Не так давно нам прислал работы один интересный человек, инжинер из Омска. Он предлагает дешёвый и экономичный способ использования тепловой энергии солнца, для различных нужд. Ниже представлены его работы.
Солнечный соляной пруд — базовый элемент
индивидуальных солнечных установок
Осадчий Г.Б., инженер
Бытует мнение, что в России солнечного излучения недостаточно, и использовать его нецелесообразно. Однако детальные исследования специалистов Института высоких температур РАН (в том числе с использованием спутниковых данных NASA) показали, что более 60 % территории России, включая многие северные районы, характеризуются существенными среднегодовым поступлением солнечной энергии 3,5 – 4,5 кВт∙ч/м2 день.
Наиболее «солнечными» являются регионы Дальнего Востока, кроме Камчатки, и юг Сибири (от 4,5 до 5,0 кВт∙ч/м2 день). А большая часть Сибири, включая Якутию, (до 62 – 65⁰ северной широты) по среднегодовому поступлению солнечной радиации относятся к той же зоне, что и районы Северного Кавказа и Сочи (4,0 – 4,5 кВт∙ч/м2 день)
В целом, технический потенциал солнечной энергии в России примерно в два раза превышает сегодняшнее, суммарное энергопотребление по стране.
При рассмотрении технического потенциала использования солнечной энергии на юге Западной Сибири в конце XX века исходили из тех технологических решений, которые применялись на 35 – 40 широтах территории СССР. Где отличительным признаком был и остается более продолжительный (по количеству дней) период повышенной инсоляции, при практически одинаковых значениях в летние месяцы. Однако, в настоящее время, на базе солнечных соляных прудов, для 50 – 60⁰ северной широты разработаны новые технологии. Эти технологии, используют не одну только солнечную энергии, но и её производные (в частности неиспользованную теплоту термодинамического цикла), что позволяет вырабатывать энергию круглый год или запасать, например, посредством биогаза, вырабатываемого для зимнего периода летом с использованием солнечной энергии. Да и сам солнечный соляной пруд зимой можно использовать как источник (аккумулятор) низкопотенциальной теплоты для повышения температуры пара хладагента теплового насоса непосредственно перед компрессором.
Что такое солнечный соляной пруд и его характеристики.
Солнечный соляной пруд (рисунок 1) [1] — это неглубокий (2 – 4 м) бассейн с крутым рассолом в нижней его части, у которого в нижнем придонном слое температура под действием солнечной радиации достигает 100 ⁰С и даже выше.
Рисунок 1 – Схема солнечного соляного пруда и изменение температуры жидкости по глубине пруда
Физической основой возможности получения таких высоких температур вблизи дна пруда (рис. 1) является подавление гравитационной конвекции — всплытия нагретой Солнцем вблизи дна жидкости вверх под действием архимедовой силы, если плотность жидкости падает с ростом температуры. Чистая и слабосоленая (в том числе морская) вода подчиняется этому закону: по мере нагрева из-за термического расширения плотность уменьшается и нагретая вода всплывает вверх, отдавая тепло воздуху, а её место замещает холодная. Устанавливается непрерывный процесс конвекции с переносом теплоты от нагретого солнцем дна вверх и отдача ее воздуху. Именно поэтому вода в море не нагревается выше 25 – 30 ⁰С.
В солнечном пруду такой конвекции нет, потому что у крутосоленого рассола большой плотности, находящегося у дна, по мере нагрева плотность повышается из-за роста растворимости соли в воде и этот эффект пересиливает действие расширения жидкости. Соль в горячей воде растворяется быстрее, чем в холодной, в основном благодаря диффузии. Следовательно, при нагреве придонного слоя кристаллы соли быстрее переходят в рассол, увеличивая его плотность.
Механизм отдачи тепла от нагреваемого дна и придонного слоя — это только теплопроводность через грунт вниз, через боковые откосы и слой неподвижной воды вверх. Основную часть энергии в солнечном спектре несут коротковолновые — видимые — и ультрафиолетовые лучи, которые слабо поглощаются в толще воды и достигают дна. Итак, в таком пруду часть солнечного излучения — инфракрасного спектра полностью поглощается верхним слоем пресной воды, коротковолнового начнет поглощаться более низкими слоями воды, а не поглощенная часть излучения, прошедшего сквозь воду, — темным дном. Энергия, отраженная от дна, частично поглотится водой на обратном пути.
Теплопроводность существенно слабее конвекции, так что вблизи дна рассол будет нагреваться до упомянутых величин. Имеются сведения о получении температуры 102 и 109 ⁰С и расчетные предположения о возможности достичь 150 ⁰С в насыщенных рассолах. Разумеется, эти температуры зависят от географической широты, прозрачности атмосферы, пресной воды, изолирующего слоя и рассола пруда, теплоизоляции дна и боковых стенок наличия концентраторов (отражателей солнечного излучения в акваторию пруда) и ветра.
Верхний слой пруда состоит из пресной воды, с толщиной обычно 0,1 – 0,3 м, где подавить перемешивание жидкости не удается. Сказывается действие ветра, неравномерного загрязнения поверхности и других причин. Этот слой называется верхней конвективной зоной, и его толщина должна быть как можно меньше и чище, и поверхность без ряби, чтобы снизить потери излучения, входящего в воду. То, солнечное излучение, что поглотилось в верхней конвективной зоне, — потери энергии, ибо она легко уносится с поверхности ветром и за счет испарения воды.
