Общая энергетика

Понижение температуры плазмы добавлением к ней присадок вызывает повышенную коррозию конструкционных материалов. В настоящее время созданы материалы, которые могут работать длительно при температуре 2200--2500^СС (графит, окись магния и др-К однако они не способны противостоять механическим напряжениям.

Несмотря на достигнутые успехи, задача создания материалов для МГД-генератора пока не решена. Ведутся также поиски газа с наилучшими свойствами. Гелий с небольшой добавкой цезия при температуре 2000°С имеет одинаковую проводимость с продуктами сгорания минерального топлива при температуре 2500^РС. Разработан проект МГД-генератора, работающего по замкнутому циклу, в котором гелий непрерывно циркулирует в системе.

Для работы МГД-генератора необходимо создавать сильное магнитное поле, которое можно получить пропусканием огромных токов по обмоткам. Во избежание сильного нагревания обмоток и потерь энергии в них сопротивление проводников должно быть по возможности наименьшим. Поэтому в качестве таких проводников целесообразно использовать сверхпроводящие материалы.

МГД-генераторы с ядерными реактора-м н. Перспективны МГД-генераторы с ядерными реакторами, используемыми для нагреваний газов и их термической ионизации. Предполагаемая схема такой установки показана на рис. 3.5.

Трудности создания МГД-генератора с ядерным реактором состоят в том, что современные тепловыделяющие элементы, содержащие уран и покрытые окисью магния, допускают температуру, не намного превышающую 600°С, в то время как для ионизации газов необходима температура, равная примерно 2000°С.

Первые опытные конструкции, МГД-генерато-ров имеют пока высокую стоимость. В будущем можно ожидать существенного снижения их стоимости, что позволит успешно использовать МГД-генераторы для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах, т. е. в режимах относительно непродолжительной работы. В этих режимах КПД не имеет решающего значения и МГД-генераторы могут использоваться и без паросиловой пристройки.

В настоящее время в СССР сооружены мощные опытно-промышленные образцы МГД-преобразователей энергии, на которых ведутся исследования по совершенствованию их конструкции и созданию эффективных МГД-электростанций, конкурентоспособных с обычными электростанциями.

1.9 Геотермальные электростанции

Геотермальные электростанции в качестве источника энергии используют теплоту земных недр. Известно, что в среднем на каждые 30--40 м в глубь Земли температура возрастает на ГС. Следовательно, на глубине 3-- 4 км вода закипает, а на глубине 10--15 км температура Земли достигает 1000-1200^РС. В некоторых частях планеты температура горячих источников достаточно высокая и в непосредственной близости от поверхности. Эти районы наиболее благоприятны для сооружения геотермальных станций. Так, в Новой Зеландии на геотермальных станциях вырабатывается 40% всей электроэнергии, в Италии -- 6%. Значительная доля электроэнергии приходится на такие станции и в ряде других стран.

В СССР для ряда районов, например Камчатки и Курильских островов, сооружение геотермальных станций может оказаться экономически оправданным. Так, на Камчатке успешно эксплуатируется опытно-промышленная геотермальная станция. Обсуждаются также возможности использования действущих вулканов на Курильских островах.

Структурная схема геотермальной электростанции для вулканических районов приведена на рис. 3.13. Схема электростанции для вулканических районов, располагающих ресурсами термальных вод с температурой 100°С на глубинах, доступных для современной буровой техники, приведена на рис. 3.14.

В более отдаленном будущем предполагается использование высокотемпературных слоев мантии (до 1000°С) для получения пара, в который будет превращаться вода, закачиваемая в искусственно созданные «вулканические» жерла. Разумеется, что получаемая таким образом энергия будет «чистой» и не будет влиять на биосферу (огромная масса мантии практически исключает влияние на ее состояние отбираемой теплоты).

Использование геотермальной энергии в современных условиях в значительной степени зависит от затрат, необходимых для вывода на поверхность геотермального теплоносителя в виде пара или горячей воды. Все действующие в настоящее время геотермальные электростанции располагаются в таких районах Земли, в которых температура теплоносителя достигает 150--360°С на глубинах, не превышающих 2--5 км.

В последнее время более интенсивно проводятся поиски участков Земли с минимальной глубиной расположения геотермальных ресурсов. На таких участках рентабельно создание систем, осуществляющих теплоснабжение и получение электрической энергии.

Практически все геотермальные источники содержат примеси в виде различных химических элементов. Химическая активность подземных теплоносителей, в составе которых могут быть ртуть, мышьяк, вызывает отрицательные экологические эффекты, а также усиливает коррозию конструкционных материалов энергетического оборудования. Извлечение химических элементов до отбора теплоты от теплоносителя позволяет снизить экологическое влияние, уменьшить химическую коррозию и получить пенное сырье для химической промышленности. Так, в некоторых скважинах Южно-Каспийского бассейна в 1 л воды содержится, мг: свинца -- 77, цинка -- 5, кадмия -- 2, меди -- 15.

В настоящее время геотермальные источники больше используются для теплоснабжения, чем для выработке электрической энергии. Это объясняется как техническими трудностями в работе геотермальных электростанций, так и высокой Стоимостью их в расчете на единицу установленной мощности.

1.10 Ветровые электростанции

Человек начал использовать энергию ветра еще до того, как научился «укрощать» реки. Энергия ветра отличается своей доступностью и дешевизной. Ее годовые потенциальные запасы на Земле огромны. Они в 100 раз превышают запасы гидроэнергии всех рек земного шара и составляют, таким образом, около 3300-10¹² кВт-ч. Правда, считается возможным практически использовать лишь 10--20 % этих запасов. Но и это много. В некоторых районах Земли энергетический потенциал ветровой энергии соизмерим с энергией солнечного излучения.

СССР также обладает большими потенциальными запасами энергии ветра, равными в мощностном эквиваленте примерно 11-10⁹ кВт, что в 40 раз больше установленной мощности всех электростанций страны на начало 1981 г.

Принцип использования ветровой энергии прост, широко известен и не нуждается в пояснении. Отметим, однако, что ветровой поток, воспринимаемый ветровым колесом, определяется лишь его диаметром и не зависит от числа лопастей.

Установлено, что мощность воздушного потока N_B._n, кВт, проходящего через сечение площадью F, перпендикулярное направлению этого потока, выражается формулой

N_вп=0,0049pv³F

где v--скорость воздушного потоки, m^j/c; F -- площадь сечения, м²; р -- плотность воздуха, зависящая от его температуры и атмосферного давления, кг/м³.

Мощность, развиваемая ветроэнергетической установкой (ВЭУ), отличается от мощности, развиваемой воздушным потоком, потерями, связанными с преобразованием механической энергии в электрическую (в редукторе и генераторе), а также потерями энергии ветрового потока в процессе взаимодействия его с лопастями ветрового колеса. Последние определяются так называемым коэффициентом использования энергии ветра. Выражая площадь F в (8.1) через диаметр ветрового колеса D, м, получаем мощность ветроэнергетической установки, кВт:

ЛГ_вэу = 0,00386pvD²оз_pз_r

где з_p и з_r -- к. п. д. соответственно редуктора и генератора.

Будем называть ветровой электростанцией (ВЭС) совокупность нескольких ВЭУ.

Подсчитано, что коэффициент использования энергии ветра для крыльчатых ветродвигателей доходит до 0,48, а общий к. п. д. ветроустановки имеет несколько меньшее значение. Однако неравномерность скорости ветра, неопределенность времени возникновения и продолжительности его, пространственная рассредоточенность ветровой энергии долгое время не позволяли широко использовать ее в системной энергетике. В условиях энергетического кризиса в ряде стран в последнее время рассматривается ветроэнергия с новых энергоэкономических позиций, в частности с позиций возможности получения дополнительной выработки электроэнергии и соответствующей экономии органического топлива.

Для устранения влияния непостоянства ветровой энергии много усилий направляется на изыскание способов ее резервирования, в частности использование аккумулирования. В последнее время предложено множество разнообразных аккумуляторов энергии, в том числе устройств для электролиза воды. Получаемые кислород и водород хранятся под давлением в изолированных резервуарах и при необходимости могут быть использованы (например, в топливных элементах).

