E-mail: genboosad@mail.ru

Протяженность сельских распределительных электрических сетей в Омской области 41 тыс. км. Численность обслуживающего персонала 2446 человек. Обще количество потребителей электроэнергии 775 тыс.

Низкая плотность проживания накладывает свои минусы на снабжение сельских потребителей электроэнергией, как и в среднем по России. Так в области электроснабжения российское село отстает от уровня зарубежных стран в 8 – 12 раз. Кроме того, по различным оценкам, от 50 до 70 % территории России с числом жителей свыше 20 млн человек не охвачены централизованным электроснабжением. Значительная часть из этого населения России не присоединенная к электрическим сетям проживает в Сибири и на Дальнем Востоке. Они получают электроэнергию в основном от ДЭС небольшой мощности. Необходимое для этого топливо завозится из далеко расположенных центров автотранспортом, водными путями, а иногда даже вертолетами, что делает его очень дорогим.

Для таких (индивидуальный) потребителей энергии может быть предложена схема электростанции на базе солнечного соляного пруда, рисунок 1, которая по своей структуре будет эквивалентна некоему графу (Г), в котором каждой самостоятельно функционирующей части (элементу электростанции) будет соответствовать вершина графа, а каждой связи между функционирующими частями или внешними объектами — дуга графа (рисунок 1).

Вершины графа (элементы оборудования): Ι – солнечный соляной пруд; ΙΙ – двигатель Стирлинга; ΙΙΙ – электрический генератор; ΙV – котлован со льдом.

Дуги графа (связи между элементами оборудования): 1 – прямое солнечное излучение; 2 – рассеянное солнечное излучение; 3 – отраженное солнечное излучение; 4 – теплота (потери); 5 – теплота; 6 – механическая энергия (крутящий момент); 7 – электрическая энергия; 8 – теплота; 9 – теплота.

Рисунок 1 – Г-граф электростанции на базе солнечного соляного пруда

Схема по рисунку 1 может быть задана для расчетов в виде матрицы соединений вершин графа с дополнительной матрицей видов связей по энергоносителям (рисунок 2).

Единицы в -х строках правой матрицы дают логический признак -го элемента оборудования, из которого исходит (знак плюс) или в который входит (знак минус) данная -я связь. При этом строка, соответствующая связи между элементами оборудования гелиоэлектростанции (внутренняя связь) всегда имеет в правой матрице два ненулевых члена, а именно +1 и –1, а строка, соответствующая связи между элементом оборудования установки и внешним объектом (внешняя связь), имеет один ненулевой член: +1 для исходящих и –1 для входящих внутренних связей станции.

Признак наличия связи посредством энергоносителя

Номер связи

Признак наличия связи для элемента оборудования

9

8

7

6

5

4

3

2

1

Ι

ΙΙ

ΙΙΙ

ΙV

–

–

–

–

–

–

–

–

1

1

–1

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1

–

2

–1

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1

–

–

3

–1

–

–

–

–

–

–

–

–

1

–

–

–

4

+1

–

–

–

–

–

–

–

1

–

–

–

–

5

+1

–1

–

–

–

–

–

1

–

–

–

–

–

6

–

+1

–1

–

–

–

1

–

–

–

–

–

–

7

–

–

+1

–

–

1

–

–

–

–

–

–

–

8

–

+1

–

–1

1

–

–

–

–

–

–

–

–

9

–

–

–

–1

Рисунок 2 – Матрица соединений (справа) и видов связей по энергоносителям (слева) для электростанции на базе солнечного соляного пруда.

Единицы в ј-х столбцах матрицы видов связей по энергоносителям дают логический признак вида -го энергоносителя, посредством которого осуществляется -я связь, в той или иной фазе его состояния.

Система балансовых уравнений электростанции на базе солнечного соляного пруда может быть представлена в следующем виде.

В каждом -м элементе оборудования станции, характер, количественные зависимости и направленность процессов определяется законами оптики, теплопередачи, термодинамики и т.д. Зависимость между параметрами связей можно однозначно и единообразно описать уравнениями энергетического и расходного балансов в элементах оборудования, а также уравнениями изменения энтальпии каждого из видов энергоносителей. Система уравнений балансов в элементах оборудования устанавливает такое соотношение между поступлением солнечной энергии, термодинамическими и расходными параметрами связей, которое обеспечивает получение стационарной нагрузки станции с определенными конструктивно-компоновочными характеристиками.

Уравнения для всей электростанции, и её внешних связей (за исключением поступления в пруд и аккумулирование им солнечной энергии), отнесенные к одинаковому промежутку времени, имеют следующий вид:

1) уравнение баланса энергии для -го элемента оборудования

2) уравнение баланса расходов для каждого -го энергоносителя -го элемента оборудования

3) уравнение гидравлического баланса для каждого -го энергоносителя в -м элементе оборудования

или

4) уравнение изменения энтальпии -го энергоносителя в -м элементе оборудования

или

(= 1, 2,…, ; = 1, 2, …, ; = 1, 2, …, ; = 1, 2,…,).

где – расход энергоносителя, отнесенный к принятому промежутку времени; – мощность электрической или механической связи; – энтальпия энергоносителя на исходящей (′) или входящей (″) связи элемента оборудования; – характеристики изменения энтальпии процессов в элементах оборудования; – коэффициент, учитывающий потери энергии связующего потока в окружающую среду; для входящей связи он соответствует обычно употребляемым коэффициенту теплового потока, механическому или электрическому КПД, а для исходящей связи — обратной величине.

Между параметрами и многочисленными технологическими характеристиками отдельных элементов оборудования станции имеют место достаточно сложные зависимости различного рода, которые здесь не рассматриваются.

Исходя из этого, предлагаем рассмотреть конструктивную схему индивидуальной электростанции на базе солнечного соляного пруда (гелиоэлектростанции, солнечной электростанции, рисунок 3), разработанную в Конструкторском Бюро Альтернативной энергетики «ВоДОмёт» (г. Омск).

