4. Энергетическое использование малых рек

4.1. Основы гидроэнергетических расчетов

Изучением водоемов земной поверхности занимается наука, называемая гидрологией суши. Сюда составной частью входит гидрология рек, задачей которой является изучение режима рек.

Гидрологической основой гидроэнергетики так же, как и всех водохозяйственных и гидроэнергетических расчетов, являются прежде всего данные о режиме стока, определяемом соответствующими характеристиками. Ниже рассмотрены основные характеристики параметров и режима поверхностных водотоков.

Часть осадков, выпавших на сушу, испаряется, часть стекает в пониженные места в виде ручьев и рек (поверхностный сток) или в виде подземного (грунтового) стока. Площадь, с которой осуществляется сток в данную реку, называется водосборным бассейном этой реки. Линия, отделяющая один бассейн от другого, называется водоразделом.

Сток реки - объем воды, протекающий через данное сечение реки (гидрометрический створ) за определенный промежуток времени (сутки, месяц, сезон, год). Сток изучается путем систематических измерений уровней и расходов (Q, м³/с) в постоянных створах реки:

где v - средняя скорость потока, измеренная в изучаемом створе, м/с; - площадь поперечного сечения створа, м².

Вычисленные расходы воды публикуются в ежегодных изданиях (водные кадастры) служб, занятых изучением водных ресурсов.

Кроме непосредственно измеренных расходов воды реки, в водных кадастрах помещаются следующие вычисленные характеристики стока:

Рекомендуемые материалы

- средний годовой расход воды Q_ср.г

где - сумма среднесуточных расходов воды за год; Т - число суток в году (Т = 365 или 366);

- годовой сток V

где 31,54·10⁶ - число (среднее) секунд в году;

- средний многолетний объем годового стока V₀

где V₁, V₂,…V_n - объемы стока за отдельные годы; n - число лет периода;

- средний многолетний расход воды Q₀

- модуль среднегодового стока М₀

где F - площадь водосбора бассейна реки для рассматриваемого створа, км²;

- модульный коэффициент годового стока k_i

где i - порядковый номер года.

При большой длительности ряда величины Q₀, V₀ и M₀ принимаются за норму стока. Практически за норму стока принимается среднее значение, полученное по ряду 40-60 лет, если в этот ряд входят не менее двух циклов колебаний водности реки при неизменных географических условиях и одинаковом уровне хозяйственной деятельности в бассейне реки. При отсутствии непосредственных измерений характеристик стока нормы определяются по картам изолиний модуля стока, составленных для территории всей страны и помещенных в соответствующих справочниках «Ресурсы поверхностных вод СССР».

Процесс формирования речного стока представляет собой весьма сложное многофакторное природное явление. Это такие факторы, как осадки, интенсивность снеготаяния и дождей, влажность и промерзание почвогрунтов, испарение и др. В том случае, если событие или явление возникает под воздействием суммы или произведения большого числа независимых или слабозависимых случайных факторов, то согласно центральной предельной теореме теории вероятностей это событие или процесс является случайным и подчиняется определенному статистическому закону.

Поэтому для изучения гидрологических характеристик применимы методы математической статистики. Общей задачей гидрологических расчетов при проектировании гидроэнергетических объектов является не только определение нормы стока, но и его возможных колебаний на период эксплуатации установки.

Изменчивость годового стока характеризуется коэффициентом вариации С_v, который представляет собой нормированное среднеквадратическое отклонение (σ/М₀) годового стока и служит мерой оценки колебания годового стока относительно его нормы:

Чем больше колебания стока из года в год, тем больше величина С_v. Для европейской части территории России величина Сv находится в пределах 0,2…0,25. Для рек Зауралья и Восточной Сибири С_v доходит до 1,0 и более.

Для определения закона распределения годового стока и расчета вероятности появления той или иной величины стоковой характеристики необходимо определение третьего параметра распределения - коэффициента асимметрии С_s, который характеризует несимметричность ряда исследуемых величин стока относительно их нормы или центра распределения. Как и С_v, значения С_s выражают в относительных единицах, что позволяет сравнивать степень несимметричности рядов отдельных рек:

Вычисление сколько-нибудь надежной величины С_s для годового стока требует натурных данных о стоке более чем за 60 лет, что не всегда имеется. Поэтому часто принимают величину С_s=2С_v. Однако для рек засушливых областей С_s=(1…1,5)С_v, а для рек, вытекающих из озер, обычно С_s>2С_v.

По трем параметрам (М₀, С_v, С_s) подбирается теоретическая кривая распределения, которая выражается в интегральном виде - в форме кривой обеспеченности. Кривая обеспеченности отвечает на вопрос, какова вероятность превышения, или обеспеченности, того или иного значения исследуемой характеристики стока от общего числа случаев. По кривой обеспеченности определяется расчетный (заданной обеспеченности) расход воды для определения установленной мощности гидроэлектростанции.

4.2 Потенциал малой гидроэнергетики

Гидроэнергетический потенциал малых рек

При изучении гидроэнергетики рек выделяют следующие категории энергопотенциала:

валовой теоретический гидроэнергетический потенциал, или потенциальные гидроэнергетические ресурсы;

технический гидроэнергетический потенциал, или технически возможные к использованию гидроэнергетические ресурсы, - это та часть валового теоретического гидроэнергетического потенциала речного стока, которая технически может быть использована или уже используется;

экономический гидроэнергетический потенциал - часть технического гидроэнергетического потенциала, использование которого является экономически эффективным.

Для определения количества водной энергии реки используется метод «линейного учета». При применении этого метода каждую реку делят на ряд участков без притоков. Границы расчетных участков устанавливаются в точках перелома продольного профиля реки или в местах резкого нарастания приточности реки, т.е. у устья притока.

Численное значение работы, совершаемой потоком на каждом участке, можно определить следующим образом.

Пусть имеется некоторый участок реки АВ длиной L (рис.4.1) с постоянными уклоном sin, площадью поперечного сечения w и средней скоростью v. За некоторый промежуток времени t объем воды на участке переместится в направлении движения на расстояние L = vt, а точка приложения силы тяжести этого объема F = mg =vLrg сместится в вертикальном направлении на высоту

Lsina=vsinat.

Рис.4.1. К расчету мощности водного потока на участке реки

Работа, совершаемая силой тяжести на участке L за время t определяется по выражению

мощность

В выражении (4.11) произведение wv=Q и является средним расходом воды в реке на участке АВ, а произведение Lsina=H - падением реки на этом же участке. Принимая r=1000кг/м³, g=9.81м/с² и выражая Q в м³/с, Н - в метрах, получаем мощность P в кВт:

Средний расход воды в реке на рассматриваемом участке находится как средний из расхода в начальном и конечном створах участка.

Если имеются продольный профиль всей реки и данные по ее стоку, то потенциальную мощность от истока до устья (расчетного створа) можно определить по формуле

где Q_i - средний многолетний расход воды на отдельных участках (норма стока), м³/с; Н_i - падение реки на участке; n - число участков.

