2. Ветер и ветроустановки

2.1. Ресурсы ветроэнергетики

Ветер на различных высотах в атмосфере Земли для каждой точки ее поверхности характеризуется его скоростью, которая, строго говоря, является случайной переменной в пространстве и времени, зависящей от многих факторов местности, сезона года и погодных условий. Все процессы, напрямую связанные с использованием текущего значения скорости ветра, в частности, производства электроэнергии в ветроэлектрических установках, имеют сложный случайный характер. Их характеристики обладают статистическим разбросом и неопределенностью средних ожидаемых значений. Поэтому на современном уровне исследований задача их оценки формулируется как создание вероятностного описания случайного процесса посредством разбиения всего временного процесса на отдельные временные интервалы, в пределах каждого из которых можно использовать приближение стационарности, т.е. независимости всех определяемых параметров от времени. В качестве периода стационарности могут быть приняты различные временные интервалы с соответствующей точностью описания в зависимости от реальных условий случайного процесса. В частности, в некотором приближении можно считать процесс стационарным во всем рассматриваемом промежутке времени, например, в течение года.

Для систематизации характеристик ветровой обстановки в конкретном регионе с целью ее эффективного энергетического использования, как правило, разрабатывается ветроэнергетический кадастр, представляющий собой совокупность аэрологических и энергетических характеристик ветра, позволяющих определить его энергетическую ценность, а также целесообразные параметры и режимы работы ветроэнергетических установок.

Основными характеристиками кадастра, определяющими потенциал ветроэнергетики, являются:

· среднепериодная скорость ветра;

· удельная мощность ветрового потока;

· ветроэнергетические ресурсы региона.

Скорость ветра измеряют на метеорологических станциях, данные публикуются в специальных ежемесячниках. На большинстве метеостанций показания приборов, измеряющих скорость ветра, регистрируют восемь раз в сутки с интервалом три часа или шесть раз, через четыре часа. Эти показания дают возможность получить достаточные сведения о среднепериодных скоростях: за сутки, месяц и год. Среднее значение скорости ветра для данного периода наблюдений:

Рекомендуемые материалы

где V_i – измеренное значение скорости ветра, n – число замеров за период.

Ветер не обладает постоянной скоростью и направлением, наблюдаются интервалы более слабого и более сильного ветра. Это называется порывистостью ветра. Чем сильнее ветер, тем это явление выражено резче.

Скорость ветра в приземном слое атмосферы в основном определяется интенсивностью развития турбулентных процессов с вихревыми образованиями самых разных размеров. При весьма малых скоростях ветра (1-2 м/c) поток воздуха может быть ламинарным, т.е. состоящим из параллельных, несмешивающихся друг с другом струй.

Для оценки изменчивости скорости ветра служит коэффициент вариации. Для конкретного периода его можно определить по формуле:

Скорость ветра, как правило, возрастает с высотой. Вблизи земной поверхности движение воздуха задерживается благодаря трению, создаваемому неровностями подстилающей поверхности. При сопоставлении значений скорости ветра необходимо учитывать высоту измерения и условия открытости объекта. Если скорость ветра измеряется на разных высотах, то привести эти данные к одной величине можно по формуле

где V_H и V_h - значения скорости ветра на высоте измерения H и h; m - показатель степени, зависящий от подстилающей поверхности и ряда других факторов.

Рельеф местности создает так называемые местные ветра. Если воздушный поток встречает на своем пути препятствие в виде горы, холма, строений, деревьев, то происходит вынужденное обтекание его и в результате значительно изменяются направление и скорость ветра, а также его структура: возникают завихрения, увеличивается турбулентность. Над возвышенностью скорость ветра увеличивается.

В условиях, когда необходимо учитывать влияние рельефа местности и препятствий на скорость ветра, проводят анемометрические разведки. При этом необходимо проводить замеры скорости ветра и сравнивать их с данными соседней метеостанции с целью получения переводных коэффициентов для приблизительной оценки среднего ветрового режима. Данные анемометрических разведок могут служить основанием для выбора места для ветроустановки.

Средние скорости ветра существенно меняются в течение суток, месяца и сезона. В соответствии с этим различают суточный, месячный, сезонный и годовой ход скорости ветра.

На земной поверхности в суточном ходе скорости ветра минимум наблюдается в ночные часы, когда ветер часто ослабевает до штиля. После восхода солнца ветер обычно усиливается, и скорость его достигает максимума в 13-14 часов. Затем скорость ветра снова уменьшается. Изменение скорости ветра днем происходит быстрее, чем ночью. Такой характер суточного хода скорости ветра наблюдается в слое около 100 м летом и около 50 м зимой.

Годовой ход скорости ветра зависит от климатических условий. В умеренных широтах Северного полушария максимум скорости ветра наблюдается в зимнее время года, минимум – летом. Объясняется это тем, что в зимнее время контрасты температур между экватором и полюсом больше, чем летом, и соответственно больше горизонтальных барических градиентов, которые являются силой, приводящей в движение массы воздуха.

Мощность ветрового потока Р, протекающего со скоростью u через поперечное сечение F, определяется по известной зависимости :

,

Здесь r» 1,226 кг/м³ - плотность воздуха при t = 15 °С.

Удельная мощность ветрового потока Р_уд, приходящаяся на единицу площади поперечного сечения (1 м²) соответственно равна

.                                                                                                                                                                  (2.4)

Средняя удельная валовая мощность ветрового потока может быть рассчитана по выражению:

,                                                                                                                                 (2.5)

где β и γ - параметры масштаба и формы в функции Вейбулла; Г - гамма-функция.

При расчете  требуется знать только два параметра (β и γ) функции Вейбулла и не нужно рассчитывать поле значений t_iV_i. При этом ошибка определения  не превышает 3÷4%, что допустимо для предварительных оценочных расчетов.

Параметр масштаба β зависит от средней скорости ветра u_cр и параметра формы γ. Численно он равен средней скорости ветра с вероятностью 0,368 и определяется по формуле:

.                                                                                                                                                              (2.6)

Географическое распределение β по территории страны соответствует распределению u_ср. Замечено, что наибольшие значения параметра β характерны для возвышенных мест, побережья, водоемов и степных пространств.

Параметр формы γ является мерой относительного разброса скоростей ветра вокруг среднего их значения u_ср. Чем выше значение γ, тем более ровный ход скоростей ветра наблюдается в данном пункте территории. Малые значения γ указывают на то, что здесь наблюдается большое количество штилей. При прочих равных условиях величина γ для открытых участков имеет большие значения.

При оценке ресурсов ветроэнергетики рассматривают три вида потенциалов: валовый, технический и экономический.

Валовый (теоретический) потенциал ветровой энергии региона (страны или континенты) – это часть среднемноголетней суммарной ветровой энергии, которая доступна для использования на площади региона в течении одного года.

Технический потенциал ветровой энергии региона – это часть валового потенциала, которая может быть получена в виде электрической энергии при современном уровне развития техники и соблюдении экологических норм.

Экономический потенциал ветровой энергии региона – это часть технического потенциала, использование которой экономически оправдано при современном уровне цен на ветроэнергетические установки (ВЭУ), строительно-монтажные работы, транспортировку и распределение электроэнергии и топлива.

На основе данных по отводу площадей для размещения ВЭУ и их технических характеристик в ведущих странах мира для текущей оценки принимается, что технический потенциал ветровой энергии региона составляет 2% от его валового потенциала, а экономический – 0,5% от технического потенциала.

Валовый энергетический потенциал ветрового потока представляет собой суммарную энергию движущихся воздушных масс, перемещающихся над определенной территорией. Величину этой энергии можно оценить, исходя из гипотетической теории "ветровых плотин", представляющих собой протяженные, ориентированные на ветер конструкции. Из аэродинамики известно, что при обтекании препятствия высотой Н возмущенный ветровой поток восстанавливается на расстоянии около 20Н. Поэтому, если предположить, что вертикальный профиль ветрового потока постоянен, то энергия ветра, приходящаяся на единицу площади, не зависит от высоты Н, и на 1 км² поверхности земли будет приходиться энергия ветра, проходящая через 1/20 км поперечного сечения ветрового потока.

Тогда валовый ветроэнергетический потенциал 1 км² территории определяется из выражения:

.                                                                                                     (2.7)

Т=8760 ч. - число часов в году;

S=1 км².

А для территории площадью S_т: .

Ветроэнергетические ресурсы России приведены в таблице 2.1.

Таким образом, на современном этапе развития техники за счет ветроэнергетики можно экономически эффективно обеспечить до 25% электропотребления страны.

Таблица 2.1

Распределение ресурсов ветровой энергии по федеральным округам России

По данным Мирового Энергетического Совета около 27% земной поверхности имеют среднегодовую скорость ветра на высоте 10 м более 5,1 м/с. Но только 4% этих территорий целесообразно использовать для строительства ветроэлектростанций (ВЭС). При этом технический потенциал мировой ветроэнергетики оценивается в 20*10³ ТВт.ч в год, что примерно в два раза выше, чем мировое потребление электроэнергии. По прогнозам Европейской Ветроэнергетической Ассоциации (EWEA) это соотношение сохранится и на среднесрочную перспективу (2020 г.). Так прогнозируется, что к этому году мировое потребление электроэнергии составит 25,8*10³ ТВт.ч в год, а технический потенциал мировой ветроэнергетики возрастет до 53*10³ ТВт.ч в год за счет появления в эксплуатации новых более совершенных ВЭУ.

2.2. Основы теории использования энергии ветра

Воздушный поток, как и всякое движущееся тело, обладает кинетической энергией. Одним из видов использования кинетической энергии является превращение ее в механическую работу.

Кинетическая энергия Е_в воздушного потока, имеющего скорость v, определяется по выражению

где m – масса движущегося воздушного потока;

где V – объем массы воздуха, протекающего за секунду через сечение А со скоростью v.

Количество энергии ветра, протекающего за 1 с через поперечное сечение:

Энергия ветра изменяется пропорционально площади поперечного сечения ветрового потока и кубу его скорости.

