1988, №8.
47 Горшков
В.Г.
Перспективы
развития
теплонасосной
техники
в
Чувашской Республике. Опыт внедрения. [Текст]/ В.Г. Горшков, С.В.
Осипович, В.А.Тарасов. - Энергоэффективность. Опыт. Проблемы. Решения,
2003, №2.
48 Проценко В.П. Теплонасосные установки с электрическим приводом для
горячего водоснабжения [Текст]/
В.А. Радченко,
В.П. Проценко. -
Электрические станции, 1987, №7.
49 Жидович И.С. Системный поход к оценке эффективности тепловых
насосов. [Текст]/
И.С. Жидович, В.И. Трутаев. - Новости теплоснабжения,
2001, №1
50 Руководство по применению тепловых насосов с использованием
вторичных энергетических ресурсов и нетрадиционных возобновляемых
источников энергии [Текст]/ ОАО "ИНСОЛАР-ИНВЕСТ" . – Москва, 2001.
51 Е.И. Янтовский, Л.А. Левин. Промышленные тепловые насосы. М.:
Энергоатомиздат, 1989 – 249c.
52
Тепловые и конструктивные расчёты холодильных машин. Под ред.
И.А. Сакуна. Л.: Машиностроение, 1987. – 423 с.
53
В.Г. Лисиенко,
Я.М. Щелоков,
М.Г. Ладыгичев.
Хрестоматия
энергосбережения. Справочное изд. В 2-х книгах. М.: Теплоэнергетик, 2002.
237
Документ
Категория
Техника
Просмотров
1 686
Размер файла
12 350 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа