Возобновляемые источники энергии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки України

Черкаський державний технологічний університет

Кафедра електротехнічних систем

Контрольна робота

з дисципліни

“Поновлювальні джерела енергії”

Варіант № 4

ЧЕРКАСИ 2012

Содержание

1. Уголь. Мировые запасы. Перспективы использования.

Вводная часть

1.1 Добыча каменного угля в мире

1.2 Способы добычи каменного угля, объёмы, и его классификация

1.3 Добыча угля в Северной и Южной Америке

1.4 Добыча угля в Азии

1.5 Добыча угля в странах СНГ

1.6 Добыча угля в Европе

1.7 Добыча угля в Австралии

1.8 Перспективы угольной промышленности

Выводы

2. Системы солнечного горячего водоснабжения

Вводная часть

2.1 Расчет основных характеристик солнечных установок

2.2 Влияние климатических условий на выбор режима работы солнечной установки

2.3 Классификация систем солнечного теплоснабжения

2.4. Принципиальная схема двухконтурной ССТ

Литература

1. Уголь. Мировые запасы. Перспективы использования

Вводная часть

Украина обладает большими запасами ископаемого топлива - каменные угли. Ископаемые угли - очень ценное энергетическое сырьё, которое используется во всех странах мира во множестве отраслей промышленности. Современная экономика любой промышленной страны невозможна без использования каменных углей. В работе будет уделено наибольшее внимание одно виду углей - антрацитам. Антрациты считаются одними из самых качественных углей, которые добываются на украинских шахтах, и могут использоваться на металлургических предприятиях для удешевления процесса производства чугуна и стали, как топливо для обогрева домов или электростанций, незаменимы в химическом производстве каустической соли. Главное преимущество антрацитов - дешевизна по сравнению с другими видами топлива, такими как нефть, газ, кокс. В мире сейчас наблюдается постоянное увеличение спроса на энергоносители, и не всегда предложение способно удовлетворить растущую потребность в антрацитах. Сейчас угольная промышленность в Украине находится в очень плохом состоянии и выход на мировые рынки позволит дать отрасли новые инвестиции, которые помогут усовершенствовать шахты, открыть новые шахты, создать новые рабочие места.

каменный уголь солнечный теплоснабжение

1.1 Добыча каменного угля в мире

Каменный уголь - вид ископаемого топлива, образовавшийся под землёй при глубоком разложении растительных остатков без доступа кислорода. Большинство залежей каменного угля возникло в палеозое, преимущественно в каменноугольном периоде, примерно 300-350 миллионов лет тому назад. Содержание углерода в каменном угле в зависимости от месторождения составляет от 75% до 95%. По химическому составу каменный уголь представляет собой смесь полициклических ароматических соединений с высокой массовой долей углерода, а также воды и летучих веществ с небольшими количествами минеральных примесей, при сжигании угля образующих золу. Ряд соединений, входящих в состав каменного угля, обладает канцерогенными свойствами.

Бурые угли - твердые горючие ископаемые, образовавшиеся из торфа. Наиболее молодые из ископаемых углей. Относятся к группе углеродсодержащих пород гумусовой природы. Содержат 65-70% углерода, имеют бурый цвет. Используются как местное топливо, а также как химическое сырье. При термической переработке бурых углей получают светильный газ (смесь горючих газов, главным образом метана и водорода), парафины, фенолы и др.

Каменный уголь образовался из продуктов разложения органических остатков растений, подвергшихся изменения (метаморфизм) В условиях высокого давления окружающих пород земной коры и сравнительно высокой температуры.

Уголь каменный исторически является первым видом ископаемого топлива. Использование каменного угля позволило совершить промышленную революцию, которая способствовала развитию угольной промышленности. Так к середине двадцатого века около половины производимой энергии в мире получали за счет использования угля.

Каменный уголь, подобно альтернативным источникам энергии - газу и нефти - представляет собой органическое вещество, которое естественным образом подверглось разложению под действием биологических и геологических процессов. Образуется каменный уголь из растительных остатков.

1.2 Способы добычи каменного угля, объёмы, и его классификация

Добыча каменного угля - трудоемкий процесс. Способ добычи определяется глубиной залегания угля. Если угольный пласт находится на глубине не больше 100 метров, разработка ведется открытым способом в угольных разрезах (рисунок 1, а). При больших глубинах залегания угольное месторождение разрабатывается подземным способом, и для добычи угля используются шахты (рисунок 1, б).

Рисунок 1. Способы добычи угля: а) открытым способом; б) подземным способом.

Уголь разных марок обладает различными свойствами. Совершено, очевидно, что при сжигании эти различия будут обязательно проявляться. И их необходимо знать и учитывать при подборе угля и выборе режимов сжигания.

Органическая (горючая) масса угля это - летучие вещества и твердый (коксовый) остаток. Летучие вещества составляют от 60% и более для бурого угля до нескольких процентов в антрацитах.

Каменные угли класса Д (длиннопламенные) и каменные угли Г (газовые) Украинского происхождения добываются в шахтах Луганской и Донецкой областей. Используются для отопления, как в промышленном, так и в индивидуальном секторах.

Каменный уголь разделяют на блестящий, полублестящий, полуматовый, матовый.

Уголь является важным национальным природным ресурсом в первую очередь благодаря своей энергетической ценности. Среди ведущих мировых держав только Япония не располагает большими запасами угля. Хотя уголь - самый распространенный вид энергоресурсов, на нашей планете имеются обширные территории, где угольных месторождений нет. Угли различаются по теплотворной способности: она самая низкая у бурого угля (лигнита) и самая высокая у антрацита (твердого блестящего черного угля). Мировая добыча угля составляет 6,9 млрд. т. в год (2008) (рисунок 2).