Потенциальные запасы гидроэнергетических ресурсов реки в кВт·ч определяют, исходя из 8760 часов использования потенциальной мощности, по формуле

Для сравнения по мощности бассейнов рек различных физико-географических зон рассчитывается удельная насыщенность гидроэнергоресурсами, т.е. удельная мощность (кВт/км²) или удельная энергия (кВт·ч/км²) на единицу площади водосбора.

Изложенная методика расчета гидроэнергоресурсов применима для рек, имеющих достаточно длинный ряд гидрометрических наблюдений. Такие ряды, как правило, имеют крупные и средние реки, а у малых рек наблюдения обычно эпизодические и нерепрезентативны. Поэтому для малых рек норму стока в расчетном створе определяют по картам изолиний годового модуля стока.

Обычно, гидроэнергетические ресурсы распределены по территории весьма неравномерно вследствие разнообразия природных условий в пределах региона.

Технический потенциал является величиной переменной, растущей по мере развития технических возможностей использования гидроэнергоресурсов. Однако в гидроэнергетике существенные изменения способов производства электроэнергии на ГЭС наблюдаются крайне редко, поэтому оценки технического потенциала достаточно устойчивы во времени.

Размер технического потенциала зависит от величин потерь, часть которых неизбежна и более или менее постоянна, другая (основная) часть зависит от гидрологических, топографических и других природных условий, которые формируют сток. Эта часть потерь непостоянна, и её величина может колебаться в широких пределах.

Пределы колебаний размеров постоянных потерь невелики, и средняя их величина может отражать порядок величин, присущий всем гидроэлектростанциям. Величина их складывается из потерь напора в подводящих каналах, в напорных трубопроводах и т.п. (2…10%); из потерь стока через направляющие аппараты, затворы водоподпорных сооружений (1%); из механических потерь при превращении гидравлической энергии в электрическую (11…13%). Поэтому верхний предел использования валового гидроэнергетического потенциала не может превышать 86%.

Потери, зависящие от природных условий, свои на каждой реке. Они складываются из потерь стока и падения реки из-за неполного использования верховых и низовых участков рек, потерь на фильтрацию и испарение и т.п. В работе под руководством А.Н.Вознесен-ского выделены группы рек, имеющие различный процент использования валового потенциала. Анализ проводился по изученным рекам и существующим проектам. Исследования показали, что этот процент зависит не только от крупности реки, но и от полноты использования длины реки, её водности, естественной зарегулированности (С_V), внутригодовой неравномерности, рельефа долины, наличия крупных потребителей воды (орошение) и др.

Все реки разделены на четыре группы. Первые две группы рек - это крупные реки с потенциальной энергией выше 1000 млн кВт·ч. Для нас представляет интерес третья и четвертая группы.

Третья группа - это средние водотоки с потенциальной энергией от 15 до 1000 млн кВт·ч, используемой на 40…50%.

Четвертая группа - малые водотоки с потенциальной энергией менее 15 млн кВт·ч. Вследствие незначительной величины стока большая часть рек группы либо перемерзает в зимний период, либо пересыхает летом. Энергетическое использование малых рек возможно не круглый год. Энергия этих рек используется на 15…20%.

Установить общий экономический потенциал гидроэнергетики малых рек весьма сложно, поскольку нет единой методики поиска экономичных технических решений по малым ГЭС. Все существующие методики оценок опираются на уже проработанные проекты малых ГЭС.

Гидроэнергетические ресурсы водохранилищ неэнергетического назначения

На территории СНГ эксплуатируется около 2000 водохранилищ емкостью свыше 1 млн м³ каждое. Большинство водохранилищ построены без ГЭС и предназначены для орошения земель, водоснабжения населения и промышленности. Создаваемые плоти-нами гидроузлов таких водохранилищ напор и попуски в нижний бьеф могут быть использованы для выработки электроэнергии.

Пристройка МГЭС к неэнергетическим водохранилищам обеспечит повышение эффективности комплексного использования водных ресурсов, уменьшит или полностью исключит затраты на создание напорного фронта, водохранилища, водосборных сооружений, на переустройство нижнего бьефа, основание стройплощадки (прокладка дорог, электроснабжение строительства) и др. Эти затраты соизмеримы со стоимостью энергетического тракта МГЭС, а зачастую значительно превышают ее.

Пруды и копани объёмом меньше 1 млн м³ обладают небольшим энергетическим потенциалом, потому что основной объём воды из них забирается из верхнего бьефа, а сбросы в нижний бьеф состоят только из санитарного попуска, составляющего незначительную величину, устанавливаемую по летнему минимальному стоку 85%-го по обеспеченности году.

Расход через турбину рассчитывался, исходя из 85%-го по обеспеченности объёма стока. Для объема около 1 млн м³ площадь водосбора в зависимости от природных условий регионов может колебаться от 100 км² до 250 км² при среднем напоре 2…3 м.

Установленная мощность водохранилищ объёмом не более 1млн м³ составляет менее 10 кВт. Потенциальная энергия этих водохранилищ при 2500 часах использования составляет 1,5 млн кВт·ч.

Достаточно многочисленной группой водохранилищ в России являются водохранилища объёмом от 1 до 10 млн м³ (33% от общего числа). При средних морфометрических характеристиках они обладают энергетическим потенциалом в пределах области около 6 млн кВт·ч, что соответствует установленной мощности менее 100 кВт, то есть здесь могут быть установлены микроГЭС.

Немногочисленную, но достаточно перспективную группу составляют водохранилища не-энергетического назначения с полным объемом больше 10 млн м³.

МГЭС, сооружаемые при водохранилищах неэнергетического назначения, будут работать в режиме попусков в нижний бьеф, подчиненных требованиям основных водопользователей.

Водохранилища, предназначенные для коммунально-бытового и промышленного водоснабжения в нижнем бьефе, характеризуются круглогодичным режимом попусков, поэтому МГЭС, пристраиваемые к таким водохранилищам, будут иметь относительную высокую, причем гарантированную в меженный период, мощность и значительное число часов ее использования (6000…7000).

Снижение уровней верхнего бьефа, следовательно, и напора, на ряде гидроузлов по отношению к максимальному достигает 50…60%. Эффективное использование гидроэнергетического потенциала таких водохранилищ возможно по таким схемам: применение многоскоростных турбин, соединяемых с генератором через редуктор с постоянной частотой вращения; применение многоскоростных генераторов; установка на одной ГЭС турбин, рассчитанных на разные напоры.

4.3. Проектирование малых ГЭС

Основные исходные положения при проектировании современных малых ГЭС: малые ГЭС должны быть полностью автоматизированы и работать без постоянного эксплуатационного персонала, что повышает их экономическую эффективность; проектирование конкретных объектов должно вестись, как правило, на основе унифицированных проектных решений.