1 – солнечное излучение; 2 – концентратор солнечного излучения; 3 – покрытие теплоизоляционное; 4 – котлован, заполненный льдом; 5, 8 – тепловая гравитационная труба (термосифон); 6 – воздуховод; 7 – электростанция; 9 – солнечный соляной пруд; 10 – водопровод; 11 – грунт; 12 – охлаждаемая часть тепловой гравитационной трубы 5, размещенная на воздухе — ограждение котлована по периметру; 13 – охлаждаемая часть тепловой гравитационной трубы 5, размещенная во льду/воде котлована 4.

Рисунок 3 – Конструктивная схема электростанции на базе солнечного соляного пруда

Предлагаемая система работает от прямого, рассеянного и отраженного от концентратора 2 солнечного излучения 1, запасенного солнечным соляным прудом 9. Теплота из пруда 9 по тепловой трубе (термосифону) 8 подается к электростанции 7, где в термодинамических циклах преобразуется в энергию потока масла, затем в механическую и далее электрическую энергию. Неиспользованная в термодинамических циклах теплота по тепловой трубе 5 отводится: или через охлаждаемую её часть 13 в котлован 4, заполненный льдом, вызывая его таяние, или рассеивается в окружающую среду через её охлаждаемую воздухом часть 12. Термосифоны представляют собой вакуумированные трубы, в которых теплота передается посредством кипения рабочего тела (например, воды) в одном месте (нижнем) и конденсации в другом — верхнем (стрелками показано движение пара и жидкости в термосифонах 5 и 8).

Направление потока пара рабочего тела от обогреваемого места (участка) трубы 5, для конденсации, определяется тем, какая из частей трубы 5 (12 или 13) имеет более низкую температуру, или тем, какая из задвижек (делителей потока, условно не показанных), отсоединяющих эти охлаждаемые части, от обогреваемого участка открыта.

Концентратор 2 обеспечивает увеличение поступления солнечного излучения в пруд 9, а теплоизоляционное покрытие 3 уменьшает таяние льда в котловане от воздействия окружающего теплого воздуха и солнечного излучения. Как следует из описания работы гелиоэлектростанции, преобразование солнечного излучения в электроэнергию осуществляется при минимальном количестве технологических переделов.

Применение тепловых труб в данной схеме актуально, исходя из значений коэффициентов теплообмена, и процессов происходящих в них. Для уменьшения температуры охлаждаемой части 12 тепловой трубы 5 можно на ней разместить влажные полосы-фитили. При этом необходимо, чтобы их нижние или верхние концы находились бы в воде котлована, или емкости, расположенной на поверхности котлована. В этом случае за счет капиллярного подъема воды части полос-фитилей, охватывающие охлаждаемую часть 12 тепловой трубы, будут постоянно влажные. А значит, за счет испарения с них влаги их температура будет ниже температуры окружающего воздуха (испарение 1 % воды понижает температуру её оставшегося объема на 6 ⁰С). Сниженная таким образом температура частей 12 будет обеспечивать более низкую температуру нижней границы термодинамического цикла водомёта электростанции 7, увеличивая его КПД. Данная схема охлаждения частей 12 целесообразна, когда запасы льда в котловане малы, или когда зимой потребности в низкопотенциальной энергии талой воды котлована для нужд отопления, посредством теплового насоса, минимальны.

При аккумулировании солнечного излучения придонным рассолом пруда прогревается и грунт 11, расположенный ниже пруда, при этом образуется существенный запас тепла — петрогеотермальный ресурс гарантия бесперебойной работы системы в пасмурные дни, при аккумулировании прудом только рассеянной солнечной составляющей.

Схема электростанции 7 представлена на рисунке 4.

I – тепловой двигатель. 1 – водомёт (масломёт); 2, 3, 4 – клапан; 5 – гидромотор; 6 – электрогенератор; 7 – пневмо-гидроаккумулятор; 8, 9 – тепловая труба гелиоводомёта.

Рисунок 4 – Схема электростанции (поз. 7 на рис. 3)

Принцип работы электростанции (теплового двигателя I) представленной на рисунке 2 следующий: теплота, из пруда по тепловой трубе 9 поступает к водомёту (масломёту) 1, где в термодинамических циклах преобразуется в поток масла. При этом теплота, не использованная в термодинамических циклах водомёта, отводится по тепловой трубе 8 в котлован со льдом. Из водомёта периодически под давлением вытесняется масло, которое, проходя через клапан 2 и гидромотор 5, приводит гидромотор 5, а значит, и электрогенератор 6 во вращение. Во время вытеснения масла из водомёта 1 клапана 3 и 4 закрыты, поэтому масло после гидромотора 5 поступает в пневмогидроаккумулятор 7, заряжая его. После того, как рабочий объем масла будет вытеснен из водомёта 1, давление в нем понизится, клапан 2 закроется, а клапан 3 откроется. И за счет энергии, запасенной пневмогидроаккумулятором 7, водомёт заполнится маслом, обеспечивая одновременно подачу рабочего тела в парогенератор, и цикл повторится. В процессе заполнения водомёта 1 маслом клапан 4 открывается, обеспечивая циркуляцию масла через гидромотор 5 при его инерционном вращении. Электрическая энергия, вырабатываемая электрогенератором 6, подается потребителю [2]. Между гидромотором 5 и электрогенератором 6 может быть расположен маховик (аккумулятор механической энергии).