Рисунок 2. Мировая добыча угля в 1980 - 2008 г.г.

Однако во всех странах в последние годы проявляется тенденция к снижению его добычи, поскольку он уступает место другим видам энергетического сырья - нефти и газу. В ряде стран добыча угля становится нерентабельной в связи с отработкой наиболее богатых и сравнительно неглубоко залегающих пластов. Многие старые шахты закрываются как убыточные. Первое место по добыче угля занимает Китай, за ним следуют США, Австралия и Россия. Значительное количество угля добывается в Германии, Польше, ЮАР, Индии, на Украине и в Казахстане.

1.3 Добыча угля в Северной и Южной Америке

Ископаемый уголь - важнейший и наиболее распространенный источник энергии в США. Страна располагает самыми большими в мире промышленными запасами угля (всех типов), которые оцениваются в 444,8 млрд. т, общие запасы в стране превышают 1,13 трлн. т, прогнозные ресурсы - 3,6 трлн. т. Крупнейший поставщик угля - штат Кентукки, за ним следуют Вайоминг и Западная Виргиния, Пенсильвания, Иллинойс, Техас (в основном лигнит), Виргиния, Огайо, Индиана и Монтана. Примерно половина запасов высокосортного угля сосредоточена в Восточной (или Аппалачской) провинции, протянувшейся с севера на юг от северо-западной Пенсильвании до северной Алабамы. Эти высококачественные угли каменноугольного периода используются для производства электроэнергии и получения металлургического кокса, потребляемого при выплавке железа и стали. К востоку от этого угленосного пояса в Пенсильвании находится угольный бассейн площадью ок. 1300 кв. км, на который приходится почти вся добыча антрацита в стране.

Самые крупные запасы угля размещаются на севере Центральных равнин и в Скалистых горах. В угольном бассейне Паудер-Ривер (шт. Вайоминг) угольные пласты мощностью ок. 30 м разрабатываются открытым способом гигантскими экскаваторами-драглайнами (рисунок 3), тогда как в восточных районах страны даже маломощные (ок. 60 см) пласты часто доступны для выемки лишь подземным способом. На бурых углях Северной Дакоты работает крупнейшее в стране предприятие по газификации угля.

Запасы бурых и каменных (полубитуминозных) углей верхнемелового и третичного возраста в западных районах Северной Дакоты и Южной Дакоты, а также в восточных районах Монтаны и Вайоминга многократно превышают объем угля, добытого до сих пор в США.

Рисунок 3. Одноковшовый шагающий экскаватор-драглайн

Крупные запасы каменных (битуминозных) углей мелового возраста имеются в межгорных осадочных бассейнах провинции Скалистых гор (в штатах Монтана, Вайоминг, Колорадо, Юта). Далее к югу угольный бассейн продолжается в пределах штатов Аризона и Нью-Мексико. Небольшие угольные месторождения разрабатываются в штатах Вашингтон и Калифорния. Почти 1,5 млн. т угля ежегодно добывается на Аляске. Запасов каменного угля США при современных темпах его потребления должно хватить на несколько сотен лет.

Потенциальным источником энергии является метан, содержащийся в угольных пластах; его запасы в США оцениваются более чем в 11 трлн. м3.

В остальной части Западного полушария промышленные месторождения угля невелики. Ведущий производитель угля в Южной Америке - Колумбия, где он добывается открытым способом главным образом на гигантском угольном разрезе Эль-Серрехон. За Колумбией следуют Бразилия, Чили, Аргентина и Венесуэла, располагающие весьма незначительными запасами угля.

1.4 Добыча угля в Азии

Самые крупные запасы ископаемого угля сосредоточены в Китае, где на этот вид энергетического сырья приходится 76% потребляемого топлива. Общие ресурсы угля на территории Китая превышают 986 млрд. т, примерно половина их находится в Шэньси и Внутренней Монголии. Большие запасы имеются также в провинциях Аньхой, Гуйчжоу, Шиньси и в Нинся-Хуэйском автономном районе. Из общего количества 1,3 млрд. т угля, добытого в Китае в 1995, около половины приходится на 60 тыс. мелких угольных копей и разрезов местного значения, другая половина - на крупные государственные шахты, такие, как мощный разрез Аньтайбао в провинции Шэньси, где ежегодно добывается до 15 млн. т. сырого (необогащенного) угля.

Важными угледобывающими странами в Азии являются Индия (278 млн. т в год), Северная Корея (50 млн. т), Турция (53,2 млн. т), Таиланд (19,3 млн. т).

1.5 Добыча угля в странах СНГ

В России на основе сжигания угля производится в два раза меньше энергии, чем в результате сжигания нефти и газа. Однако уголь продолжает играть важную роль в энергетике. В 1995 свыше 260 млн. т угля было использовано в качестве топлива для ТЭС и в сталелитейной промышленности. Примерно 2/3 ископаемых углей в России составляют каменные, а 1/3 - бурые. Самые крупные каменноугольные бассейны России: Кузнецкий (крупнейший по объему добычи), Тунгусский, Таймырский, Ленский, Иркутский, Южно-Якутский, Минусинский, Буреинский, Печорский, Карагандинский. Важное промышленное значение имеют также Челябинский и Кизеловский бассейны на Урале, Сучанский на Дальнем Востоке и ряд мелких месторождений в Забайкалье. Донецкий угольный бассейн с высококачественными коксующимися углями и антрацитом лишь частично заходит на территорию Ростовской области РФ, а в основном расположен на Украине.