Ниже находится градиентный слой (изолирующий слой с увеличивающейся книзу концентрацией рассола), именно здесь создается «термоклин» и «галоклин» — резко неравномерное распределение и температуры, и солености при полном отсутствии перемешивания, если пруд работает устойчиво. От толщины этого слоя — не конвективной зоны — сильно зависят все характеристики пруда. Термическое сопротивление изолирующего слоя воды составляет примерно 1,7 м2∙⁰С∙Вт-1, в то время как сопротивление современного типичного плоского пластинчатого солнечного приемника 0,4 м2∙⁰С∙Вт-1. В ранее построенных зданиях средней полосы России сопротивление теплопередаче стен составляет 0,9 – 1,1 м2∙⁰С∙Вт-1, окон — 0,39 – 0,42 м2∙⁰С∙Вт-1, покрытий — около 1,5 м2∙⁰С∙Вт-1. Принятые новые нормативные требования увеличили требуемые значения сопротивления теплопередаче: для стен до 3,0 –3,5 м2∙⁰С∙Вт-1, для окон — до 0,55 – 0,60 м2∙⁰С∙Вт-1, для покрытий — до 4,5 – 5,0 м2∙⁰С∙Вт-1. А самое существенное в этой «конструкции» пруда, это то, что термическое сопротивление градиентного слоя в 1000 раз выше сопротивления пресной воды при наличии свободной конвекции (0,0018 м2∙⁰С∙Вт-1).
Рисунок 2 – Зависимость КПД солнечного соляного пруда, не имеющего теплоизоляции дна и боковых стенок, от температуры рассола (⁰С) и глубины не конвективной зоны [Янтовский].
Наконец, в придонном слое находится зона накопления энергии, состоящая из слоя горячего рассола, или конвективная зона, где допустимо перемешивание. Её толщина также влияет на показатели пруда — в основном на его тепловую инерцию.
Полезной энергией пруда является теплота, аккумулированная в этим слоем. Её можно использовать как для целей теплоснабжения, так и для выработки электроэнергии путем пропускания рассола из этой зоны через какие-либо теплообменники. На рисунке 2 показана величина КПД пруда — отношение отводимой теплоты к падающей на поверхность солнечной энергии [2].
Для солнечных соляных прудов в настоящее время используют отходы соляных производств, содержащие большую долю хлорида магния, не пригодную для питания. А чтобы предотвратить утечки поверхность дна покрывают пластмассовой пленкой или слоем фурановой смолы. Иногда достаточно того, что дно «убивается» водонепроницаемой глиной.
Существенным преимуществом солнечных соляных прудов является то, что наряду с прямым солнечным излучением они воспринимают (аккумулируют) рассеянное излучение, отраженное от облаков, предметов и т.п.
Солнечный соляной пруд представляет собой одновременно коллектор и аккумулятор теплоты, причем по сравнению с обычными коллектора и аккумуляторами он является более дешевой системой
Исследовательские работы по изучению солнечных соляных прудов начались с середины 50-х годов XX века в Чили и Израиле, затем в США, Индии, Саудовской Аравии, Австралии, Египте.
В странах расположенных в низких широтах применяются СЭС, использующие теплоту, аккумулированную и сконцентрированную в солнечном соляном пруде.
Данные о фактическом состоянии дел в данном секторе солнечной энергетики автору недоступны, но о нем можно судить по известным ему сведениям из литературы.
По состоянию на 80-е годы наибольший по площади пруд создан в Израиле вблизи Мертвого моря. Его площадь 250 тыс. м2. На нем построена и испытана паротурбинная фреоновая энергетическая установка мощностью 5 МВт. Там же создан экспериментальный солнечный пруд с насыщенным
раствором 95 % хлорида магния и 5 % хлорида кальция площадью 4 4,5 м, глубиной 0,9 м. Летом 1984 г. получена температура 98 ⁰С. Утверждается, что пруд такого типа может давать температуру в интервале 120 – 150 ⁰С. В 1978 г. с пруда площадью 7500 м2 получена электрическая мощность 150 кВт.
В Австралии возле Мельбурна (38 ⁰ южной широты) построены два пруда глубиной 3 м, площадью по 1000 м2 на грунте из водонепроницаемой глины. Один из прудов оставлен без теплоизоляции, другой имеет изоляцию из пенополистирола с пленкой из бутинола. Рассол представляет отходы от опреснения морской воды — смесь хлоридов магния и натрия.
Приведем результаты испытаний упомянутой выше энергетической установки с паровой фреоновой турбиной, созданной вблизи Мертвого моря. Пруд собирает солнечную энергию на площади 0,25 км2, а горячий рассол из нижней конвективной зоны пруда подается в теплообменник-испаритель — аналог котла на обычной ТЭС, где нагревается фреон. В турбине фреон передает мощность электрогенератору, затем конденсируется, отдавая сбросную теплоту циркуляционной воде, и насосом закаивается в испаритель. Это обычный цикл Ренкина всех низкотемпературных энергетических установок — геотермальных, океанских, утилизационных на влажном паре.