Эти условия позволяют снизить стоимость ГЭС и обеспечить быстрый ввод ГЭС после получения заказа на проектирование.

Основные схемы использования водной энергии

Чтобы превратить энергию текущей воды в электрическую, необходимо, как это следует из (4.12), иметь определенные значения расхода и напора. В естественных условиях концентрированные в определенном месте напоры и гарантированные расходы встречаются крайне редко. Обычно равнинные реки имеют уклоны свободной поверхности i 0,05…0,1‰ (0,05…0,1 м падения высоты на 1 км длины реки), горные – 5…10‰. Поэтому необходимые для турбины ГЭС напоры создают искусственно.

В зависимости от местных топографических и инженерно-гидрогеологических условий, величины напоров, расходов и к.п.д. ГЭС применяют различные схемы гидроузлов и конструкций ГЭС.

По способу создания напора малые ГЭС подразделяются на плотинные, деривационные, смешанные (плотинно-деривационные) и малые ГЭС при готовом напорном фронте (на перепадах каналов, в системах водоснабжения и др.).

В состав ГЭС в зависимости от её типа входят головной узел, деривация (в деривационных и смешанных ГЭС) и силовой узел.

Головной узел представляет собой глухую или водосливную плотину, при помощи которой можно поднять уровень воды в верхнем бьефе до расчетной высоты с целью подачи воды в напорный бассейн ГЭС или в деривацию. Головной узел включает также водоприемник, водосброс и водовыпуск.

Деривация представляет собой группу водопроводящих напорных или безнапорных сооружений (каналы, штольни, трубопроводы и т.д.), при помощи которых вода из реки (водохранилища) подается в напорный бассейн ГЭС.

Силовой узел состоит из напорного трубопровода, берущего начало от напорного бассейна и соединенного с турбинами, здания станции и отводящего канала. В здании ГЭС установлены турбины с генераторами и вспомогательное оборудование.

Плотинные схемы. Это наиболее распространенные схемы энергетического использования равнинных малых рек со сравнительно малыми уклонами. Напор на гидроустановке создается сооружением плотины, перегораживающей реку и подпирающей в ней воду (рис.4.2). Водное пространство перед плотиной носит название верхнего бьефа (ВБ), водное пространство ниже плотины называется нижним бьефом (НБ). Плотинная схема энергетического использования может осуществляться в зависимости от типа речной долины равнинной реки и напора в двух вариантах: без выхода подпорного уровня на пойму и с выходом на неё (рис. 4.3).

Первая схема (рис.4.3, а) рекомендуется для рек с широкой поймой и глубоко врезанным руслом. В этом случае отметка нормального подпорного уровня назначается так, чтобы при возведении плотины вода не выходила из основного русла реки. Для такой схемы характерны русловая компоновка здания ГЭС с небольшими напорами (от 1,5 до 4,5 м) и небольшая мощность станции (от нескольких сотен до одного-двух тысяч киловатт).

На равнинных реках с относительно неширокой глубоко врезанной поймой и слаборазвитым руслом целесообразно создавать ГЭС с водохранилищем сезонного регулирования с затоплением поймы (рис.4.3,б).

Рис. 4.2. Схема создания напора плотиной

Рис. 4.3. Плотинные схемы малых ГЭС:

а - без выхода отметок нормального подпорного уровня (НПУ) на пойму; б - с затоплением поймы; 1 - здание ГЭС; 2 - водосбросная плотина;  3 - глухая плотина

Деривационные и смешанные схемы. Такие схемы широко применяются в практике строительства малых ГЭС главным образом в горных и предгорных районах. Вода из реки отводится специальным каналом с малым уклоном, значительно меньшим, чем уклон реки. Благодаря этому вода в конце канала оказывается на более высокой отметке, чем в естественном русле, в результате чего полученный сосредоточенный напор воды может быть использован на турбинах гидростанции.

Схемы деривационных станций могут быть следующими:

§ деривация вдоль реки. Такие схемы применяют на реках со значительными уклонами и скоростями течения (рис.4.4, а);

§ деривация на спрямлении русла реки (рис.4.4, б) Спрямляя деривацией отдельные излучины реки, можно получить значительные напоры ГЭС даже на реках с небольшим уклоном;

§ переброска стока из одной реки в другую (рис.4.4, в). Такие схемы применяют, когда две соседние реки разделены невысоким и коротким водоразделом и имеют разное высотное положение. Это позволяет на короткой деривации, соединяющей обе реки, получить значительный напор. Так построена Сторожевская МГЭС в Ставропольском крае мощностью 880 кВт на канале, соединяющем реки Кяфар и Бижгон. При длине деривации около 3 км напор ГЭС составляет 31 м.

Рис. 4.4. Схемы деривационных малых ГЭС: а - с деривацией вдоль реки; б - на спрямлении русла реки; в - переброска стока из одной реки в другую; 1 - головной узел; 2 - деривация; 3 - напорный бассейн;
4 - напорный трубопровод; 5- здание ГЭС; 6 - холостой сброс

Схемы малых ГЭС при готовом напорном фронте. В качестве створов с готовым напорным фронтом могут использоваться водохранилища неэнергетического назначения, перепады каналов, трубопроводы систем водоснабжения (коммунально-бытового, промышленного, сельскохозяйственного). По способу создания напора такие малые ГЭС можно отнести либо к плотинным, либо к деривационным.

В состав сооружений большинства неэнергетических водохранилищ входят плотина из грунтовых материалов, паводковый водосброс и водовыпуск для пропуска в нижний бьеф расходов в заданном режиме. Часто водосброс и водовыпуск совмещены в одном сооружении. В гидроузлах на скальном основании водовыпуск устраивается в виде тоннелей в береговых склонах на участке примыкания плотин.

Водовыпуски гидроузлов на нескальном основании устраиваются трубчатыми в теле грунтовых плотин. При таких компоновках гидроузла пристройку ГЭС целесообразно осуществлять путем подключения к концевой части водовыпуска отдельных ниток подводящих турбинных водоводов.

При существующих и строящихся гидроузлах такое решение позволит построить малую ГЭС без коренной реконструкции водовыпуска и перерыва нормального режима эксплуатации водохранилища.

МГЭС на перепадах каналов целесообразно строить по типу деривационных. На канале перед входом в быстроток (или перепад) происходит переключение расходов из канала в параллельное русло с подводом воды к напорному бассейну и турбинным водоводам. На строящихся каналах целесообразно строительство МГЭС вместо перепадного сооружения.

Таким образом, многообразие возможных схем сооружения МГЭС значительно. Выбор оптимальной схемы требует соответствующего технического и экономического обоснования.

Определение основных параметров малых ГЭСM

Основными энергетическими параметрами малых ГЭС являются установленная мощность и число гидроагрегатов, годовая выработка электроэнергии, расчетный напор, расчетный расход.

Установленная мощность ГЭС определяется номинальной мощностью установленных на ней агрегатов - турбин и генераторов.