Среди буроугольных бассейнов выделяются Ленский, Канско-Ачинский, Тунгусский, Кузнецкий, Таймырский, Подмосковный.

На Украине кроме Донбасса имеется Львовско-Волынский каменноугольный бассейн, в Казахстане - крупное Экибастузское каменноугольное месторождение и Тургайский буроугольный бассейн, в Узбекистане - Ангренское месторождение бурых углей.

1.6 Добыча угля в Европе

Добыча угля в Центральной и Западной Европе в 1995 составляла 1/9 от мировой. Высококачественный уголь, добываемый на Британских островах, имеет в основном каменноугольный возраст. Бoльшая часть месторождений угля находится в южном Уэльсе, на западе и севере Англии и на юге Шотландии. В пределах континентальной Европы уголь добывают примерно в 20 странах, главным образом на Украине и в России. Из угля, добываемого в Германии, около 1/3 составляет высококачественный коксующийся уголь Рурского бассейна (Вестфалия); в Тюрингии и Саксонии и в меньшем количестве в Баварии в основном добывают бурый уголь. Промышленные запасы каменного угля в Верхнесилезском угольном бассейне на юге Польши занимают второе место после запасов Рурского бассейна. В Чехии также имеются промышленные запасы каменных (битуминозных) и бурых углей.

1.7 Добыча угля в Австралии

Австралия - один из крупнейших в мире производителей угля, экспорт которого в страны Тихоокеанского бассейна постоянно растет. Добыча угля здесь превышает 277 млн. т в год (80% битуминозного, 20% бурого угля). Наибольший объем добычи угля приходится на Квинсленд (угленосный бассейн Боуэн), за ним следуют Новый Южный Уэльс (месторождение в долине р. Хантер, Западное и Южное прибрежное), Западная Австралия (месторождения в окрестностях Банбери) и Тасмания (месторождение Фингал). Кроме того, уголь добывают в Южной Австралии (Ли-Крик) и Виктории (угленосный бассейн Латроб-Вэлли).

1.8 Перспективы угольной примышленности

После долгого периода стагнации, когда потребление электроэнергии падало, а генерирующие мощности сокращались, а затем не менее сложного периода реформ, когда потребление росло, а мощности - нет, российская электроэнергетика наконец вступает в новый этап, связанный с осуществлением крупномасштабного строительства новых генерирующих мощностей. По итогам 2010 года было введено в строй свыше 3,2 ГВт новых мощностей, что уже существенно превышает уровень среднегодовых показателей вводов 2000-х годов в 1-1,5 ГВт в год. Основная часть новых мощностей, как вводимых, так и планируемых, - это тепловые электростанции, среди которых доминирующее положение, как и на протяжении многих лет, занимают газовые ТЭС. Плюсы электростанций такого типа хорошо известны: высокий КПД, хорошие экологические характеристики, короткие сроки строительства, высокая масштабируемость и многое другое. Вспомним и о минусах, а вернее, о главном недостатке газовой генерации - цене топлива. Если цена на газ во всем мире фактически привязана к стоимости нефти, цена которой во многом определяется факторами далекими от энергетики, то цена на уголь от цен нанефть зависит мало, и рост стоимости угля за последние 10 лет существенно отставал от роста цен на голубое топливо.

Почему же тогда в других странах доля угольных электростанций в общем объеме генерирующих мощностей столь сильно отличается от нашей электроэнергетики? Может быть, у Украины какой-то собственный путь или дело в чем-то другом?

Собственный путь или как у всех?

Посмотрим, почему же так получилось, что сегодня только в европейской части России доля газа в топливном энергобалансе составляет свыше 80%, а в целом по России - более чем 2/3 от общего объема потребляемых в генерации топливно-энергетических ресурсов. Ответ на этот вопрос - в области истории отечественной энергетики. В отечественной истории хороший шанс для опережающей модернизации электроэнергетики был получен в 60-70-е годы прошлого века, когда произошло открытие и освоение крупных месторождений газа в восточной части страны, а мировая атомная энергетика сделала серьезный практический рывок от военно-экспериментальной в сторону гражданской и коммерческой. Советское правительство, безусловно, разумно распорядилось открывшимися возможностями: масштабный перевод угольных электростанций в европейской части страны с угля на газ и не менее масштабное строительство там же новых атомных генерирующих мощностей должны были позволить решить сразу несколько задач. Руководство СССР предполагало, что форсированный перевод энергетики на дешевый в то время газ позволит в течение 20-25 лет провести меры по повышению эффективности работы угольной промышленности, даст время для внедрения и освоения передовых технологий сжигания угля. Итогом этого многолетнего плана должна была стать современная энергетика, по своей экономической эффективности и структуре не просто соответствующая требованиям, предъявляемым промышленно развитой экономике, но и способная обеспечить устойчивое развитие страны на многие десятилетия вперед. К сожалению, этим планам не было суждено сбыться, и среди главных причин, помешавших их осуществлению, были: сначала чернобыльская катастрофа, по понятным причинам серьезно затормозившая развитие отечественной атомной энергетики и не позволившая довести до конца уже начатое строительство многих АЭС, а потом и распад Советского Союза. К тому моменту дешевый газ прочно занял свое место в энергетике страны, потеснив в нем в первую очередь уголь, а во вторую - не дав занять свою долю атомной энергетике.

