«Б.В. ЛУКУТИН ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Учебное пособие Издательство Томского политехнического университета 2008 ББК 31.25973 УДК 620.92(075.8) Л843 Лукутин Б.В. Л843 Возобновляемые источники ...»

Построение устройства подобным образом позволяет повысить точность стабилизации амплитуды вырабатываемого напряжения. Блоки дискретного и фазового управления обеспечивают постоянство потребляемой активной мощности, а сигналы управления блока управления реактивной нагрузкой формируются таким образом, чтобы потребляемая реактивная мощность также оставались постоянной. При таком регулировании, генератор всегда работает на неизменную по величине и характеру нагрузку, и соответственно, амплитуда и частота вырабатываемого напряжения будут стабильными. Это позволяет использовать в автономных электроустановках практически любые типы электрических машин, отпадает необходимость в регуляторе напряжения и повышается статическая устойчивость системы регулирования.

Погрешность стабилизации амплитуды выходного напряжения может быть уменьшена в 4–5 раз.

В результате обзора существующих конструкций микроГЭС можно сделать вывод, что автобалластные системы стабилизации применимы для любого типа генератора и могут выполняться на основе тиристорных коммутаторов или схем регуляторов с фазовым управлением.

Обычно фазовые регуляторы балластной нагрузки проще и дешевле дискретных коммутаторов, но вносят больше искажений в форму фазных токов и напряжений генератора. В ряде конструкций, например предложенной авторами [64], удается удачно сочетать балластную нагрузку с механическими регулирующими устройствами путем использования балластного тока для управления затвором турбины.

Результаты исследований в области автономной микрогидроэнергетики, проведенных в ТПУ, позволили разработать и внедрить в производство некоторые типы микроГЭС. МикроГЭС мощностью 16 кВт выпускается заводом «Тяжэлектромаш» г. Бишкек с 1988 г. Конструкторскую проработку станции, включая гидротурбину, осуществлял Проектно-конструкторский и технологический институт (ПКТИ) «Водоавтоматика и метрология» г. Бишкек. Система стабилизации напряжения и частоты автобалластного типа разработана в Томске и доведена до серийного производства в результате совместных усилий ТПУ и ПКТИ «Водоавтоматика и метрология».

В данной станции использована нерегулируемая гидротурбина пропеллерного типа с горизонтальной осью вращения, рассчитанная на рабочий напор воды 7,5…15 метров и максимальный расход воды 0,5 м3/сек. Номинальная частота вращения – 1035 об/мин.

В качестве генератора микроГЭС использован серийный асинхронный двигатель серии 4А с конденсаторным возбуждением. Функции стабилизации выходных электрических параметров осуществляет автобалластная система. Кроме того, имеются модификации с дополнительным каналом регулирования возбуждения асинхронного генератора с помощью управляемого тиристорного преобразователя, разработанного специалистами Самарского политехнического университета. Погрешность стабилизации величины выходного напряжения не превышает 10 %, а его частоты – 2 % относительно номинальных значений 230/400 В и 50 Гц.

Общий вид станции, включающий силовой гидроэнергетический блок и шкаф управления показаны на рис. 39. Вариант установки этой Рис. 39. Общий вид микроГЭС, мощностью 16 кВт, выпускаемой на станции на местности показан на рис. 40, где, кроме указанных конструктивных блоков, видны балластные нагрузки в виде емкостей с водяными ТЭНами и часть напорного трубопровода.

Эффективность и относительная простота схемных решений автоматических регуляторов балласта, реагирующих на величину тока полезной нагрузки, определили выбор именно этого типа автобалластной системы стабилизации. Принципиальная схема регулятора балластной нагрузки рассматриваемой микроГЭС показана на рис. 41. Работает схема следующим образом. Напряжение генератора Uг через первичные обмотки трансреакторов Тр-р поступает к нагрузке и к балластным нагрузкам Rб. Балластные нагрузки включены в звезду через силовой вентильный преобразователь, состоящий из тиристоров Т1,Т2,Т3 и диодов V1,V2,V3.

Другим вариантом включения балластного сопротивления является включение его на выпрямленное напряжение преобразователя.

Управление углами включения тиристоров Т1–Т3 осуществляется с поРис. 40. МикроГЭС на реке Чон-Курчак, Кыргызтан мощью управляющего выпрямителя V4–V9, питаемого от трансреакторов Тр-р. Выходное напряжение трансреакторов, пропорциональное фазным токам нагрузки Iн, выпрямляется и прикладывается к резистору управления Ry. Напряжение управления имеет запирающую полярность для диодов V10, V11, V12 поэтому, они могут открываться, включая соответствующие тиристоры Т1, Т2, Т3 когда линейное напряжение генератора превысит величину управляющего напряжения на резисторе Ry. Следовательно, когда ток нагрузки равен нулю, напряжение управления также равно нулю и тиристоры Т1, Т2, Т3 полностью открыты, обеспечивая максимум мощности, потребляемой балластными нагрузками Rб или R’б.

При номинальном токе нагрузки Iн, тиристоры Т1, Т2, Т3 закрыты и балласт обесточен. Для любых промежуточных значений тока Iн в схеме осуществляется фазовое регулирование мощности балласта путем формирования углов управления тиристорами в результате сравнения на резисторе Ry линейного напряжения генератора с напряжением управления, пропорциональном току нагрузки станции.

Удачное схемное решение регулятора балластной нагрузки позволило предложить эту же схему для микроГЭС, разрабатываемых ТПУ совместно с болгарской фирмой «Промышленная энергетика».

Особенностью этого договора являлось то, что он предусматривал создание технологии производства электроэнергии с помощью малых водотоков при максимальном использовании имеющегося гидро- и Рис. 41. Принципиальная электрическая схема регулятора электротехнического оборудования общепромышленного назначения. В частности, в качестве турбин использовались наиболее распространенные и дешевые центробежные насосы. Исследования болгарской фирмы "Випом" подтвердили возможность эффективного использования центробежного насоса в турбинном режиме с небольшим снижением коэффициента полезного действия. Более того, конструкция насоса позволяет в турбинном режиме снимать с него мощность, превышающую номинальную, а дополнительная обработка рабочего колеса насоса повышает его КПД в турбинном режиме практически до номинального значения. Эти особенности, а также широкая номенклатура насосов, позволяют строить целый ряд простых и экономичных микроГЭС.

';

Системы стабилизации выходных параметров таких станций должны строиться на принципе автобалластного регулирования, что однозначно определяется использованием нерегулируемого насоса в турбинном режиме. Сравнительные испытания нескольких типов стабилизирующих систем в лабораториях ТПУ и фирмы "Промышленная энергетика" показали преимущества схемы, предложенной выше, и она была взята в качестве основного стабилизирующего элемента в серии микроГЭС мощностью до 100 кВт. Эти станции серийно выпускаются в Болгарии. Общий вид станций на мощности 8 и 16 кВт показан на рис. 42.

Рис. 42. Основные агрегаты микроГЭС фирмы На фотографии видны собственно гидроэлектроагрегаты, шкафы управления, блоки регуляторов автобалласта и собственно балласт – воздушные нагревательные элементы.

Использование в микроГЭС асинхронных генераторов (АГ) ограничивает возможность регулирования напряжения по цепи возбуждения. Поэтому, наиболее приемлемым вариантом системы стабилизации является одноканальная токовая балластная система.

На точность стабилизации генерируемого напряжения в той или иной степени оказывают влияние все элементы установки: гидротурбина, генератор, нагрузка. К основным параметрам, определяющим уровень стабильности величины и частоты напряжения, относятся: коэффициент саморегулирования гидротурбины, характеризующий «жесткость» ее механической характеристики, номинальная мощность балластной нагрузки и закон ее регулирования, диапазон изменения и характер полезной нагрузки станции.

Одноканальная автобалластная система не позволяет одновременно с величиной напряжения АГ стабилизировать его частоту, поэтому приходится находить приемлемый вариант стабилизации. Проведенные исследования позволили определить оптимальную величину балластного сопротивления Rб в зависимости от характера полезной нагрузки станции. В частности, для активной нагрузки Rб = 1,25Rн, для активноиндуктивной нагрузки с cos = 0,9, Rб = 1,32Zн, для нагрузки с коэффициентом мощности 0,8 Rб = 1,45Zн.

Отклонение Rб от рекомендованных значений приведет к возрастанию погрешности стабилизации напряжения станции при прочих равных условиях. Уменьшение Rб до значений, меньших расчетного значения номинальной нагрузки станции (Rб < Zн), приведет к развозбуждению генератора, когда полезная нагрузка станции достигнет примерно 50% своей номинальной величины.

Ограниченные возможности регулирования микроГЭС только по цепи балластной нагрузки приводят к взаимосвязи между точностью стабилизации величины и частоты выходного напряжения. Так, применение более «жесткой» гидротурбины повышает точность стабилизации частоты напряжения, однако, отклонение её величины относительно номинального значения при этом возрастает.

Очевидное объяснение этому явлению – пропорциональная связь между частотой вращения генератора и величиной генерируемого напряжения.

Иллюстрацией данному выводу служат расчетные зависимости максимальной погрешности стабилизации напряжения ±Umax и частоты ±max от жесткости гидротурбины eт, приведенные на рис. 43. Нагрузка станции в данном случае активная.

Характер нагрузки микроГЭС требует соответствующего изменения емкости возбуждающих конденсаторов для компенсации индуктивности нагрузки. Расчет мощности батареи конденсаторов приведен в литературе [5] и, в частности, для машин малой мощности 5…6 кВт, величина возбуждающих емкостей должна составлять 150…160 мкФ на фазу при cos = 0,8. В результате выполнения рекомендаций по выбору конденсаторов и величины Rб, удается стабилизировать величину и частоту напряжения станции не хуже, чем при нагрузке активного характера. Например, на рис. 44 показаны зависимости напряжения U и частоты микроГЭС от величины полезной нагрузки Z. По рисунку видно, что максимальная погрешность стабилизации по напряжению составляет 16…17 %, по частоте 3,4…3,6 %.

Рис. 44. Выходные электрические параметры микроГЭС при активно-индуктивном характере Таким образом, можно сделать вывод, что микроГЭС с одноканальной системой стабилизации могут обеспечить уровень стабилизации напряжения по величине порядка U = Uн ± 9…12 %, по частоте = н ± 1,8…5 %. Такие показатели достигаются при работе на пассивную нагрузку с неизменным коэффициентом мощности в диапазоне cos = 0,8…1,0.

Фазорегулируемая вентильная нагрузка генератора микроГЭС определяет искажения формы фазных токов и напряжений. Уровень искажений для синхронных и асинхронных машин примерно одинаков и достигает значений коэффициента искажений синусоидальности напряжения Kнс порядка 10…12 % [56, 57].

Величина искажений зависит от степени загрузки микроГЭС, что иллюстрируется экспериментальной зависимостью, приведенной на рис. 45. Эксперимент проводился на лабораторной установке. В качестве генератора использован асинхронный двигатель, мощностью 4 кВт.