Величина установленной мощности зависит от мощности водотока, от возможности вести суточное регулирование стока и той роли, которую будет играть электростанция: будет ли она работать изолированно от других электростанций или войдёт в энергетическую систему и т.п.

До настоящего времени нет общепринятой методики для определения этой основной энергетической характеристики МГЭС.

Установленная мощность Руст ГЭС, как правило, определяется с учетом гарантированной (обеспеченной) мощности Р_гар, резервной мощности Р_рез и дублирующей (сезонной) мощности Р_сез:

Все величины определяются исходя из анализа кривой продолжительности мощностей по водотоку, графика суточной электрической нагрузки и возможности суточного регулирования водохранилищем, а также специальных энергоэкономических расчетов для каждого конкретного проекта.

Гарантированную мощность принято рассчитывать на расход 9-месячной обеспеченности либо на средний зимний или декабрьский расход маловодного года. В том случае, если вновь создаваемая ГЭС пристраивается к водохранилищам неэнергетического назначения, гарантируемая мощность определяется по полезной водоотдаче 95-процентной обеспеченности в нижний бьеф.

Для более полного использования стока многоводного периода (паводка, половодья) далее производят энергоэкономические расчеты по размещению на малой ГЭС сезонной мощности.

Если ГЭС работает в энергосистеме, в установленную мощность должна входить также резервная мощность. Последняя складывается из эксплуатационного (2…3% от пика нагрузки), аварийного (10% от пика нагрузки) и ремонтного резерва. Этот способ определения установленной мощности применим для малых приплотинных ГЭС.

Для определения основных параметров МГЭС, пристраиваемых к водохозяйственным объектам, необходимы следующие исходные данные:

§ многолетний ряд наблюдений за стоком в нижнем бьефе или внутригодовое распределение попусков в расчетном маловодном году и году 50%-ной обеспеченности;

§ уровенный режим водохранилища;

§ кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе Q=f(z).

Основные параметры малых ГЭС определяются исходя из использования на ГЭС попусков в нижний бьеф и установки на унифицированного оборудования. Напоры ГЭС НГЭС в каждый момент времени определяются как разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего (УНБ) бьефов, за вычетом потерь напора в проточном тракте Dh:

Уровень воды в верхнем бьефе в каждый момент времени определяется по графику изменения уровня в водохранилище, уровень воды в нижнем бьефе - расходом воды, поступающей в нижний бьеф (независимо от того, идет ли он через турбины, через водосброс или другие сооружения) по кривой Q=f(z).

За расчетный напор ГЭС Н_р принимается средневзвешенный напор

Значение Н_р уточняется при выборе гидротурбин. Мощность P_i в каждый момент времени t_i определяется с учетом КПД гидроагрегата по приведенным формулам.

Для Южноуральского региона больший интерес представляет расчет установленной мощности микроГЭС, сооружение которых целесообразно на малых реках для изолированного энергопотребителя. С этой точки зрения наиболее интересно предложение Д.А.Соколовского об учете коэффициента максимального использования водотока, величина которого зависит от характера режима водотока, т.е. только от гидрологического фактора. Экономические соображения и характер нагрузки должны быть учтены дополнительно.

Установленная мощность ГЭС, работающих без регулирующего бьефа с коэффициентом полезного действия гидроэнергетической установки 0,7, может быть определена по формуле

или при наличии бьефа с суточным регулированием:

где P_уст - установленная мощность, кВт; Q_o - норма стока, м³/с; к_р% - расчетный модульный коэффициент р-% обеспеченности; Н - напор, м; Т - число часов работы станции в сутки.

Величину к_р% Д.А.Соколовский предлагает определять по максимальному коэффициенту использования водотока j_с. Для определения j_с необходимо рассмотреть следующие гидрологические характеристики использования водотока: кривые продолжительности средних суточных расходов или модульных коэффициентов, среднюю длительность использования данного расхода.

Кривая продолжительности суточных расходов в многолетнем распределении служит для характеристики гидросиловой мощности реки и возможности выработки энергии.

Так как расчетное значение k_p% может превышать минимальный расход за период работы МГЭС, можно рекомендовать установленную мощность использовать в нескольких агрегатах. В каждом конкретном случае в зависимости от технологических требований потребителя и шкалы номинальных мощностей МГЭС выбирается то или иное количество агрегатов.

В общем случае можно ориентироваться на характеристики водотока. Тогда число агрегатов определяется по формуле Б.Е.Веденеева

где Q_p% - расчетный расход; Q_min - расчетный минимальный расход за период работы ГЭС; m - коэффициент, зависящий от коэффициента быстроходности турбины ns и определяемый по универсальной характеристике турбины.

Величина Q_min определяется в зависимости от периода работы электростанции. Если она работает в течение года, то Q_min равен среднему зимнему расходу маловодного года 90% обеспеченности или среднему минимуму. Если ГЭС работает только в летне-осеннюю межень, то Q_min определяется как средний минимум за этот период.

Для малых рек, где в зимнюю межень характерно перемерзание водотоков, установленную мощность МГЭС следует рассчитывать только по стоку летне-осенней межени.

Гидросиловое оборудование малых ГЭС

Термин «гидросиловое оборудование» объединяет то оборудование, которое служит для преобразования гидравлической энергии в электрическую (с заданными параметрами). Исходя из этого к гидросиловому оборудованию малой ГЭС относят гидротурбины с регулятором частоты вращения, гидрогенератор с системой возбуждения, предтурбинный затвор.

Гидротурбина, преобразующая гидравлическую энергию в механическую энергию вращающего вала, характеризуется следующими основными энергетическими расчетными параметрами: напором (давлением) воды перед входом в турбину, частотой вращения, соответствующей оптимальному к.п.д., и расходом воды, соответствующим первым двум параметрам. Мощность гидротурбины выражают через напор и расход:

где P_T - мощность на валу гидротурбины, кВт; Q - расход воды, м³/с; Н - напор нетто, м; h_T - КПД турбины при соответствующих Н, Q и частоте вращения.

Частота вращения n, соответствующая оптимальным условиям работы гидротурбины, зависит от геометрии ее проточной части (быстроходности гидротурбины) и определяется по коэффициенту быстроходности n_s.

По характеру передачи энергии потока воды рабочим органам гидравлические турбины подразделяются на реактивные (с избыточным давлением, т.е. напорноструйные) и активные (свободноструйные).

В реактивных турбинах происходит преобразование всех видов энергии потока (энергии положения z, энергии давления p/rg и кинетической энергии v²/2g ) в механическую.

Активные турбины работают под действием свободной струи, обладающей только кинетической энергией v²/2g.

По конструктивным признакам реактивные турбины подразделяются на радиально-осевые (РО), пропеллерные (Пр), поворотно-лопастные (ПЛ) и диагональные (Д), активные турбины - на ковшовые свободноструйные и двукратные (рис.4.5, 4.6).