В остальном мире судьба угля в энергетике была менее трагичной, хотя стоит, пожалуй, указать на два примера массового вытеснения угля из энергетики развитых стран. Первый пример - это Великобритания, для которой открытие огромных месторождений нефти и газа в Северном море в 70-е годы прошлого века дало возможность не только снизить зависимость от импортируемых энергоносителей, но и впоследствии закрыть свою угольную промышленность: одну из старейших в мире, но объективно проигрывавшую глобальную конкурентную борьбу. Франция - второй пример того, как из соображений национальной энергетической безопасности и роста эффективности экономики страна избавилась от собственной угольной промышленности, заменив ее на по тем временам суперсовременный ядерно-энергетический комплекс. В других же странах угольная энергетика не только не была предана забвению, но и получила второе дыхание: новые технологии позволили довести основные экологические характеристики угольных ТЭС практически до газовых аналогов, а по показателям КПД порой даже сравняться с ними. Что это за технологии?

Как сжигаешь, то и пожнешь

Главным технологическим аспектом, определяющим применение угля в электроэнергетике, является технология его сжигания. Именно она, по сути, определяет все основные технико-экономические параметры и характеристики угольной электростанции. На сегодняшний день используются следующие основные технологии сжигания угля: факельное сжигание; низкотемпературное вихревое сжигание; сжигание в кипящем слое; газификация угля.

Факельное сжигание на нынешний день - самый распространенный способ использования угля в электроэнергетике. Измельченный до пылеобразного состояния и обогащенный до необходимых значений уголь подается (вдувается в составе воздушной смеси) в топку, где происходит его сгорание при температуре свыше 1200оС. Главные минусы этой технологии - невозможность обеспечить полное сгорание угольно-воздушной смеси и высокий уровень выхода загрязняющих веществ в дымовых газах. Для их удаления, соответственно, необходимо устанавливать и обслуживать дорогостоящие системы очистки. Можно даже сказать, что современная угольная электростанция при использовании данной технологии представляет симбиоз собственно электростанции и химзавода по утилизации дымовых газов.

Технология низкотемпературного вихревого сжигания (ВИР-технология) является отечественной разработкой. Как и при обычном факельном сжигании, происходит вдувание угольной смеси в топку. Ключевое ее отличие от обычного факельного сжигания угля - создание при помощи вихревых потоков воздуха двух зон сжигания: низкотемпературное сжигание осуществляется в нижней, а высокотемпературный дожиг - в верхней части топки. Преимущества технологии - более полное сгорание топлива и низкий выход вредных веществ за счет более низкой температуры горения угля. Немаловажно, что в топке можно использовать уголь крупного помола вплоть до 100 мм, что, во-первых, дает экономию на установке по приготовлению угольной пыли, а во-вторых, повышает общую безопасность ТЭС. Не секрет, что пылеугольная воздушная взвесь представляет собой опасную взрывоопасную субстанцию и ее исключение из технологической цепочки - немалый плюс данного способа сжигания угля.

Сжигание в кипящем слое и, как ее разновидность, сжигание в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) базируется на развитии идеи слоевого сжигания в топке. В отличие от классического слоевого сжигания, когда размолотый до определенного размера кусков уголь сжигается на решетке в топке, при использовании ЦКС из-под решетки подается под давлением воздух. Сочетание определенного размера помола угля и скорости подачи воздуха позволяют осуществлять сгорание не на самой решетке, а над ней. Происходит сгорание частиц угля в воздухе, уголь как бы кипит. Не полностью выгоревший уголь улавливают и циклически возвращают в зону горения до полного его выгорания.

Главные преимущества ЦКС - хорошие экологические характеристики, достигаемые в том числе и за счет низких температур сгорания угля, возможность использовать широкий спектр угольного топлива вплоть до низкокалорийного бурого угля.

ВГУ - внутрицикловая газификация угля (по западной терминологии - IGCC) - является наиболее перспективной технологией для электроэнергетики. ТЭС с ВГУ - это в первую очередь химпроизводство и лишь затем электростанция. Ключевым элементом такой ТЭС является реактор-газогенератор. Находящийся там уголь подвергается окислению при помощи кислорода или сжатого воздуха. В ходе реакции преимущественно выделяются угарный газ и водород, а также углекислый газ, азот и ряд других примесей, образующие горючий генераторный газ. На следующем этапе газ проходит очистку от сернистых и иных соединений и поступает в парогазовый цикл «камера сгорания - ГТУ - паровая турбина», практически идентичный ПГУ на природном газе.

Среди плюсов ПГУ/ВГУ - наилучшее из всех имеющихся альтернатив использование полезных свойств угля, включая получение из газогенераторного газа ряда востребованных на рынке продуктов (таких как, например, метанол), высочайший КПД (50% и более) наряду с выдающимися экологическими характеристиками. Во время ночного спада потребления электроэнергии электростанция с ВГУ может разгрузить турбины/генераторы и переключиться на производство водорода и других продуктов газогенерации.

Сейчас в мире эксплуатируются лишь несколько ВГУ-электростанций. Объясняется это в основном новизной технологии и связанными с этим издержками: низкой надежностью, высокими капитальными и эксплуатационными затратами, необходимостью разработки и масштабного строительства турбин высокой мощности, использующих в качестве топлива водород.

Выводы

Технологий сжигания угля много, и они постоянно совершенствуются. Так что же сегодня мешает нам воспользоваться естественным преимуществом Украины - огромными запасами угля и ставшей в результате реформ 90-х годов современной и рентабельной угольной промышленностью?

В Украине существуют три группы препятствий: ценовые, географические и технологические.