Для расчета величины искажений напряжения генератора, вызванных коммутацией вентильной нагрузки, генератор микроГЭС эквивалентируется неискаженной ЭДС e(t) с индуктивностью Lг и активным фазным сопротивлением якорной обмотки rг. Эквивалентная схема замещения генератора показана на рис. 46 [50, 62].

Рис. 46. Эквивалентная схема замещения генератора Полезная нагрузка активно-индуктивного характера rн, Lн с коэффициентом мощности cosн. Балластная нагрузка, в общем случае, также активно-индуктивная с параметрами rб, Lб. Расчетные схемы для переходного процесса коммутации балласта приведены на рис. 47.

Рис. 47. Расчетные схемы для переходного процесса коммутации Дифференциальные уравнения, описывающие переходные процессы при включении балластной нагрузки активного характера rб имеют вид:

При выключении rб ток и напряжение генератора определяются по уравнению:

Данные уравнения решаются в общем виде, например, классическим методом. Расчетные кривые тока и напряжения генератора при угле управления вентилями балласта = 90 ° приведены на рис. 48.

Анализируя результаты расчетов, нетрудно заметить, что для реальных соотношений между параметрами генератора, нагрузки и балластного сопротивления: Lг 0,1Lн, rг 0,04rн, cosн = 0,7…0,9, переходный процесс включения вентилей регулятора балласта заканчивается в пределах полупериода питающего напряжения и длится не более 0,1 его части. Поэтому для анализа искажений напряжения и тока генератора в первом приближении можно пренебречь параметрами генератора Lг, rг, что дает возможность учитывать только вынужденные составляющие в кривой тока генератора.

Выражения для тока балласта в этом случае имеют вид:

Гармонический состав тока балласта определится выражениями:

I mn = An + B n – амплитудное значение n-ой гармоники;

косинусная составляющая;

синусная составляющая.

Степень искажения тока генератора нелинейной вентильной нагрузкой характеризуется коэффициентом несинусоидальности, который определяется как отношение среднеквадратичного значения величины высших гармоник In к первой гармонике исследуемого сигнала I1:

Зная гармонический состав тока балласта можно определить степень искажения кривой напряжения микроГЭС. Для этого следует воспользоваться схемами замещения расчетной цепи для высших гармонических составляющих:

где I n – величина n-й гармоники фазного тока генератора.

Расчетные значения К нс для напряжения и тока микроГЭС с автобалластным регулированием показаны на рис. 49.

Следовательно, для станций мощностью 10…20 кВт величина коэффициента несинусоидальности напряжения при классической автобалластной системе на биполярных тиристорных ячейках достигает 12 %.

Результаты измерений степени нелинейных искажений напряжения, проведенные на экспериментальной установке, представлены в виде графиков на рис. 50. Коэффициент несинусоидальности определялся для нескольких схем тиристорных регуляторов балластной нагрузки.

Учитывая несинусоидальность напряжения собственно синхронного генератора серии ЕСС мощностью 12 кВт, которая составляет величину порядка 5 %, можно утверждать, что экспериментальные значения лишь незначительно отличаются от расчетных.

Искажения напряжения, вызванные действием симметричных биполярных тиристорных ячеек, включенных по схеме с нулевым проводом, представлены кривой 1. Некоторое смещение максимума кривой К нс в сторону меньших токов нагрузки I н объясняется нелинейной зависимостью углов управления тиристорами регулятора от величины тока I н. Кривая 2 характеризует искажения, вносимые в форму напряжения генератора регулятором мостового типа с включением балласта на сторону постоянного тока.

Как следует из зависимостей, показанных на рис. 50, степень искажения напряжения генератора микроГЭС зависит от схемы тиристорного регулятора балластной нагрузки и от величины тока полезной нагрузки. Худшие показатели в этом отношении имеют схемы выпрямительного типа, поскольку они искажают фазные токи и напряжения генератора и при углах управления вентилями = 0 (что соответствует I н = 0). Наиболее неблагоприятной величиной полезной нагрузки станции является половинная нагрузка, соответствующая углам управления тиристорами 90° и вызывающая максимальные искажения напряжения.

Рис. 50. Зависимость коэффициента несинусоидальности фазногонапряжения генератора от тока полезной нагрузки микроГЭС 1 – симметричная тиристорная ячейка с нулевым проводом;

2 – трехфазная мостовая выпрямительная схема;

Классические автобалластные системы, регулирующие мощность на балластных резисторах с помощью симметричных биполярных тиристорных ячеек, обеспечивают стабилизацию значения напряжения микроГЭС с быстроходной турбиной пропеллерного типа в пределах ± (10…20) %, частоты – в пределах ± (2…4) % при коэффициенте искажения синусоидальности 2…13 % [42, 62, 63].

Основными путями улучшения качества генерируемого напряжения являются совершенствование схем тиристорных регуляторов мощности балласта, подбор оптимальных значений и характера балластных нагрузок, дробление балласта с целью сокращения его фазорегулируемой части.

Уменьшить степень несинусоидальности генерируемого напряжения позволяет балластная нагрузка активно-индуктивного характера.

На рис. 51 показаны расчетные значения К нс для напряжения генератора при активно-индуктивном (кривая 1) и активном (кривая 2) балласте.

Сравнивая степень искажения напряжения генератора при активном и активно-индуктивном характере балластной нагрузки, следует отметить преимущество активно-индуктивного балласта. Степень искажения кривой тока при активном балласте достигает 34 %, при активноиндуктивном в 2,5 раза меньше. Максимальное искажение напряжения при активном балласте – 12 %, при активно-индуктивном – 3,6 %. Активно-индуктивный балласт также лучше компенсирует изменение полезной нагрузки активно-индуктивного характера, особенно в режимах, близких к холостому ходу станции. Таким образом, активноиндуктивный балласт имеет преимущества по сравнению с активным и рекомендуется к применению в разработках микроГЭС.

Перспективным вариантом системы стабилизации является комбинированная схема с двумя балластами активного и активноиндуктивного характера. Дробление балласта позволяет уменьшить мощность его фазорегулируемой части. В результате нелинейные искажения тока и напряжения генератора станции уменьшаются практически пропорционально количеству частей, на которые разделяется балластная нагрузка.

По результатам исследований можно рекомендовать к использованию комбинированную схему регуляторов балласта, показанную на рис. 52. Балласт в этой схеме разделен на две части: Zб (активноиндуктивный) и Rб (активный). При уменьшении тока полезной нагрузки относительно номинального значения, первым вступает в работу балласт Zб, полное включение которого происходит при токе полезной нагрузки равном половине номинального. Так как мощность Zб меньше необходимой суммарной мощности балласта станции, то и уровень искажений тока и напряжения генератора меньше чем при работе с балластной нагрузкой полной мощности. Дальнейшее уменьшение тока нагрузки приводит к подключению Rб дополнительно к полностью введенной мощности Zб.

Рис. 52. Комбинированная схема регулятора балластной нагрузки Качество напряжения станции улучшается за счет дробления балласта и в результате различия в характере ступеней балластной нагрузки. Расчеты, проведенные для предлагаемой схемы, показывают, что отклонение модуля эквивалентной нагрузки микроГЭС от номинального значения не превышает 10 %, характера эквивалентной нагрузки – 8 %.

В результате, точность стабилизации частоты вращения гидроагрегата, при прочих равных условиях, улучшается почти в 2 раза по сравнению с классическим вариантом балластной нагрузки активного характера [61].

Дальнейшее дробление балласта на несколько ступеней является эффективным способом уменьшения коэффициента искажений синусоидальности напряжения станции. В этом случае, при равномерном интервале дискретизации балласта, мощность каждой ступени равна Р = Р н, где Рн – номинальная мощность станции. Логика управления мощностью балласта заключается в плавном фазовом регулировании одной его ступени и в дискретном включении остальных ступеней в соответствии с изменением мощности полезной нагрузки микроГЭС.

Результаты расчета искажений кривой напряжения генератора со ступенчатым балластом показаны на рис. 53 в виде зависимости К нс от количества ступеней балласта N. Как следует из графика, уже три ступени балласта обеспечивают снижение коэффициента гармоник до 3– 4%, что удовлетворяет требованиям ГОСТ на электроэнергию, получаемую из сети [61].

Кроме улучшения формы кривой выходного напряжения микроГЭС, дробление балласта обеспечивает лучшую стабилизацию результирующей нагрузки генератора. Так, при работе гидроэлектроагрегата в диапазоне мощностей 30…60 %Рн, эквивалентная нагрузка станции изменяется на величину около 2 % по модулю и на 10 % по фазе для четырех отпаек. Станция с одним фазорегулируемым балластом работает в условиях изменения эквивалентной нагрузки на 10 %, фазы на 17 %.

Неплохие результаты могут дать комбинированные схемы регуляторов с дроблением балласта активного типа. Примером подобной схемы стабилизации является схема, в которой балласт разделен на две части R б1 и R б2, подключенных к своим регуляторам, собранных на различных схемах (рис. 54). Так, R б1 включены последовательно с вентильными ячейками и соединены в звезду. Второй балласт R б2 включен на выход мостового полууправляемого выпрямителя. При уменьшении тока полезной нагрузки относительно номинального значения, первым вступает в работу балласт R б1, полное включение которого происходит при токе полезной нагрузки равным половине номинального. Так, как мощность R б1 меньше необходимой суммарной мощности балласта станции, то и уровень искажений при этом ниже, чем при работе с балластной нагрузкой полной мощности.

Рис. 54. Комбинированная схема регулятора При полностью открытых тиристорах регулятора R б1, искажения фазных токов и напряжений практически отсутствуют. Дальнейшее уменьшение тока нагрузки микроГЭС приводит к открытию мостового регулятора балластной нагрузки R б2, который также вносит меньшие искажения напряжения станции за счет уменьшения мощности R б2 относительно расчетной мощности гидроагрегата. Графическая зависимость Кнс напряжения этой схемы в виде кривой 3 приведена на рис. 55.

В комбинированных схемах регуляторов балласта имеется возможность смещать рабочие зоны каждого регулятора друг относительно друга, выбирая более равномерную зависимость изменения эквивалентной нагрузки станции с целью улучшения стабилизации ее выходных параметров.

Работа блока фазового управления приводит к периодическим коммутационным процессам в цепях статорной обмотки генератора, обусловленных коммутацией балластных сопротивлений в момент открытия вентилей регулятора. При этом изменяются мгновенные значения токов в статорной обмотке генератора, и соответственно, падения напряT Рис. 55. Cиловая схема фазы автобалластной системы стабилизации напряжения микроГЭС жения на обмотках электрической машины. Длительность переходного коммутационною процесса, или его свободная составляющая, в общем случае определяется величиной индуктивностей обмоток, а принужденная составляющая зависит только от падения напряжения на статорных обмотках генератора. Максимальная величина искажений напряжения генератора, как отмечалось выше, соответствует углам управления тиристорами, близким к 90° и пропорциональна максимальной мощности балластных сопротивлений, подключаемых на выход блока фазового управления.