Отличительным свойством ветра является его повсеместность. Однако техническое использование энергии ветра во многих случаях крайне затруднено из-за низкой плотности воздуха (она в 800 раз меньше плотности воды). Для получения значительной мощности необходимо ветроколесо очень больших размеров, т.к. ветроагрегат может преобразовать только часть потенциальной энергии, определяемой коэффициентом использования энергии ветра x. При этом частота вращения ветроколеса должна регулироваться из-за непостоянства скорости ветра во времени и вырабатываемая мощность, изменяясь пропорционально третьей степени скорости ветра, будет иметь большую амплитуду колебаний.

Мощность, развиваемая ветроколесом

Мощность эта определяется как кинетическая энергия ветра, действующая в единицу времени, с учетом коэффициента ее использования:

где x- коэффициент использования энергии ветра.

Площадь, ометаемая крыльями ветроколеса:

где D – диаметр ветроколеса.

При плотности воздуха r =1,23 кг/м³ мощность, развиваемую ветроколесом, можно определить по выражению

Мощность, развиваемая с единицы ометаемой площади:

Таким образом, мощность, развиваемая ветроколесом, определяется ометаемой площадью ветроколеса, скоростью ветра и величиной коэффициента использования энергии ветра.

Коэффициент использования энергии ветра

Ветроколесо преобразует в механическую энергию только часть полной энергии потока. Воздушный поток при прохождении через поперечное сечение, ометаемое ветроколесом, имеет приблизительно форму, показанную на рис. 2.1.

Скорость воздушного потока снижается по мере приближения его к ветроколесу и на некотором расстоянии за ним. По классической теории, полные потери скорости воздушного потока за ветроколесом в два раза больше, чем потери в плоскости вращения ветроколеса. Вместе с тем давление воздуха по мере приближения к ветроколесу повышается, а за ним оно резко падает, вследствие чего за колесом образуется некоторое разрежение.

Рис.2.1. Изменение скорости ветра в плоскости вращения ветроколеса (I) и за ним (II)

Энергия, затраченная на вращение ветроколеса, равна разности кинетической энергии ветра перед ветроколесом и за ним:

где v² – скорость воздушного потока за ветроколесом.

С другой стороны, воспринятую ветроколесом энергию можно выразить как произведение силы давления ветра G на скорость потока в плоскости ветроколеса:

Отношение энергии, воспринятой ветроколесом, к полной энергии, которой обладает воздушный поток, называется коэффициентом использования энергии ветра:

Коэффициент использования энергии ветра зависит от величины потери скорости ветра при прохождении его через плоскость ветроколеса. Согласно классической теории ветроколеса

Н.Е.Жуковский для идеального ветроколеса установил максимальную величину коэффициента использования энергии ветра x_max = 0,593. Этот предел может быть получен при условии:

,

т.е. идеальное ветроколесо должно работать так, чтобы потери скорости ветра в плоскости его вращения составляли 1/3 от поступающей величины.

Аэродинамические характеристики ветроагрегатов

Параметры различных ветроагрегатов удобно сопоставлять при помощи аэродинамических характеристик, которые показывают, как изменяются крутящий момент и коэффициент использования энергии ветра в зависимости от быстроходности ветроколеса. Необходимые данные для построения аэродинамических характеристик получают либо расчетом, либо экспериментально путем продувки модели ветроколеса в аэродинамической трубе. По полученным данным строят график, примерный вид которого показан на рис. 2.2.

Рис.2.2 Аэродинамические характеристики ветроколеса.

По оси абсцисс откладывают значения быстроходности Z ветроколеса, которые выражаются отношением окружной скорости конца лопасти к скорости ветра:

где w- угловая скорость, рад/c; R – радиус ветроколеса, м.

где М – момент, развиваемый ветроколесом.

Коэффициент использования энергии ветра определяется по выражению

Аэродинамическую характеристику строят в относительных величинах, поэтому она является общей для ветроколес любых размеров, если у них соблюдено геометрическое подобие. Основными точками кривой, определяющими главные параметры характеристики, являются:

 - номинальная быстроходность (число модулей), при которой коэффициент использования энергии ветра максимальный (x_max);

 - номинальный относительный вращающий момент, который развивает ветроколесо при номинальном числе модулей Z_Н ;

 - начальный относительный момент, развиваемый колесом при трогании с места, т.е. когда Z = 0;

Z₀  - синхронная быстроходность, при которой =0;

 - максимальный момент, развиваемый ветроколесом; отношение () называется перегрузочной способностью ветроколеса.

Приведенные характеристики ветроколес различной быстроходности (рис.2.3), а также результаты теоретических и экспериментальных исследований позволяют сделать следующие выводы:

1. Чем больше число лопастей, их ширина и угол заклинивания, тем ниже быстроходность ветроколеса и кривая имеет крутопадающую форму.

2. Быстроходные ветроколеса развивают начальный момент М₀, в несколько раз меньше номинального момента М_Н, а синхронная быстроходность в 2…2,5 раза выше номинальной.

3. Мощность ветроколеса, при прочих равных условиях, мало зависит от числа лопастей и коэффициента заполнения , представляющего собой отношение площади лопастей к ометаемой поверхности. Основное влияние оказывают форма и профиль лопастей, их положение в потоке воздуха и диаметр ветроколеса.

4. Снижение начального момента происходит быстрее, чем рост быстроходности. Так, при увеличении Z_Н в два раза М₀ снижается в шесть-семь раз. В то же время приемистость, определяемая отношением М₀/М_H, у шестилопастного колеса в 3,3 раза выше, чем у двухлопастного.

5. Для постоянной аэродинамической схемы частота вращения ветроколеса прямо пропорциональна его быстроходности и скорости ветра и обратно пропорционально диаметру ветроколеса.

Рис.2.3. Характеристики ветроколес различной быстроходности:

1 –2-лопастного; 2 –3-лопастного; 3 –6-лопастного; 4 –18-лопастного;
сплошные линии M(Z); штриховые x(Z)

При выборе ветроагрегатов учитывают аэродинамические характеристики ветроколес и нагрузочные характеристики рабочих машин. Например, для привода тихоходной рабочей машины, имеющей большой начальный момент сопротивления, лучше использовать многолопастное тихоходное ветроколесо (Z_Н = 1,5…3). Это позволяет снизить значение минимальных рабочих скоростей ветра, уменьшить передаточное отношение редуктора и механические потери, но при этом снижается коэффициент использования ветра.

Для агрегатирования генератора, требующего большую частоту вращения и малый начальный момент, эффективнее использовать быстроходные ветроколеса (Z_Н = 5…8) с малым числом лопастей.

Для эффективного преобразования энергии ветра в зависимости от числа лопастей ветроколеса необходимо соответствующее оптимальное число модулей. Поэтому оптимальная быстроходность n-лопастного ветроколеса соответствует условию

.

Например, для 2-лопастного ветроколеса коэффициент x будет максимальным при Z_Н = 4/2=6, для 4-лопастного – при Z_Н =3.

Улучшить пусковые и рабочие характеристики ветроагрегатов можно несколькими методами (отключением нагрузки на период разгона ветроколеса, применением различных муфт, аэродинамических устройств). В быстроходных ветроагрегатах применяют автоматические системы управления поворотом лопастей.

Принцип работы ветроколеса

Ветроколесо, вращаясь под действием силы ветра, преобразует энергию ветра в механическую работу. Вращение ветроколеса обусловлено действием сил сопротивления или подъемной силы. Действие этих сил зависит от геометрии расположения лопастей.

Воздушный поток, обтекая ветроколесо, создает лобовое давление, называемое силой сопротивления. При этом величина силы сопротивления зависит от формы лопастей, состояния их поверхности и положения относительно направления воздушного потока.

На плоскость, расположенную перпендикулярно к потоку и двигающуюся по направлению ветра, действует воздушный поток силой R_X. Под действием силы сопротивления ветроколесо приводится во вращение в плоскости, параллельной направлению ветра.

Для определения R_X ее изучают в аэродинамической трубе. При этом вводятся соответствующие коэффициенты, с помощью которых от сил и моментов, действующих на модель, переходят к соответствующим силам и моментам, действующим на натурное тело (лопасти ветроколеса).

Сила сопротивления может быть определена выражением

где С_Х – коэффициент аэродинамической силы сопротивления; ƒ – площадь крыла.

Установлено, что сила сопротивления зависит от формы обтекающего тела, и тем она больше, чем больше завихрен поток, обтекающий тело, в частности, лопасти ветроколеса. Например, у вогнутого полого полушара С_Х в 4 раза больше, чем у выпуклого.

На плоскость, расположенную под некоторым углом a к направлению воздушного потока, называемым углом атаки, действует некоторая сила R (рис.2.4). Эта сила раскладывается на две составляющие: сила R_Y действует вверх по вертикали и называется подъемной силой; сила R_X создает лобовое давление и вызывает силу сопротивления.

Рис.2.4. Подъемная сила, действующая на плоскость под углом атаки a

Подъемная сила выполняет полезную работу, приводя во вращение ветроколесо в плоскости, перпендикулярной направлению воздушного потока. Подъемная сила зависит от формы поперечного сечения крыла. Экспериментальные исследования в аэродинамической трубе позволили установить форму поперечного сечения крыла, которая дает наибольшую подъемную силу и наименьшую силу сопротивления. На рис. 2.5 для сравнения различных форм профиля показаны подъемные силы и силы сопротивления при одинаковом угле атаки. Наибольшую подъемную силу и наименьшую силу сопротивления имеет обтекаемый профиль

Обтекаемый профиль при малых углах атаки почти не вызывает вихрей, а пластинка вызывает значительные вихри на передней кромке. Вихри снижают подъемную силу и увеличивают силу сопротивления.

Рис. 2.5. Подъемная сила действующая на поверхности различного профиля

Подъемную силу можно определить по аэродинамическому коэффициенту С_Y:

Отношение коэффициента подъемной силы к коэффициенту силы сопротивления называется качеством крыла:

Качество крыла у обтекаемых лопастей может достигать величины k=24 и более. Это значит, что подъемная сила лопасти при малых углах атаки в 24 раза больше силы сопротивления.