Рис.4.5. Активная гидротурбина:

а - схема установки; б - рабочее колесо

Рис. 4.6. Общий вид рабочих колес реактивных турбин:
а - радиально-осевая; б - пропеллерная; в - поворотно-лопастная;
г - двухперовая; д - диагональная

Радиально-осевые турбины применяются обычно при напорах от 20 до 350 м; поворотно-лопастные и пропеллерные - при напорах от 2 до 40 м; ковшовые - при напорах от 20 до 1500 м.

В зависимости от расположения вала турбины делятся на вертикальные (при расположении вала вертикально) и горизонтальные (при расположении вала горизонтально).

Гидротурбины подразделяются на малые, средние и крупные.

К малым относятся гидротурбины, у которых диаметр рабочего колеса D £1,2 м при низких напорах и D £0,5 м при высоких, а мощность составляет не более 1000 кВт. К средним относятся гидротурбины, у которых 1,2 £D £2,5 м при низких напорах и 0,5 £D £1,6 м при высоких, мощность 1000 кВт £N_Т £15000 кВт.

Коэффициент быстроходности отражает основные свойства каждого типа рабочего колеса и зависит от типа гидротурбины. Ограничением к применению гидротурбин высокой быстроходности является кавитация в проточной части гидротурбины и, как следствие, разрушение гидротурбины.

Для ориентировочных расчетов при отсутствии заводских характеристик гидротурбины можно пользоваться среднестатистическими зависимостями коэффициента быстроходности от напора:

Таблица 4.1

Коэффициент быстроходности n_s

В нашей стране проектировщики чаще выбирают гидротурбину не по коэффициенту быстроходности, а по конкретным характеристикам гидротурбин отечественных заводов.

После продолжительного перерыва в производстве оборудования для малых ГЭС с 1983 года в СССР вновь начались планомерные работы по изучению и практическому использованию малой гидроэнергетики, энергомашиностроительные заводы приступили к разработке гидросилового оборудования для малых ГЭС на современном технологическом уровне.

Большой интерес вызывает гидрооборудование акционерного межотраслевого научно-технического объединения "ИНСЭТ" из Санкт-Петербурга. С 1988 года оно специализируется на разработке, серийном изготовлении и монтаже микроГЭС мощностью от 3 до 100 кВт и гидроагрегатов для малых ГЭС единичной мощностью до 5000 кВт (рис.4.7).

Рис.4.7. Область применения гидроагрегатов фирмы "ИНСЭТ"

МикроГЭС

МикроГЭС - один из наиболее ранних видов ГЭС в истории развития гидроэнергетики. Созданная в 1940-е годы номенклатура микрогидротурбин включала все основные типы, применявшиеся в гидроэнергетике: радиально-осевые, пропеллерные, ковшовые.

В СССР строительство микроГЭС в 50-е годы осуществлялось в крупных масштабах. Они обеспечивали коммунально-бытовые потребности в электроэнергии сельских населенных пунктов, мелких промышленных объектов и др.

Сооружение микроГЭС возможно для энергоснабжения изолированных от энергосистемы (или требующих резервирования) потребителей. Например, микроГЭС мощностью 100 кВт может обеспечить электроэнергией сельский поселок с населением 200 человек или животноводческий комплекс на 300 голов крупного рогатого скота. МикроГЭС могут быть не только источником электроэнергии, но и прямым приводом различных машин.

Для применения микроГЭС особенно перспективны объекты со значительным преобладанием энергопотребления в летний период над зимним, поскольку множество малых рек в зимний период практически не имеет стока, а сезонное его регулирование существенно снижает экономическую эффективность микроГЭС.

Применительно к различным природным условиям можно выделить два типа микроГЭС: реализующие потенциальную энергию и реализующие кинетическую энергию водотока.

Примерами первого типа являются микроГЭС с традиционным оборудованием, русловые либо деривационные, а также рукавные переносные малые гидроэлектростанции (РПМГЭС) (разновидность деривационных).

В настоящее время налажено производство РПМГЭС мощностью 1,5 кВт на Чебоксарском заводе «Энергозапчасть». РПМГЭС состоит из гидроэнергоблока, напорного водовода длиной 100 м, блоков возбуждения и регулирования. Гидроэнергоблок включает в себя направляющее устройство, формирующее струю воды, и двукратную турбину, соединенную с электрогенератором. Водовод представляет собой гибкий рукав, который прокладывается по берегу, спрямляя извилистый водоток. В верхней части рукава имеется водозаборник с регулятором расхода, в качестве генератора используется асинхронный электродвигатель. Применение РПМГЭС ограничивается водотоками горного типа с уклоном 6 м на 100 м рукава. В отдельных случаях при наличии водонапорной плотины неэнергетического назначения РПМГЭС может использовать напор на плотине. Для увеличения мощности РПМГЭС необходимо увеличить либо напор за счет увеличения длины рукава, либо расход за счет увеличения диаметра рукава, но то и другое приведет к увеличению массы всей установки и потере её мобильности.

МикроГЭС кинетического типа устанавливаются непосредственно в водотоке. Примерами их являются разработанные и применявшиеся в СССР гирляндные ГЭС конструкции Б.С.Блинова, триллексная вертикальная Ю.М.Новикова, штанговая плоскопараллельная и плоскоподъемная М.И.Логинова и др.

Известны поперечные и торцовые гирляндные ГЭС. Поперечная гирляндная ГЭС состоит из нескольких гидротурбин, жестко закрепленных на стальном тросе (выполняющем роль гибкого вала), редуктора и гидрогенератора. Трос с гидротурбинами располагается в воде поперек реки и удерживается на обоих берегах якорями или анкерными опорами. Сила лобового сопротивления гирлянды гидротурбин при обтекании ее водным потоком натягивает трос. Благодаря этому гирлянда не опускается на дно реки и создаются условия для передачи крутящего момента от гидротурбины к тросу, а от него к редуктору, расположенному на берегу. На узких водотоках возможна установка торцовой гирляндной ГЭС вдоль берега. Рост мощности таких ГЭС достигается увеличением числа турбин на одном тросе, а также увеличением количества гирлянд, работающих на один электрогенератор. При внешней простоте гирляндные ГЭС не получили широкого применения из-за незащищенности от плавающих предметов и невозможности работы при значительных колебаниях уровня водотока.

Фирмой «МНТО ИСЭТ» выпускаются микроГЭС широкого диапазона расходов и напоров. В комплект поставки входят энергоблок, водозаборное устройство и устройство автоматического регулирования. На рис 4.8 дана схема установки микроГЭС «ИНСЭТ» при существующем напорном фронте.

Рис.4.8. Схема установки микроГЭС

В табл. 4.2 и 4.3 приведены технические характеристики микроГЭС, разработанных «МНТО ИНСЭТ».