Для уменьшения нелинейных искажений в схему классического регулятора предлагается ввести дополнительное балластное сопротивление Rбдоп, подключаемое последовательно полезной нагрузке, и дополнительный тиристорный ключ, подключенный параллельно сопротивлению Rбдоп, вход которого соединен с входом блока фазового управления (рис. 55) [62]. Подключение дополнительного балластного сопротивления в последовательную цепь нагрузки и его шунтирование в момент коммутации тиристора блока фазового управления, позволяет компенсировать падение напряжения на обмотке генератора из-за возрастания тока I г = I н + I б при включении тиристоров Т 1.

Как показали исследования, оптимальное значение дополнительного балластного сопротивления Rбдоп rФ. Осциллограмма напряжения на нагрузке, для наиболее неблагоприятного случая – угла включения тиристоров 90°, приведена на рис. 56. Как видно, искажения кривой напряжения станции определяются только свободной составляющей переходного процесса включения балластной нагрузки – принужденная составляющая напряжения до и после коммутации практически не изменяется.

Результаты гармонического анализа напряжения нагрузки показывают, что данная схема позволяет уменьшить максимальную величину коэффициента гармоник напряжения в 2–3 раза по сравнению с классической схемой без дополнительного последовательного балласта.

Компенсировать некоторое снижение величины напряжения на нагрузке можно путем увеличения на соответствующую величину напряжения генератора.

В результате проведенных исследований предложено новое техническое решение автобалластной системы регулирования, на которое получено свидетельство на полезную модель № RU6958 [86].

Задачей полезной модели является уменьшение нелинейных искажений в вырабатываемом напряжении. На рис. 57 представлена структурная электрическая схема устройства для регулирования частоты вырабатываемого тока электрогенератора.

Данное устройство содержит логический блок 1, блоки дискретного управления 2 и соответствующие им блоки сопротивлений балластной нагрузки 3, блок фазового управления 4 и соответствующий ему блок сопротивлений балластной нагрузки 5, шунтирующее сопротивление R ш и дополнительный блок управления 6. На вход устройства поступает сигнал U у, пропорциональный требуемой величине рассеиваемой на балластных сопротивлениях мощности. Этот сигнал поступает на вход логического блока 1, в котором формируются сигналы U д, поступающие на входы блоков дискретного управления 2, и сигнал U ф, поступающий на вход блока фазового управления 4, и дополнительный блок управления 6.

Рис. 57. Структурная схема устройства для регулирования Входной сигнал, поступающий на логический блок, формируется датчиком, установленным в якорной цепи генератора. Измеряемым сигналом может служить частота генерируемого напряжения; активная составляющая мощности генератора; а при использовании синхронного генератора с регулятором возбуждения – активная составляющая тока генератора.

Логический блок формирует два сигнала: U д – сигнал дискретного управления, который обеспечивает подключение необходимого количества балластных сопротивлений, U ф – сигнал фазового управления, обеспечивающий изменение углов открытия тиристоров блоков фазового и дополнительного управления в диапазоне от 0° до 180°.

Блоки дискретного управления представляют собой тиристорные ключи, нагрузкой которых являются балластные сопротивления. Величина балластных сопротивлений блоков дискретного управления может быть выбрана пропорциональной ряду геометрической прогрессии с коэффициентом 2, например, 1, 2, 4, 8. При этом логический блок будет обеспечивать такую комбинацию включения тиристорных ключей, при которой полная мощность, потребляемая дискретной балластной нагрузкой, будет изменяться в диапазоне от 0 до максимальной с равным дискретным шагом, равным 1 / 2 N 1, где N – число ступеней дискретных балластных сопротивлений.

Блоки фазового и дискретного управления представляют собой тиристорные регуляторы, для управления тиристорами которых используется один и тот же сигнал, поступающий с логического блока.

В качестве примера схемной реализации устройства могут быть использованы известные технические решения, получившие применение в качестве систем стабилизации автономных микроГЭС [48, 50, 55].

Например, сигналы дискретного управления формируются цифровым регулятором чистоты [55], реагирующим на отклонение частоты напряжения станции от опорной, равной номинальному значению.

Генератор опорной частоты содержит высокочастотный кварцевый генератор и счетчики формирования последовательности управляющих импульсов. Датчик частоты генератора преобразует синусоидальное напряжение генератора в последовательность коротких импульсов с периодом повторения, равным периоду генерируемого напряжения. Измеритель частоты генератора на основе сравнения частоты генератора с опорной производит измерение частоты напряжения микроГЭС. Счетно-логическое устройство обрабатывает по определенному алгоритму двоичный код, соответствующий измеренной частоте, и через усилитель мощности управляет работой тиристорных ключей балластной нагрузки.

Таким образом, совершенствование тиристорных схем регулирования мощности балласта, наряду с рассмотренными выше способами построения автобалластных систем, являются эффективными путями улучшения качества выходного напряжения автономной энергоустановки.

3.3. Технико-экономические характеристики автономных Экономические показатели микроГЭС в значительной мере зависят от ее конструкции. Обычно микроГЭС содержит в своей конструкции такие обязательные элементы как гидротурбина, электромашинный генератор, система стабилизации выходного напряжения и ряд элементов, наличие и конструкция которых зависит от типа и особенностей станции: определенные гидротехнические сооружения, запорная арматура, балластные нагрузки и т. д.

В качестве гидродвигателей, преобразующих энергию потока в механическую энергию приводного вала генератора, в той или иной степени используются все типы гидротурбин: поворотно-лопастные, радиально-осевые, импульсные, осевые, турбины с горизонтальной и наклонной осями вращения и т. д. [35, 36].

Как правило, микроГЭС не требуют возведения сложных гидротехнических сооружений – плотин. Поэтому их турбины устанавливаются либо в свободном потоке воды, либо в специальном напорном трубопроводе. Для работы в свободном потоке воды применяют, в основном, гидротурбины активного типа, типичным примером которых могут служить водяные мельницы. Достоинством активных турбин является их максимальная простота и относительная жесткость механических характеристик. Тем не менее, низкая частота вращения и малый коэффициент полезного действия активных гидродвигателей ограничивает их применение в гидроэнергетике.

Напорный трубопровод позволяет повысить энергию рабочего потока воды, применять более эффективные типы гидротурбин реактивного типа. Очевидно, что мощность гидротурбины с напорным трубопроводом не будет зависеть от водного режима реки, если ее минимальный сток превышает количество воды, поступающей в трубопровод. Диаметр трубопровода и перепад высот между его верхней и нижней точкой определяют расчетную мощность станции. Трубопровод микроГЭС может выполняться из стальных, бетонных, резиновых и других труб, широко применяемых в оросительных системах. Его стоимость существенно зависит от рельефа местности, определяя целесообразность применения микроГЭС, прежде всего в горных районах с большими уклонами русла реки. Правильное использование рельефа местности, а также простейшие сооружения типа деривационных каналов, во многих случаях, позволяют уменьшить длину, и соответственно, и стоимость напорного трубопровода.

Существенным фактором, ограничивающим применение микроГЭС в северных широтах, являются ледовые явления. Выработка электроэнергии микроГЭС с напорным трубопроводом возможна в период открытого русла, поэтому крайне важное значение имеет достоверная информация о начале и окончании ледовых явлений.

Для определения технических и экономических критериев эффективности электроснабжения от микроГЭС из кадастра гидроэнергетических ресурсов должны быть определены следующие основные показатели для предполагаемого места установки станции:

– средний уклон реки, Н (м/км);

– средний расход воды водотока в период летней межени, Q (м3/с);

– средняя скорость течения в период летней межени, V (м/с);

– число часов в году с открытым руслом, Ч.

На первом этапе определяется техническая возможность применения микроГЭС в данном месте. Возможности создания и/или использования имеющегося геометрического напора воды (Н) для выработки энергии зависят, прежде всего, от рельефа местности, определяющего продольные уклоны рек на разных их участках. Благодаря неодинаковой устойчивости подстилающих горных пород к размыву, тектоническим движениям и многим другим факторам, реки имеют не плавную форму, характерную для профиля равновесия, а изломанную форму продольного профиля. Соответственно, многие реки имеют аномальные уклоны, скорость течения воды на которых может намного превышать среднюю. Поэтому выбор конкретного места установки станции должен производиться с учетом карты аномальных уклонов рек для данной территории.

Средняя скорость течения реки может значительно изменяться в зависимости от времени года, и минимальна, как правило, в период ледостава и летней межени. На данном уровне развития техники, техническая реализация проекта электроснабжения автономного объекта от микроГЭС возможна при минимальной скорости течения водотока в месте установки станции V min (м/с) более 1 м/с.

На втором этапе анализа определяется мощность установки, которая может быть установлена на данном водотоке. Работа водного потока осуществляется под действием силы тяжести, точнее, ее проекции на направление движения, поэтому действие воды определяется разностью уровней воды в начале и конце рассматриваемого участка реки. При разности уровней Н (м) на длине участка L (м) и среднем расходе воды Q (м3/с), мощность микроГЭС Р (Вт), которую можно установить на рассматриваемом участке составит:

где – коэффициент полезного действия гидроэлектроагрегата; – плотность воды, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.

Коэффициент полезного действия гидроэлектроагрегата зависит от турбины и электрического генератора и в расчетах принимается равным 0,75; плотность воды = 1000 кг/м3, g = 9,81 м/с2.

Величина напора, который может обеспечить водоток, Н (м), определяется из предположения, что максимальная длина напорного трубопровода не должна превышать 200 м, иначе его сооружение экономически не целесообразно. Максимальная длина рабочего трубопровода ограничена превышением его стоимости над полнокомплектным оборудованием станции при длине более 200 м:

Величина рабочего напора гидроагрегата предварительно определяется по среднему уклону русла реки из следующих пределов:

м/км;

Н = 20 м, при Н > 20,0 м/км. При значениях Н < 1,0 м/км следует использовать конструкцию микроГЭС без напорного трубопровода.

Расчет капитальных затрат Капитальные затраты на микроГЭС напрямую связаны с ее мощностью. Однако, стоимость 1 кВт установленной мощности электроустановки с увеличением полной мощности станции, как правило, уменьшается. В связи с этим, в расчетах выделяются 3 диапазона мощностей микроГЭС с разной удельной стоимостью 1 кВт установленной мощности:

Р < 10 кВт, К уст.уд = 25000 р./кВт;

10 кВт < Р < 50 кВт, К уст.уд = 20000 р./кВт;

50 кВт < Р < 100 кВт, К уст.уд = 15000 р./кВт.

Исходными данными для определения удельной стоимости 1 кВт установленной мощности микроГЭС является стоимость продукции ведущих российских фирм разработчиков и производителей оборудования для малой гидроэнергетики. Комплектность поставки, массогабаритные характеристики и стоимость микроГЭС с пропеллерными и диагональными турбинами АОЗТ «МНТО ИНСЭТ» приведены в литературе [8].

Продукция зарубежных фирм имеет стоимость в 1,5–2,5 раза выше отечественных аналогов.