При взаимодействии воздушного потока с лопастью возникают:

1) сила сопротивления – параллельная направлению ветра;

2) подъемная сила – перпендикулярная силе сопротивления;

3) препятствие для набегающего потока. Это свойство характеризуется коэффициентом заполнения. Так, при одинаковой форме 4-лопастное колесо имеет вдвое больше геометрическое заполнение, чем 2-лопастное;

4) турбулизация потока, т.е. возмущение его скорости по величине и направлению как за колесом, так и перед ним. В результате лопасть часто оказывается в потоке, турбулизированном другими лопастями.

Таким образом, воздушный поток под действием силы сопротивления или подъемной силы приводит в движение ветроколесо. Полезное действие этих сил зависит от геометрии расположения ветроколеса и формы самих лопастей.

2.3. Типы ветроэнергетических установок

Ветроэнергетические установки классифицируются по двум основным признакам – геометрии ветроколеса и его положению относительно направления ветра.

В зависимости от геометрии ветроколеса ветроустановки бывают тихоходные и быстроходные. Геометрическое заполнение ветроколеса определяется числом лопастей. Тихоходные (многолопастные) ВЭУ с большим геометрическим заполнением ветроколеса развивают значительную мощность при слабом ветре и небольших оборотах. Быстроходные ВЭУ с малым заполнением ветроколеса развивают максимальную мощность при больших оборотах ветроколеса.

По направлению оси вращения ветроколеса относительно воздушного потока ВЭУ подразделяется на горизонтально-осевые и вертикально-осевые.

Ветроустановки с горизонтальной осью, как правило, крыльчатого или пропеллерного типа (рис.2.6а). При этом плоскость вращения ветроколеса перпендикулярна направлению воздушного потока, а ось параллельна потоку. Основной вращающей силой является подъемная сила. Ветроколесо может располагаться перед опорной башней или за ней.

В ветроэлектрических установках обычно используется 2- или 3-лопастные ветроколеса, последние отличаются плавным ходом. Электрогенератор расположен обычно на верху опорной башни в поворотной головке. Многолопастные ветроколеса, развивающие большой крутящий момент при слабом ветре, используются для агрегатирования рабочих машин, не требующих высокой частоты вращения.

Ветроустановки с вертикальной осью вращения (рис.2.6б) вследствие своей геометрии при любом направлении ветра находятся в рабочем положении, ось вращения ветроколеса перпендикулярна воздушному потоку. Вращающей силой является сила сопротивления, и линейная скорость ветроколеса меньше скорости ветра. В такой ветроэнергетической установке за счет удлинения вала генератор можно расположить внизу башни.

Принципиальными недостатками тихоходных ветроустановок с вертикальной осью являются следующие:

Рис. 2.6. Виды ветроколес с горизонтальной (а) и вертикальной осью (б):
1 – однолопастное колесо; 2 – двухлопастное; 3 – трехлопастное;
4 – многолопастное; 5 – чашечный анемометр; 6 – ротор Савониуса;
7 – ротор Дарье; 8 – ротор Масгрува; 9 – ротор Эванса

а) коэффициент использования энергии ветра примерно в три раза меньше, чем у установок пропеллерного типа с горизонтальной осью. Наибольший коэффициент x_max = 0,192;

б) большая подверженность усталостным разрушениям из-за часто возникающих в них автоколебательных процессов;

в) пульсация крутящего момента, приводящая к нежелательным изменениям выходных параметров генератора.

Быстроходные ветроустановки с вертикальной осью (рис. 2.6, поз. 7,8 и 9) имеют x_max≈0,35÷0,37.

Ветроагрегаты с горизонтальной осью более быстроходны, имеют меньшую относительную массу, снабжены устройствами, автоматически регулирующими развиваемую мощность, частоту вращения и ориентирующими ось вращения ветроколеса по направлению вектора скорости потока.

Ветроэнергетические установки в основном выполняются по горизонтально-осевой схеме и в дальнейшем будем рассматривать только данный вид устройства. По своему назначению и комплектации оборудования ветроустановки бывают специализированные, универсальные и ветроэлектрические.

Специализированные ветроустановки в свою очередь бывают водоподъемными, зарядными и др. Они пришли на смену ветроустановкам универсального назначения, т.е. с механическим приводом различных рабочих машин. При создании как механических (водоподъемные и т.п.), так и электрических ветроэнергетических агрегатов реализованы новые подходы и принципы. Для повышения быстроходности ветроколес разработаны системы автоматического регулирования частоты вращения и ограничения мощности.

Ветроагрегат с горизонтальной осью состоит из ветроколеса, головки, хвоста, башни и регулировочного механизма. Принципиальная схема ветроагрегата приведена на рис.2.7.

Рис.2.7. Принципиальная схема ветроустановки

универсального типа с горизонтальной осью вращения:

1 – редуктор; 2 – генератор; 3 – вертикальный вал

Ветроколесо преобразует энергию ветра в механическую работу и может иметь одну или несколько лопастей, устанавливаемых под некоторым углом к плоскости вращения. Крыло ветроколеса состоит из лопасти и маха, закрепленного на валу ветроколеса, как правило, перпендикулярно к оси вала.

Головка представляет собой опору, на которой монтируют вал ветроколеса и передаточный механизм. Форма головки зависит от системы передаточного механизма, сама головка может свободно поворачиваться вокруг вертикальной оси в опорах башни.

Хвост, закрепляемый позади головки, предназначен для установки ветроколеса на ветер и работает подобно флюгеру.

Башня служит для поднятия ветроколеса на высоту, на которой мало сказывается влияние препятствий, нарушающих прямолинейное движение воздушного потока. Высоту башни принимают в зависимости от диаметра ветроколеса и рельефа местности

Механизм регулирования служит для ограничения числа оборотов и крутящего момента ветроколеса, а также для остановки его при сильном ветре. Ветер постоянно изменяет свое направление, поэтому головка ветроагрегата должна поворачиваться так, чтобы ветроколесо все время стояло против ветра, т.е. плоскость вращения была перпендикулярна направлению ветра. Известно несколько способов автоматической установки ветроколеса.

Установка ветроколеса на ветер хвостом наиболее распространена для агрегатов малой мощности. Существенным недостатком является большая угловая скорость поворота головки относительно вертикальной оси.

Наименьшая угловая скорость получается при установки ветроколеса на ветер виндрозами. Виндрозами называют многолопастные ветряные колеса, устанавливаемые позади головки. Плоскость их вращения перпендикулярна плоскости вращения ветроколеса. Ветер набегает на виндрозы под некоторым углом и приводит их во вращение. От виндроз через специальные шестеренки вращение передается головке, которая, поворачиваясь, устанавливает ветроколесо на ветер. При этом виндрозы выходят из-под ветра и останавливаются.

Изменение скорости ветра приводит к изменению мощности, развиваемой ветроагрегатом. Так, при увеличении скорости ветра в три раза энергия потока возрастает в 27 раз и соответственно увеличивается мощность.

Для предохранения от перегрузок и ограничения в заданных пределах частоты вращения ветроколеса применяют систему автоматического регулирования. При скорости ветра выше расчетной ограничивают частоту вращения генератора и мощность ветроустановки. Независимо от способа основной принцип регулирования сводится к изменению подъемной силы на лопастях и момента аэродинамических сил на ветроколесе. Применяются два основных способа регулирования: изменение положения в потоке всего ветроколеса (выводом из-под ветра) – для тихоходных агрегатов и поворот лопастей на соответствующие углы атаки – для быстроходных. При этом используются силы: центробежные, аэродинамические или одновременно те и другие.

Для улучшения пусковых характеристик агрегата лопасти на период пуска и разгона автоматически поворачиваются на оптимальные углы, а при росте скорости ветра уменьшается угол атаки и соответственно подъемная сила.

2.4. Мощность ветроэлектрической установки

Ветроустановки в силу конструктивных особенностей не полностью используют потенциальную энергию ветра. Часть энергии теряется за счет инерции покоя ветроколеса, часть – за счет режима регулирования и часть – за счет вывода ветроколеса из-под ветра. На рис.2.8 показана зависимость мощности, развиваемой ветроустановкой, от скорости ветра.

Рис.2.8. Зависимость мощности ветроустановки от скорости ветра

Утилизируемая энергия ветра зависит от трех основных параметров, называемых базовыми скоростями ветра. Первый параметр – минимальная скорость ветра (v_min), при которой ветроколесо начинает вращаться. Второй – расчетная скорость (v_p), при которой ветроустановка выходит на расчетный режим и развивает номинальную мощность. Третий – максимальная скорость ветра (v_max), скорость выше максимальной становится критической для ветроустановки.

В диапазоне скоростей от минимальной до рабочей ветроустановка развивает тем большую мощность, чем больше скорость ветра. При скорости ветра v³v_р с помощью специального регулировочного устройства автоматически устанавливается постоянный режим вращения ветроколеса и вырабатываемой мощности. Если v³v_max, ветровой напор на ветроустановку становится критическим и по условию механической прочности происходит ее отключение.

Мощность, вырабатываемая ветроустановкой, отличается от мощности, развиваемой ветроколесом, на величину потерь при преобразовании утилизируемой энергии ветра в полезную:

или с единицы ометаемой площади ветроустановки:

где _п – коэффициент полезного действия ВЭУ, учитывающий потери при передаче мощности от вала ветроколеса до рабочей машины.

Для ветроэлектрической установки

_п = _р· _г,

где h_р, h_г – КПД редуктора и генератора соответственно.

Для наиболее совершенных конструкций двух- и трехлопастных ВЭУ можно принять x= 0,4, суммарный КПД h_п = 0,8.