В ценовом соотношении уголь по-прежнему проигрывает газу. Судя по структуре новых вводов генерирующих мощностей и реконструкции старых, определенную веру в будущее угольной генерации сохраняют лишь итальянцы из компании Enel. В остальном же новые мощности работают на газе, хотя во всем мире, пусть и преодолевая не всегда обоснованное сопротивление экологических активистов, строятся новые угольные ТЭС и модернизируются старые.

Соотношение цен на газ и уголь на Украинском внутреннем рынке хоть и улучшилось за последнее десятилетие, но тем не менее пока слишком далеко от уровня, способного заставить энергетические компании серьезно задуматься о строительстве новых угольных ТЭС.

Что делать?

Во-первых, имеются резервы в сфере повышения эффективности транспортировки угля. Одной из них является создание специализированного, так называемого угольного вагона повышенной грузоподъемности и вместимости. К примеру, в Великобритании уголь перевозят на расстояния, зачастую в десятки раз меньшие, чем в Украине, в то же время там используется тип вагона примерно на 1/3 большей грузопод-

ъемности, чем применяемый в Украине.

Во-вторых, среди резервов повышения фактических объемов перевозки угля пока незадействованным остается более широкое применение в электроэнергетике обогащенных углей. Перевозка вместо обычного, необогащенного, угля (углей, прошедших переработку на обогатительной фабрике) позволит значительно увеличить полезную нагрузку на вагон, то есть при том же физическом объеме груза объем перевозок в тоннах условного топлива возрастет за счет более высокой энергетической ценности обогащенной тонны угля по сравнению с необогащенной.

Дело в том, что объекты электроэнергетики, построенные в советский период, создавались под так называемые проектные угли, то есть применяемая технология и конкретные технические параметры сжигания углей существенно затрудняют использование углей от непредусмотренных проектом поставщиков, или делают использование непроектных углей экономически невыгодным. Таким образом, развитие угольной генерации должно проводиться на основе использования высокоэффективных технологий сжигания, позволяющих использовать угли с различными качественными характеристиками. К таким технологиям относятся уже описанные сжигание угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) или вихревые технологии сжигания, близкие к ЦКС.

Широкая программа по угольной модернизации электроэнергетики может быть осуществлена с приемлемыми затратами для экономики страны в случае минимизации издержек на производство оборудования для угольной генерации. После проведения комплексного анализа перспективных потребностей отечественной электроэнергетики в оборудовании необходимо стандартизировать 3-4 типа угольных энергоблоков и организовать их массовое производство. Это позволит значительно сократить стоимость и сроки реализации мероприятий по увеличению доли угольной генерации в электроэнергетике.

2. Системы солнечного горячего водоснабжения

Вводная часть

Системы солнечного теплоснабжения (ССТ) становятся все более популярными во многих странах мира. Особенно впечатляют успехи солнечной теплоэнергетики в Европе, где ежегодный прирост оборота отрасли в течение последних десяти лет составлял 11-12%.

Общая площадь солнечных коллекторов (СК), установленных к настоящему времени в европейских странах, составляет более 11 млн м2. В последнее десятилетие наиболее быстро рынок ССТ развивался в Германии, Австрии и Греции. Удельная площадь солнечных коллекторов к 2004 году составляла в Греции 264 м2 на 1000 человек, в Австрии - 203 м2, а в среднем по странам Европейского сообщества - 26 м2 на 1000 жителей. Развитие этого сектора рынка в Европе сопровождается организацией специальных кампаний по продвижению новых технологий, а также финансовым и законодательным регулированием и поддержкой.

Резкий рост стоимости органических энергоресурсов в последнее время дал развитию солнечной теплоэнергетики дополнительный импульс. Даже те страны Европы (Италия, Испания), в которых, несмотря на большой климатический потенциал для использования солнечной энергии, эта отрасль развивалась вяло, в 2004-2005 годах приняли дополнительные программы по ее использованию.

Мировой опыт применения СК показывает, что солнечные системы теплоснабжения могут быть эффективными и надежными для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и общественных зданий, подогрева воды в бассейнах и даже солнечного кондиционирования и опреснения воды.

Более подробно успехи зарубежных стран в освоении и использовании солнечной энергии описываются в специализированных изданиях, которые, к сожалению, практически недоступны широким кругам инженерной общественности.

Как же обстоят дела с созданием систем солнечного теплоснабжения в Украине в настоящее время? В значительной мере успехи этой отрасли в Европе объясняются мощной законодательной и финансовой поддержкой во всех странах европейского сообщества. В нашей стране как та, так и другая поддержки полностью отсутствуют, и поэтому достижения в этой области минимальны, хотя небольшое количество систем все же создано и успешно работает.

Перед тем как рассматривать конкретные схемы солнечных систем, необходимо уточнить, пригодны ли вообще климатические условия Украины для их создания и развития и какие комплексы наиболее перспективны в наших условиях.

2.1 Расчет основных характеристик солнечных установок

Под солнечным теплоснабжением понимается использование солнечной энергии для обеспечения горячего водоснабжения и отопления в жилищно-коммунальной, бытовой или производственной сферах. Для определения эффективности солнечного теплоснабжения в том или ином пункте или регионе недостаточно только информации о климатических условиях. Необходимо иметь количественные данные, характеризующие эффективность применения солнечных установок (как правило, с плоскими СК).

Существующие методы расчета активных систем позволяют на основе использования климатической информации и с учетом характеристик применяемого оборудования определять их основные параметры, которыми являются:

- коэффициент замещения тепловой нагрузки объекта (доля солнечной энергии в покрытии нагрузки) f за некоторый рассматриваемый период времени (месяц, сезон, год);

- полезная теплопроизводительность установки Q за этот период;

- площадь СК в установке F.