Существенной особенностью микроГЭС являются значительные различия в конструктивном построении станций на малые, до 2 м, и большие напоры. Наиболее эффективны для микроГЭС быстроходные пропеллерные турбины, выпускаемые отечественными производителями на напоры от 2 м и выше. На малые напоры наиболее перспективным вариантом является применение погружных свободно-поточных гидротурбин, использующих для получения мощности скорость течения воды в водотоках. В России опыт изготовления поперечно-струйных и свободно-поточных турбин имеет, например, Санкт-Петербургская фирма «Энерго-Альянс» [30], специализирующаяся на проектировании турбин, способных при низких напорах пропускать большие расходы и производить значительные мощности. Погружные гидроагрегаты на основе свободно-поточных турбин не требуют значительных затрат на строительные и монтажные работы по установке станции на месте, но удельная стоимость комплектных установок на их базе значительно выше.

Ориентируясь на цены компании «Энерго-Альянс» в расчетах для микроГЭС, устанавливаемой на водотоках на напоры до 2 м, принята следующая удельная стоимость 1 кВт установленной мощности энергоустановки:

Определив установленную мощность станции, и выбрав соответствующую ей удельную стоимость установки, можно найти полную стоимость комплектного гидросилового оборудования:

Стоимость проектных работ по определению места установки станции на местности практически не связана с ее мощностью и может приниматься постоянной, зависящей только от минимального размера оплаты труда (МРОТ): К пр = 50 МРОТ.

Стоимость строительных и монтажных работ по установке станции на местности К стр определяется в зависимости от полной установленной мощности микроГЭС Р и среднего уклона реки Н. Для этого в расчетах применяются следующие коэффициенты:

kp – коэффициент затрат на установку станции (о.е.), в расчетах принимается постоянным, равным 0,05;

kн – коэффициент, учитывающий изменение затрат на установку станции в зависимости от среднего уклона русла реки (о.е.), в первом приближении может быть принят: при Н < 1,0 м/км, kн = 0,5; при Н = 1,0 – 4,0 м/км, kн = 1,0; при Н = 4,0 – 10,0 м/км, kн = 0,8; при Н > 10,0 м/км, kн = 0,4.

Значительный разброс в значениях коэффициента, учитывающего стоимость строительных работ в зависимости от среднего уклона русла реки объясняется резким уменьшением длины напорного трубопровода и затрат на его монтаж с увеличением напора. При малых напорах, до м, применяется принципиально другая конструкция станции, затраты на установку которой значительно ниже.

После определения поправочных коэффициентов, стоимость строительных и монтажных работ по установке станции определяется из выражения:

Количество кВт·ч электроэнергии, которое способна выработать станция в год, определяется из выражения:

Расчет эксплутационных расходов В качестве основного гидросилового оборудования микроГЭС используются гидротурбина, электрический генератор и система автоматического управления, срок службы которых составляет, как правило, от 10 до 25 лет. Соответственно, в расчетах принимается значение Т = 15 лет.

Топливная составляющая в эксплутационных расходах при получении электроэнергии от микроГЭС принимается равной нулю.

Так как современные конструкции микроГЭС обеспечивают полностью автоматизированный режим работы, то годовые расходы на эксплуатацию станции сводятся к периодической ревизии и чистке водозаборного устройства и смазке механических вращающихся частей установки. При этом величина расходов на эксплуатацию станции практически не зависит от её мощности и конструктивного выполнения. В связи с этим, в расчетах величина расходов на эксплуатацию станции любой мощности принимается постоянной, зависящей от минимального размера оплаты труда (МРОТ): С экс = 36·МРОТ.

Величина затрат на ремонт определяется в зависимости от стоимости комплектной установки и стоимости строительных и монтажных работ по установке станции:

где – коэффициент затрат на ремонт (о. е.), принимаемый в расчетах равным 0,2.

1. Классификация гидроэлектростанций. Что такое микрогидроэлектростанция?

2. Какие параметры микроГЭС определяют ее мощность?

3. Какие типы гидротурбин применяются в микроГЭС?

4. Поясните вид мощностных характеристик пропеллерной гидротурбины в зависимости от частоты вращения.

5. Приведите варианты построения систем стабилизации выходного напряжения микроГЭС.

6. Поясните сущность автобалластного регулирования режимов работы микроГЭС.

7. По каким параметрам микроГЭС чаще всего осуществляется регулирования балластной нагрузки?

8. Какие типы полупроводниковых регуляторов мощности балласта применяются в микроГЭС? Их достоинства и недостатки.

9. Способы улучшения качества генерируемого напряжения микроГЭС автобалластного типа.

10. Какие типы электромашинных генераторов применяются в микроГЭС? Какое влияние оказывает тип генератора на структуру автобалластной системы стабилизации?

11. Какие характеристики водотока оказывают основное влияние на эффективность гидроэлектростанции?

12. Назовите конкурентные преимущества микрогидроэлектростанций по сравнению с другими типами электростанций.

Глава 4. Геотермальные и солнечные электростанции 4.1. Разновидности геотермальных электростанций и особенности их применения в децентрализованных системах электроснабжения Технология преобразования геотермальной энергии в электроэнергию зависит в основном от параметров теплоносителя. Высокопотенциальные геотермальные воды, обеспечивающие поступление в геотермальную электростанцию (ГеоЭС) пара высокого давления, позволяют направлять такой теплоноситель непосредственно на лопатки турбин. В этом случае генераторная часть ГеоТЭС принципиально не отличается от традиционной тепловой электростанции, использующей углеводородное топливо.

Механические примеси и газы, содержащиеся в геотермальной воде или паре, очищаются с помощью сепараторов и фильтров. При значительном количестве примесей, которые часто бывают агрессивными, применяется двухконтурная система с теплообменником. Вторичный контур содержит воду, прошедшую химводоочистку и деарирование. Примером подобной ГеоЭС может служить Мутновская геотермальная электростанция, расположенная в 140 км от г. ПетропавловскКамчатский у подножья действующего вулкана Мутновский. До начала строительства Мутновской ГеоЭС, там же, ранее была введена в эксплуатацию Верхнее-Мутновская станция мощностью 12 МВт. Кроме того, в 1967 г. на юге Камчатской области была построена Паужетская ГеоЭС мощностью 11 МВт, которая продолжает работать и в настоящее время.

Первый блок Мутновской ГеоЭС мощностью 25 МВт введен в эксплуатацию в 2001 году. Через год, с пуском второго энергоблока, мощность станции возросла до 50 МВт. Вторая очередь Мутновской ГеоЭС вводится в эксплуатацию в 2007–2009 годах и увеличивает мощность станции на 100 МВт. Третья очередь мощностью более 100 МВт планируется на 2012 год. Мутновская ГеоЭС на протяжении ряда лет демонстрирует устойчивую работу и производит дешевую электроэнергию, себестоимость которой составляет около 1,5 цента/кВтчас. В целом, Мутновская ГеоЭС во многом превосходит по своим техническим характеристикам зарубежные аналоги:

– экологическая чистота, которая достигается исключением прямого контакта геотермального теплоносителя с окружающей средой с последующей закачкой его обратно в земные пласты;

– проблема защиты оборудования станции от коррозии и солеотложений в значительной степени решена с помощью применения специальной технологии присадок пленкообразующих аминов;

– блочно-модульный принцип поставки оборудования, что позволило существенно сократить сроки строительства станции.

Уже сегодня геотермальная энергетика обеспечивает более 25 % потребности в электроэнергии Камчатки, что позволяет ослабить зависимость полуострова от поставок дорогостоящего топлива.

Следует отметить, что ГеоЭС с высокопотенциальным теплоносителем могут сооружаться только вблизи соответствующих месторождений геотермальных вод. Таких месторождений не много, соответственно и электростанции рассмотренного типа – объекты достаточно уникальные.

Гораздо большей доступностью и распространенностью обладают геотермальные воды с более низкими внутрипластовыми температурами. Как уже отмечалось выше, громадными запасами геотермальных вод с температурами до 100о С обладает Западная Сибирь.

Технологии получения электроэнергии из низкопотенциальной тепловой энергии геотермальных вод основаны на двух принципах энергопреобразования: использования веществ с низкими температурами кипения и гидропаровых турбин типа Сегнерова колеса.

Идея производства электроэнергии в турбогенераторах с помощью веществ с низкими температурами кипения принадлежит советским ученым, которые в 1965–1967 гг. создали первую в мире геотермальную бинарную электростанцию на Камчатке – Паратунскую ГеоЭС.

Фреон, превращенный в пар теплом горячей воды, направлялся в турбогенератор, вырабатывающий электрическую энергию.

Сегодня эта технология активно используется. Построено около тысячи энергоблоков мощностью от нескольких кВт до 130 МВт в десятках стран мира.

Гидропаровые турбинные установки (ГПТ) используют прямую подачу горячей воды в сопла турбины без предварительного разделения ее на пар и воду в сепараторах. Гидропаровая турбина работает на потоке, вскипающем в процессе адиабатического расширения. Основная работа в процессе преобразования тепловой энергии геотермальных вод в кинетическую энергию рабочего потока и механическую турбины осуществляется жидкой фазой, что принципиально отличает гидропаровую турбину от паровой. В ГПТ используются сопла Лаваля с парогенерирующими решетками, создающими мелкодисперсный паро-водяной поток на лопатках турбины.

Подобные энергоустановки обладают коэффициентом полезного действия до 25…30 % при частотах вращения выходного вала до нескольких тысяч оборотов в минуту.

В Санкт-Петербургском техническом университете предложена простая и универсальная модель реактивной турбины в виде Сегнерова колеса (рис. 58). В напорной части турбины происходит увеличение давления горячей воды, а в сопле Лаваля – ускорение горячей воды в сужающейся части сопла и расширение пароводяной смеси в расширяющейся части сопла. Таким образом, в Сегнеровом колесе происходит ускорение потока горячей воды, её испарение и расширение пароводяпароводяная Рис. 58. Схема гидропаровой турбины на основе Сегнерова колеса ной смеси без изменения направления движения потока. Подобные турбины имеют ряд принципиальных преимуществ [66-68]:

– минимальное число подвижных деталей, что обеспечивает простоту технического обслуживания;

– высокая эффективность осесимметричных сопел как источника реактивного усилия на колесе;

– отсутствие рабочих лопаток, что снижает проблемы обтекания и эрозии при прохождении пароводяной смеси;

– принципиально новые возможности регулирования мощности турбины.

Ориентировочная стоимость оборудования для гидропаровых турбин мощностью 100…150 кВт составляет 600…750 $/кВт [19].

По данным разработчиков оборудования: ЗАО НПВП «Турбокон»

г. Калуга и Института теплофизики СО РАН г. Новосибирск гидропаровые турбины могут эффективно использовать геотермальную воду с температурой 80…150о С.

Примером использования низкопотенциальных геотермальных вод для производства электрической и тепловой энергии является эскизный проект строительства на территории Томской области 12 геотермальных электростанций общей мощностью 12 МВт. Проект был инициирован Региональным центром энергосбережения Томской области в 2002 году, прошел экспертизу в Министерстве Природы и Энергетики Российской Федерации и получил поддержку United Nations Jndustrial Development Organizatin (UNIDO) и Global Environment Facility (GEF).