При испытаниях такой установки мощностью 5 МВт в реальных условиях работы солнечного пруда получены следующие результаты:
Температура рассола, ⁰С 85 Расход рассола, м3/с 3,66
Температура охлаждающей воды, ⁰С 28 Расход охлаждающей воды, м3/с 3,66
Температура фреона перед турбиной, ⁰С 75 Давление перед турбиной, атм. 8,2
Температура конденсации, ⁰С 34 Тепловая мощность испарителя, МВт60
Тепловая мощность конденсатора, МВт 55 КПД турбинной ступени, % 93
Мощность генератора, МВт 5,07 Общий КПД, % 7,12–
Мощность насоса для фреона, кВт 350 Мощность насоса рассола, кВт 370
Мощность водяного насоса, кВт 320 Мощность прочих устройств, кВт 30
Расчетные значения:
КПД цикла Карно 41/348 = 0,17
Эксергетический КПД 0,0712/0,117 = 0,60
Эти испытания показали, что солнечный соляной пруд действительно может стать одним из лучших устройств энергетики ВИЭ. Удельная электрическая мощность, полученная с 1 м2 поверхности пруда составила 20 Вт. Среднегодовой коэффициент использования установленной мощности (Киум) 73 – 90 %. Удельные капитальные затраты на создание энергогенерирующей установки составили 4500 $/кВт, что в среднем в 2 раза выше чем соответствующие показатели по ТЭС на органическом топливе.
В те же годы в СССР рассматривалось проектирование подобной энергетической установки на заливе Сиваш, т. к. хозяйственной деятельности в заливе нет из-за значительного засоления. А циркуляционная вода в изобилии имеется вблизи — в Феодосийском заливе. Оценка масштаба максимальной летней мощности, при допущениях:
Температура рассола, ⁰С 100 Температура воды, ⁰С 8
Температура кипения, ⁰С 94 Температура конденсации, ⁰С 16
КПД цикла Карно +273 = 0,21 Эксергетический КПД 0,5
Общий КПД 0,117 Средняя летняя инсоляция, Вт/м2 250
КПД пруда 0,3 Плотность потока теплоты, Вт/м2 75
Удельная электрическая мощность, Вт/м2 75∙0,117 = 8
Максимальную мощность получаем, принимая возможность использования 50 % площади залива Сиваш. Полная площадь 2560 км2, следовательно, возможная площадь пруда 1250 км2 и максимальная электрическая мощность 10 ГВт.
Для справки: площадь водохранилища Красноярской ГЭС — 2000 км2, при мощности ГЭС в 6 ГВт, а значит удельная электрическая мощность равна всего 3 Вт/м2. За год на ГЭС вырабатывается около 20 млрд кВт∙ч электроэнергии, следовательно среднегодовой Киум составляет около 38 %.
При реализации проекта в заливе Сиваш, возможно, наращивать мощность постепенно, начиная с небольших южных участков залива.
Сопоставление цифр с полученными при испытании энергоустановки вблизи Мертвого моря показывает, что эти оценки реалистичны, а принятый эксергетический КПД 0,5 существенно ниже, чем достигнутый в эксперименте — 0,6. Сезонность выдачи электроэнергии в летне-осеннее полугодие не лишает этот проект интереса, поскольку ГЭС фактически также сезонны — летом, осенью и зимой воды гораздо меньше, чем весной.
Если для приближенной оценки принять, что летняя выработка в заливе компенсирует зимнее потребление электроэнергии по расходу топлива, в итоге окажется, что все теплоснабжение региона осуществлено без затрат топлива — только за счет солнечной энергии.
Наличие действующих тепловых электростанций, которые должны работать только в базовом постоянном режиме, не противоречит применению рассматриваемой схемы, поскольку и прямой и обратный циклы весьма маневренны. Температура их невысока, и отсутствуют массивные детали, требующие длительного прогрева.
Площадка возле Сиваша представлялась наилучшей для реализации, в первую очередь для решения задач энергоснабжения Крыма.
С экологической точки зрения проект представлял одним из наилучших способов энергоснабжения, ибо полностью исключает горение органического топлива летом, снижает его до минимума зимой. Проект свободен от риска аварий, поскольку температура и давление рабочего тела не превышают 100 ⁰С и 30 кгс/см2.
Как показали подобные расчеты шведских и финских авторов, солнечный пруд с ТН способен эффективно аккумулировать и выдавать тепло при минимальной температуре 20 ⁰С даже на 60-й параллели при замерзании его поверхности зимой (или покрытии её слоем полистирола).
В отличие от обычной солнечной электростанции с гелиостатами, где концентрация энергии достигается оптическими методами, солнечный пруд обеспечивает гидродинамическую концентрацию энергии. При средней плотности притока солнечной теплоты в отводимый нагретый рассол 75 Вт/м2 плотность потока используемой энтальпии (произведение плотности рассола — 1500 кг/м3, его скорость в трубе 1 м/с, теплоемкости — 2,3 кДж/кг∙⁰С и перепада температуры 10 ⁰С) составляет 3,5∙107 Вт/м2. Отсюда видно, что гидродинамическая концентрация повышает плотность потока энергии более чем на пять порядков, т. е. в сотни тысяч раз.
Способность к совершению работы характеризуется не потоком энергии, а потоком
эксергии и поэтому следует обратить внимание на концентрацию эксергии солнечным прудом.