Для стандартных условий по давлению и температуре воздуха мощность, которую способна вырабатывать ВЭУ в зависимости от расчетной скорости ветра и диаметра ветроколеса, приведена на рис.2.9. Полученные результаты приводятся с округлением (табл.2.2). Анализ данных показывает, что для маломощной ВЭУ мощностью до 10 кВт при v_p= 8 м/c требуется ветроколесо диаметром не менее 12 м, мощностью 100 кВт – 25 м.

Рис.2.9. Зависимость мощности ВЭУ от диаметра ветроколеса
при скорости ветра 6 м/c (1); 8 м/с (2); 10 м/с (3)

Таблица 2.2

2.5. Выбор ветроэнергетических установок

Для энергоснабжения технологических процессов ветроэнергетические установки выбираются по основным техническим характеристикам: мощности; диаметру ветроколеса; минимальной и расчетной скорости ветра и по наличию преобразующих (выпрямитель, инвертор) и аккумулирующих устройств.

Расчетная мощность ветроагрегата определяется диаметром ветроколеса, коэффициентом использования энергии ветра и расчетной скоростью ветра:

, кВт/м²

Если ветроагрегат работает без дублирующей установки и имеет аккумулирующее устройство, то мощность агрегата должна быть не меньше, чем расчетная нагрузка потребителя, определяемая из графика нагрузки. При этом может потребоваться несколько ветроустановок. При наличии дублирующего источника энергии мощность ветроустановки не должна быть меньше той мощности, которая требуется для обеспечения энергией основных потребителей или технологических процессов. Дублирующая установка по мощности должна обеспечивать питание энергией всей нагрузки в дни безветрия. Ясно, что предлагаемые варианты возможны, когда ветроустановка экономически выгодна.

При использовании ВЭС в составе энергосистемы необходимо обеспечивать работу ветроустановки в режиме постоянной частоты вращения, определяемой частотой сети. Выбор режима работы ветроколеса направлен на получение наибольшей выработки электрической энергии за определенный промежуток времени и соответственно наилучшего использования энергии ветра. По данным ветроустановки можно определить расчетную частоту вращения генератора, обеспечивающую максимальное значение коэффициента x:

с удельной ометаемой площади ветроустановки при расчетной или более высокой скорости ветра определяют по выражению

где Т – число часов в расчетный период (месяц, сезон, год); t_*p – повторяемость скоростей ветра, равных и больших расчетной, в относительных единицах.

Зная диаметр ветроколеса, несложно определить общее количество вырабатываемой энергии. При использовании нескольких однотипных ветроустановок ометаемую площадь увеличивают на количество установок.

ВЭУ можно эффективно применять для таких технологических процессов, которые не требуют постоянной частоты тока. При проектировании ВЭУ для этих целей решают следующие задачи:

1) определить количество вырабатываемой ВЭУ энергии в каждый отдельно взятый месяц при заданных ее параметрах;

2) определить количество ВЭУ, необходимых для удовлетворения потребности данного технологического процесса;

3) по энергоэкономическим показателям выбрать оптимальное количество ВЭУ.

Возможное количество вырабатываемой энергии зависит от ресурса энергии ветра и режима работы ВЭУ. Количество энергии с удельной ометаемой площади ВЭУ можно определить по выражению

где t_v – время работы ВЭУ при различных скоростях ветра в течение суток, месяца, сезона или года.

Время работы ВЭУ зависит от режима скорости ветра и определяется через повторяемость той или иной скорости ветра в течение месяца:

где Т_i – число часов в i-м месяце; - относительная повторяемость скорости ветра в рассматриваемом месяце.

При определении количества вырабатываемой энергии необходимо учитывать и энергию, получаемую при скорости ветра, меньшей чем расчетная. Тогда согласно режиму работ ветроустановки (рис.2.8) количество энергии за месяц с удельной ометаемой площади установки

При заданном диаметре ветроколеса вырабатываемая энергия

, МДж.

Вырабатываемая энергия за сезон или год

где n – число месяцев работы ВЭУ.

По графику нагрузки, когда известно необходимое количество энергии, несложно определить потребное количество ВЭУ для каждого месяца. При этом для рассматриваемого сезона или года определенную трудность может составить выбор оптимального количества ВЭУ и потребуются сравнительные расчеты, с оценкой энергетических и экономических показателей каждого рассматриваемого варианта.

2.6. Энергетические показатели использования ветроустановок

Эффективность использования ветроустановки зависит от ее энергетических показателей, которую определяют по различным критериям. Коэффициент использования установленной мощности. Этот коэффициент определяется отношением фактически выработанной энергии за определенный период к возможной при условии, что за данный период времени ВЭУ работает с установленной мощностью:

При помощи этого коэффициента можно определить количество вырабатываемой энергии за любой период времени Т (сутки, месяц, сезон или год) в данном районе:

Коэффициент использования установленной мощности, с другой стороны, определяет долю времени использования установленной мощности или расчетной скорости ветра за определенный период:

Достаточным условием считается, если К_у = 0,2…0,25. Однако этот коэффициент определяет не полезно используемую энергию, а долю используемой энергии воздушного потока.

Коэффициент использования вырабатываемой энергии показывает долю вырабатываемой энергии, используемой потребителем. Определяется он отношением полезно используемой энергии к количеству возможной выработки:

где W_{пол i} – полезно используемая энергия в i-м месяце.

Полезно используемая энергия определяется величиной потребной энергии W_п и принимается из следующих условий:

Коэффициент использования ветроустановки К_исп=1, если , так как вся вырабатываемая энергия полезно используется в технологическом процессе. Коэффициент использования ветроустановки за сезон или год определяется по выражению

Завышение мощности ВЭУ приводит к появлению «излишек» энергии и соответственно к снижению коэффициента использования и эффективности ветроустановки. Снижение мощности установки улучшит ее используемость, однако в дальнейшем повлияет на энергоснабжение потребителя, на ее обеспеченность и количество сэкономленного топлива.

Коэффициент обеспеченности потребителя показывает долю потребной энергии, получаемой от ветроустановки; определяется отношением полезно используемой энергии к потребной:

С учетом (2.33) можно определить коэффициент обеспеченности:

Коэффициент обеспеченности за сезон или год определяется как среднее значение за все месяцы рассматриваемого периода. Повысить обеспеченность потребителя энергией от ВЭУ можно путем увеличения площади ометаемой поверхности, в том числе увеличением числа параллельно работающих ветроустановок. Однако при этом, как уже отмечалось, снижается эффективность использования этих установок. Поэтому необходимо согласовывать количество вырабатываемой и потребной энергии. Для согласования этих режимов следует установить аккумулятор энергии и в первую очередь теплоемкостный. Наличие тепловых аккумуляторов снизит возможные потери энергии и повысит не только обеспеченность потребителя необходимой энергией, но количество замещаемого органического топлива.

Коэффициент замещения потребной энергии в целом определяется коэффициентом обеспеченности:

f_ВЭУ = К_об.

По кривой обеспеченности или таблице повторяемости можно определить среднюю продолжительность работы ВЭУ в течение месяца. В дни ветрового затишья включается дублирующий источник энергии. В этом случае эффективность ветроэнергетической установки зависит от количества сэкономленного топлива, которое определяется по выражению

где А_ВК – площадь, ометаемая ветроколесом одной или нескольких ветроустановок. Для окончательного определения оптимальной площади следует оценить экономическую эффективность каждого варианта.

2.7. Экономические показатели использования ветроустановок

Экономическая эффективность ветроэнергетических установок может быть оценена по энергетическим затратам и стоимостным показателям. При этом сравниваются несколько возможных вариантов с использованием различных типов ВЭУ или различной ометаемой площади.

По энергетическим затратам эффективность использования ВЭУ можно определить по соотношению полезно вырабатываемой энергии за сезон или год, и энергией, затраченной на создание установки. В ветроэнергетических установках наиболее сложными в изготовлении являются лопасти и механизмы управления ими.

Наибольшая доля энергетических затрат приходится на башню. Доля затрат на ветроколеса составляет 25…35%, на головку ветроагрегата – примерно столько же, на генератор – 6…8%.

Энергозатраты удобнее представить через удельные показатели, и в качестве такой единицы следует взять площадь, ометаемую ветроколесом. В действительности энергозатраты на ветроустановку определяются диаметром ветроколеса, так как он в основном влияет на размеры башни, головки, генератора. Энергетические затраты на создание ветроустановки

где - удельные энергозатраты на единицу площади ветроколеса МДж/м².

Эффективность энергозатрат определяется по выражению

Срок окупаемости ветроустановки по энергетическим показателям

Сравнение по энергетическим затратам позволяет определить целесообразность использования ВЭУ и оптимальную площадь ветроколеса. При равнозначных вариантах дополнительным критерием может быть количество сэкономленного топлива. По стоимостным показателям эффективность использования ветроустановок определяется сравнением эксплуатационных затрат:

.

Капиталовложения на новый вариант определяются затратами на ветроустановку. При этом структура затрат на изготовление и эксплуатацию ветроустановки выглядит следующим образом: ветроколесо – 35…45%; башня - 20… 0%; электрическая часть (генератор) – 10…12%; механизм привода – 7…8%; система управления – 3…5%.

Затраты на создание ветроколеса и башни ветроустановки зависят от конструктивных особенностей, используемых материалов, диаметра ветроколеса. Капиталовложения на ветроустановку можно представить в виде

где - капиталовложения на единицу площади, ометаемой ветроколесом, руб/м².

После соответствующих преобразовании получим:

или

Количество сэкономленного топлива можно определить по выражению (3.40) или через коэффициент обеспеченности:

Для определения оптимальной площади ветроколеса ВЭУ расчеты в дальнейшем ведутся методом последовательного сравнения возможных вариантов. При равенстве эксплуатационных затрат на ветроустановку и выручки от сэкономленного топлива можно выбрать ВЭУ с эффективным диаметром ветроколеса.