Основной целью проекта является обеспечение сельскохозяйственных потребителей Томской области электроэнергией и теплом путем использования огромных запасов геотермальных вод, залегающих практически по всей территории Томской области на глубинах 2–4 км. Проведённые исследования энергетического потенциала геотермальных вод области позволили оценить его величину в 500–1000 МВт.

Особенностью проекта является отсутствие привязки расположения ГеоЭС к конкретному геотермальному месторождению. Обширные территории, обладающие геотермальной энергией, позволяют учитывать расположение населённых пунктов-потребителей электрической и тепловой энергии, наличие законсервированных разведочных скважин и другие местные особенности.

В частности, одним из перспективных населённых пунктов Томской области является п. Трубачево, Бакчарского района. В непосредственной близости от посёлка имеется законсервированная скважина, содержащая геотермальную воду с параметрами:

– глубина залегания геотермальных вод 2500 м;

– внутрипластовая температура 105оС;

– статическое давление + 2,5 кГ/см2;

– минерализация 5…10 г/л;

– концентрация взвешенных частиц > 30 мГ/л.

Предварительные расчета показали, что опытный образец ГеоЭС, основанный на использовании гидропаровой турбины типа Сегнерова колеса, мощностью 30 кВт будет потреблять порядка 20 м3/час воды температурой 100оС.

Стоимость производимой электроэнергии ожидается на уровне стоимости энергии от дизельных электростанций.

Общая стоимость реализации всего проекта оценивается в пределах 50 млн. долларов США.

4.2. Классификация солнечных электростанций и особенности их применения в децентрализованном электроснабжении Принципиально солнечные электростанции (СЭС) могут быть двух типов: термодинамические и фотоэлектрические. Термодинамические СЭС основаны на нагревании теплоносителя солнечным излучением с помощью специальных оптических систем с дальнейшим преобразованием тепловой энергии в механическую и далее в электрическую.

Фотоэлектрические станции используют эффект прямого преобразования солнечного излучения в электроэнергию, открытый в 1839 году французским физиком Беккерелем. Фотоэлементы в большинстве случаев представляют собой кремниевые полупроводниковые фотодиоды.

При поглощении света полупроводниковой структурой энергия фотонов передается электронам материала, что вызывает появление свободных носителей заряда. Носители заряда создают потенциальный градиент в области р-n перехода, под воздействием которого возникает электрический ток через электроприёмники. Типичная величина разности потенциалов – 0,5 В, плотность фототока – 200 А/м2 при удельной мощности солнечного излучения 1 кВт/м2.

Концепция термодинамических СЭС была разработана в 50-х годах прошлого века. Практическая реализация таких электростанций получила распространение в 70–80 годах.

Преобразование солнечного излучения в тепловую энергию теплоносителя может быть осуществлено по трём принципам: применение рассредоточенных коллекторов, использование системы с центральной солнечной башней, построение солнечного коллектора с центральной трубой.

Солнечные электростанции с рассредоточенными коллекторами имеют на сегодняшний день наибольшее распространение. Преобразование солнечного излучения в тепловую энергию теплоносителя осуществляется множеством сравнительно небольших концентрирующих коллекторов, каждый из которых независимо ориентируется на солнце.

Концентраторы имеют зеркальную отражательную поверхность параболической формы. В фокусе концентраторов устанавливается приемное устройство, в котором солнечная энергия передаётся жидкоститеплоносителю. Нагретая жидкость от всех коллекторов консолидируется, и ее тепловая энергия используется для получения механической энергии в соответствующих тепловых двигателях.

В качестве теплоносителя может использоваться вода, которая под воздействием концентрированного солнечного излучения преобразуется в пар, используемый в паровой турбине. Часто теплоносителями в солнечном контуре являются различные химические вещества с высокой теплоемкостью и температурой кипения (например, натрий, диссоциированный аммиак, углеводородный оксид дифениля и др.). В последнем случае в состав СЭС входит теплообменник, предназначенный для получения водяного пара во вторичном контуре. Далее пар высокого давления поступает на лопатки турбины, которая вращает турбогенератор. Использованный пар после турбины концентрируется и возвращается в энергетический блок, где вода вновь преобразуется в пар.

В течение летних месяцев СЭС, построенная южнее 45о северной широты, может работать по 10–12 часов в день с номинальной мощностью. Однако темное время суток и сезонные колебания продолжительности светового дня определяют необходимость дублирующих энергетических установок на органическом топливе. Часто, для согласования мощностей СЭС и потребителей электроэнергии, в состав станции вводят накопители тепловой энергии, позволяющие эффективно покрывать энергопотребление в часы максимальных нагрузок.

СЭС с параболическими зеркалами на сегодня представляют самый распространенный тип электростанций, мощность которых достигает 80 МВт с ближайшей перспективой строительства станций на мощности 160 и 320 МВт.

В солнечных электростанциях башенного типа оптическая система представляет собой комплекс однотипных, автономно ориентируемых зеркал-гелиостатов. Приемник концентрированного солнечного излучения устанавливается на башне. Дальнейшие преобразования тепловой энергии в электрическую осуществляются аналогично энергопреобразованию на тепловых электростанциях.

В эксплуатационно-техническом плане СЭС башенного типа менее зрелы, чем станции с рассредоточенными коллекторами. Однако в течение последних двадцати лет были построены экспериментальные станции во многих странах: США, Японии, Испании, Италии, Франции и др. Проводятся исследования процессов энергопреобразования во всех элементах СЭС, в том числе и перспективных типов тепловых машин, таких как двигатели Стерлинга, Брайтона.

Разновидностью СЭС термодинамического типа является электростанция в виде «солнечной трубы», проект которой был разработан в начале 80-х годов XX века. Идея такой электростанции состоит в нагревании большого объема воздуха, находящегося под солнечным коллектором большой площади. Нагретый воздух поднимается и засасывается в трубу, где создается устойчивый воздушный поток, вращающий аэрогенератор.

Для получения приемлемых технико-экономических характеристик такой СЭС «солнечная труба» должна быть очень больших размеров. Так, опытный образец станции с номинальной мощностью 50 кВт, построенный и успешно проработавший 7 лет в Испании, имел диаметр крыши-коллектора 240 м и высоту трубы 197 м.

Следует отметить, что подобные СЭС хорошо сочетаются с сельскохозяйственным производством – например с теплицами, что позволяет повышать их экономические показатели.

Основными путями совершенствования термодинамических СЭС сегодня являются:

– увеличение единичной мощности станций;

– улучшение их экологических характеристик, достигаемых путем замены дублирующих ТЭС накопителями тепловой энергии;

– повышение энергоэффективности основных элементов солнечных электростанций, что в конечном итоге определяет снижение стоимости производимой ими электроэнергии.

В целом СЭС термодинамического типа целесообразны для применения в «большой» системной энергетике. Такие станции производят достаточно дешевую электроэнергию (8…10 центов за кВтч), сопоставимую по цене с электроэнергией экологически чистых ТЭС.

Фотоэлектрическая станция, кроме собственно фотопреобразователя – солнечной панели, содержит аккумуляторную батарею с зарядным устройством, инвертор для преобразования постоянного напряжения в переменное стандартной частоты и другие вспомогательные элементы. Основные элементы фотоэлектрической системы показаны на рис. 59 [23].

Рис. 59. Структурная схема фотоэлектростанции: 1 – солнечные панели;

2 – диоды; 3 – контроллер пиковой мощности; 4 – контроллер зарядного тока; 5 – ключ; 6 – автономный инвертор; 7 – зарядное устройство;

Солнечные панели 1 выдают электроэнергию в соответствии с интенсивностью солнечного освещения. Контроллер 3 обеспечивает режим генерирования максимума мощности для текущих климатических условий, коммутирующее устройство 5 обеспечивает подключение выхода панелей к инвертору 6, питающему нагрузки переменного тока 9.

Избыточная мощность через зарядное устройство 7 аккумулируется в аккумуляторной батарее 8. При отсутствии солнечного света нагрузка питается от аккумулятора. Диод в цепи аккумуляторной батареи защищает ее от избыточного заряда, а диоды в цепи солнечных панелей не позволяют аккумулятору разряжаться на панель при отсутствии освещения.

Собственно солнечные панели представляют собой группы из нескольких фотоэлектрических модулей, соединенных последовательнопараллельно для получения требуемых мощности и напряжения. Модуль, в свою очередь, объединяет несколько солнечных ячеек – фотоэлементов. Обычно мощность ячейки около 1 Вт, размер – несколько квадратных миллиметров.

Большинство фотоэлементов представляет собой кремниевые полупроводниковые фотодиоды. При облучении полупроводниковой структуры внешним источником света, энергия полученных фотонов передается электронам, что вызывает появление свободных носителей электрического заряда, разделенных p-n переходом. Носители заряда:

электроны и дырки создают потенциальный градиент в области перехода и создают ток при наличии внешней электрической цепи.

Энергетические характеристики фотоэлементов, главным образом, определяются следующими факторами: интенсивностью солнечного освещения, величиной нагрузки, рабочей температурой.

Влияние интенсивности солнечного освещения на вид вольтамперной характеристики солнечного модуля иллюстрируется кривыми, показанными на рис. 60.

Рис. 60. Вольт-амперные характеристики модуля при различной интенсивности солнечного освещения При снижении интенсивности солнечного излучения вольтамперная характеристика фотоэлемента сдвигается вниз, что определяет значительное снижение тока короткого замыкания. Напряжение холостого хода при этом уменьшается незначительно.

Величиной, оказывающей влияние на интенсивность облучения фотоэлектрической панели, является угол падения солнечных лучей на ее поверхность. Если обозначить через Q угол падения лучей, отложенный от нормали приемной поверхности панели, то зависимость тока нагрузки, вызываемого солнечной батареей, от величины Q имеет косинусоидальный характер I = Io·cosQ, где Io – максимальный ток панели, облучаемой перпендикулярно падающими световыми лучами. Указанная зависимость, называемая косинусом Kelly, дает удовлетворительный результат для углов Q в диапазоне от 0 до 50о. С дальнейшим увеличением Q выходные параметры фотопреобразователя заметно отклоняются от косинусоидальной зависимости и при Q = 85о ячейка прекращает генерировать электроэнергию.

Следует отметить, что коэффициент полезного действия фотопреобразователя мало зависит от интенсивности солнечной радиации в рабочем диапазоне. Данная зависимость представлена графически на рис. 61. По Рис. 61. Зависимость эффективности фотопреобразования от интенсивности солнечного освещения графику видно, что в диапазоне изменения интенсивности солнечного излучения 800…1000 Вт/м2 эффективность фотопреобразования меняется незначительно [23]. Следовательно, мощность фото электрического модуля в облачный день снижается по сравнению с солнечным только из-за меньшей солнечной энергии, падающей на приемную поверхность фотопреобразователя. Обычно, при небольшой облачности, солнечная панель может выдавать до 80 % своей максимальной мощности.

В пасмурную погоду эта величина снижается до 30 %.

Для солнечных панелей большой площади, состоящих из множества последовательно-параллельно соединенных ячеек, следует учитывать теневой эффект, возникающий при частичном затемнении панели.