Плотность потока эксергии солнечного излучения не намного ниже плотности энергии (примерно вдвое), так что его можно оценить средней величиной δо = 100 Вт/м2. Это подводимая к пруду эксергия. Отводимой является эксергия горячего рассола, оцениваемая только по его температуре, т. е. термическая а не химическая эксергия. При температуре горячего рассола 100 ⁰С и температуре холодного источника 10 ⁰С имеем
δэ = 3,5∙107∙(100 — 10)/(100 + 273) = 0,93∙107 Вт/м2.
Отношение плотностей потоков подводимой и отводимой эксергии
λ = δэ/δо = 107/102 = 105.
Иными словами, при отводе горячего рассола мы получаем гидродинамическую концентрацию потока эксергии в сто тысяч раз. Плотность потока эксергии в горячем рассоле много выше, чем при передаче энергии от горячих газов в хвостовых частях котельного агрегата, и выше, чем в океанских тепловых электростанциях. Поэтому солнечный пруд и представляется эффективным ВИЭ благодаря высокой концентрации эксергии и ему уделяется так много внимание Е. И. Янтовским.
Критическим сечением для потока энергии остаются теплообменники, в которых удельный тепловой поток составляет около 104 Вт/м2.
Удельная масса крупных теплообменников вода — фреон составляет 45 кг/м2 для высокого давления и 20 кг/м2 — для низкого. Следовательно, для КПД = 0,1 их масса на 1 кВт электрической мощности составит (45 + 20)/(0,1∙10) = 65 кг/кВт. Масса компрессоров, турбины, насосов, паропроводов относительно невелика, и в сумме можно принять удельную массу оборудования
m = M/Nе = 100 кг/кВт = 0,1 кг/Вт.
Для оценки срока энергетической окупаемости (tок) приравняем количество сэкономленного за счет работы солнечной электростанции топлива (Nе/η) tок и затраты топлива на создание оборудования массой М: М∙Э. Здесь η — КПД замещаемой ТЭС, Э — удельная энергоемкость оборудования (для стали 80 МДж/кг). Отсюда tок = η∙m∙Э = 0,4∙0,1∙80∙106 = 3,2∙106 с 0,1 года. Срок этот существенно меньше срока службы, следовательно возместит затраты энергии на её оборудование; но затраты энергии на трубопроводы могут быть очень велики, поэтому отдается предпочтение керамическим трубам, обычно применяемым в системах орошения.
Следует отметить, что во многих проектах рекомендуется применять не фреон, а изобутан — легкодоступную фракцию нефти или природного газа. Тогда возможно использование контактного теплообменника, в котором струи горячего рассола непосредственно контактируют с жидким изобутаном и испаряют его.
В сравнении с обычными ТЭС по металлоемкости оборудования прудовая солнечная электростанция проигрывает немного, ибо удельная масса пылеугольных энергетических котлов составляет 30 кг/кВт. Если же учесть все затраты металла, а значит, и энергии на топливный цикл и транспорт топлива, то преимущество прудовой электростанции по этому критерию налицо.
Интересные данные по естественным Антарктическим солнечным соляным озерам, которые могут лечь в основу разработки технологии вывода (прогрева) солнечного пруда после зимней «спячки» в России.
По результатам исследований новозеландских ученых К. Уэллмана и А. Уилсона озеро Ванда (Антарктида) прогревается за счет лучистой энергии Солнца до самого дна на глубину 70 м через прозрачный лед толщиной 4 м. Температура воды у дна составляет 27 ⁰С или на 47 ⁰С больше среднегодовой температуры воздуха. Объяснить то, что называют феноменом Антарктиды, можно так. Известно, что коротковолновая солнечная радиация сравнительно хорошо проходит через атмосферу, содержащую водяные пары. Достигнув земной поверхности, она преобразуется в длинноволновую, которая на обратном пути уже поглощается, хотя и не полностью атмосферой. Атмосфера служит как бы ловушкой для солнечной энергии. Это явление хорошо известно под названием парникового эффекта. Благодаря ему фактическая средняя температура поверхности Земли на 18 ⁰С выше, чем она была бы без атмосферы.
А теперь посмотрим, что происходит с солнечной энергией на озере Ванда. На поверхности озера снега нет из-за сильного ветра и высокого испарения. Коротковолновая солнечная радиация поэтому практически беспрепятственно проникает через очень прозрачный лед и воду и нагревает дно почти так же как и окружающее озеро скалы. От дна отражается уже длинноволновая радиация, которая почти вся поглощается водой, нагревая её. А поскольку озеро не вскрывается ото льда, то ветер не перемешивает воду. Не перемешивается она и под влиянием тепловой конвекции, т.к. нагретая у дна вода очень соленая и оказывается все же тяжелей верхней холодной, но пресной воды.
На примере озер Антарктиды подтверждается колоссальная роль вынужденной конвекции в энерго-и массообмене. Действительно, в районах сезонного промерзания верхних слоев горных пород в неглубоких поверхностных водоемах не наблюдается подобной стратификации ни в температуре, ни в химическом составе воды. Её нет потому, что в периоды отсутствия ледяного покрова вся вода перемешивается конвективным путем под влиянием ветра. При наличии круглый год ледяного покрова условий для вынужденной конвекции нет. Перемешивание происходит только под влиянием свободной (тепловой) конвекции, но лишь на первых порах, пока из-за расслоения вод по минерализации (гравитационного, например) вода нижних слоев не окажется настолько тяжелой, что не сможет подниматься вверх даже при нагревании на десятки градусов выше, чем верхние пресные слои воды. Примечательно, что несмотря, на колоссальные градиенты концентрации и температуры, возникающие в таких условиях, роль молекулярной и тепловой диффузии вместе взятых остается настолько ничтожной, что они не могут привести к миграции химических ингредиентов из донных слоев воды в верхние и к выравниванию минерализации в толще озерной воды [3].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Харченко Н.В. Индивидуальные солнечные установки/Н.В. Харченко М.: Энергоатомиздат, 1991. 208 с.