Таблица 4.2

Микрогидроэлектростанции с пропеллерными турбинами

Таблица 4.3

Микрогидроэлектростанции с диагональными турбинами

4.4. Экономическая эффективность МГЭС

Экономическая целесообразность использования малой гидроэнергетики в энергетическом балансе района может быть выявлена путем сопоставления экономических характеристик ГЭС с соответствующими характеристиками других возможных источников получения электроэнергии. Малые и миниГЭС сопоставляют с тепловыми электростанциями, как наиболее прогрессивными по своим параметрам; микроГЭС, чаще всего работающие на изолированного потребителя, сопоставляют с мобильными дизельными электростанциями.

Экономические показатели малых ГЭС зависят от многих факторов - установленной мощности, наличия готового напорного фронта, уровня стандартизации энергетического оборудования (индивидуальное или серийное изготовление), типизации проектных решений, степени автоматизации управления и др.

Первоначальные затраты на сооружение МГЭС, как и для крупных ГЭС, выше, чем на электростанциях другого типа. Ежегодные издержки по малым ГЭС сопоставимы, а порой ниже, чем на тепловых станциях, что объясняется отсутствием расходов на топливо, более низкими расходами на эксплуатацию, ремонт и обслуживание, а также значительной долговечностью МГЭС. Так, в США затраты на производство 1 кВт·ч электроэнергии на электростанциях различных типов составляют в центах:

Таблица 4.3

Для малых ГЭС характерна иная, чем для крупных ГЭС, структура затрат на строительство. Затраты на технологическое оборудование МГЭС сопоставимы со стоимостью строительно-монтажных работ, а иногда превышают ее. Поэтому при выборе оборудования следует стремиться использовать серийно освоенное стандартное оборудование с целью избежать лишних расходов на их индивидуальное проектирование и исследование. Эффект от внедрения стандартизированного оборудования может составить от 10 до 50 % общих затрат на оборудование.

Технико-экономические показатели МГЭС существенно улучшаются при комплексном использовании гидротехнических сооружений. По расчетам американской фирмы «Аллис Чалмерс», при наличии готового напорного фронта удельные капиталовложения в МГЭС снижаются на 30…50%. На рис. 4.9 приведены средние данные по распределению затрат на строительство МГЭС в случае сооружения её в составе готового напорного фронта и при строительстве в новом створе.

Рис. 4.9. Структура затрат на строительство МГЭС

а - при готовом напорном фронте; б - при сооружении в новом створе;

1 - строительная часть; 2 - проектно-изыскательские работы;

3 - непредвиденные затраты; 4 - турбина-генератор;

5 - вспомогательное электрическое оборудование; 6 - прочее оборудование

Малые ГЭС, как правило, не претендуют на существенную роль ни в развитии экономики страны, ни в развитии энергетической системы. Целесообразность их строительства вызывается стремлением к вовлечению в топливно-энергетический баланс района возобновляемых дотационных источников энергии.

Основным методом оценки экономической эффективности сооружения малых ГЭС, как и обычных гидроэнергетических объектов, является метод сравнительной эффективности.

По этому методу сопоставляются затраты, связанные с сооружением и последующей эксплуатацией рассматриваемого энергетического объекта, с аналогичными затратами по альтернативному проекту, обеспечивающему одинаковый энергетический эффект. Обобщающей экономической характеристикой и варианта строительства МГЭС, и альтернативного решения в соответствии с типовой методикой эффективности капитальных вложений являются приведенные затраты.

Как отмечалось ранее, альтернативным вариантом для МГЭС обычно являются ТЭС.

Приведенные затраты для теплоэлектростанции можно определить как

где К₁ - единовременные капитальные вложения, руб.; И₁ - годовые эксплуатационные издержки, руб./год; Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,1/год; C₁ - стоимость используемого топлива, руб./т; В₁ - годовой расход топлива, т/год.

Годовой расход топлива можно определить через количество вырабатываемой электроэнергии (W₁, кВт·ч) и удельного расхода топлива на один киловатт-час (b, т/кВт·ч). После преобразования выражение (4.24) можно записать в виде

При строительстве в рассматриваемом районе МГЭС потребитель часть электроэнергии (W₂) будет получать от неё, недостающее количество (W₁-W₂) - от ТЭС. Приведенные затраты З₂ в этом случае

где К₂ и И₂ - капитальные затраты (руб.) и суммарные годовые издержки (руб./год) на МГЭС.

Электроснабжение потребителя от МГЭС целесообразно при выполнении условия

Суммарные годовые издержки И₂ на МГЭС можно определить как

где Е_i - нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и т.п.

Для гидроэнергетических объектов нормативный коэффициент эффективности Е_н принимается равным 0,12. При большом влиянии объектов на развитие экономики района коэффициент может быть снижен до 0,08. Сумма ежегодных отчислений для МГЭС по принятым в настоящее время нормам составляет 2…6% от капитальных затрат.

Пример расчета

Определим экономическую эффективность строительства малой ГЭС при Долгобродском водохранилище на р.Уфа неэнергетического назначения, предназначенном для водоснабжения железнодорожного узла.

Построенная малая ГЭС будет работать в составе энергосистемы, т.к. переброска воды из бассейна р.Уфы в бассейны р.Миасс в цикле водности будет осуществляться только в течение трех лет.

В качестве альтернативы сооружения малой ГЭС можно рассматривать строительство тепловой электростанции (ТЭС) с удельными капиталовложениями 2310 руб./кВт и годовыми издержками эксплуатации (без топлива) 216,7 руб./кВт по отраслевым нормам. В расчете принята стоимость челябинского угля для использования С₁ = 384.5 рублей за тонну условного топлива, β= 335 г у.т./кВт. Затраты в заменяемом варианте определены по вытесняемой мощности и выработке энергии ТЭС. Коэффициент вытеснения мощности принят 1,06, выработки энергии 1,02. Результаты расчета сведены в таблицу 4.4.

Таблица 4.4

Расчет эффективности строительства Долгобродской МГЭС

Годовая выработка рассчитывалась на 8000 ч работы МГЭС в год. За год на ТЭС расходуется 3752 т у.т. (335 г у.т./кВт·11,2·106).

Капиталовложения сооружения ГЭС рассчитывались по ценам на гидроагрегаты фирмы «ИНСЭТ», с учетом того, что стоимость оборудования составляет около 55% в структуре затрат при сооружении МГЭС при готовом напорном фронте (табл. 4.5).

Таблица 4.5

Удельные экономические показатели

Себестоимость определена исходя только из приведенных затрат на основное вспомогательное оборудование МГЭС, без учета затрат на кабельные линии 10 кВ от гидрогенератора до ТП 110/10 кВ.

Годовой экономический эффект от строительства МГЭС

(0,19 – 0.07)·11,2·106 = 1,3 млн руб.

Срок окупаемости капиталовложений в ГЭС

4,582·106 : 1,3·106 = 3,5 года.

Таким образом, сооружение гидроэлектростанции мощностью 1,3 МВт при этом водохранилище представляется вполне эффективным мероприятием.