Если ячейка в последовательной цепи полностью затенена, то она из источника мощности превращается в потребителя. Из-за последовательной связи с освещенными ячейками в цепи протекает ток, разогревающий затененную ячейку мощностью потерь, выделяющейся на ее внутреннем сопротивлении.

Таким образом, происходит снижение электрической мощности, снимаемой с панели.

Для минимизации отрицательного влияния теневого эффекта на энергетику солнечной панели последовательную цепь фотоэлектрических модулей делят с помощью обходных диодов (рис. 62) на несколько коротких участков.

Рис. 63. Зависимость мощностной характеристики солнечного модуля снабжаться регулятором напряжения. Величина нагрузки солнечной батареи в значительной степени влияет на величину снимаемой с нее мощности. Рабочая точка фотоэлектрической панели может быть определена как точка пересечения ее вольт-амперной характеристики с вольт-амперной характеристикой нагрузки. Точно также может быть определена рабочая точка на пересечении энергетических характеристик фотопреобразователя и нагрузки.

Вид рабочих характеристик системы показан на рис. 64. Очевидно, что максимальную мощность можно снять с солнечной батареи на нагрузку с сопротивлением R2.

Рис. 64. Вольт-амперные и энергетические характеристики фотоэлектрических систем: R1, R2, R3 – сопротивления нагрузок Солнечные элементы на основе кремния имеют КПД 12…15 %.

КПД лабораторных образцов достигает 23 % [5]. Мировое производство солнечных элементов превышает 50 МВт в год и увеличивается ежегодно на 30 % [70].

Каскадное соединение модульных фотопреобразователей позволяет построить фотоэлектрические станции (ФЭС) на мощности до сотен кВт. Общая площадь солнечной панели, требуемой для получения необходимой мощности энергоустановки определяется исходя из приведенных выше значений КПД фотопреобразования и удельного уровня электрической освещенности поверхности солнечной батареи, которая зависит от времени суток, широты местности, метеоусловий, расположения поверхности фотопреобразователя относительно солнечного излучения и др.

Исходными данными для определения экономической эффективности использования солнечных электростанций (СЭС) являются:

– среднемесячная дневная энергетическая освещенность Е (кВт/м2);

– средние годовые суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность Егод, кВтч/м2;

– среднемесячные суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность Емес, кВтч/м2.

Технически приемлемый уровень солнечной радиации в настоящее время может быть определен из выражения:

Основу любой СЭС составляют фотоэлектрические модули, средняя удельная стоимость которых составляет 100…140 руб/Вт [8].

Для производства электрической энергии переменного тока стандартных параметров, кроме собственно фотоэлектрического преобразователя, необходим полупроводниковый преобразователь постоянного напряжения, накопитель электроэнергии – аккумуляторная батарея, согласующие устройства, коммутационная аппаратура и др. Удельная стоимость полнокомплектной СЭС соответственно возрастает до Куст.уд = 240000…300000 руб/кВт установленной мощности.

Полная стоимость комплектного оборудования СЭС определяется из выражения:

К капитальным затратам на СЭС следует также отнести стоимость проектных К пр и строительных К стр работ по определению месторасположения и установки станции на местности.

Для определения требуемой мощности фотопреобразователей целесообразно использовать данные не о полной установленной мощности потребителей электроэнергии объекта электроснабжения Р, а о среднесуточном потреблении электроэнергии W.

Эксплуатация автономной ФЭС в режиме многолетней непрерывной работы предполагает отсутствие периодической подзарядки АБ от внешнего источника. В этом случае солнечная батарея – единственный источник энергии в системе, который при минимуме ее пиковой мощности должен полностью обеспечить электроэнергией автономный объект.

Для определения мощности СЭС необходимо рассчитать общее количество электроэнергии, которое может выработать один солнечный модуль за расчетный промежуток времени. Для расчета потребуется значение солнечной радиации, которое берется в период работы станции, когда солнечная радиация минимальна Емес. В случае круглогодичного использования – это декабрь.

Определив значение солнечной радиации за интересующий нас период и разделив его на 1000, получим так называемое количество пикочасов, т. е., условное время, в течение которого солнце светит как бы с интенсивностью 1000 Вт/м2.

Модуль мощностью Рм в течение выбранного периода выработает следующее количество энергии:

где Е – значение инсоляции за выбранный период, кВтч/м2; k – коэффициент, учитывающий поправку на потерю мощности солнечных элементов при нагреве на солнце, а также наклонное падение лучей на поверхность модулей в течение дня. Величина k принимается равной 0, летом и 0,7 в зимний период. Разница в его значении зимой и летом обусловлена меньшим нагревом элементов в зимний период.

Полная мощность модулей СЭС определяется из выражения:

где W – среднесуточное потребление электроэнергии объектом электроснабжения, кВтч.

В таблице 12 даны месячные и суммарные годовые значения солнечной радиации (кВт·ч/м2) для основных регионов России, а также с градацией по различным ориентациям световоспринимающей плоскости.

Астрахань, широта 46. Горизонтальная панель 32,4 52,9 95,5 145,5 189,4 209,9 189,7 174,7 127.8 81.7 45.0 26.6 1371. Вертикальная панель 62.1 75.9 99.5 103.0 97.1 92.0 91.8 112.1 123.2 116.5 86.4 52.7 1112. Наклон панели - 35.0° 56.1 77.9 122.5 161,6 187.8 197.7 184.5 189.9 164.6 124.7 80.2 46.9 1593. Вращение вокруг полярной оси Владивосток, широта 43. Горизонтальная панель 72.7 93.2 130.0 135,1 143.9 129.2 124.3 124.8 119.1 94.3 64.6 57.8 1289. Вертикальная панель 177.0 166.0 139.2 90.2 74. 9 64.4 66.9 79.0 105.2 126.8 127.7 147.1 1364. Наклон панели - 50.0° 169.0 171.8 173.0 138.1 121.1 109.6 109.1 121.7 144.1 147.5 130.3 139.5 1681. Вращение вокруг 194.9 211.1 227.0 189.3 178.9 150.6 142.8 164.3 194.2 184.0 151.9 157.6 2146. полярной оси Москва, широта 55. Горизонтальная панель 16.4 34.6 79.4 111.2 161.4 166.7 166.3 130.1 82.9 41.4 18.6 11.7 1020. Вертикальная панель 21.3 57.9 104.9 93.5 108.2 100.8 108.8 103.6 86.5 58.1 38.7 25.8 908. Наклон панели - 40.0° 20.6 53.0 108.4 127.6 166.3 163.0 167.7 145.0 104.6 60.7 34.8 22.0 1173. Вращение вокруг полярной оси Петрозаводск, широта 61.

Горизонтальная панель 7.1 19,9 66,7 101,1 141.0 167,1 157.7 109,6 56,5 23.0 8.2 2.4 860. Вертикальная панель 20.0 41.3 120.2 107.1 102,7 112.0 113,6 98,1 67,6 36,0 14,4 2.8 835, Наклон панели - 45.0° 16,8 36.9 116.4 127.7 148.1 166.3 163.7 128.6 77.3 36.7 13.5 2.8 1034, Вращение вокруг полярной оси широта 53. Горизонтальная панель 30.2 49.6 94.3 127.3 152.9 155.8 144.9 131.1 91.0 64.4 33.6 23.3 1098. Вертикальная панель 77.7 99.7 133.3 116.1 96.5 90.3 91.3 99.5 97.1 111.5 86.8 78.5 1178. Наклон панели - 50.0° 70.6 95.9 142.3 148.1 147.4 142.5 137.6 140.9 120.2 118.0 81.6 69.8 1414. Вращение вокруг полярной оси Горизонтальная панель 37.0 55.2 84.0 116.6 167.1 199.0 206.8 185.0 130.1 95.4 54.2 34.7 1365. Вертикальная панель 65.8 76.5 Я1.1 80.0 86.9 86.2 95.7 113.6 119.0 130.0 97.6 67.6 1099. Наклон панели - 35.0° 62.0 80.2 103.5 125.0 163.0 184.9 198.1 197.0 161.6 141.7 92.8 61.7 1571. Вращение вокруг полярной оси Южно-Сахалинск, широта Горизонтальная панель 50.9 77.1 128.8 138.6 162.8 157.5 146.7 128.5 105.9 79.4 49.7 41.7 1267. Вертикальная панель 113.2 137.8 132.2 103.4 90.3 81.9 82.9 87.3 99.5 111.4 97.9 97.7 1265. Наклон панели 45.0° 102.2 132.7 175.4 149.1 153.7 142.2 136.6 131.5 130.4 124.2 94.8 87.2 1560. Вращение вокруг 118.5 160.6 219.3 191.8 206.6 193.4 176.3 167.5 167.7 153.8 111.7 99.9 1966. полярной оси Для северных широт (выше 50…60°) круглогодичная эксплуатация СЭС малоэффективна. В таких районах возможно применение СЭС только для сезонного электроснабжения или использовать комбинирование с другими возобновляемыми источниками энергии.

Критерием для определения рационального режима работы СЭС (круглогодичный или сезонный) могут служить данные о суммарной радиации на поверхность земли:

где Егод – средние годовые суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность, кВтч/м2; Емес – среднемесячная сумма суммарной радиации на горизонтальную поверхность, минимальная в течение года, кВтч/м2.

При значениях kрад больше 50 возможно только сезонное применение СЭС.

В эксплутационные расходы СЭС входят затраты на обслуживание С экс и ремонт С рем :

где к рем – коэффициент затрат на ремонт.

Ориентировочные расчеты, проведенные для южных районов Томской и Кемеровской областей, показывают, что для солнечной электростанции мощностью 20 кВт себестоимость производства электроэнергии составит около 40 р./кВтч.

Следует отметить, что себестоимость электроэнергии мало зависит от мощности станции и определяется в основном интенсивностью солнечной радиации.

1. По каким признакам классифицируются геотермальные воды?

2. Охарактеризуйте технологию производства электроэнергии с использованием высокопотенциальных геотермальных вод.

3. Каковы возможности энергетического использования низкопотенциальных геотермальных вод?

4. Назовите основные достоинства и недостатки геотермальных теплоэлектростанций.

5. Поясните принцип действия термодинамической и фотоэлектрической солнечной электростанции.

6. Изобразите вид вольт-амперных характеристик фотоэлектрического модуля при различном уровне освещенности.

7. Какими факторами определяется мощность, генерируемая солнечной батареей?

8. Назовите основные элементы фотоэлектростанции.

Глава 5. Электростанции, использующие химическую 5.1. Основные способы преобразования энергии биотоплива Одним из наиболее распространенных и универсальных жизнеобеспечивающих ресурсов человечества является биомасса. Биомасса образуется в процессе фотосинтеза – химической реакции, протекающей в растениях под воздействием солнечного излучения. В результате образуются органические вещества, которые используются в качестве пищи, для получения строительных материалов, тканей и многих других вещей.