2. Янтовский Е.И. Потоки энергии и эксергии/ Е.И. Янтовский М.: Наука, 1988. 144 с.
3. Фролов Н.М. Основы гидрогеотермии / Н.М. Фролов. М.: Недра, 191. 335 с.
Автор: Осадчий Геннадий Борисович, инженер, автор 140 изобретений СССР.
Концентратор солнечной энергии – важнейший элемент системы холодотеплоснабжения
Г.Б. Осадчий, инженер
Эффективность работы любой энергогенерирующей системы использующей солнечную энергию напрямую зависит от того применяется ли в её составе концентратор солнечной энергии и каков он. Меняющий свою ориентацию в пространстве, отслеживающий перемещение Солнца по небосводу или неподвижный, его форма и материал из которого изготовлены отражающие поверхности и многое другое.
Проведенные исследования данных по инсоляции показывают, что прямое солнечное излучение (летом «продуктивное» с 8 – 9 ч до 15 – 16 ч) может являться основным, но не единственным источником поступления в солнечный соляной пруд солнечной энергии. Так для малых прудов крайне важно использовать прямое солнечное излучение, отраженное от концентраторов — для увеличения поступления солнечного излучения в пруд, за временными границами, так называемой наибольшей дневной «продуктивности» Солнца. С учетом того, что максимальное время подъема Солнца с 10 до 20⁰ на экваторе, северном тропике и, например, на широте Омска 21 июня составляет 45, 46 минут и 1 час 14 минут соответственно. В Омске утром Солнце поднимается в 1,64 раза медленнее, чем на экваторе. Это расширит также и границы месячной «продуктивности» к которым относятся 4 – 5 месяцев летнего периода.
Для решения этой проблемы найдено техническое решение, которое исследовано применительно к широте города Омска начиная с 23 апреля ( = 10⁰), когда Солнце стоит строго на востоке (рисунок 1).
1 – солнечный луч; 1', 1" – направления движения солнечного луча 1 после отражения от концентратора и после вхождения в воду; 2 – солнечный луч; 2', 2", 2Δ,2+ – направления движения солнечного луча 2 после отражения от водной поверхности пруда, концентратора и после вхождения в воду; a, r – угол наклона отраженных солнечных лучей (высота «отраженного» Солнца); ђ – угол наклона концентратора солнечной энергии; ξ – угол вхождения солнечных лучей в воду.
Рисунок 1 – Схема концентрации солнечного излучения в солнечный соляной пруд летним утром за счет изменения наклона концентратора солнечной энергии (схема направлений движений солнечных лучей, поступающих в солнечный пруд).
Угол наклона отраженного солнечного луча 1' ( , высота «отраженного» Солнца, рисунок 1) связан с высотой Солнца и углом наклона концентратора солнечного излучения.
При высоте Солнца 10⁰ и угле наклона концентратора солнечного излучения 10⁰ высота «отраженного» Солнца будет равна 30⁰.
Как видно из рисунка 1 наклон концентратора увеличивает «высоту» отраженного луча 1' с 10 до 30⁰, угол ξ¹ становится равным 49,5⁰ (для луча 2 ξ² равно 42,5⁰), а значит водная (оптическая) масса изменяется с 1,48 до 1,32.
Отраженные солнечные лучи вступают в воду уже под углом, уменьшающим отражение солнечного излучения водной поверхностью и поглощение солнечного излучения на пути к слою горячего рассола. Поскольку доля от концентрации луча 2' значительна только при очень малых высотах Солнца, здесь её не рассматриваем. Наклон концентратора солнечной энергии при малых высотах Солнца позволяет главное — использовать всю высоту концентратора для увеличения поступления солнечного излучения в пруд в наиболее проблемные утренние и вечерние часы. Использование отраженного прямого солнечного излучения является мощным инструментом аккумулирования прудом солнечной теплоты. Коэффициент концентрации солнечного излучения в пруд может составить 5,0 при высоте Солнца 10⁰. При высоте Солнца 15⁰ он составляет — 3,3, и 2,6 — при 19⁰, уменьшаясь с увеличением высоты Солнца. Важнейшим фактором в пользу такой схемы концентрации солнечной энергии является то, что в сутках полдень один, а утро и вечер это два временных периода. В летний период в России продолжительность дня 16 – 17 часов, против 12 – 13 часов на экваторе и в тропиках. Концентратор будет отражать дополнительно в акваторию пруда и рассеянное солнечное излучение, которое утром и вечером имеет наибольшую интенсивность с той стороны небосвода, где в это время находится Солнце.
Исходя из этого исследования, разработана, конструктивная схема концентратора солнечной энергии (рис.2), которая будет актуальна утром и вечером и для низких широт (экватор, тропики)
Рисунок 2 – Конструктивная схема концентрирования солнечной энергии в солнечный соляной пруд концентратором солнечной энергии за счет слежения за движением Солнца по небосводу.