По проложенному по дну пруда водопроводу 10 можно воду, которая будет в нем нагреваться до 50 – 90 ⁰С (температура нагрева воды зависит от её разбора), подавать для бытовых и хозяйственных нужд. Если воздух подавать в помещения через воздуховод 6, то в летний зной это позволит снижать температуру в помещениях без использования кондиционеров. При работе гелиоэлектростанции или охлаждении воздуха в воздуховоде 6 к осени лед в котловане 4 превращается в талую воду. Для подготовки котлована 4 к работе летом его воду можно также замораживать зимой за счет подачи наружного холодного воздуха по воздуховодам 6 в помещения здания, что снижает расход тепла на подогрев воздуха во время проветривания. В этом случае подогрев зимнего воздуха осуществляется аккумулированной летом котлованом 4 солнечной энергией. Конечно, для этого необходимо чтобы температура наружного воздуха, была ниже 0 ⁰С. Из этого, следует, что предлагаемая технология летнего электроснабжения более всего подходит для средней полосы России.

Рассеивать низкопотенциальную теплоту термодинамического цикла в воздух, повышая КПД водомёта, эффективнее всего летом ночью. Например, летом в Омске ночью воздух прохладнее более чем на 10 – 15 ⁰С, чем днем.

Приведенные в источнике [1] минимумы температуры воздуха по Омской области показывают, что по климатическим особенностям в определенные годы даже в июне-июле возможна эффективная (при температуре близкой к 0 ⁰С) конденсация пара рабочей жидкости в охлаждаемой части 12 тепловой гравитационной трубы 5 без применения охлаждающих полос-фитилей.

Эффективность комплексного использования солнечной энергии в средней полосе России, с учетом концентрации излучения и энергии льда, может быть высокой. Это будет достигаться за счет того, что летом работа водомёта осуществляется от энергии солнечного пруда при охлаждении его радиатора преимущественно льдом, а весной и осенью в основном окружающим воздухом с температурой около 0 ⁰С (что позволяет иметь минимальный объем котлована со льдом). Это гарантирует работу водомета с максимальной, для данной географической широты, разностью рабочих температур в термодинамическом цикле. КПД цикла увеличивается на ⅓ [1]. Обеспечивается, одновременно, эффективное аккумулирование котлованом солнечной энергии (до 85 % от аккумулированной прудом) на зимний период (в известных технологиях неиспользованная в термодинамических циклах теплота и сбросное тепло, с дополнительными затратами энергии — до 20 % от мощности установки, через теплообменное оборудование принудительно рассеивается в окружающую среду).

Тепловые трубы, проходящие через солнечный соляной пруд и котлован с водой (льдом) будут являться и теплопроводными элементами, выравнивающими температурные поля в обоих сооружениях (наибольшее испарение рабочего тела в тепловой трубе пруда будет на наиболее нагретом участке, а наибольшая конденсация рабочего тела в тепловой трубе котлована будет на наиболее холодном участке). Реализации этого будет способствовать тот факт, что часть трубы в которой испаряется вода (конденсируется пар воды) способна воспринимать тепловые потоки 700 – 800 Вт/см², в то время как части трубы где происходит перегрев (охлаждение) водяного пара — не более 50 Вт/см², при прочих равных условиях.

Предлагаемая технология позволяет, вырабатывая летом холод котлована запасать теплоту, вырабатывая зимой теплоту аккумулировать холод, т.е. в ней нет промежуточного оборудования и аккумуляторов, которые бы не работали в течение всего года. Периодическая работа котлована: летом в качестве источника холода, а зимой теплоты, имеет свои неоспоримые преимущества, которые могут быть оценены только в высоких широтах. При замораживании котлована зимой системой поддержания микроклимата расширяется зона эффективного использования солнечной энергии в южном направлении (Кубань, Приморье). В том направлении, где при средней температуре января минус 4 – 10 ⁰С, невозможно сделать необходимые запасы льда для летней работы. Так и в северном направлении вплоть до 60⁰ северной широты. Где при средней температуре января минус 20 – 30 ⁰С, энергия замерзающей воды теплоизолированного котлована — это единственный доступный вид энергии окружающей среды пригодный по своим параметрам (температура, теплота фазового перехода, теплоемкость) и объемам для подогрева воздуха, поступающего в жилые и производственные помещения.

Электроснабжение с использованием пруда и котлована со льдом — это по существу комбинированный способ электроснабжения и производства теплоты.

Относительно стабильная выработка электроэнергии электростанцией с ранней весны до поздней осени достигается вследствие следующего (рисунки 5, 6):

1) ранней весной и поздней осенью, из-за низкой температуры в рабочей зоне пруда (например, 50 – 60 ⁰С) КПД преобразования тепловой энергии в механическую и далее в электрическую энергию, низкий;

2) однако, в этот же период, из-за низкой температуры в рабочей зоне пруда его КПД возрастает. Причем; чем ниже температура в рабочей зоне пруда, тем меньше тепловые потери из него и выше его КПД.

Анализ зависимостей приведенных на рисунках 5, 6 позволяет, в первом приближении, с большой степенью достоверности прогнозировать, что: КПД преобразования солнечной энергии в электрическую энергию (произведение КПД солнечного пруда, на КПД электростанции) относительно стабилен в период с апреля по октябрь. За исключением ранней весны, поскольку в этот период прогревается грунт под прудом.

Однако низкая температура рассола пруда весной компенсируется низкой температурой льда котлована, охлаждающего радиатор водомёта. А осенью низкая инсоляция компенсируется запасом теплоты грунта пруда.

Конечно реализуемый КПД преобразования энергии Солнца в электрическую энергию в несколько раз ниже, чем у традиционных энергетических установок, работающих на органическом топливе.

Поэтому для выработки значительных объемов электроэнергии требуются большие площадь солнечного соляного пруда и объем котлована.

Указанные особенности могут позволить снимать с 1 м² пруда за летний период более 60 кВт∙ч электроэнергии, для первой категории потребителей, в независимости от перерывов в поступлении солнечной энергии.