Удобной величиной для сравнения различных вариантов использования установок является удельная теплопроизводительность q, отнесенная к 1 м2 площади СК в установке.

В в расчётах тепловой установки определяются основные характеристики в различных регионах Украины по 39 расчетным пунктам, относительно равномерно расположенным на территории страны. В расчетах рассматриваются следующие режимы работы установок:

- участие в покрытии нагрузки отопления и ГВС (режим теплоснабжения);

- участие в покрытии нагрузки только ГВС в течение всего года (режим круглогодичного горячего водоснабжения);

- участие в покрытии нагрузки только ГВС и только в неотопительный период (режим сезонного горячего водоснабжения).

Первые два режима требуют исполнения установки по двухконтурной схеме, когда в первом коллекторном контуре теплоносителем является антифриз, а тепло к потребителю в бак-аккумулятор (БА) отводится через теплообменник. Сезонные установки могут быть и одноконтурными, заполненными водой.

Одним из параметров расчета является тепловая нагрузка. Нагрузка ГВС унифицирована СНиП и определяется в расчете на одного человека. Соответственно и расчет параметров солнечной установки ГВС удобно производить исходя из удельной нагрузки (в расчете на одного человека). При этом результаты будут универсальными, так как значения f и Q, полученные в расчете на одного человека, остаются постоянными при любом количестве людей, обеспечиваемых горячей водой, и лишь площадь коллекторов увеличивается кратно этому количеству.

Гораздо более сложным является определение отопительной нагрузки, которая, помимо климатических характеристик, зависит от объема здания, его конфигурации, термического сопротивления стен и перекрытий и других факторов. Какой-либо универсальный подход здесь невозможен, и отопительная нагрузка должна определяться для каждого конкретного объекта (или однотипных объектов).

Другую группу параметров составляют климатические данные, а именно - средние за месяц значения суммарной и рассеянной радиации на горизонтальную поверхность и среднемесячная температура воздуха. В качестве исходных данных в расчет закладываются и тепловые характеристики СК, используемых в данной установке.

Реальным положительным эффектом от использования солнечной установки (кроме экологического) является экономия топлива. При определении таковой в результате использования солнечной установки существенно знать КПД замещаемого топливного устройства. В условиях децентрализованного теплоснабжения (мелкие котельные и индивидуальные отопительно-водогрейные котлы) этот КПД можно принимать равным 0,5. При этом в зависимости от режима использования установки и климатических условий в данном пункте удельная годовая (сезонная) экономия топлива (согласно расчетам) составляет от 0,05 до 0,2 т. у. т.

2.2 Влияние климатических условий на выбор режима работы солнечной установки

При использовании солнечной установки в режиме теплоснабжения, то есть при участии ее в покрытии нагрузки отопления и ГВС, площадь СК должна составлять не менее 0,4 от отапливаемой площади для достижения коэффициента замещения годовой тепловой нагрузки по большинству пунктов 0,25-0,40. В этом режиме удельная среднегодовая теплопроизводительность установки невелика вследствие недоиспользования ее тепловой мощности в летнее время. Поэтому применение солнечных установок в данном режиме в большинстве районов нецелесообразно. Исключение составляют районы Крыма и южных областей Укпаины. В этих районах в силу особенностей климата работа установки в режиме теплоснабжения может быть достаточно эффективной.

Использование солнечной установки в режиме круглогодичного ГВС обеспечивает высокие значения удельной теплопроизводительности, следовательно, и удельной годовой экономии топлива, так как в этом режиме тепловая мощность установки используется наиболее полно. Естественно, что более высокая годовая теплопроизводительность достигается в климатически наиболее благоприятных районах.

В целом использование солнечных установок в данном режиме с той или иной степенью эффективности может быть рекомендовано повсеместно. Рекомендуемая площадь СК составляет при этом 1,0- 1,5 м2 на одного человека.

Использование солнечных установок в режиме сезонного ГВС имеет существенное преимущество с точки зрения простоты схемы (используется одноконтурная схема без промежуточного теплообменника, нет необходимости в применении антифриза и т. п.), но связано со снижением удельной теплопроизводительности в сравнении с режимом круглогодичного ГВС. Это снижение, естественно, тем больше, чем короче неотопительный период, то есть время использования установки в годичном цикле. Применение солнечных установок в режиме сезонного ГВС нецелесообразно там, где неотопительный период составляет менее пяти месяцев. Рекомендуемая площадь СК в данном режиме составляет 1 м2 на одного человека.

2.3 Классификация систем солнечного теплоснабжения

Итак, ясно, что наиболее массовыми в условиях Украины могут быть установки ГВС. Определяющим фактором выбора, очевидно, будут экономические показатели, которые должны опираться на предварительные тепловые расчеты системы, выполненные с учетом данных каждого конкретного объекта, его расположения, характеристик, климатического

района и стоимости замещаемого энергоресурса.

Какие типы систем могут быть использованы для решения этих задач?

Традиционной схемой большинства ССТ является схема с использованием солнечных коллекторов (СК) с аккумуляцией полученной энергии в баке-накопителе.

ССТ могут быть классифицированы по различным критериям:

- по назначению:

- системы горячего водоснабжения (ГВС);

- системы отопления;

- комбинированные системы.

По виду используемого теплоносителя:

- жидкостные;

- воздушные;

- по продолжительности работы:

- круглогодичные;

- сезонные;

По техническому решению схемы:

- одноконтурные;

- двухконтурные;

- многоконтурные.