Применение наклонного концентратора солнечного излучения (рисунок 2) с избытком компенсирует низкую инсоляцию весной и осенью в средней полосе России. Без учета того, что для малых прудов потери теплоты через дно и боковые стенки могут быть снижены надлежащей теплоизоляцией.
Ранней весной и поздней осенью на вертикальную поверхность, ориентированную на юг в средней полосе России при малой высоте Солнца приходит больше солнечной энергии чем на восточную и западную вертикальные поверхности. Поэтому это техническое решение по концентрации солнечного излучения и для этих временных периодов перспективно.
Для увеличения поступления в пруд солнечного излучения в полуденные часы, когда высота Солнца наибольшая, без затенения акватории пруда ранним утром и поздним вечером, когда высоты Солнца незначительны, можно, использовать в качестве отражателя выступающие «чердачные» части здания в соответствии с рисунком 3.
Рисунок 3 – Конструктивная схема дополнительной концентрации солнечного излучения в солнечный соляной пруд в полуденное время.
Использование солнечных соляных прудов малых площадей с концентрацией энергии от концентратора и дополнительного «чердачного» отражателя для российских просторов является наиболее оптимальным.
Такое техническое решение (концентратор) в России может быть эффективно реализовано при использовании солнечной энергии для локального холодотеплоснабжения, поскольку неэффективность традиционного централизованного теплоснабжения в малых поселениях, подтверждается математической моделью управления аварийными запасами материально-технических ресурсов на их объектах в случае аварийного ремонта[1].
Предлагаемая гелиосистема холодотеплоснабжения (рисунки 4, 5), разработанная в КБАЭ «ВоДОмёт» (г.Омск), как никакая другая учитывает климатические условия средней полосы и юга России. Принципиально не отличаясь от ранее описанных систем [2, 3], она конкретизирована в деталях и содержит основные данные по выполненному экономическому расчету, с учетом экологического фактора.
Принцип работы гелиосистемы холодоснабжения (гелиохолодильника), обеспечивающей поддержание летом соответствующей температуры в холодильной камере, рассмотрен в качестве примера, в виде системы, входящей в отдельно стоящее здание (для упрощения, без привязки в предлагаемому концентратору), и состоит в следующем. Теплота солнечного излучения 1 (рисунок 4), аккумулируемая солнечным прудом 16, по тепловой трубе (термосифону) 14 подается к хладомёту 12 (двигателю Стирлинга с компрессором), где в термодинамических циклах преобразуется в поток хладагента. Неиспользованная в термодинамических циклах хладомёта теплота по тепловой трубе 11 отводится в котлован 9, заполненный льдом, вызывая его таяние, или рассеивается в окружающее пространство. Концентратор 2 обеспечивают увеличение поступления солнечной энергии в пруд. А теплоизоляционное покрытие 6 предотвращает таяние льда котлована 9 от наружного воздуха.
1 – солнечное излучение; 2 – концентратор солнечного излучения; 3 – испаритель холодильника; 4 – дроссель, 5 – конденсатор холодильника; 6 – теплоизоляционное покрытие; 7 – регулятор потока пара хладагента; 8 – воздуховод; 9 – котлован со льдом; 10 – маслопровод; 11, 14 – тепловые гравитационные трубы (термосифоны); 12 – хладомёт (двигатель Стирлинга с компрессором); 13 – водопровод; 15 – грунт; 16 – солнечный соляной пруд
Рисунок 4 – Схема системы среднетемпературного холодоснабжения (гелиохолодильника)
Система предназначена для охлаждения замкнутых объемов посредством циркуляции хладагента по рабочему контуру гелиохолодильника: конденсатор 5 – дроссель 4 – испаритель 3. В испарителе 3 происходит парообразование низкокипящего рабочего тела – хладагента. Образующийся пар хладагента сжимается в хладомёте (компрессоре) с повышением температуры (зависит от степени сжатия) и затем поступает в конденсатор, где конденсируется, отдавая теплоту фазового перехода хладагента в котлован со льдом или в окружающее пространство (воздух). Образующийся при этом жидкий хладагент подается в дроссель 4; за ним давление понижается, и хладагент поступает в испаритель 3. Цикл повторяется.
Теплота, забираемая из помещений будет или аккумулироваться котлованом 9 посредством части конденсатора 5, расположенной в котловане 9 и под ним, что обеспечивает наиболее полное аккумулирование низкопотенциальной теплоты для использования её в будущем (зимой), или часть теплоты может рассеиваться в окружающую среду через его (конденсатора 5) верхнюю наружную часть, расположенную на открытом воздухе. Выбор режима работы определяется положением заслонок в регуляторе потока 7, в зависимости от температуры окружающего воздуха (день — ночь, весна — осень) и состояния котлована — температуры в нем. А также от объема котлована, количества теплоты, которую, он может принять. Преобладающее, естественное направление потока пара хладагента при открытом регуляторе потока 7 в конденсаторе 5 определяется тем, какая из его частей; расположенная в котловане или на открытом воздухе имеет более низкую температуру. Температурой частей конденсатора определяется скорость конденсации в них пара хладагента, а значит и понижение в них давления. Часть конденсатора 5, расположенная над котлованом летом будет иметь наименьшую температуру с 23 до 5 ч, когда разность дневных и ночных температур для средней полосы России составляет 11 – 16 ⁰С (на Северном Кавказе, Нижнем Поволжье и юге Дальнего Востока она ещё больше). Такое разветвление конденсатора очень актуально, т.к. как показывают исследования, у нас нарастает изменчивость погоды — изменчивость температуры и всех сопутствующих элементов. Изменчивость суточная, годовая — какая угодно.