Для справки: при площади водохранилища Новосибирской ГЭС 1072 км², годовая выработка электроэнергии составляет 1,678 млрд кВт∙ч. Или с 1 м² всего 1,56 кВт∙ч в год, при среднегодовом коэффициенте использования установленной мощности (К_ИУМ) около 40 %. А Саяно-Шушенская ГЭС при площади водохранилища 621 км² вырабатывала в год около 23,5 млрд кВт∙ч электроэнергии. С 1 м² 38 кВт∙ч в год, при среднегодовом К_ИУМ около 42 %.

Выработка электроэнергии на месте потребления, без строительства линий электропередачи, не выводит из сельскохозяйственного оборота земли. А ведь площади этих земель вдоль линий электропередачи значительны.

Электрическая энергия является особым видом товара, на качество которого на разных стадиях (производство, передача, распределение, потребление) могут влиять все участники рынка электроэнергии как в целом в энергосистеме, так и в каждом узле сети в отдельности. При этом значения качества электрической энергии в -м узле сети можно получить посредством токов искажения , который потребитель генерирует в сеть во всех узлах [3]:

где – взаимное сопротивление -го и -го узлов электрической сети токами определенного вида искажений; – собственное сопротивление узла; – число узлов электрической сети

Поэтому для получения качественной электроэнергии целесообразно иметь автономные генерирующие установки.

Важным аргументом необходимости широкого использования автономных электрогенерирующих установок являются их экономические показатели, которые не зависят от удельных приведенных затрат на единицу полезно передаваемой электроэнергии, выражающиеся в традиционной электроэнергетике в следующем виде [4]:

где – коэффициент эффективности капвложений; капвложения в целом на создание электропередачи; , – нормы отчислений на обслуживание и амортизацию линий и подстанций; , – капвложения на строительство линий и подстанций; – стоимость потерянной энергии; – годовые потери электроэнергии в электропередаче; , – максимальная мощность на отправном конце электропередачи и число часов её использования.

Поскольку при выработке электроэнергии от ВИЭ, солнечную энергию невозможно получать круглосуточно в любое время года, а достаточного для работы ветроустановки ветра может не быть несколько дней, то часть исследователей считает; что самый простой и доступный способ сохранения электроэнергии это дополнительная установка к солнечным и ветровым энергогенерирующим системам электрических аккумуляторов.

Рассмотрим это в плоскости бесперебойного электроснабжения, например, в течение 100 часов (4 суток), когда на дворе слабый ветер и нет Солнца. Обычный автомобильный аккумулятор ёмкостью 60 А∙ч напряжением 12 В при полной зарядке способен отдать 0,72 кВт∙ч электроэнергии. Следовательно, для бесперебойного электроснабжения потребителя 1 кВт электроэнергии в течение 100 часов требуется 100 кВт∙ч электроэнергии, которая может быть получена от 138 аккумуляторов. Это, конечно же, ставит жирный крест на использовании традиционных технологий энергетики ВИЭ для целей бесперебойного электроснабжения.

Для наиболее эффективного использования ВИЭ, конечно целесообразно комплексное использование солнечной энергии и энергии ветра, без аккумулирования электрической энергии. Скорость ветра наибольшая в период смены погоды, когда Солнце часто закрыто тучами.

Для систем состоящих из нескольких дублирующих друг друга энергоисточников для большей наглядности ниже приведена целевая функция (суммарные дисконтированные затраты) которая преобразована в стоимость электроэнергии (), и вычисляется по формуле [5]:

где – среднегодовой объем отпущенной потребителем электроэнергии; – коэффициент возврата капитала; – инвестиции; – среднегодовые текущие издержки (включая затраты на топливо).

где – срок службы, постоянная связана с годовой нормой дисконта соотношением , а суммирование производится по всем элементам системы (индекс ).

Если посмотреть на энергии, аккумулируемые в пруду и котловане, в окружающем их грунте и воздухе то ясно, что использовать их можно для производства энергии различной ценности (стоимости). Критерием оптимизации использования аккумулированных энергий может выступать суммарная стоимость произведенных видов энергии. Тогда целевую функцию можно представить в следующем виде:

где – стоимость единицы -го вида производимой энергии; – количество производимого -го вида энергии; – количество производимых видов энергии.

Ограничивающие условия можно представить следующим образом:

где – затраты единиц -го вида аккумулированной энергии для производства -го вида энергии; – количество -го вида аккумулированной энергии; – количество видов аккумулированной энергии.

Окончательно задача сводится к следующему — найти:

при условии

Всякий набор значений , …, , удовлетворяющий условиям 1 — 2 будет оптимальным планом.

Рассмотрим также использование аккумулированных видов энергии с иной точки зрения — с точки зрения меньших затрат энергии .

Тогда целевую функцию можно представить в следующем виде:

где – затраты единиц -го вида аккумулируемой энергии для производства единицы одного из видов энергии; – количество производимой одного из видов энергии из -го вида аккумулированной энергии; – количество используемых видов энергии.

Ограничивающие условия можно представить следующим образом:

Величины не должны быть отрицательны:

Величина затрачиваемых видов аккумулированной энергии для производства единицы каждого вида энергии не должна быть меньше, чем величина единицы произведенного вида энергии, т.е.

Окончательно задача этой оценки сводится к следующему — найти:

при условии

И в окончательном виде, для любых оптимальных планов этих задач справедливо соотношение:

Энергетическая эффективность предлагаемой системы солнечного электроснабжения основывается на четырех обстоятельствах:

Первое — солнечный соляной пруд летом, в средней полосе и горных районах юга России и в странах СНГ, при небольших размерах может аккумулировать за счет оригинальных концентраторов [1] больше солнечной энергии и иметь более высокую температуру соляного рассола, чем пруд тех же размеров на экваторе.

А при теплоизоляции дна и частично боковых стенок может сохранять, для преобразования, больше аккумулированной теплоты;

Второе — в составе систем с термодинамическими циклами уже есть источник холода/тепла (лед/талая вода котлована), с температурой около 0 ⁰С.

Работа систем осуществляется в двух режимах (по времени).