3.Использование солнечной энергии в тепловых процессах

3.1. Солнечное излучение

Ежегодно с солнечной радиацией на Землю поступает около 5·10²⁴ Дж энергии. Солнечное излучение проходит путь от Солнца до Земли 1,5·10⁸ км за восемь минут. Начальная интенсивность излучения настолько велика, что на пределах земной атмосферы плотность потока энергии его составляет 1360 Вт/м². Эту величину называют иногда солнечной постоянной. Однако вследствие различных взаимодействий в атмосфере до Земли доходит лишь часть этой энергии (рис.3.1). Кроме того, интенсивность солнечного излучения в любой точке земного шара зависит от времени суток, сезона и географического положения.

Рис.3.1. Возможные потери энергии солнечного излучения
 при прохождении атмосферы Земли: а - отражение от поверхности Земли;
б - отражение в пределах атмосферы; в – рассеяние в пределах атмосферы;
 г - рассеяние у поверхности Земли; д - излучение, достигающее поверхности Земли

Земля вращается вокруг Солнца по эллиптической орбите, затрачивая год на каждый цикл. Угол наклона земной оси к плоскости вращения Земли составляет 23,5^o. Такая ориентация оси вращения Земли при ее движении относительно Солнца обуславливает колебания продолжительности светового дня в течение года. Например, в Северном полушарии наибольшая продолжительность светового дня отмечается 22 июня в период летнего солнцестояния, когда земная ось наклонена Северным полюсом в сторону Солнца, наименьшая - 22 декабря в период зимнего солнцестояния, когда ось ориентирована в противоположную сторону. Существуют еще два характерных положения Земли относительно Солнца, когда ось вращения Земли оказывается перпендикулярной линии, соединяющей центры Земли и Солнца. Эти моменты равноденствия отмечаются 21 марта и 23 сентября, когда продолжительность дня равна продолжительности ночи.

Кажущееся положение Солнца из любой точки Земли определяется двумя углами: между направлением на Солнце из точки наблюдения и горизонтальной плоскостью, проходящей через эту точку (высота h) и между плоскостью меридиана и вертикальной плоскостью, проведенной через точку наблюдения и Солнце (азимут β). Когда Земля обращена к Солнцу южной стороной и азимут равен нулю, высота - максимальна. Отсюда вытекает понятие «полдень». В астрономических таблицах и картах обычно используют солнечное время, т.е. время относительно полудня, которое несколько отличается от местного поясного времени.

Сезонное изменение кажущегося положения Солнца описывается углом склонения d, который изменяется от +23,5^o до –23,5^o.

Поступающую на поверхность Земли солнечную радиацию делят на прямую, диффузную (рассеянную) и суммарную. Прямая солнечная радиация H_I представляет собой поток излучения, поступающего непосредственно от солнечного диска и измеряемого на плоскости, перпендикулярной направлению луча. Диффузная (рассеянная) солнечная радиация Н_d также измеряется на плоскости, перпендикулярной направлению на Солнце, и поступает на эту плоскость от остальной части небесной полусферы (кроме солнечного диска).

Суммарная солнечная радиация Н включает в себя оба вида солнечного излучения:

Определение интенсивности солнечного излучения

Количество поступающей на земную поверхность солнечной радиации может быть определено двумя методами: непосредственным измерением и косвенным измерением на основе использования интерполирующих формул. Для измерения солнечной радиации используют пиргелиометр (от греч. pir - огонь) – прибор, измеряющий интенсивность прямой солнечной радиации по тому количеству тепла, которое получает поглощающее ее абсолютно черное тело; для измерения суммарной радиации - пиранометр. В пиргелиометре Ангстрема приводятся в соответствие тепловые эффекты облучения приемника солнечной энергии и электронагрева затененного элемента. Уровень электронагрева измеряют обычными методами электрических измерений.

Пиргелиометр Аббота с серебряным диском является также стандартным прибором, в котором скорость изменения температуры диска приближенно пропорциональна интенсивности падающего излучения. Все приборы калибруются в соответствии с Международной пиргелиометрической шкалой (1956 г.). Пиранометрами можно измерять не только суммарную радиацию, но и диффузную при затенении прибора от прямых солнечных лучей. Принцип действия большинства пиранометров основан на измерении разности температур черных (поглощающих излучение) и белых (отражающих излучение) поверхностей с помощью термоэлементов. Последние дают сигнал в милливольтах, что облегчает контроль с помощью целого ряда стандартных приборов. Характерным примером прибора такого типа является пиранометр Эппли.

Существуют пиранометры, принцип действия которых основан на свойстве биметаллических пластин иметь различное расширение при нагревании. Применяют измерительные приборы на основе солнечных элементов.

Для оценки уровня солнечной радиации там, где невозможно провести прямые измерения, применяют косвенные методы. При этом исходной информацией является продолжительность солнечного сияния, наблюдение за которым ведется почти на всех метеостанциях. Она измеряется с помощью самопишущего прибора - гелиографа. Применяемая здесь сферическая линза фокусирует солнечное излучение на термочувствительную бумагу. При определенном уровне солнечной радиации на бумаге появляется след в виде прожога.

Продолжительность солнечного сияния можно связать с суммарной радиацией (энергией) с помощью уравнения регрессии:

где Н - суммарная энергия на горизонтальной поверхности; Н₀ - эталонное (условное) значение суммарной энергии (лучше использовать внеатмосферное (в космосе) значение солнечной энергии); и S₀ - действительная и возможная продолжительность солнечного сияния соответственно; а, b - постоянные коэффициенты.

По данному уравнению можно определить осредненную (за месяц) суммарную солнечную энергию, поступающую на горизонтальную поверхность.

При решении практических задач необходимо знать количество солнечной энергии, поступающей на наклонную поверхность, а также учитывать колебания ее по времени в течение месяца, сезона, года.

Среднемесячный дневной приход суммарной солнечной энергии на наклонную поверхность можно определить по выражению

где R - отношение среднемесячных дневных приходов суммарной энергии на наклонную и горизонтальную поверхности.

Для определения значения R необходимо знать составляющие солнечной энергии: прямую, рассеянную и отраженную. Предположив, что рассеянная энергия по небосводу распределена равномерно, можно записать:

где R_b - отношение среднемесячных приходов прямой энергии на наклонную и горизонтальную поверхности; j_k - угол наклона коллектора к горизонту; r- отражательная способность Земли, r=0,2...0,7.

Максимальное значение отражательной способности соответствует зимним условиям, когда имеется снежный покров.

Доля диффузной составляющей в суммарной энергии H_d / H зависит от показателя облачности K_T=H/H₀. Эту зависимость можно представить в виде

Теоретически R_b является функцией пропускательной способности атмосферы. Однако эту величину можно определить как отношение приходов внеатмосферной радиации на наклонную и горизонтальную поверхности. Для поверхностей, ориентированных на юг, R_b находится из уравнения

где γ- широта местности (для северного полушария значение положительное); w_s - часовой угол захода Солнца на горизонтальной поверхности; - часовой угол захода Солнца на наклонной поверхности; d- склонение Солнца:

где n - порядковый номер дня года.

Таким образом, среднемесячные значения солнечной суммарной энергии могут служить исходными данными при расчете солнечных установок. Учет же вариации солнечной энергии по времени необходим при объективной оценке возможности использования солнечных установок, то есть для определения вырабатываемой энергии за известный промежуток времени.

Изучение внутри месяца структуры солнечной энергии и прежде всего режима повторяемости ее суточных сумм позволит получить вероятностную оценку не только для суммарной энергии, но и для продолжительности солнечного сияния. В нашей стране для некоторых регионов вероятностные характеристики солнечной энергии и продолжительности солнечного сияния известны. Так графики обеспеченности продолжительности солнечного сияния для зоны Южного Урала приведены на рис.3.2.

Рис.3.2.Графики суточной продолжительности солнечного сияния для зоны Южного Урала:

1,2,3 и т.д. - обозначение месяцев - январь, февраль, март и т.д. соответственно;

а), б), в) и г) - объединение близких по характеру зависимостей.

По среднемесячным значениям продолжительности солнечного сияния можно определить ее обеспеченность в течение месяца. Так, в июне не менее чем 8-часовая продолжительность солнечного сияния ожидается с вероятностью (обеспеченностью) р(s)=0,68 (рис.3.2, г). Это значит, 20 дней из 30 ожидается S8 ч.

Солнечная радиация в течение дня поступает симметрично относительно полудня, то есть в 12 ч по солнечному времени наблюдается максимальное значение уровня солнечной радиации, а по мере приближения к полудню или удаления от него изменяется соответственно. Например, уровень радиации одинаков в 11 и 13 ч, в 10 и 14 ч и т.д. На практике, как правило, нужно знать количество суммарной солнечной радиации, поступившей за день, а не за каждый час. Поэтому достаточно иметь данные о среднемесячной суммарной радиации с вероятностной оценкой в течение месяца.

3.2. Преобразование солнечной энергии в тепловую

При поглощении телом солнечной энергии его температура повышается. На этом явлении основано использование солнечной энергии для отопления, горячего водоснабжения и т.д. Устройства, предназначенные для получения тепла, применяют более широко, чем преобразователи солнечной энергии в другие виды энергии, в частности, в электрическую. Наиболее известным и освоенным способом преобразования солнечной энергии в тепловую является применение плоского коллектора. Термин «плоский» несколько условен: с одной стороны, он относится к различным коллекторам, у которых поглощающая поверхность может быть в виде плоских, желобообразных и гофрированных элементов, с другой - к различным способам переноса поглощенного солнечного излучения от поверхности коллектора к нагреваемому телу.

Большинство плоских коллекторов состоит из следующих основных элементов (рис.3.3):

§ корпуса, как правило, в виде ящика;

§ прозрачного покрытия из одного или более слоев стекла или пластмассовой пленки;

§ труб или каналов, изготовленных как одно целое вместе с поглощающей пластиной и служащих для содержания различных теплоносителей (воды, воздуха);

§ изоляции, выполняемой на теневой и боковых сторонах для предотвращения потерь тепла.

Такие элементы, как корпус и поглощающая пластина, можно исключить из устройств, предназначенных для незначительного повышения температуры, например, при нагреве воды в плавательных бассейнах.