5. Геотермальная энергия

Мировой опыт показывает, что ряд стран и регионов успешно решают проблемы энергообеспечения на основе развития нетрадиционной энергетики, в том числе за счет использования геотермального тепла. Геотермальная энергия представляет собой естественное тепло нашей планеты.

Недра Земли обладают огромными запасами энергии. Установлено, что энергии, накопленной планетой во время образования, недостаточно для поддержания высоких температур, и, вероятно, существует какой-то дополнительный источник энергии, который обеспечивает тепловой баланс планеты и высокоэнергетические процессы. Таким источником является, скорее всего, энергия распада радиоактивных элементов.

По мере движения к центру Земли температура и давление повышаются. Так, ядро Земли радиусом 1350км, состоящее из твердого железа, имеет температуру до 4000^oС, давление – свыше трех миллионов атмосфер. За счет теплопроводности происходит выход тепла (геотермальное тепло) на поверхность Земли.

В коре Земли аккумулировано около 1014 МДж/км², величина среднего геотермального потока составляет 0,06 Вт/м². Распределение потока по поверхности Земли крайне неравномерно, и есть участки с величиной теплового потока 10-20 Вт/м². Верхний слой Земли – кора – имеет толщину не более 30 км на суше и 5 км – в океане. Твердые породы, слагающие кору, имеют среднюю плотность 2700 кг/м³, теплоемкость – 1000 Дж/кг ^oК, теплопроводность – 2 Вт/м ^oК.

Геотермальные ресурсы и возможности их использования определяются температурой источника тепла и температурным градиентом. Температурный (геотермический) градиент g (^oС/км) является наиболее важным параметром, он показывает температуру тепла в слое Земли толщиной 1 км. В зависимости от значения этих показателей определяют геотермальные районы.

5.1. Геотермальные ресурсы

Поверхность планеты принято делить на три геотермальных района: гипертермальный, полутермальный и нормальный. Гипертермальный район, с температурным градиентом более 80^oС/км, наиболее предпочтителен для строительства геотермальных электрических станций. Полутермальный район имеет температурный градиент от 40 до 80^oС/км. Качество геотермальной энергии обычно невысокое, и лучше её использовать непосредственно для теплоснабжения зданий и других сооружений. Нормальный термальный район с температурным градиентом менее 40^oС/км относится к малоперспективным при использовании тепла Земли. Такие районы занимают самую обширную территорию, тепловой поток составляет в среднем 0,06Вт/м².

Все источники геотермальной энергии делят на петротермальные и гидротермальные. Петротермальные источники находятся в тех участках земной коры, где нет воды. На глубине свыше 3 км достаточно высокая температура. Загоняя в такой источник по одной скважине воду, из другой можно получить пар. На этом принципе основано использование «сухого» тепла Земли.

Гидротермальные источники в свою очередь делятся на водяные, пароводяные и паровые. Водяные источники залегают на различной глубине. Одно из основных условий их существования – наличие над водой непроницаемого слоя горных пород. Находясь под высоким давлением, вода может нагреваться до температуры выше 100^oС и выходить на поверхность земли в виде пароводяной смеси.

В пароводяных и паровых месторождениях водоносные слои находятся между двумя водонепроницаемыми прослойками. Нижняя передает тепло от ядра Земли, а верхняя не допускает ее выхода на поверхность земли. В таких местах вода превращается в пар, а при высоком давлении – в перегретую воду. Извлечение пара на поверхность земли возможно лишь при помощи бурения.

Геотермальные ресурсы исследованы во многих странах мира: в США, Италии, Исландии, Новой Зеландии, России, на Филиппинах и т.д. Выявленные запасы геотермальных вод в России могут обеспечить примерно 14 млн м³ горячей воды в сутки, что эквивалентно 30 млн. т у.т. В то же время выведенные на земную поверхность запасы геотермальных вод используются на 5%. В нашей стране эксплуатируются месторождения геотермальных вод на Сахалине, Камчатке и Курильских островах, в Краснодарском и Ставропольском краях, Дагестане, Ингушетии. Курильско-Камчатская зона молодого вулканизма отличается максимальной близостью геотермальных систем к земной поверхности. Наиболее крупным и перспективным на Камчатке является Мутновское месторождение, расположенное в 130 км от г.Петропавловск-Камчатский. Буровые работы здесь ведутся с 1978 года. На сегодня пробурено около 90 скважин глубиной от 250 до 2500м. Суммарные запасы оценены в 245МВт.

5.2. Использование геотермальной энергии

Одним из перспективных направлений использования геотермальной энергии является строительство геотермальных тепловых электростанций (ГеоТЭС). Ресурсной базой современных геотермальных электростанций являются месторождения парогидротерм с температурой теплоносителя выше 150^oС. В этом смысле Россия обладает уникальными запасами геотермального тепла.

Первый опыт выработки электроэнергии осуществлен в 1904 году вблизи Лардерелло (Италия) в гипертермальном районе. Почти все существующие ГеоТЭС размещены именно в таких районах. В настоящее время в мире накоплен определенный опыт строительства и эксплуатации геотермальных ТЭС. Они сооружены в США (более 700 МВт), Италии, Новой Зеландии, Японии и т.д. Затраты на 1 кВт установленной мощности ГеоТЭС во многом определяются стоимостью скважины и занимают промежуточное положение между аналогичными затратами на ТЭС и АЭС.

В России выработка электроэнергии на основе геотермального тепла была осуществлена на Паратунском месторождении (Камчатка) в 1967 году. Здесь впервые в мире была создана геотермальная двухконтурная, бинарная опытно-промышленная электростанция мощностью 500 кВт. Для нагрева рабочего тела турбоустановки – фреона применялся геотермальный теплоноситель с температурой 70 ^oС.

Промышленная выработка электроэнергии на первой в России ГеоТЭС началась в 1967 году на Паужетском месторождении. Установленная мощность первой очереди Паужетской ГеоТЭС составила 5 МВт, в 1982 году общая мощность электростанции доведена до 11 МВт. Для выработки электроэнергии используется пароводяная смесь с температурой около 200 ^oС.

Использование и сооружение ГеоТЭС сопряжено с рядом серьезных проблем. Во-первых, это высокая стоимость скважины. Во-вторых, в подземных резервуарах пар находится под достаточно большим давлением (порядка 30 атм), а у поверхности Земли давление его падает до 10 атм. В этих условиях КПД электростанции не превышает 15…16%, тогда как на ТЭС он достигает 40%. Следовательно, на ГеоТЭС для получения такой же мощности, что и на ТЭС, необходимо увеличить расход пара через турбину примерно в 2,5 раза. Обычно единичная скважина дает около 20 кг/c пара, что достаточно для вращения турбины мощностью 7 МВт. Для более мощных турбин нужны дополнительные скважины.