Первый режим — в летний период с совершением полезной работы — выработки электрической энергии и тепла-холода: осуществляется аккумулирование низкопотенциальной теплоты в котловане;

Второй режим — в зимний период с совершением полезной работы — обогрева помещений посредством ТН осуществляется аккумулирование холода (замораживание воды) в котловане [1];

Третье — источник теплоты (солнечный соляной пруд) и источник холода (котлован со льдом) расположены рядом. При этом расстояние между ними исключает естественный (за счет теплопроводности) обмен энергиями;

Четвертое — подавляющая часть системы «изготовлена» из естественных природных материалов (грунт, вода, соль) — для их изготовления не требуется энергия, а их жизненный цикл не имеет ограничения, при их низкой стоимости.

Список литературы

1 Осадчий Г.Б. Солнечная энергия, её производные и технологии их использования (Введение в энергетику ВИЭ) / Г.Б. Осадчий. Омск: ИПК Макшеевой Е.А., 2010. 572 с.

2 А. с. 1490317, МКИ/ F 03 G 7/06. Тепловой двигатель/ Г.Б. Осадчий, В.А. Слободянюк (СССР). Опубл. 30.06.89. Бюл. № 24.

3 Железко Ю.С. Правила присоединения потребителя к сети общего назначения по условиям влияния на качество электроэнергии / Ю.С. Железко // Промышленная энергетика. 1991. № 8. С. 45 – 51.

4 Зильберман С.М. Выбор схемы и параметров сверхдальней электропередачи Сибирь-Центр/ С.М. Зильберман, Т.Г. Красильникова, И.Г.Самородов // Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт: труды 3-й международной науч.-техн. конф./ Иртышский филиал ФГОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта», Омск, 2007. С. 134 – 140.

5 Марченко О.В. Оценка экономичности использования энергии ветра для производства водорода/ О.В. Марченко, С.В. Соломин // Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт: труды 3-й международной науч.-техн. конф./ Иртышский филиал ФГОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта», Омск, 2007. С. 214 – 221.

E-mail: genboosad@mail.ru

Если экология все сильнее влияет на нашу жизнь (как известно здоровье человека на 20 % зависит от экологии. Это больше, чем от уровня развития медицины), то от гарантированного энергообеспечения, особенно зимой малых поселений, или медицинских учреждениях зависит сама жизнь.

Однако сегодня повсеместно вопросам экологии и гарантированного, доступного по цене, энергообеспечения малых поселений современной энергетикой в России, где задействованы огромные мощности и финансовые средства, не уделяется надлежащего внимания.

Деятельность многочисленных организаций топливно-энергетического комплекса (ТЭК) входит в противоречие с Законом РФ «Об энергосбережении» предписывающего, обеспечение процессов производства, преобразования, транспортирования, хранения, использования, утилизации топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) таким образом, чтобы предотвращалось исчерпание ТЭР с учетом их разведанных запасов, рационализации способов добычи. Закон в своей основе требует снижения потерь первичных ТЭР, использования вторичных ТЭР, альтернативных топлив, и широкое вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых ТЭР.

Эти требования продиктованы тем, что на долю российских предприятий ТЭК приходится 48 % выбросов вредных веществ в атмосферу, до 36 % загрязнений сточных вод и свыше 30 % вредных отходов [1].

В то же время сегодня возможный, пусть даже на отдельных территориальных образованиях (поселениях), переход на энергоснабжение населения и производства от возобновляемых источников энергии (ВИЭ) не может быть осуществлен по ряду причин. Одной из таких причин является то, что каждое из направлений энергетики ВИЭ стремиться одно решать вопросы энергообеспечения в течение всего года, игнорируя климатические условия территорий. Особенно это касается использования энергии Солнца, ветра, гидроэнергии и геотермального тепла.

Поскольку потенциал ветровой энергии по сезонам — зимний период – летний период различается не так резко, как поступление солнечного излучения, то ниже рассмотрим только возможность использования солнечного излучения и геотермального тепла как источников энергии комбинированных систем энергоснабжения в России.

Проведем анализ возможностей по обеспечению потребителей дифференцированными видами энергии; летом за счет солнечного излучения, а зимой за счет глубинного тепла Земли.

В таблице 1 приведены данные по инсоляции для различных регионов Земли.

Таблица 1 – Инсоляция прямой составляющей по регионам для чистой атмосферы

Из таблицы 1 видно, что дневное количество солнечного излучения максимально не на экваторе, а вблизи 40 ⁰. Подобный факт является следствием наклона земной оси к плоскости её орбиты. В период летнего солнцестояния Солнце в тропиках почти весь день находится над головой и продолжительность светового дня — 13,5 часов, больше чем на экваторе в день равноденствия. С повышением географической широты продолжительность дня возрастает (средняя продолжительность дня в июне в Крыму равняется 15,5 ч, а в Омске 17,2 ч). И хотя интенсивность солнечного излучения при этом уменьшается, максимальное значение дневной инсоляции приходится на широту около 40 ⁰ и остается почти постоянным (для условий безоблачного неба) вплоть до полярного круга.

Следует подчеркнуть, что данные таблицы 1 справедливы лишь для чистой атмосферы. С учетом облачности и загрязнений атмосферы промышленными отходами, характерных для многих стран мира, приведенные в таблице величины следует уменьшать. Например, для Англии 70 г. XX века, до начала борьбы за охрану окружающей среды, годовое количество солнечной радиации составляло лишь 900 кВт∙ч/м² вместо 1700 кВт∙ч/м². В больших же городах, как правило, величина потока солнечной радиации днем меньше чем за городом, в среднем на 10 – 20 %. А при малых высотах Солнца это различие достигает 50 %.

На инсоляцию влияют также и другие факторы.

Так, например, Западносибирская равнина по сравнению с Восточно-Европейской частью России получает на одних и тех же широтах больше солнечной радиации за счет увеличения прямой её составляющей вследствие меньшей повторяемости циклоидальной погоды, сопровождаемой облачностью.