Вода (воздух), проходящая по водопроводу (воздуховоду) 13, нагревается до 50 – 90 ⁰С (в зависимости от скорости движения) удовлетворяя потребности в горячей воде (воздухе) в течение всего лета, до глубокой осени. Кондиционирование помещений можно осуществлять охлажденным до 5 – 8 ⁰С воздухом, поступающим в помещения через воздуховод 8, расположенный во льду котлована.
Охлаждение помещений можно осуществлять также за счет циркуляции масла; маслопровод 10 — охлаждаемое помещение.
Как видим при производстве холода и теплоты данная система имеет минимальное количество технологических переделов.
К осени температура талой воды в котловане поднимается до 10 ⁰С.
Актуальность разработки системы холодоснабжения связана и с существующим прогнозом изменений климата России до 2015 г. В среднем за 10 лет наши климатологи ожидают повышение температуры на 0,6 ⁰С, и уменьшение количества осадков. В связи с этим появятся проблемы с водностью рек. Это скажется на работе ГЭС. В летнее время участятся опасные для здоровья крупные волны тепла. А это в свою очередь повлияет на работу учреждений социальной сферы и медицины.
Система среднетемпературного холодоснабжения на зиму может быть преобразована в систему теплоснабжения согласно рисунку 5.
1 – солнечное излучение; 2, 7 – теплоизоляционное покрытие; 3 – конденсатор теплового насоса; 4 – дроссель; 5, 10 – регулятор потока хладагента; 6 – испаритель теплового насоса; 8 – воздуховод; 9 – котлован с талой водой; 11 – хладомёт (двигатель Стирлинга с компрессором); 12 – тепловая гравитационная труба (термосифон); 13 –грунт; 14 – солнечный соляной пруд
Рисунок 5 – Схема системы теплоснабжения (теплоприводного теплового насоса — ТНТП)
Принцип работы системы теплоснабжения, обеспечивающей зимой поддержание соответствующей температуры в помещениях отдельно стоящего здания, происходит следующим образом. Хладомёт 11 (двигатель Стирлинга с компрессором) обеспечивает обогрев помещений посредством циркуляции хладагента по рабочему контуру ТНТП: конденсатор 3 – дроссель 4 – испаритель 6. Хладомёт 11 работает от энергии сгорания биометана, обогревающего укороченную тепловую трубу 12 (конструкция топок-форсунок условно не показана), или другого источника. В качестве органического топлива для обогрева тепловой трубы 12 может быть использован торф, высушенный с использованием солнечной энергии.
В испарителе 6 за счет тепловой энергии воды 9 происходит парообразование хладагента, пар далее подогревается от теплоты грунтов, расположенных под котлованом, зданием и под прудом (13) и рассола пруда 14. Подогретый пар сжимается в компрессоре с повышением температуры, затем горячий пар хладагента поступает в конденсатор 3, где он, вначале частично охлаждается, затем конденсируясь, отдает теплоту фазового перехода на обогрев помещений. Конденсат хладагента поступает в дроссель 4, где его давление понижается, а затем – в испаритель 6. Цикл повторяется.
Перед дросселем 4 конденсат хладагента может переохлаждаться за счет поступающего в здание холодного воздуха или воды.
После дросселя 4 теплота на испарение хладагента в испарителе 6 может забираться как из котлована, так и из окружающего воздуха, соответственно через части испарителя 6, расположенные в котловане или над котлованом 9. Это зависит от положения заслонок регулятора потока 5 хладагента. При движении испаряющегося жидкого хладагента по части испарителя, расположенной в котловане обеспечивается быстрое охлаждение воды котлована и образование в нем льда — аккумулирование холода для использования летом. При движении испаряющегося хладагента по части испарителя, расположенной над котлованом (осенью, в оттепели, теплым зимним днем или когда колебания температуры напоминают «пилу») экономится низкопотенциальная теплота котлована для морозного периода. Выбор режима работы определяется положением заслонок в регуляторе потока 5 в зависимости от температуры окружающего воздуха (день — ночь, осень — весна) и состояния котлована — температуры в нем. А также от объема воды в котловане, количества теплоты, которую она может отдать. Преобладающее, естественное направление потока жидкого хладагента при открытом регуляторе потока 5 в конденсаторе 6 определяется тем, какая из его частей; расположенная в котловане или на открытом воздухе имеет более высокую температуру. Температурой этих частей испарителя определяется скорость испарения в них хладагента, а значит и повышение давления. Осенью прохладная вода в котловане может быть подогрета, если воздух из здания удалять через воздуховод 8 или заменена на теплую воду, с температурой до 20 – 25 ⁰С. Подогрев воды в котловане можно осуществить за счет её циркуляции через плоский солнечный коллектор в период «бабьего лета».