Геотермальная вода имеет сложный физико-химический состав. В ней растворено значительное количество газов и минеральных солей, в 1 м³ воды может содержаться до 25 кг минеральных солей. Сильно минерализованная вода активно разрушает турбины и создает серьезные проблемы по ее утилизации, вплоть до необходимости сооружать специальные скважины для закачивания отработавшей воды.

Проблемы несколько другого характера возникают при использовании петротермальных источников энергии. Для ГеоТЭС, использующих «сухое» тепло, необходимо пробурить две скважины: по одной подается холодная вода, а из другой получают пар или горячую воду. «Сухое» тепло можно использовать для обогрева зданий. Известно достаточное количество различных систем отопления и горячего водоснабжения. В зависимости от физико-химического состава термальной воды следует предусмотреть меры защиты, вплоть до промежуточного теплообменника.

Самое разное применение находят горячие источники, выходящие на поверхность земли: это обогрев жилищ, горячее водоснабжение, тепличное хозяйство и т.д.

В заключение необходимо отметить, что использование тепла Земли всегда соседствует с экологическими проблемами. Тепловой баланс планеты весьма хрупок, и его нарушение может привести к необратимым последствиям.

5.3. Низкопотенциальное тепло Земли

В коре Земли сконцентрировано большое количество энергии, плотность которой для подавляющей территории России очень мала и составляет до доли ватта на квадратный метр. Использовать такое низкопотенциальное тепло можно лишь в сочетании с термотрансформатором или тепловым насосом. Устройство и принцип работы теплонасосной установки изучаются в курсе теплотехники. Здесь мы вспомним, что в основном в системах теплоснабжения находят применение теплонасосные установки (ТНУ) парокомпрессионного типа. Они наиболее освоены и надежны в эксплуатации, выполняются на базе серийно выпускаемого отечественной промышленностью холодильного оборудования. Рабочим агентом служат жидкости, испаряющиеся при низкой температуре, в частности фреоны.

Тепловой насос характеризуется следующими параметрами: тепловой мощностью Q_КОН (тепловой энергией, выделяющейся при конденсации пара рабочего вещества в конденсаторе в единицу времени); холодильной мощностью Q_ИСП (тепловой энергией, передаваемой рабочему веществу при его испарении в испарителе в единицу времени); мощностью Р_КОМ, затрачиваемой на перекачивание рабочего вещества, и коэффициентом преобразования энергии _ТНУ.

Энергетическая эффективность теплового насоса оценивается коэффициентом преобразования, который есть отношение полученной тепловой мощности в конденсаторе в единицу времени и затраченной мощности Р_КОМ на привод компрессора:

Коэффициент преобразования больше единицы, он тем выше, чем меньше величина дополнительной энергии, затраченной в компрессоре. Обычно он равен 2...4, т.е. на 1 кВт·ч затрачиваемой на привод энергии может быть получено 2...4 кВт·ч за счет использования низкопотенциального источника энергии.

Разработаны и проходят испытания системы отопления жилых коттеджей, основанной на применении низкопотенциального тепла Земли. Дома двухуровневые, трехкомнатные, общей площадью 80 м². Схема теплоснабжения приведена на рис.5.1.

Непосредственно перед домом на глубине 0,8...0,9 м на расстоянии 1 м друг от друга проложено 400 м² пластмассовых труб диаметром 40 мм с толщиной стенок 3 мм. После укладки труб верхний слой земли был восстановлен, и на участке выращиваются овощи и картофель. В трубы заправляется около 100 л антифриза и 300 л воды. Температура замерзания смеси около -20^oС. Насос 1 мощностью 0,5 кВт служит для принудительного движения антифриза через испаритель 2. В зимнее время температура смеси воды и антифриза составляла в среднем 0...-2^oС.

В испарителе за счет теплоты смеси происходит испарение фреона. При этом часть энергии у смеси забирается, снижая ее температу-ру до -2...-4^oС. Далее она, проходя под действием насоса 1 по трубопроводу, вновь нагревается за счет низкопотенциального тепла земли до 0...-2^oС. Компрессор 3 мощностью 3 кВт создает в конденсаторе 4 избыточное давление, фреон конденсируется и отдает избыточное тепло водяному баку-аккумулятору. Развиваемая тепловая мощность составляет 10,5 кВт. Этого достаточно, чтобы вода в баке-аккумуляторе нагревалась до 40...50^oС. На случай выхода ТНУ из строя или невозможности обеспечить тепловой режим установка имеет два ТЭНа 6 общей мощностью 2 кВт. Были зимы, когда ТЭНы в работу не включались ни разу. Отдав теплоту, фреон дросселируется в редукционном клапане 7 и вновь попадает в испаритель 2. Горячая вода из бака-аккумулятора 5 под действием насоса 8 мощностью 0,1 кВт поступает в радиаторы отопления.

Рис.5.1. Схема теплоснабжения жилого дома:

1 – насос для перекачки антифриза; 2 – испаритель ТНУ; 3 – компрессор ТНУ;
4 – конденсатор ТНУ; 5 – бак-аккумулятор; 6 – ТЭНы; 7 – дроссель ТНУ;
8 – насос для подачи горячей воды в систему отопления

Для отопления жилого дома использована теплонаносная установка финского производства, с высокой степенью автоматизации. Режим работы всех трех двигателей, а также резервных ТЭНов зависит от температуры окружающего воздуха, температуры воды в баке и температуры воздуха в помещении.

Стоимость всей системы отопления в ценах 1984 года составила 7,5 тыс. рублей. При существовавших в то время ценах на электроэнергию (1 коп/кВт·ч) и таких же низких ценах на тепловую энергию конкурентная способность установки была очень низка. В настоящее время она окупается в приемлемые сроки (даже если не принимать во внимание дефицит органического топлива).

Особо повышается эффективность применения систем отопления с ТНУ при использовании остаточной теплоты какого-либо процесса. Это может быть сбросная теплота ферм, промышленных предприятий и т.п. Для сохранения теплового баланса участка земли, с которого снимается теплота, целесообразно использовать «подзарядку», например, солнечными коллекторами. А если при этом энергию еще аккумулировать, то эффективность использования ТНУ можно повысить весьма существенно.

До настоящего времени промышленность не выпускает машин, специально предназначенных для использования в качестве ТНУ. Однако некоторые холодильные установки, способные выдерживать высокое давление конденсации, применять для этих целей можно. Например, агрегат АК-ФУ-12.С, состоящий из фреонового V-образного бессальникового компрессора ФУ-12.С со встроенным в картер электродвигателем с частотой вращения вала 1440 мин^-1 и конденсатора с отводом теплоты потоками воздуха, создаваемыми вентиляторами. Применяют также агрегаты АК-ФУУ-25 с горизонтальным кожухообразным конденсатором с водяным отводом теплоты. Основные показатели этих агрегатов приведены в табл.5.1.

Таблица 5.1

Основные показатели тепловых насосов с агрегатами АК-ФУ-12.С и АК-ФУУ-25