Конечно, кроме количественного поступления солнечной энергии, на географию ее использования, влияет эффективность применяемого энергогенерирующего оборудования.

Проведенные Д.М. Чудиновым и Т.В. Щукиной [2] технико-экономические расчеты показали, что оборудование солнечного горячего водоснабжения (коллектора) при фиксированной его стоимости и с существующим уровнем эффективности успешно эксплуатируются в зоне, включающей регионы, расположенные вдоль западной и южной границы России и побережья Дальнего Востока, плоть до Магадана. При повышении КПД гелиосистем на 30 % и условии сохранения нормативного срока их окупаемости установки целесообразно применять в центральной части страны, Томской и Иркутской областях и на юге Красноярского края. Дальнейшее возрастание эффективности до 60 % обеспечит расширение области использования солнечного горячего водоснабжения, охватывая более северную зону, а также северные широты (Архангельска и Якутска).

На сегодняшнем этапе из возобновляемых и вторичных ТЭР автором предлагается использовать, солнечную энергию и теплоту неиспользованную в термодинамических циклах для разнообразного бесперебойного энергообеспечения.

Эти технические решения (технологии) призваны стать гарантом локальной экологической и энергетической безопасности, и призваны обеспечить выработку энергии пяти видов: теплоты, потока жидкости, механической и электрической энергии и холода (рисунок 1) [3].

Рисунок 1 – Составные элементы предлагаемой для средней полосы России солнечной энергетики на базе солнечного соляного пруда

Разработанные в КБАЭ «ВоДОмёт» (г. Омск) для малых конечных потребителей энергии (рис. 1) технологии использования возобновляемых и вторичных ТЭР, призваны:

• обеспечить в любое время года, в любую погоду, для города, села, предприятия: сохранность зданий и сооружений, технологического оборудования, животных и птицы, выращенного урожая, сырья и готовых изделий (продуктов), а также проведение посевной и уборочной;

• обеспечивать удовлетворение физиологических потребностей человека в микроклимате жилища и в санитарно-медицинском минимуме;

• поддерживать транспортное сообщение в минимально допустимом объеме за счет выработки для транспортных средств топлива (биометана).

По экологическим показателям, в сравнении с другими энергоисточниками солнечные прудовые установки и системы предпочтительнее, поскольку фактически не имеют никаких выбросов, а слабый нагрев грунта под прудом, при хорошей теплоизоляции, не будет намного превышать сезонных температурных колебаний от солнечной радиации.

Малая энергетика на базе солнечного соляного пруда месте с другими устройствами и системами солнечной энергетики (плоские солнечные коллектора, солнечные электрические станции, фотоэлектрические преобразователи и т.д.) может и должна обеспечить энергией летнюю производственную деятельность малых поселений практически любых территорий средней полосы России.

Конечно, в летний период, когда повышается выработка электрической энергии на ГЭС, необходима координация работы этих производителей энергии.

Примерно так же обстоит дело с использованием геотермальной энергии.

Качество геотермальной энергии как видно из рисунка 2 различных источников отличается на порядок [4].

Рисунок 2 – Распределение мировых запасов геотермальной энергии в зависимости от температуры источников.

Поэтому геотермальные месторождения в России используются в основном на Камчатке и на прилегающих к Северному Кавказу территориях.

Более равномерное, практически повсеместное распределение тепла непосредственно у поверхности земли на доступных глубинах до 200 метров.

Оценка приповерхностных геотермальных ресурсов для Сибири приведена в таблице 2.

Таблица 2 – Предварительная оценка приповерхностных геотермальных ресурсов Западной Сибири, млн т у.т. (по данным Э.И. Богуславского)

Как видно из таблицы 2 при сопоставительной оценке наиболее благоприятными условиями освоения геотермальной энергии характеризуется южная часть Западной Сибири, однако температура этих ресурсов мала и для их извлечения посредством тепловых насосов требуется высоколиквидная электрическая или механическая энергии, что не всегда экономически выгодно.

Высокие температуры тепла земли и подземных вод наблюдаются в подавляющем большинстве своем на больших глубинах — 3000 м и более.

Однако высокая стоимость строительства скважин (от 70 до 90 % основных производственных фондов) накладывает свои ограничения на сооружение на базе таких геотермальных месторождений геотермальных тепловых или электрических станций.

Ниже приведены удельные капитальные затраты в геотермальные скважины, руб./м (масштаб цен 1982 года), которые определяются в зависимости от географического района и глубины бурения по формуле [5]

,

где и — постоянные коэффициенты, зависящие от географического района, принимаемые по таблице 3; — глубина бурения, км; — коэффициент, зависящий от скорости бурения (при достигнутой коммерческой скорости , при увеличении скорости в 2 раза ).

Таблица 3 – Значения коэффициентов и

При такой доле стоимости скважин в геотермальных станциях необходимо решить, как минимум, три задачи:

- разработать новые методики выявления высокотемпературных геотермальных месторождений;

- разработать технологические регламенты по существенному увеличению срока эксплуатации скважин не только в годовом исчислении, но и в часах;

- добиться повышения эффективности использования геотермального тепла каждого конкретного геотермального месторождения с использованием местных климатических условий.

Необходимость разработки новых методик выявления высокотемпературных геотермальных пластов связана с тем, что подземные воды вследствие большей, чем у горных пород, теплоемкости, а также значительной подвижности могут существенно изменять структуру геотермальных полей. В частности, это относится к вертикальному движению подземных вод (флюидов).

Опуская математическую постановку задачи по определению перераспределения температур в осадочном чехле, граничные условия, саму математическую модель и решение её уравнений, которые приведены в источнике [6] воспроизведем из этой книги только таблицу 4, в которой приведены результаты расчета, изменения облика геотермальных полей больших площадей при вертикальном движении подземных вод.