Среди всех многочисленных областей применения биомассы, необходимо отметить ее энергетическую ценность. Из органического топлива можно легко получить тепловую и электрическую энергию. Потенциал этого энергоресурса огромен: ежегодно на Земле образуется около 120 млрд. т сухого органического вещества, что эквивалентно 40 млрд. т нефти. Сегодняшний мировой уровень потребления меньше названной величины в 10 раз [71].

С точки зрения химического состава и процесса образования традиционные виды топлива – уголь, нефть, газ также можно отнести к биомассе, но процесс ее образования исчисляется миллионами лет. Поэтому ископаемое органическое вещество нельзя отнести к возобновляемым источникам энергии. Время образования биомассы растительного происхождения, в зависимости от ее вида, может меняться от нескольких месяцев до нескольких десятилетий.

Большой энергетический потенциал и возобновляемый характер стимулируют развитие технологий получения энергии из биомассы. Сегодня использование биомассы в энергетических целях является одной из наиболее динамично развивающихся отраслей возобновляемой энергетики. В странах ЕС доля энергии, получаемой из биомассы, достигает 55 % от всей энергии, вырабатываемой с использованием возобновляемых энергоресурсов [71]. Наиболее эффективно энергия биомассы используется в Португалии, Испании, Франции, Германии, Дании, Италии. Такие страны как Швеция и Австрия обеспечивают до 15 % потребности в первичных энергоносителях за счет биомассы. В США сегодня общая установленная мощность электростанций, использующих биомассу, составляет более 9000 МВт, что эквивалентно суммарной мощности атомных электростанций. Для многих развивающихся стран Азии и Африки биомасса сегодня является основным источником энергии. В среднем, в этих странах биомасса обеспечивает 38 % энергетических потребностей, а в некоторых, например, Непале и Кении – более 90 %.

В зависимости от разновидностей биомассы возможны различные технологии ее энергетического использования. Выделяют следующие группы источников биомассы [72]:

– древесина, древесные отходы, торф, листья и т. п.;

– отходы жизнедеятельности людей, включая производственную деятельность;

– отходы сельскохозяйственного производства;

– специально выращиваемые высокоурожайные агрокультуры.

Для использования в энергетических целях сухой биомассы наиболее эффективны термохимические технологии (прямое сжигание, газификация, пиролиз и др.).

Для влажной биомассы применяются биохимические технологии переработки с получением биогаза (анаэробное разложение органического сырья) или жидких топлив (процессы сбраживания).

Следует отметить, что энергетическая плотность биомассы значительно меньше, чем у угля и нефти, поэтому ее транспортировка на значительные расстояния для получения энергии экономически не выгодна. Большинство видов биомассы не пригодно для длительного хранения из-за быстрого разложения. Соответственно технологии энергетического преобразования биомассы подразделяются на технологии непосредственного получения энергии из биомассы и технологии ее переработки с целью последующего использования.

Древнейшей технологией получения энергии является прямое сжигание древесины. Тепло, получаемое при сжигании биомассы, может использоваться для отопления и горячего водоснабжения, для производства пара и электроэнергии. Использование открытого пламени характеризуется низкой эффективностью энергопреобразования. Значительно эффективнее сжигать биомассу в специальных котлах. Хорошие котлы характеризуются коэффициентом полезного действия 80…90 %.

В последние годы для утилизации древесных отходов разработаны специальные топочные устройства, обеспечивающие высокие энергетические и экологические характеристики котлов. В частности, широко применяются топки низкотемпературного кипящего слоя, позволяющие сжигать биомассу влажностью 60 и более процентов. Для сжигания измельченных древесных и растительных отходов эффективны вихревые топки.

Наиболее перспективным направлением развития технологии сжигания биомассы является применение котлов с автоматической загрузкой топлива. Такие котлы характеризуются значительно меньшими эксплуатационными расходами и более высокой энергоэффективностью.

Для автоматических котлов необходимо специальное дополнительное оборудование для подготовки топлива: древесной щепы, гранул или брикетов с определенной степенью влажности. В процессе переработки первичной биомассы топливо становится более энергоемким и менее объемным. В частности, теплотворная способность топливных брикетов, в сравнении с другими видами топлива, приведена в таблице 13.

Насыпная масса опилок составляет 150…200 кГ/м3, а насыпная масса брикетов из них влажностью 15 % – 460 кГ/м3.

Одной из самых перспективных технологий переработки древесных отходов сегодня является изготовление топливных гранул – пеллет.

Пеллеты – это нормированное цилиндрическое прессованное изделие из высушенной измельченной древесины. За счет высокого давления при прессовании гранулы не содержат химических закрепителей.

Такой энергоноситель весьма эффективен и отвечает всем экологическим требованиям.

Сравнительные характеристики пеллет с другими видами топлива приведены в таблице 14 [73].

Очевидные достоинства топливных гранул делают этот вид топлива одним из самых востребованных в мире. Тонна пеллет продается в Европе по цене от 80 Евро и выше. Наибольшее распространение топливные гранулы получили в Дании, Швеции, Австрии, Германии, Японии, Норвегии и Финляндии. Ежегодный рост производства гранул в Европе составляет около 30 %. Дания уже обеспечивает половину всей вырабатываемой в стране энергии за счет биологического топлива [73].

Интерес к данному виду топлива начал расти и в России. По материалам журнала «Биоэнергетика» сегодня в стране насчитывается около 30 производителей топливных гранул и 15 производителей топливных брикетов.

Автоматизированные котлы, производящие пар, позволяют строить достаточно дешевые пароэлектростанции. Известны различные конструкции паровых машин пригодных для привода электрогенераторов.

С точки зрения дешевизны энергетического оборудования интересны предложения ряда фирм по конверсии обычных двигателей внутреннего сгорания (например, автомобильных) в паровую машину. По данным Мытищенского электромеханического завода более 90 % деталей паровых машин соответствуют исходным деталям конвертируемого двигателя. Стоимость паровых электростанций в ценах 2000 года составляет около 80 тыс. р. за установку мощностью 12 кВт и 120 тыс. р. за станцию мощностью 30 кВт.

Более совершенной, хотя и известной с древнейших времен, технологией энергетического использования биомассы является пиролиз.

Пиролиз представляет собой процесс термохимической обработки биомассы без доступа кислорода при относительно низких температурах – от 300 до 800о С. В результате удаления летучей фракции получается древесный уголь, который имеет энергетическую плотность в два раза большую, чем исходный материал при более высокой температуре сгорания. Древесный уголь используется в качестве топлива, а также для технологических нужд в металлургической, электроугольной, фармакологической промышленности.

Жидкие и газообразные продукты пиролиза являются, в свою очередь, ценными энергоносителями. Метан, являющийся основной газообразной составляющей процесса пиролиза, может использоваться для производства электроэнергии с помощью газодизельных или газотурбинных электростанций. Выход газообразного топлива может достигать 70% массы сухого сырья при высокотемпературном быстром пиролизе.

Жидкие продукты пиролиза также могут использоваться как жидкое топливо с теплотой сгорания 20…25 МДж/кГ. Выход пиротоплива может достигать 80 % массы сухого сырья при быстром низкотемпературном пиролизе. Пиротопливо может использоваться в качестве заменителя котельного топлива. Имеется опыт его использования в газовых турбинах и дизельных двигателях [74].

Использование биомассы через преобразование ее в пиротопливо имеет ряд преимуществ.

1. Установка для получения жидкого топлива может быть не привязана к потребителю в силу значительно более низких транспортных затрат на биотопливо по сравнению с исходным сырьем.

2. Процесс пиролиза энергетически независим, так как позволяет использовать твердые и газообразные продукты для получения тепла, необходимого для самого процесса и сушки биомассы.

3. Возможность хранения пиротоплива.

4. Возможность эффективного использования пиротоплива в существующих котлах.

5. Низкий уровень выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по сравнению с прямым сжиганием биомассы.

К факторам, ограничивающим возможности практического использования пиролиза, относятся следующие.

1. Критичность к влажности исходного сырья, что требует его предварительной сушки.

2. Критичность к размерам частиц биомассы. Это достаточно дорогостоящее требование, для выполнения которого необходимо специальное оборудование.

3. Необходимость предварительной обработки исходного сырья – кислотная промывка, для увеличения выхода жидкого топлива.

4. Высокие теплотехнические требования к реактору.

5. Ограниченный выбор серийного оборудования для технологии пиролиза на сегодняшний день.

В качестве примера практического использования технологии пиролиза для получения биодизельного топлива можно привести разработку Всероссийского научно-исследовательского института электрификации сельского хозяйства [75]. Структура энергоустановки показана на рис. 65.

Установка включает в свой состав накопитель 1, транспортирующее 2 и дозирующее 3 устройства, блок пиролиза 4, фильтр 5, разделяющий газообразную и твердую фазы, конденсаторы 6 и 7 и емкость для хранения жидкого биотоплива 8. Установка может работать за счет сжигания продуктов переработки сырья. Затраты энергии составляют 5–12 % от энергии производимого топлива. При переработке древесных опилок из 2 тонн сырья в сутки получается 1…1,2 тонны жидкого и газообразного топлива.

Большее распространение получила технология газификации биомассы, основанная на сжигании древесины в условиях отсутствия или недостатка кислорода. Под воздействием тепла разрываются химические связи в молекулах сложных углеводородов, содержащихся в древесине, в результате чего образуются метан, метиловый газ, водород, углекислый и угарный газы, древесный спирт, углерод, вода и многие малые добавки. Количество метана может доходить до 25 % [76]. Метан имеет высокую теплотворную способность и может использоваться вместо природного газа. Метиловый газ может сжигаться, непосредственно, или после превращения, в метанол, который представляет собой высококачественное синтетическое жидкое топливо, пригодное для использования в двигателях внутреннего сгорания.

Рис. 65. Структурная схема энергоустановки Богатый практический опыт использования технологии газификации древесины для производства топлива получен во время мировой войны, когда около миллиона автомобилей приводились в движение с помощью газификаторов на биомассе.

Электростанции с установками газификации биомассы имеют КПД в 2 раза выше, чем паровые электростанции, что также способствует их широкому практическому применению.

Благодаря технологии газификации, после которой древесина полностью превращается в газ и золу, используемую как улучшитель почвы, а также тому, что установки для сушки щепы используют тепло выхлопных газов генерирующего модуля, являясь фильтром для очистки выхлопных газов, газогенераторные электростанции обладают хорошими экологическими характеристиками. Биотопливо не приводит к возрастанию СО2 и SO2 в атмосфере, увеличению парникового эффекта и глобальному изменению климата.

К другим преимуществам газификации относится высокий энергетический КПД, достигающий 95 % и широкие возможности выбора оборудования для дальнейшего энергопреобразования получаемого газа и тепла: газопоршневые и газотурбинные электростанции, паровые или водяные котлы и др.

Газогенераторные электростанции на древесных отходах биомассы единичной мощностью от 10 до 600 кВт электрической энергии используют технологию газификации измельченных отходов с влажностью менее 20 %. Модули газификации построены на основе газогенераторов с нисходящим потоком генераторного газа. Газ после подготовки имеет калорийность 1000…1100 Ккал/м3. Для выработки электроэнергии полученный газ используется в качестве топлива в одном или нескольких модулях генерации на базе газодизельных двигателей, работающих на смеси генераторного газа (70…85 %) и обычного дизельного топлива (15…30 %), или на базе газовых двигателей, работающих на 100%-ом генераторном газе (рис. 66).