Вне зависимости от варианта исполнения системы в мировой практике наиболее часто применяется градация систем по их производительности, которая определяет принципиальную схему и вариант конструктивного исполнения системы. Ориентировочные диапазоны производительности и применяемые для их реализации варианты систем приведены в таблице 1.

Системы типа «моноблок» и малые термосифонные системы часто именуют домашними или бытовыми солнечными водонагревателями. Эти установки могут быть как одно-, так и двухконтурными, устанавливаются на открытом воздухе и характеризуются повышенными теплопотерями накопительного бака-аккумулятора.

В отличие от «моноблока» в малых системах СК и БА выполняются раздельно и могут устанавливаться как вместе на единой опорной конструкции, так и на расстоянии друг от друга, ограниченном гидравлическим сопротивлением коллекторного контура.

Таблица 1. Диапазоны производительности и варианты ССТ.

Производительность по горячей воде в день	Тип системы	Описание системы
< 150 л	«моноблок»	Простейшая система, в которой СК, БА и трубопроводы объединены в единую установку полной заводской готовности и, как правило, неразъемны. Применяется для сезонного ГВС в бытовых целях и на объектах, действующих только в летнее время.
150-300 л	малая безнасосная («термосифонная»)	Система, в которой движение теплоносителя в коллекторном контуре осуществляется за счет разности плотности теплоносителя, нагреваемого в СК, и охлаждения его в БА. В таких системах БА всегда расположен выше СК и расстояние между ними мало. Наиболее часто применяется для сезонного ГВС.
300-500 (750) л	малая насосная	Система с принудительной циркуляцией теплоносителя, в коллекторном контуре которой имеется насос и система автоматического управления им. Расположение БА относительно СК - произвольное. Может применяться как для сезонной (ГВС), так и круглогодичной эксплуатации (ГВС + отопление).
> 1000 л	большая многоконтурная («промышленная»)	Системы с принудительной циркуляцией теплоносителя. Применяются для теплоснабжения объектов с большой тепловой нагрузкой в режиме сезонной или круглогодичной эксплуатации.

На основании анализа материалов, приведенных выше, можно сделать вывод, что наиболее применимой в условиях Украины является солнечная установка, действующая в режиме сезонного или круглогодичного горячего водоснабжения.

Учитывая климатические условия страны, ясно, что это должна быть двухконтурная система, где в коллекторном контуре циркулирует незамерзающий теплоноситель (рис. 4).

Рис. 4. Принципиальная схема двухконтурного термосифонного солнечного водонагревателя.

При соответствующем увеличении площади СК и объема БА эта солнечная установка, выполненная по данной схеме, может быть использована и в режиме теплоснабжения (ГВС + отопление).

В 1970-80-х годах большинство солнечных водонагревательных систем как в нашей стране, так и за рубежом, были одноконтурными, то есть системами прямого нагрева водопроводной (сетевой) воды. Опыт эксплуатации показал, что при всей простоте и кажущейся дешевизне эти системы достаточно проблематичны в эксплуатации и имеют меньший срок службы в сравнении с двухконтурными системами, включающими промежуточный теплообменник между СК и БА.

По мере расширения применения солнечных систем также произошел постепенный переход от повсеместного применения «моноблоков» и небольших водонагревателей (с термосифонным движением теплоносителя через СК) к двухконтурным системам с принудительной насосной циркуляцией. Такая схема системы позволяет размещать БА в любом удобном месте здания. В настоящее время большая часть солнечных систем в Европе устроена по этому принципу.

Наиболее распространенной в Европе системой, применяемой сегодня для ГВС индивидуальных жилых зданий (коттеджей), является двухконтурная система с принудительной циркуляцией в коллекторном контуре теплоносителя-антифриза.

Отбор нагретой воды из БА производится с верхней точки бака методом вытеснения, то есть путем подачи холодной воды из водопровода (или иного источника) под давлением в нижнюю часть бака. Принципиальная схема такой системы не зависит от ее производительности и места установки.

За рубежом для односемейных домов обычно используются БА объемом от 300 до 700 л, а площадь СК выбирается в зависимости от климатических условий пропорциональной требуемому объему БА и экономически обоснованной длительности сезона работы системы.

Обычно такие солнечные системы представляют собой комплект, состоящий из следующих основных элементов:

- солнечный коллектор;

- система опор для крепления СК на крышах (наклонных или плоских) или стенах;

- бак-аккумулятор со встроенными теплообменниками;

- циркуляционный насос с комплектом измерительных приборов и клапанов;

- мембранный бак для компенсации теплового расширения теплоносителя коллекторного контура;

- блок управления работой насоса с датчиками температуры;

- трубопроводы с теплоизоляцией;

- запорно-регулирующая и предохранительная арматура;

- фитинги;

- теплообменники (для использования в комплекте с БА больших объемов).

В некоторых системах вместо СК применяется их основной узел - теплопоглощающие панели (ПП). Они используются, как правило, при новом строительстве объектов, когда имеется возможность создать так называемую горячую крышу, то есть вмонтировать в кровлю ПП, а для замены остальных узлов СК - корпуса, нижней и прозрачной изоляции - использовать элементы самой кровли. Это приводит к снижению затрат на создание, монтаж и эксплуатацию солнечной системы, но требует тщательного проведения всех работ по гидроизоляции мест установки ПП.