Таблица 4 – Приращение температур в кровле пласта в зависимости от скорости движения флюида

Как видно из таблицы 4 вертикальное движение подземных вод может в некоторых случаях полностью изменить облик геотермальных полей. Как следует из таблицы 4 (где приведены расчеты при L₂ = 2700 м, q = 56,0, λ = 2 Вт/(м∙К), при скоростях фильтрации до 10 см/год и мощности отложений (через которые осуществляется восходящее движение), равное первым сотням метров, приращения температур и тепловых потоков могут стать соизмеримыми и превышать нормальные характеристики геотемпературных полей.

Вертикальная миграция подземных вод дает гораздо меньший геотермический эффект в том случае, если площадь распространения незначительна.

Поскольку такие вертикальные движения флюидов могут наблюдаться в областях питания или разгрузки подземных вод через слабопроницаемые отложения (за счет разницы давлений в подстилающих и перекрывающих водоносных горизонтах), по тектонически нарушенным зонам, вследствие естественной конвекции в залежах нефти и газа, то их надо выявлять и использовать. Даже при их ограниченном количестве. Использование таких месторождений залог эффективного развития геотермальной энергетики.

По второй задаче.

Так как все геотермальные станции мира являются наземными, то этим обусловлен их существенный недостаток: поступая к турбинам по скважинам, пар или горячая вода за время транспортировки теряют до 30 % температуры и давления.

Поэтому для увеличения срока эксплуатации скважин, практика использования геотермальных источников в России иногда включает в себя накапливание гидротеплопотенциала в летний период, когда для целей теплоснабжения используется солнечная энергия.

Обоснование такого перерыва в использовании геотермального тепла можно проиллюстрировать графиками рисунков 3 и 4 [7].

Рисунок 3 – Характер изменения температуры теплоносителя (флюида, подземных вод) в нагнетательной (а) и в эксплуатационной скважине (б) с увеличением времени циркуляции (t)

На рисунке 3 мы имеем пример графического изображения изменения температуры теплоносителя в скважинах и тепловом коллекторе, расположенном на глубине нескольких километров.

t₁ (а₀ – а₁) и t_2,3 (а₀ – а_2,3) — это линии (графики) изменения температуры теплоносителя при его движении в нагнетательной скважине вниз в различные периоды эксплуатации. t₁ (б_1,2 – в₁), t₂ (б_1,2 – в₂) и t₃ (б₃ – в₃) — это линии изменения температуры теплоносителя при его движении в эксплуатационной скважине вверх в различные периоды эксплуатации. t₀ — это график естественного изменения температуры недр по глубине, для рассматриваемого геотермального месторождения. Линия а_2,3 – б₃(б_1,2) характеризует изменение температуры теплоносителя при его движении в коллекторе от нагнетательной к эксплуатационной скважине.

В начальный период эксплуатации скважин, изменение температуры теплоносителя будет соответствовать циклу а₀ – а₁ – б_1,2 – в₁ – а₀. В этот период времени массив грунта вокруг средней и нижней частей нагнетательной скважины имеет достаточно высокую температуру, и поэтому теплоноситель будет значительно нагреваться на пути к коллектору. Точка а₁ смещена вправо. В то же время поскольку средний и приповерхностный массив грунта вокруг эксплуатационной скважины имеет низкую температуру, особенно у поверхности, то точка в₁ смещена влево (средние и приповерхностные слои грунта охлаждая теплоноситель аккумулируют теплоту, чтобы часть её отдать потом, по мере истощения термального ресурса коллектора, теплоносителю в конце срока эксплуатации скважин).

В процессе эксплуатации скважин и выработки геотермального тепла цикл изменения температуры постепенно смещается и начинает переходить через точки а₀ – а_2,3 – б_1,2 – в₂ – а₀. В этот период температура на выходе из эксплуатационного коллектора максимальна, а значит эффективность работы самая высокая (если конечно дебит скважин не изменился и расход энергии на прокачку теплоносителя через коллектор резко не возрос).

При завершении эксплуатационного периода цикл изменения температуры проходит по точкам а₀ – а_2,3 – б₃ – в₃ – а₀. Это период быстрого расходования запасов тепла не столько коллектора, сколько тепла аккумулированного массивом грунта, охватывающего эксплуатационную скважину.

Удается ли восстанавливать (пополнять) и насколько геотермальные ресурсы при перерывах в работе скважин в летний период однозначного ответа мы можем и не получить, т.к. глубинный массив грунта вокруг нагнетательной скважины однозначно будет прогреваться, а верхний остывать. В то же время нижний массив грунта вокруг эксплуатационной скважины может или повысить или вероятнее всего понизить температуру, а верхний понизить за счет рассеивания тепла в удаленные от скважины области. Здесь большое значение имеет наличие артезианских вод на глубинах 1 – 1,5 км, их температура и подвижность. Кроме того, сам коллектор отделенный от нижнего и верхнего горизонтов теплоизоляционными слоями глины может не получить ожидаемого (требуемого) количества тепла.

Рисунок 4 – Распределение температуры недр: 1 – на момент окончания эксплуатации; 2, 3 – соответственно через 8 и 32 года после окончания эксплуатации.

Приведенное на рисунке 4 распределение температур получено решением уравнения теплопроводности по неявной схеме для следующих исходных данных: глубина нейтрального слоя 25 м, температура нейтрального слоя 3 ⁰С, глубина залегания эксплуатируемого коллектора 3 км, мощность коллектора 300 м, начальная температура пород 250 ⁰С, минимальная температура ПТК (в окрестности нагнетательной скважины) 65 ⁰С, период установления минимальной температуры 1 год, продолжительность эксплуатации ПТК 10 лет, максимальная глубина расчета температур 6 км.