Рис.3.3.Поперечный разрез солнечного коллектора

Поглощающая пластина (приемник солнечной энергии) собирает как прямое, так и диффузное излучение, значит, действует и в облачную погоду. Приемники солнечной энергии могут содержать весь объем жидкости, которую необходимо нагреть, или только часть ее, которая затем накапливается в отдельной емкости. Это позволяет повысить эффективность коллектора.

Прозрачное покрытие, совмещенное с корпусом, служит для создания «парникового эффекта» и снижает тепловые потери. Принцип действия солнечного коллектора основан на следующем. Солнечные лучи проходят через прозрачное покрытие, падают на зачерненную поверхность поглощающего элемента и нагревают находящийся в нем теплоноситель, которым может быть воздух, вода или другая жидкость с низкой температурой замерзания.

Воздушный коллектор удобен тем, что при его использовании не возникают проблемы, связанные с замерзанием и коррозией. Подогретый воздух можно сразу направлять потребителю. Однако в этом случае происходят значительные потери тепла, требуются относительно большое сечение каналов и механические побуждения для передачи воздуха от коллектора к потребителю и аккумулятору.

Водяной коллектор - традиционный тип солнцеприемника, широко применяемый в системе отопления и горячего водоснабжения. При использовании солнечных коллекторов в периоды с отрицательной температурой наружного воздуха в них необходимо использовать антифриз.

3.3. Схемы систем гелиотеплоснабжения

От выбора схемы потребления энергии, вырабатываемой солнечным коллектором, зависит экономическая целесообразность использования солнечной энергии. Известно значительное количество принципиальных схем использования солнечной энергии для теплоснабжения с применением различного рода теплоносителей. Схемы систем солнечного теплоснабжения приведены на рис.3.4.

Самыми простыми и дешевыми являются пассивные системы, которые не требуют дополнительного оборудования для сбора и распределения солнечной энергии. Принцип действия пассивных систем заключается в непосредственном обогреве помещения через светопрозрачные южные стены, а также в солнечном нагреве наружной поверхности ограждающих элементов зданий, защищенных слоем прозрачной изоляции.

Рис.3.4. Классификация систем гелиотеплоснабжения

Несмотря на некоторое преимущество пассивных систем, использование солнечной энергии для теплоснабжения идет по пути применения активных, то есть систем со специально установленным оборудованием для сбора, хранения и распределения преобразованной солнечной энергии. Основными элементами активной системы являются солнечный коллектор, аккумулятор, теплообменники, дополнительный источник теплоты.

Аккумулятор – важный компонент системы солнечного теплоснабжения, т.к. главной особенностью солнечной радиации является периодичность ее поступления и несовпадение максимумов нагрузки теплопотребления. Аккумуляторы, как правило, работают за счет теплоемкости рабочего вещества (воды или воздуха). Они просты, надежны и относительно дешевы. Водяной аккумулятор представляет собой стальной цилиндрический резервуар со слоем теплоизоляции. В воздушных аккумуляторах применяют для засыпки резервуара гальку или другой наполнитель.

Назначение дублирующего источника теплоты – полное обеспечение объекта теплотой в случае недостатка или отсутствия солнечной радиации. Выбор источника зависит от местных условий: им может быть ТЭН или водогрейный котел на органическом топливе.

Активные системы солнечного теплоснабжения классифицируют:

§ по назначению - горячего водоснабжения, отопления и комбинированные;

§ по времени работы - сезонные и круглогодичные;

§ по числу контуров - одно-, двух- и многоконтурные;

§ по наличию и типу дублирующего контура.

Наиболее просты по устройству одноконтурные системы с естественной циркуляцией (рис.3.5). Основные элементы здесь солнечный коллектор и бак-аккумулятор, расположенный над коллектором. Вода циркулирует в результате естественной конвекции.

Другим примером одноконтурных систем могут служить проточные системы (рис.3.6). Серьезный недостаток этих систем - подверженность коррозии. Для повышения коррозионной устойчивости и обеспечения работы с антифризом в качестве теплоносителя в холодное время года системы выполняют двух- или многоконтурными.

Принципиальная схема простейшей двухконтурной гелиосистемы с естественной циркуляцией приведена на рис.3.7.

Недостаток двухконтурных термосифонных систем - низкая тепловая эффективность, вызванная малой скоростью движения теплоносителя. Для ее повышения используют принудительную циркуляцию.

Рассмотренные схемы применяются в системе горячего водоснабжения.

В активных системах солнечного отопления тепло передается от коллектора к аккумулятору и затем в помещение.

Стремление решать вопросы отопления и горячего водоснабжения комплексно приводит к комбинированному исполнению их систем - централизованные системы, использующие сезонные аккумуляторы тепла и, как правило, тепловые насосы в качестве дублирующего источника.

3.4. КПД солнечной установки

В процессе поглощения солнечной энергии повышается температура приемной поверхности коллектора. Если теплоноситель находится в контакте с поглотителем, то он получает эту энергию. Полезная энергия на выходе солнечного коллектора зависит от двух параметров - плотности поступающей суммарной солнечной радиации в плоскости коллектора Н_T и разности средней температуры теплоносителя в коллекторе Т_ср и температуры окружающей среды Т₀.

Вырабатываемая энергия с единицы площади коллектора

где F_R - коэффициент, связанный с эффективностью переноса тепла от пластины коллектора к жидкости, отводящей тепло; - приведенная поглощательная способность, учитывающая результирующее влияние оптических свойств материалов коллектора; U_L - коэффициент тепловых потерь, учитывающий возможные суммарные потери с единицы площади коллектора, - действительная продолжительность солнечного сияния. Коэффициент F_R зависит от конструкции поглощающей пластины и расхода теплоносителя через коллектор. Значения коэффициента теплопереноса составляют 0,88...0,9. Приведенная поглощательная способность примерно на 5% больше произведения пропускательной способности прозрачных покрытий t и поглощательной способности пластины коллектора a, поскольку некоторое количество излучения, первоначально отраженного от поглощающей пластины, отражается покрытиями обратно к пластине. При a=0,9 0,7.

Коэффициент тепловых потерь U_L зависит от скорости ветра, числа прозрачных покрытий и свойств изоляционных материалов. Опытные данные показывают, что U_L 6 Вт/(м^{2 o}К).

Рассмотренные три параметра, зависящие от конструкции коллектора, определяют тепловой режим работы. Полная эффективность (КПД) коллектора:

3.5. Основы расчета солнечных систем теплоснабжения

Система солнечного теплоснабжения, как уже отмечалось, состоит из трех основных элементов - солнечного коллектора, бака-аккумулятора и дублирующего источника. При расчете системы необходимо определить количество коллекторов или площадь гелиоустановки, объем бака-аккумулятора и мощность дублирующего источника. Площадь гелиоустановки рассчитать несложно, если известны полезная энергия, вырабатываемая гелиоустановкой с единицы площади, и требуемая энергия для покрытия нагрузки:

где Q_п, Q_в - потребная и вырабатываемая энергии соответственно.

Количество потребной энергии на производственно-технологические нужды, как правило, постоянно. Для отопления помещения мощность источника теплоты для каждого месяца будет различной.

Потребную мощность несложно определить по известной методике. Например, для горячего водоснабжения

где m - масса необходимой горячей воды, кг; С_P - теплоемкость воды, Дж/кг^oК; Т_к, Т_н - конечная и начальная температура воды соответственно, ^oК.

При использовании установки для отопления мощность источника тепла определяется из теплового баланса, методика составления которого изучается в специальных курсах «Основы теплотехники» и «Применение теплоты в сельском хозяйстве».

Несколько сложнее определить энергию, вырабатываемую гелиоустановкой, поскольку необходимо знать уровень поступающей солнечной радиации и теплотехнические характеристики солнечного коллектора. Количество тепла, вырабатываемое в том или ином месяце, непостоянно, значит, и площадь гелиоустановки должна меняться. Поэтому важно рассчитать оптимальную площадь гелиоустановки.

При определении необходимой площади гелиоустановки следует задаваться двумя условиями:

§ возможностью обеспечить объект тепловой энергией в любой месяц; в более северных широтах в холодное время года солнечное теплоснабжение может быть неэффективным;

§ режимом наибольшей экономии топлива.

Обеспечение теплотой определяется температурным режимом гелиоустановки. Так, для летней доильной площадки требуется значительное превышение температуры теплоносителя в сравнении с окружающей средой. Температуру теплоносителя на выходе солнечного коллектора можно определить по выражению

где - средний массовый расход теплоносителя, кг/с·м².

Массовый расход теплоносителя зависит от производительности насоса. При естественной циркуляции среднее значение массового расхода можно принять по экспериментальным данным: 0,005...0,01 кг/с·м².

Тепловая энергия, вырабатываемая солнечной установкой, определяется за день, а расчеты ведутся для средних условий рассматриваемого месяца. Тогда среднемесячная, дневная вырабатываемая энергия с единицы площади определяется по выражению

где Т_вх – температура на входе в солнечный коллектор.

Среднедневную продолжительность солнечного сияния можно принять как время работы установки в течение дня. Замена Т_ср (2.10) на Т_вх вызвана удобством расчета, и коэффициент тепловых потерь учитывает принимаемое допущение.

Удельная теплопроизводительность гелиоустановки за месяц определяется с учетом вариации поступающей суммарной солнечной радиации. Если таких данных нет, используется продолжительность солнечного дня с соответствующей обеспеченностью:

где N - число дней данного месяца; р(S) - обеспеченность (вероятность) солнечного сияния в данный месяц.

Выработка энергии за сезон или год определяется суммированием теплопроизводительности по месяцам:

где n - количество месяцев работы установки.

Второй элемент системы, бак-аккумулятор, выбирается по виду материала. Для системы горячего водоснабжения в качестве материала лучше принять сам теплоноситель (воду); срок его хранения также зависит от условий работы. Если, к примеру, требуется покрытие тепловой нагрузки дважды в сутки, то объем бака-аккумулятора рекомендуется увеличить в два раза. При этом гелиоустановка должна быть рассчитана на эту двойную тепловую нагрузку.