Рис. 66. Общая структура газогенераторной электростанции Модули газификации комплектуются газогенераторами, работающими на древесных отходах, измельченных в энергетическую щепу длиной от 10 до 150 мм и толщиной от 10 до 100 мм, к которой допускается добавление до 10…15 % опилок. При использовании опилок потребление топлива увеличивается на 20 % по сравнению с твердыми древесными отходами. Топливо подается в газогенератор с помощью автоматического скипового подъемника.

Для получения топлива с нужными характеристиками электростанция комплектуется модулем подготовки топлива, главными элементами которого являются одна или несколько рубильных машин для превращения древесных отходов в энергетическую щепу и одна или несколько сушилок для щепы, производительность которых соответствует мощности установленных модулей газификации. Если отходы и без подготовки имеют допустимые размеры и влажность, то ненужные компоненты модуля подготовки топлива исключаются. Общая структура газогенераторной электростанции показана на рис. 66.

Станции с генерирующими модулями на основе газодизельных двигателей требуют меньших капитальных затрат, чем станции с газовыми двигателями. Газодизельные двигатели позволяют эксплуатировать станции в режиме 100 % дизельного топлива, когда по каким-то причинам отсутствуют древесные отходы или же газогенератор остановлен для проведения профилактических работ. С другой стороны, станции с генерирующими модулями на основе газовых двигателей требуют минимальных затрат на стадии эксплуатации и позволяют генерировать электроэнергию по цене, которая остается неизменной в течение всего срока эксплуатации, так как она не зависит от колебаний стоимости дизельного топлива.

Для использования в энергетических целях влажной биомассы – животноводческих отходов используется технология анатробного сбраживания. Как и в случае пиролиза, процесс происходит при отсутствии воздуха, однако разложение сырья происходит под воздействием бактерий, а не высоких температур.

Получаемый в процессе брожения биогаз содержит 60…70 % метана, 30…40 % двуокиси углерода, небольшое количество сероводорода, примеси водорода, аммиака и окислов азота.

Процесс сбраживания может занимать от 10 дней до нескольких недель. В процессе сбраживания выделятся тепло, однако в условиях холодного климата необходим дополнительный подогрев для поддержания оптимальной температуры около 35о С. Источником тепла может быть производимый биогаз. Остаток, образующийся в процессе получения биогаза, может использоваться в качестве удобрения в сельском хозяйстве.

Довольно распространенной технологией сегодня становится производство биотоплива из специально выращиваемых сельскохозяйственных культур: рапс, соя, подсолнечник и др. Наиболее распространены два вида топлива: биоэтанол и биодизель.

Биоэтанол производится по технологии получения обычного пищевого спирта. Этанол является спиртовым топливом, которое может использоваться в двигателях внутреннего сгорания либо в чистом виде, либо в качестве добавки к бензину. В качестве сырья могут использоваться многие доступные растительные культуры: картофель, свекла, кукуруза и др.

Мировым лидером по производству этанола является Бразилия, в которой более 600 заводов производят 16,5 миллиардов литров этанола в год. По данным Международного энергетического агентства, за четверть века производство этанола в мире выросло в 8 раз, причем динамика роста соответствует росту цен на нефть.

Биодизель – это эфиры растительных масел или животных жиров, получаемых в результате химической реакции масла или жира с метиловым или этиловым спиртом.

Технология получения биодизеля довольно проста и доступна в условиях любого предприятия или фермерского хозяйства. Основным сырьем для его производства в Европе является рапс, в США и Южной Америке – соя [70]. Любое растительное масло может служить исходным сырьем для получения биотоплива, которое получается при замещении в масле глицерина на спирт. Из одной тонны растительного масла и 111 кг спирта (в присутствии 12 кг катализатора) получается 970 кг (1100 л) биодизеля и 153 кг первичного глицерина [78].

Биодизельное топливо получило распространение во многих странах Европы и Америки. Объемы производства биодизеля в Европе достигли 6 млн. тонн в 2006 году, что на 44 % больше чем в 2005 году.

5.2. Технико-экономические характеристики автономных электростанций, использующих биотопливо Технико-экономические характеристики автономных электростанций, использующих биотопливо, зависят от многих факторов, важнейшими из которых являются топливная составляющая в стоимости электроэнергии, затраты на энергетическое оборудование и его эксплуатацию и другие.

Для значительной территории России к наиболее перспективным энергоресурсам растительного происхождения следует отнести биомассу лесов. В частности, территория Томской области обладает значительными запасами леса. Объем эксплуатационного запаса древесины, с распределением по породам, приведен в таблице 15 [19].

Расчеты показывают, что при полном рациональном использовании лесосырьевых ресурсов доля дровяной древесины может составлять 10 млн. м3 плюс до 2 млн. м3 отходов от переработки древесины на лесоперерабатывающих предприятиях. По теплотворной способности это эквивалентно 3,5 млн. тонн угля Кузнецкого бассейна.

При этом общий объем ввозимого в Томскую область угля за последние 5 лет не превышает 2…2,5 млн. тонн.

Следует отметить существенно меньшее количество вредных примесей в продуктах сгорания древесины по сравнению с углем. Таким образом, речь идет о значительном энергетическом потенциале биомассы лесных отходов. Исследования потенциала биомассы лесов Томской области дают основания считать, что вся ее территория обладает достаточным потенциалом для использования биомассы в энергетических целях. Энергетическая плотность ресурса территории области находится в диапазоне 274…1046 Вт/м2.

Как было показано в предыдущем разделе, наиболее перспективным способом энергетического использования древесных отходов является газификация древесины.

Объем капиталовложений в вариант системы электроснабжения от газогенераторной станции, работающей на биомассе, зависит от следующих показателей: варианта исполнения газогенераторной установки, расходов на транспортировку оборудования, расходы на строительно-монтажные, пуско-наладочные, проектно-конструкторские работы.

Зависимость, позволяющая оценивать объем капиталовложений в исследуемые объекты, представляется в виде выражения:

где Nуд – установленная мощность газогенератора, кВт; K уд.уст – удельная стоимость 1 кВт установленной мощности, руб./кВт; K тр (m, s) – расходы по транспортировке газогенератора, зависящие от массы оборудования (m) и дальности транспортировки (s); П – прочие расходы (расходы на строительно-монтажные, пуско-наладочные, проектноконструкторские работы).

Зависимость величины капиталовложений от мощности энергоустановки в графическом виде показана на рис. 67.

Рис. 67. Изменение капиталовложений в установку газогенераторной электростанции в зависимости от варианта исполнения Удельная стоимость 1 кВт установленной мощности электрической станции [10]:

– с газопоршневым двигателем (работающем на 100 % генераторном газе) составляет:

– электростанции с газодизельным двигателем (работает 70 % на генераторном газе, 30% на дизельном топливе):

Эксплуатационные затраты З (NГГ)103 [руб./год] при эксплуатации одного агрегата газогенератора можно определить из выражения:

где – коэффициент амортизационных отчислений (на капитальный ремонт и реновацию, расходы на эксплуатацию) от капиталовложений, принятый по [79] 4 % в год; F(NГГ) – среднегодовой фонд заработной платы, в зависимости от мощности газогенератора и соответственно численности обслуживающего персонала в течение срока эксплуатации оборудования [79]; З топ – затраты на топливо.

Для газодизельного варианта исполнения электростанции где Ц m.б.би – прейскурантная цена биомассы, руб./кг; Ц гсм – стоимость ГСМ (дизельного топлива и масла) для конкретных децентрализованных потребителей; Вдиз, Вбиом – расход топлива на выработку электроэнергии.

Объемы расходуемого топлива равны:

ции, кВтч; bэ – удельный расход дизельного топлива, л/кВтч; bэ – удельный расход биомассы, кг/кВтч.

Для газогенераторной электростанции:

где Ц m.биом – прейскурантная цена биомассы, руб./кг; Вбиом – расход топлива на выработку электроэнергии:

где Wгод – годовая выработка электроэнергии на газопоршневой станбиом ции, кВтч; bэ – удельный расход биомассы, кг/кВтч.

Расчет стоимости заготовки и транспортировки топливных дров и щепы основан на определении суммы стоимости лесосечных, транспортных и вспомогательных работ. По данным исследований техникоэкономических показателей [80] удельная стоимость лесосечных работ составляет 47…56 руб./м3 при сплошной рубке и 36…38 руб./м3 при выборочной рубке. Удельная стоимость транспортировки щепы зависит от расстояния транспортировки и в общем виде представлена зависимостью, приведенной на рис. 68.

Расстояние транспортировки топливных дров и щепы, в условиях разброса децентрализованных потребителей Томской области, не превышает 500 км. При условии, что одному м3 древесного топлива, в зависимости от его влажности и породного состава, соответствует 500…750 кг, а удаленность потребителей электроэнергии от места лесозаготовки не превышает 500 км, стоимость биотоплива в области находится в пределах 0,1…0,7 руб./кг.

транспортировки, тыс.руб/м Удельная стоимость Эффективность работы газогенераторной электростанции можно оценивать по величине общего (годового) экономического эффекта (ОЭЭ), обусловленного экономией дизельного топлива, [тыс. р..]:

где Цгсм – стоимость ГСМ (дизельного топлива и масла) для конкретных децентрализованных потребителей, тыс. руб./тонну; З(NГГ) – годовые затраты на эксплуатацию газогенераторной электростанции, р..; Вдиз – объем сэкономленного топлива, обусловленного применением газогенератора, тонны.

Изменения ОЭЭ в зависимости от стоимости биомассы Цm.биом и степени неравномерности графика нагрузки KЗП представлен на рис. для станции мощностью 30 кВт.

Себестоимость электроэнергии от газогенераторной электростанции определяется как где Wгод – годовая выработка электроэнергии.

Расчеты показывают, что для мощностей до 400 кВт и цены на биомассу 0,1…0,7 руб./кг себестоимость производимой электроэнергии находится в пределах 1…4 руб./кВтч, что определяет экономическую целесообразность использования биомассы лесов для производства электроэнергии в локальных системах электроснабжения.

ОЭЭ, тыс.руб./год Рис. 69. Изменение ОЭЭ для газопоршневого варианта исполнения 1. Что такое биомасса? Назовите ее разновидности.

2. Каковы основные способы использования биомассы в энергетических целях?

3. В чем заключаются преимущества переработки первичной биомассы в биотопливо?

4. Назовите преимущества биотоплива по сравнению с углем и другими ископаемыми энергосистемы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Современный период развития энергетики характеризуется противоречивыми тенденциями, которые не позволяют просто наращивать ее мощности в соответствии с экономическим и социальным развитием общества. Экологические проблемы и ограниченность запасов углеводородного топлива вынуждают искать новые виды энергоресурсов и, соответственно, новые технологии энергообеспечения потребителей.