Размещение всех этих элементов на конкретном объекте для учета его особенностей требует выполнения проектных работ, в процессе которых определяется место и способ крепления СК. Особенно трудно это сделать, если ориентация здания не позволяет оптимизировать направление и наклон коллекторов. Также учитываются размещение БА, насоса, а главное - разводка трубопроводов и их стыковка с имеющимися магистралями здания.

Следовательно, для каждого объекта проекты размещения элементов солнечной системы будут отличаться в большей или меньшей степени друг от друга при сохранении общей принципиальной схемы.

В связи с этим невозможно привести исчерпывающий и законченный перечень комплектующих элементов системы, как это делается для бытовых солнечных водонагревателей, поэтому ниже приводится перечень и описание оборудования, из которых может быть скомпонована любая система произвольной производительности в пределах выбранного диапазона.

К сожалению, единственным отечественным нормативным документом, который можно использовать при разработке солнечной системы, остается ВСН 52-86 «Установки солнечного горячего водоснабжения. Нормы проектирования», в котором изложены общие принципы создания таких систем и основные строительные требования к ним. Современных нормативных документов в Украине пока нет.

2.4 Принципиальная схема двухконтурной ССТ

Рассмотрим подробнее принципиальную схему двухконтурной системы солнечного теплоснабжения (рис. 5).

Рис. 5. Принципиальная схема системы солнечного водоснабжения

Коллекторный контур системы является замкнутым и заполняется каким-либо незамерзающим и нетоксичным теплоносителем. Нетоксичность теплоносителя является обязательным требованием, которое дает возможность при создании схемы установки обойтись более простыми техническими решениями и избежать «правила двух стенок», разделяющих токсичный теплоноситель и питьевую воду. Низкие температуры замерзания теплоносителя позволяют не сливать его из СК в зимнее время, что также удешевляет эксплуатацию и повышает коррозионную устойчивость системы.

В настоящее время в связи с развернувшимся строительством на рынке появилось большое количество систем отопления для индивидуальных односемейных зданий. Теплоносители систем соответствуют требованиям, предъявляемым к теплоносителям солнечных систем. Эти теплоносители, как зарубежные, так и разработанные в России, имеют сбалансированный набор ингибиторов коррозии для основных конструкционных металлов коллекторов. Выбор теплоносителя осуществляется по их теплофизическим свойствам и стоимости.

Коллекторы устанавливаются, как правило, на кровле здания, хотя в каждом конкретном случае возможны и другие места установки. Условия размещения и ориентации СК выбираются в соответствии с нормативными документами.

На выходе из СК в верхней точке контура устанавливается автоматический клапан-воздухоотводчик. Затем нагретый в СК теплоноситель проходит через опускной трубопровод и поступает в нижний теплообменник БА, где охлаждается, передавая тепло расходной воде бака. После выхода из бака теплоноситель по трубопроводу поступает через насос в нижнюю часть СК.

Верхний теплообменник БА подключен к отопительному котлу, соединенному с отопительным контуром здания. Циркуляция горячей воды из котла для нагрева БА осуществляется с помощью отдельного насоса.

Отбор расходной горячей воды из БА выполняется в верхней точке бака подачей снизу в бак холодной воды (то есть всегда расходуется самая горячая вода, имеющаяся в баке). Эта вода по магистрали подается к точкам отбора. Для обеспечения постоянного наличия в точках отбора горячей воды в систему может быть включена циркуляционная магистраль со своим насосом.

Фактически БА всегда находится под давлением водопроводной сети.

Включение циркуляционного насоса коллекторного контура производится блоком управления, который по своей функции является дифференциальным реле, сравнивающим показания двух датчиков температуры: датчика, установленного на выходе теплоносителя из СК, и датчика, установленного в БА. Место установки датчика в баке может быть различным по высоте, и это влияет на параметры работы регулятора, а следовательно, на теплопроизводительность системы и ее безопасность.

Если температура теплоносителя на выходе из СК выше, чем температура воды в баке, то включается циркуляционный насос и тепло передается воде в баке. При использовании современных насосов при работе может производиться регулировка частоты вращения насоса, чтобы, по возможности, поддерживать постоянной установленную разность температур управляющих датчиков.

Многие зарубежные блоки управления имеют функции защиты установки от перегрева. Так, если температура СК превышает установленный уровень, то блок управления принудительно включает насос, пока температура коллекторов не понизится на 10°С, несмотря на то что сам бак будет разогреваться выше установленной предельной температуры. Но при достижении в баке максимальной температуры 95°С насос выключается обязательно.

Литература

1. Назарбаев Е.Ж. «Современное состояние и тенденции развития мирового топливно-энергетического комплекса.» Журнал «Analytic». (http://www.kisi.kz)

2. Тукмаков Д. “Отключение”. Газета “Завтра”. № 7(376), 13.02.2001.

3. Чедвик Дж., «Мировая угольная промышленность.» Перевод статьи - Гребенщиков В.П. Журнал уголь. № 12, 2002.

4. Web-ресурс: «Использование энергии». Zaporozhye Nuclear Power Plant. (http://nnp.zp.ua)

5. Web-ресурс: «Мировой рынок угля и перспективы российских экспортеров». Журнал «ВНИКИ», (http://www.vniki.ru)

6. Тарнижевский Б.В. Оценка эффективности применения солнечного теплоснабжения в России. // «Теплоэнергетика» № 5, 1996. - С. 15-18.

7. Бекман У., Клейн С., Даффи Дж. Расчет систем солнечного теплоснабжения. - М.: Энергоиздат, 1982.

8. ВСН 52-86 «Установки солнечного горячего водоснабжения. Нормы проектирования». // Госгражданстрой СССР, 1987.

Размещено на Allbest.ru