На практике объем бака-аккумулятора определяют, исходя из удельных соотношений. Оптимальным считается объем бака V_б = 60...120 л/м² гелиоустановки. Значение 100...120 л/м² принимается для южных районов (35...40^o с.ш.), для северных это значение меньше. Для Челябинской области оно составляет 60...75 л/м² гелиоустановки.

Место установки бака выбирают в зависимости от схемы системы горячего водоснабжения (естественная или принудительная циркуляция). Солнечные коллекторы следует соединять по смешанной схеме - параллельно-последовательной, группы располагать симметрично относительно бака-аккумулятора.

Третий элемент системы - дублирующий источник - желательно предусматривать в системах и отопления, и горячего водоснабжения. Мощность дублирующего источника следует рассчитывать, исходя из условия, что гелиоустановка не работает, что бывает, как правило, в пасмурные дни. Необходимо определить и продолжительность работы дублера. Например, для летней доильной площадки требуется горячая вода в утренние и вечерние часы суток. Объем бака-аккумулятора рассчитывают на суточный режим работы, включение дублера зависит от температуры воды в баке, при условии, что за счет солнечной энергии нагрева воды не происходит.

Отметим, что гелиоустановка должна быть рассчитана на покрытие суточной потребности в тепловой энергии и обоснована технико-экономическими расчетами. Может оказаться так, что нагревать воду для утренней дойки ТЭНами экономичнее при расчете за энергию по многоступенчатой сетке.

Таким образом, при расчете системы солнечного теплоснабжения необходимо определить площадь гелиоустановки. При этом расчет производится для каждого месяца, по дневной теплопроизводительности гелиоустановки:

                                                                                                                                                                          (3.18)

Для каждого i-го месяца требуется своя площадь, и ее оптимальную величину необходимо выбирать по энергетическим и экономическим показателям гелиоустановки. Энергетические показатели зависят от эксплуатационных параметров гелиоустановки.

3.6. Энергетические показатели системы гелиотеплоснабжения

Для определения оптимальных параметров гелиоустановки вводим понятие об используемости солнечной и преобразованной энергии, которые влияют на эффективность установки.

Критерием используемости солнечной энергии является коэффициент использования потенциальной энергии, показывающий долю максимально поступающей энергии, утилизируемой для преобразования ее в полезную:

где Н_уi – утилизируемая суммарная солнечная энергия в i-м месяце под определенным углом наклона гелиоустановки; Н_потi - суммарная солнечная энергия в эти же месяцы, под углом наклона установки, обеспечивающим ее максимальное поступление.

По величине коэффициента R (3.4) можно определить угол наклона, при котором ожидается максимальный приход суммарной солнечной радиации.

Коэффициент использования энергии, выработанной гелиоустановкой, показывает долю выработанной тепловой энергии, используемой в дальнейшем полезно для технологических процессов:

где Q_{пол i} – полезная используемая энергия в i-м месяце, которая принимается из условий:

Коэффициент = 1 при Q_пQ_в, так как вся вырабатываемая энергия используется потребителем. При определенной площади гелиоустановки и ее угла наклона возможны излишки вырабатываемой энергии (Q_пQ_в), которые не используются потребителем и снижают эффективность установки.

Коэффициент использования за сезон или год оценивается по выражению

При этом нельзя рассматривать отношение суммарной полезной энергии за сезон или год к суммарной выработке за этот же период, т.к. не предусматривается компенсация недостатков энергии в отдельные месяцы за счет излишков в другие месяцы.

Коэффициент обеспеченности потребителя выражает отношение полезно используемой энергии в i-м месяце к потребной энергии в эти же сроки:

Обеспеченность потребителя теплотой от солнечной энергии за сезон или год оценивается по выражению

В действительности обеспеченность потребителя полезной энергией за месяц, сезон и год будет намного меньше из-за непостоянного количества поступающей энергии. Эти изменения необходимо учитывать для объективной оценки количества замещаемого органического топлива.

Коэффициент замещения показывает долю замещаемой потребной энергии с учетом режима вариации поступающей энергии. Для рассматриваемого срока

где p_i(S) – обеспеченность продолжительности солнечного сияния в i-м месяце.

Коэффициент замещения за сезон или год:

Тогда количество полезно используемой энергии за сезон или год определяется по выражению

Обеспеченность продолжительности солнечного сияния за сезон или год:

.

Энергетические показатели гелиоустановки являются одним из основных факторов при оптимизации ее параметров, однако для окончательного принятия технического решения необходимо определить экономические показатели солнечной установки.

3.7. Экономические показатели системы гелиотеплоснабжения

При определении экономических показателей технических решений главным является оценка их эффективности. Понятие «эффективность» используется для выражения самых различных взаимосвязей, поэтому при решении новых задач необходимо определить критерии, в соответствии с которыми будет оцениваться эффективность. Для определения полезности солнечной энергии, как и любого другого источника энергии, следует рассмотреть экономическую, энергетическую и экологическую эффективности принимаемых решений.

Экономическая эффективность отражает соотношения между полезным результатом и затратами, необходимыми для достижения этих результатов, поэтому при сравнении нескольких вариантов лучше применять методику, оценивающую эффективность по стоимостным показателям. Выбор эффективного варианта солнеч-ного теплоснабжения можно осуществить по себестоимости энергии, получаемой от гелиоустановки:

где И_гу – эксплуатационные издержки на гелиоустановку, складывающиеся из отчислений на амортизацию, текущий ремонт и т.п.

Система солнечного теплоснабжения требует наличия дублирующего источника энергии, поэтому необходимо учитывать затраты на все элементы системы. Тогда себестоимость тепловой энергии

где И_тэ – эксплуатационные издержки на получение потребной энергии.

Сравнительная эффективность системы солнечного теплоснабжения оценивается сравнением годовых издержек в базовых (б) и новых (н) условиях:

Система солнечного теплоснабжения будет эффективной при условии:

Годовые издержки в базовых условиях определяется по выражению

Где a– коэффициент учитывающий долю отчислений от капиталовложений К на амортизацию, текущий ремонт и прочие расходы; В^б_т, β_т – количество и стоимость органического топлива; З_пл – затраты на содержание обслуживающего персонала.

Годовые издержки в новых условиях:

где К_гу – капиталовложения на гелиоустановку; В^н_т – количество органического топлива в новых условиях с использованием гелиоустановки.

Капиталовложения на гелиоустановку удобно представить через удельные показатели (затраты на единицу площади):

При одинаковых затратах на обслуживание условие (2.30) можно представить в виде

После преобразования получим

где (В^б_т – В^н_т) – количество сэкономленного органического топлива.

Количество сэкономленного топлива зависит от режима работы гелиоустановки и определяется количеством полезно выработанной (замещаемой) энергии:

где - теплотворная способность условного топлива, принимается равной 29330МДж/т у.т.; h_эк - эксплуатационный коэффициент полезного использования топлива.

Коэффициент h_эк учитывает потери топлива при транспортировке и хранении, преобразовании в теплогенерирующих установках и распределении по тепловым сетям, а также потери из-за неточности регулирования подачи теплоты:

где h_тх - коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке и хранении (в сельской местности тх =0,8); h_тгу - коэффициент полезного использования теплогенерирующих установок; h_тс - коэффициент, характеризующий потери теплоты в тепловых сетях (для укрупненных расчетов h_тс =0,85); h_рег - коэффициент, характеризующий неточность регулирования подачи теплоты, h_рег =0,8.

Для централизованных установок, расположенных в сельской местности, h_тгу составляет: 0,48 (электроэнергия); 0,55...0,70 (жидкое топливо); 0,45...0,65 (каменный уголь); 0,4...0,5 (бурый уголь); 0,5...0,7 (газ).

При известных удельных капиталовложениях на гелиоустановку и стоимости замещаемого топлива можно определить площадь, при которой гелиоустановка будет эффективной. Оптимальную площадь определяют методом последовательного сравнения вариантов.

Энергетическая эффективность оценивает степень совершенства самой техники, и расчеты, основанные на энергетических затратах, исключают влияние политики ценообразования. Суть в том, что для изготовления любой продукции затрачивается какое-то количество энергии. Энергетические затраты на солнечный коллектор можно представить в виде суммы затрат:

где Э^К_МАТ - энергетическое содержание материалов, используемых для изготовления коллектора; Э^К_ИЗГ, Э^К_ТР - энергетические затраты на изготовление и транспортировку солнечного коллектора; Э^К_КП - затраты на корпус и тепловоспринимающую панель; Э^К_КП 2500 МДж/м²; Э^К_УТ 25 МДж/м² – затраты на утеплитель (минеральную вату); Э^К_СТ, Э^К_ЛМ - затраты на стекло, лакокрасочные материалы соответственно 100 и 60 МДж/м².

Таким образом, общие энергетические затраты составили 5700 МДж/м², в том числе на строительные работы 1900...2200 МДж/м². На ежегодные эксплуатационные расходы на гелиоустановку приходится около 300 МДж/м².

Энергетическую эффективность выражает соотношение энергии, полезно выработанной гелиоустановкой, и энергии, затраченной на ее создание. Для сравнения эффективности различных вариантов использования гелиоустановок определяется их энергетическая эффективность:

Количество энергозатрат удобно представить удельным показателем на единицу площади установки:

По показателю энергетической эффективности можно выбрать площадь гелиоустановки, а также определить срок окупаемости различных вариантов использования гелиоустановки:

В любом случае при оценке эффективности гелиоустановки необходимо учитывать эффект от уменьшения неблагоприятных воздействий на окружающую среду по сравнению с традиционными источниками энергии.

Экологическая эффективность проводимых мероприятий определяется путем отнесения величин экологических результатов к вызвавшим их затратам. Экологические результаты определяются разностью показателей состояния окружающей среды до и после проведения мероприятий.