Кода на улице тепло тогда потребность в отоплении уменьшается; так что пониженная теплопередача (теплоотдача) уличный воздух — наружный испаритель будет обеспечивать меньший (для исключения перетопа) забор теплоты из атмосферы. Так зима 2006-2007 гг. на юге Сибири была экстремально теплая. Она пришла на 2 – 3 декады позже обычных сроков. Средняя температура декабря была минус 6 ⁰С, а средняя температура января минус 9 ⁰С (вместо среднегодовой минус 19 – 20 ⁰С). Практически зимы как таковой на юге Сибири не было. Жили в условиях предзимья. За всю зиму было всего два холодных периода: третьи декады ноября и февраля. Все остальные периоды были экстремально теплыми. В конце января наступила оттепель. Температура поднялась до + 6 и + 12 ⁰С. А вот зима 2005-2006 гг. была совершенно жуткая.
В процессе работы ТНТП (системы) температура воды в котловане понижается, образуется лед (котлован «готовится» к приему теплоты летом), может замерзнуть и грунт под котлованом. Заметно снижается температура грунта 13 и рассола пруда 14, обеспечивая обогрев помещений аккумулированной солнечной энергий и сбросным теплом системы работавшей летом в режиме солнечной холодильной установки.
В рассматриваемом случае, на испарителе 6, расположенном в котловане 9 и под котлованом образования ледяных наростов не является непреодолимым препятствием для эксплуатации системы. Когда вся вода в котловане 9 замерзнет, и дальнейшая эксплуатация ТНТП с этим участком станет малоэффективной из-за понижения температуры в испарителе, то за счет управления заслонкой регулятора потока 10 можно обеспечить движение хладагента, по контуру испарения, минуя котлован 9. Этот режим работы ТНТП может быть эффективен весной, когда пруд освободился ото льда, и идет аккумулирование солнечной энергии придонным слоем пруда, и когда дальнейшее охлаждение котлована не целесообразно. Однако этот режим можно применять и зимой для восстановления (выравнивания по массиву) температуры котлована. Кроме того, если в системе применить электроприводной компрессор, то этот режим, с присущим ему более высоким коэффициентом трансформации, можно использовать для теплоснабжения ночью, когда более холодно, когда потребность в тепле больше, а стоимость электроэнергии низкая. Днем же, когда стоимость электроэнергии высокая, но требуется меньше тепла на отопление можно применять ТНТП с использованием теплоты котлована, при более низком коэффициенте трансформации.
Или наоборот. Режимы работы зависят от конкретных значений приведенных параметров.
При продолжительных морозных зимах, а также для объектов с малым объемом котлована пополнять его теплотой зимой можно за счет отвода «отработавшего» воздуха из здания по воздуховоду 8. И при этом «подогревать» поступающий в помещения свежий морозный воздух можно в параллельно расположенном в котловане воздуховоде, соединенном с системой вентиляции.
Для повышения теплоизоляции котлована и одновременного аккумулирования холода, для летнего периода, снег, убираемый с прилегающих территорий можно складировать над котлованом. Также ранней весной снег с акватории пруда можно использовать для увеличения запасов холода котлована, накрыв его (снег) демонтированным теплоизоляционным покрытием пруда.
Такая выработка энергий — это, по существу, комбинированный способ производства холода и теплоты. Только холод, аккумулированный водой котлована зимой, расходуется летом (рисунок 6), а теплота, аккумулированная водой котлована летом, расходуется зимой посредством ТНТП.
Рисунок 6 – Схемы всех генерируемых гелиосистемой холодоснабжения (летом) и системой теплоснабжения (зимой) видов энергий
На рисунке 6 приведены все дифференцированные виды энергии, которые можно получать летом за счет солнечного соляного пруда, котлована со льдом и окружающего воздуха системой холодоснабжения и те, которые можно получать зимой системой теплоснабжения.
Как видно из рисунка 6 разнообразие генерируемых видов энергии системой холодотеплоснабжения обеспечивается в основном за счет энергий всего двух основных сооружений — пруда и котлована и биометана. Это позволяет при эксплуатации системы вырабатывать напрямую тот вид энергии, который нужен в конкретное время в конкретном месте без переналадки оборудования.
В данной статье, из-за наложенных на её объем ограничений, не раскрыта оригинальная установка выработки биометана (биогаза) с использованием энергии солнечного соляного пруда. Это техническое решение, при заинтересованности читателей данным направлением энергетики ВИЭ, будет представлено в дальнейшем.
Рассмотренная гелиосистема холодотеплоснабжения наглядно показывает, что у российской энергетики ВИЭ, основанной на использовании особенностей климатических условий средней полосы России, имеется хорошая обоснованность её будущего.
Список литературы
1 Кузнецов П.А. Организационная надежность управления ресурсным обеспечением при переустройстве аварийных объектов // Жилищное строительство. 2006. № 1. С. 5 – 6.
2 Осадчий Г.Б. Нетрадиционные варианты хладотеплоснабжения зданий // Технология машиностроения. 2004. № 1. С. 50 – 54.
3 Осадчий Г.Б. Солнечная энергия, её производные и технологии их использования (Введение в энергетику ВИЭ). Омск: ИПК Макшеевой Е.А., 2010. 572 с.
4 Копылов А.Е. Экономические аспекты выбора системы поддержки использования возобновляемых источников энергии в России // Энергетик. 2008. № 1– С. 7 – 10.
Автор: Осадчий Геннадий Борисович, инженер, автор 140 изобретений СССР.
Деятельность
Обсуждения
Пользователи
Календарь
Поиск
Помощь
Наверх
Цитата