Результаты расчета (рис. 4) показывают что, если в период эксплуатации зона температурного возмущения распространяется на сравнительно небольшое расстояние от коллектора, то в период восстановления она довольно быстро охватывает значительную толщу вмещающих пород. Однако изменения температуры приповерхностных слоев невелики и вряд ли могут представлять какую-либо опасность для окружающей среды. Очевидно, они могут заметно влиять на температуру нейтрального слоя только при сравнительно небольшой глубине залегания эксплуатируемого горизонта, что встречается редко на практике.

Как видно из рисунков 3 и 4 геотермальное месторождение только условно можно считать возобновляемым источником энергии из-за того, что при его полной или частичной выработке восстановление ресурса тепла идет очень медленно, дольше жизни одного поколения, когда наиболее дорогая часть работ (пробуренные скважины) практически не имеют ликвидной стоимости.

И в то же время климатические условия для ГеоЭС в средней полосе России уникальны из-за аномально низких температур. Это позволяет снизить температуры конденсации, особенно зимой, что может дать прирост (на 20 – 40 %) в выработке электроэнергии по сравнению с ГеоЭС, которые расположены в районах жаркого и умеренного климата.

Использование геотермального тепла зимой могло бы обеспечить выработку разнообразных видов энергии для организации различной производственной деятельности. Но для этого геотермальной энергетике, чтобы стать эффективной на территории России требуется решить ряд сложных задач приведенных выше.

Использование геотермальных месторождений зимой имеет еще один плюс.

Солёную воду геотермальных источников с большим дебитом зимой можно с минимальными затратами опреснять.

Замораживание соленой воды на юге СНГ часто используют для опреснения воды. Сущность использования данного физического процесса — вымораживания состоит в следующем. Поскольку температура замерзания соленой воды ниже 0 ⁰С, поэтому при вымораживании её образуются кристаллы пресного льда, смерзающиеся в агрегаты. Каждый агрегат представляет собой группы кристалликов пресного льда, между которыми имеются области, заполненные рассолом. При быстром растапливании таких агрегатов получается лишь частично опресненная вода. Однако если нагревание такого льда производить постепенно, например, за счет энергии Солнца, замерзший между кристалликами пресного льда рассол, перейдет в жидкое состояние и будет стекать раньше, чем начнут таять сами кристаллы пресной воды. Растаявший рассол направляют (стекает) в отдельные резервуары, лед опресняется и при дальнейшем таянии образуется пресная вода, которую отводят в сборный резервуар [8].

При строительстве (возведении) новых солнечный соляных прудов, получение солевых растворов, можно осуществлять в условиях Сибири зимой используя метод факельного намораживания. Известный метод можно использовать по своему не прямому назначению, а для повышения концентрации соли в воде, предназначенной для нижнего слоя пруда. Традиционно, метод факельного намораживания используют для опреснения морских и соленых подземных вод. На морозе их пропускают через дождевальную установку, рядом с которой будет формироваться массив искусственного фирна. Поскольку он хорошо фильтрует воду, соленая вода из него стечет и ее надо будет отвести по каналу или естественному руслу в пруд. Оставшийся фирн окажется практически пресным [9].

Конечно, при интенсивном использовании зимой геотермального месторождения, уже не стадии проектирования зданий и сооружений не следует забывать о преобразовании ими зимой солнечного излучения в тепло (фототермальное преобразование). Оно может быть как пассивным (с использованием пассивных солярных элементов зданий — застекленные фасады, зимние сады), так и активным (с использованием дополнительного технического оборудования). Преимуществом пассивных систем является то, что для их эксплуатации не требуется никакого дополнительного оборудования. Используется солнечный свет, попадающий внутрь здания (сооружения) через окна или прозрачные поверхности. Данную систему следует проектировать с учетом максимального использования поступившей энергии для других помещений. Самым подходящим здесь являются капитальные дома, позволяющие на непродолжительное время аккумулировать избыток энергии. Принципиальным здесь также является вид и регулирование системы отопления.

Пассивная система должна составлять со зданием единое гармоничное целое; этого проще всего добиться в новых постройках. Старые здания можно реконструировать (сделать застекленные пристройки, веранды и т. п.). Однако здесь необходимо принимать во внимание риск перегрева здания в летний период, для чего нужно установка соответствующей системы вентиляции, аккумулирования тепла строительными конструкциями.

Энергетическая выгода пассивной системы зависит от способа использования здания — например, дополнительное застекление лоджий экономически выгодно только в том случае, когда она зимой не отапливается.

Общим для обоих источников тепла является то, что как температурный потенциал солнечного соляного пруда, так и геотермального источника [10] можно использовать в одних и тех же различных областях (таблица 5).

Таблица 5 – Области использования теплоты солнечного соляного пруда и геотермального источника

Как видно из изложенного, солнечное излучение и геотермальное тепло могут стать источниками энергии для комбинированных систем энергоснабжения в России, круглогодично обеспечивая важные области быта и производства энергией соответствующего потенциала.

Список литературы

1 Муругов В.П. Расширение сферы использования энергии возобновляемых источников // Техника в сельском хозяйстве. 1996. № 2. С 17 – 19.

2 Чудинов Д.М., Щукина Т.В. Использование гелиосистем для различных регионов России // Энергосбережение. 2009. № 7. С 64 – 66.

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 Всемирный геотермальный конгресс WGC-2005 // Теплоэнергетика. 2006. №3. С 78 – 80.

5 Ионин А.А. Теплоснабжение М.: Стройиздат, 1982. 240 с.

6 Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазовых областей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 134 с.

7 Дядькин Ю.Д., Парийский Ю.М. Извлечение и использование тепла Земли. Л.: 1997.

8 Ачилов Б.М. Жураев Т.Д., Шадыев О.Х. Солнечные опреснители и холодильники. Ташкент: Фан, 1976. 104 с.

9 Котляков В.М. Снег и лед в природе Земли. М.: Наука, 1986. 160 с.

10 Доброхотов В.И., Поваров О.А. Использование геотермальных ресурсов в энергетике России // Теплоэнергетика. 2003. № 1. С 2– 11.