Эффективность гелиоустановки в первую очередь определяется количеством вырабатываемой энергии, а экологические результаты лишь дополняют ее. Поэтому экологическую эффективность энергетических установок, использующих возобновляемые источники энергии, можно определить ущербом от возможного загрязнения среды:

где γ- удельный ущерб, численное значение γ= 2,4 руб./т у.т. (в ценах 1990 г.); σ´- показатель относительной опасности загрязнения атмосферного воздуха над территориями различных типов. Для населенных мест σ´=0,1n (n – число жителей), для пастбищ σ´=0,05; f´- коэффициент, учитывающий характер рассеяния примеси в атмосфере; М - приведенная масса годового выброса загрязнений из источника, т у.т.

Значение коэффициента f´зависит от скорости распространения и оседания примесей. При коэффициенте улавливания менее 70% f´=10. Приведенная масса годового выброса М определяется по выражению

где A_i - показатель относительной агрессивности примеси i-го вида, т у.т./т ( A_i=1 для СО, 22 - для SО₂, 41 - для NО₂; 80 – для угля, 200 - для жидкого топлива); m_i - масса годового выброса примеси i-го вида в атмосферу, т/год; N - общее количество примесей, выбрасываемых в атмосферу.

Все приведенные значения приемлемы в зонах с количеством осадков свыше 400 мм в год. Для более засушливых мест их надо увеличить в 1,2 раза. При сгорании твердого и жидкого топлива основными загрязнителями воздуха являются сернистый ангидрид, окислы азота, твердые частицы.

Расчетные данные показывают, что при использовании водонагревателей, работающих на угле, ущерб от сжигания на порядок больше, чем при использовании жидкого топлива или газа. Таким образом, по количеству сэкономленного топлива можно определить снижение ущерба от выбросов.

3.8. Опыт использования солнечных установок

Использование солнечной энергии, как было отмечено, сводится в основном к производству низкопотенциального тепла с помощью простейших плоских солнечных коллекторов и получило в мировой практике наибольшее распространение по сравнению с другими направлениями применения этого источника.

В США в 1990 году из 3,6 млн ГДж энергии, произведенной за счет солнечной радиации, 3,5 млн ГДж представляет собой низкопотенциальное тепло. В Израиле в соответствии с законом, требующим, чтобы каждый дом был снабжен солнечной водонагревательной установкой, установлено около 800 тыс. солнечных коллекторов, которые производят 15 млн. ГДж энергии и обеспечивают горячей водой 70% населения.

В г. Борос (Швеция) создана установка СОЛАРЕК, работающая на шесть домов. Данная система энергоснабжения имеет солнечные коллекторы, тепловой насос с воздушным и водяным охладителем, тепловой аккумулятор и резервный паровой котел. Солнечные коллекторы расположены на гелионагревательном центре и установлены под углом 70 градусов к горизонту с ориентацией строго на юг. Солнечное тепло первоначально используется для нагрева воды в доме, а избыточная энергия передается в аккумулятор. Объем аккумулятора 25 м³, общая площадь коллекторов 150 м².

В Австралии используются 250 тыс. бытовых солнечных коллекторов, в Индии 400 тыс. солнечных коллекторов и 430 тыс. солнечных печей. В Китае около 400 предприятий выпускают солнечные коллекторы общей площадью 2 млн. м² в год.

В России и странах СНГ накоплен определенный опыт по использованию солнечной энергии, в первую очередь для получения низкопотенциального тепла.

На Украине реализовано более 50 экспериментальных проектов в разных областях народного хозяйства. Среди них системы горячего водоснабжения жилых и общественных зданий, солнечные приставки к топливным и электрическим котельным, малые автономные установки для индивидуальных жилых домов и сельскохозяйственных предприятий.

Опыт эксплуатации солнечной установки для горячего водоснабжения и отопления производственного корпуса в районе г. Алушта показал ее эффективность, полученная тепловая энергия достигала 500...600 кВт·ч/м² в год, обеспечивая в год экономию до 150 кг у.т./ м² при сроке окупаемости от 5 до 10 лет. В Киевской области на молочной ферме на 100 коров установлена гелиоустановка площадью 8м² с баком-аккумулятором объемом 2м³; экономия электроэнергии достигает 112 кВт·ч в сутки. Технические характеристики солнечных установок, выпускаемых на Украине, приведены в табл.3.1.

Таблица 3.1

Технические характеристики и стоимость солнечных коллекторов,
выпускаемых предприятиями Украины

В Белоруссии успешно прошли испытания и были рекомендованы для выпуска гелиоводоподогреватели ГВП-20М и Гелекс-150М, технические характеристики которых приведены в табл.3.2. При активной площади ГВП-20М 19,1м² установлено, что при интенсивности солнечной радиации от 340 до 740 Вт/м² и температуре наружного воздуха 15…200С происходит нагрев 1300 л воды до 450^oС, а при солнечной радиации до 850 Вт/м² вода нагревается до 550^oС. Для подогрева воды до нужной температуры в пасмурные дни установлен проточный электроводонагреватель типа ЭВ-Ф-15А. Сезонная экономия электроэнергии установкой ГВП-20М составляет около 6 тыс. кВт·ч.

Таблица 3.2

Технические характеристики гелиоустановок, выпускаемых в Белоруссии

Гелиоустановка Гелекс-150М предназначена для нагрева воды на бытовые нужды в жилых домах приусадебного типа. Используется два солнечных коллектора, теплообменники которых изготовлены из полимерных материалов, общей площадью 1,6 м². Сбор и хранение горячей воды осуществляется в баке-аккумуляторе емкостью 120 литров. Максимальная температура воды 600^oС, среднедневная теплопроизводительность 4,5 кВт·ч, сезонная экономия топлива 0,16т у.т.

В Казахстане разработаны гелиоустановки для горячего водоснабжения, производительностью 2500, 5000 и 1000 литров в сутки горячей воды с температурой 50...60^oС. Установки работают в режиме естественной циркуляции. Оптимальный расход теплоносителя составляет 0,012…0,015л/с.м², удельная вместимость бака-аккумулятора 70…75 л/м². Для обеспечения оптимальной скорости циркуляции теплоносителя используется последовательно-параллельная схема соединения коллекторов. Доля нагрузки за счет солнечной энергии для объектов теплоснабжения составила от 45 до 60% в зависимости от региона республики.

В России действуют солнечные системы теплоснабжения с площадью солнечных коллекторов до 100 тыс.кв.м. Они служат для теплоснабжения как индивидуальных, так и общественных зданий, и для горячего водоснабжения производственных потребителей. На примере двух регионов можно оценить возможности использования солнечной энергии в сельскохозяйственном производстве, где она может быть наиболее перспективна.

В Ростовской области ВНИПТИМЭСХом разработаны гелионагревательные установки для животноводческих ферм – для теплоснабжения свинарников-маточников, горячего водоснабжения доильных площадок КРС и гелиодушевые, рассчитанные на объекты производственного и коммунально-бытового назначения. В свино-комплексе гелиоустановка обеспечивала обогрев бетонных полов при площади солнечных коллекторов (Братского завода отопительного оборудования) 20м², объеме бака-аккумулятора 800л, мощности дублирующего источника 18кВт. Для доильной площадки на 200 голов разработана гелиоустановка на базе алюминиевых солнечных коллекторов ГК-1 площадью 8,5м² с объемом аккумулятора 400литров, мощностью резервного источника 12кВт. Угол наклона коллекторов составил 30 градусов к горизонту. Установка работает за счет естественной циркуляции теплоносителя.

На Южном Урале для горячего водоснабжения летней доильной площадки на 400 голов КРС спроектирована гелиоустановка площадью 16м², объемом аккумулятора 1600л и мощностью дублирующего источника 12кВт. Солнечные коллекторы расположены под углом 25 градусов к горизонту и ориентированы строго на юг.

Опыт эксплуатации показал возможность использования гелиоустановки для горячего водоснабжения сезонных потребителей. Солнечная установка с мая по сентябрь обеспечивала горячей водой технологические нужды совместно с теплогенератором, работающим на жидком топливе. В среднем в течение дня за счет солнечной энергии в июле обеспечено около 80% необходимой тепловой энергии, в августе – 60%. Вода нагревалась до температуры 35...50^oС; экономия топлива в среднем составила 100кг у.т./м² в год.

Рис.3.8. Схема гелиоустановки для горячего водоснабжения летней доильной площадки:

1 - бак-аккумулятор

2 - солнечный коллектор

3 - 4 - трубопроводы соответственно для холодной и горячей воды

В качестве водонагревателя использованы 20 солнечных коллекторов Братского завода отопительного оборудования с площадью одного коллектора 0,8 м². Они соединены между собой параллельно-последовательно, а с баком-аккумулятором по одноконтурной схеме с естественной циркуляцией нагреваемой воды (рис.3.8). Солнечные коллекторы расположены на раме, установленной на лыжеобразных опорах для удобства транспортировки.

В перспективе использование солнечной энергии может осуществляться:

§ для энергоснабжения в районах децентрализованного теплоснабжения, преимущественно в сельской местности, маломощных, сезонных, коммунально-бытовых или производственных потребителей (турбаза, дом отдыха, летний лагерь, бригадный стан, доильная площадка и т.п.);

§ в системе централизованного теплоснабжения гелиосистема может подогревать воду для дальнейшего нагрева ее в котельной до высокой температуры и нагревать воду летом, когда котельная установка для профилактики или ремонта выводится из работы.

Использование солнечной энергии для теплоснабжения может осуществляться на базе модульных гелиоустановок или солнечных коллекторов, собранных в гелиосистему на местах. В настоящее время выпуском их занимаются несколько заводов в России (табл.3.3) и странах СНГ. Выпускаемые солнечные коллектора и гелиоустановки легко приспособить к индивидуальным требованиям пользователя. Для выбора нужного количества солнечных коллекторов необходимо спроектировать гелиоустановку с учетом местных климатических факторов и потребности в энергии.

Таблица 3.3

Основные характеристики солнечных коллекторов, выпускаемых в России