Известны также механические, пневматические, электрохимические, тепловые, гидравлические и другие аккумуляторы. Все чаще обсуждаются в печати заманчивые перспективы совместной работы ВЭС и ГАЭС.

Следует сказать, что аккумулирование энергии, видимо, в ближайшее время не сможет снять все недостатки ВЭС, связанные с непостоянством ветровой энергии, и работа таких электростанций в энергосистеме будет иметь ограничения. Поэтому ведутся исследования, направленные па дальнейшее совершенствование аэродинамических, механических и электрических характеристик отдельных ветроэнергетических установок для работы их в составе ВЭС в энергетической системе. Однако последняя не всегда заинтересована в получении от ВЭС мощности и электроэнергии. Так, в ночное время (см. § 3.5) современные энергосистемы смогут использовать ВЭС, очевидно, лишь в том случае, если это не повлечет за собой недопустимого снижения нагрузки на ТЭС. Вместе с тем это не исключает возможность работы ВЭС в ночное время на потребителей, функционирующих в режиме аккумуляторов энергии.

Заслуживает внимания и работа ВЭС в энергосистеме по свободному графику. В этом случае энергетическая система будет играть роль демпфирующего аккумулятора в пределах возможности временного снижения ее нагрузочного резерва (см. § 8.4). Работая в таком режиме, ВЭС позволяет или экономить топливо в системе (за счет соответствующего снижения нагрузки ТЭС), или получать дополнительную выработку электроэнергии.

В результате проведенных исследований по оптимизации профиля лопастей ВЭУ удалось повысить выработку электроэнергии ветрового колеса примерно в 2 раза по сравнению с «ветряками» 60-х годов. В настоящее время при аэродинамически совершенных ВЭУ фронт ветра площадью 2,6-10⁶ м² может обеспечить мощность 150 МВт при скорости-ветра не менее 6--8 км/ч. Однако при создании современных ВЭС пока еще повсеместно ориентируются на небольшие единичные мощности агрегата (0,2--3 МВт).

При сооружении мощных ВЭС (несколько сотен меговатт), предназначенных для работы в энергетических системах, приходится учитывать ряд особенностей, вытекающих из специфики работы ветрового колеса отдельно взятой ВЭУ. К числу их следует отнести, прежде всего, размещение ветроэнергетических установок по территории ВЭС. Дело в том, что ветровые колеса ВЭУ оказывают взаимовлияние на формирование воздушных потоков всей ВЭС, создавая взаимопомехи, приводящие к потерям энергии. Поэтому размещение ВЭУ должно производиться при условии минимума взаимовлияния ВЭУ при любых возможных направлениях ветра и с учетом возможно меньшей отчуждаемой ими территории. Учет этих противоречивых требований вызывает некоторые затруднения.

В настоящее время не ясен вопрос об экономической эффективности системной ветроэнергетики, но не вызывает сомнений, что эта эффективность со временем, по мере повышения цен на топливо, будет расти. Сейчас ВЭС конкурентоспособны лишь с небольшими дизельными и тепловыми электростанциями, работающими на привозном топливе.

Ветровые электростанции не производят никаких вредных выбросов в окружающую среду, и в этом отношении ветроэнергетика экологически абсолютно «чиста». Однако негативное влияние ВЭС на окружающую среду все же проявляется. Речь идет, прежде всего, о том, что<для сооружения ВЭС необходимо отводить определенные территории, измеряемые для мощных ВЭС десятками квадратных километров, которые не только изменят свой ландшафт, но и в ряде случаев станут непригодными для других целей. Шумовой эффект, создаваемый ВЭС, может существенно повлиять на фауну прилегающей территории. Мощное вращающееся ветровое колесо создает экранирующее действие, аналогичное тому, которое оказывает возвышенность площадью несколько десятков квадратных километров и высотой 150--200 м. При работе ВЭС возникают помехи для приема телевизионных и радиопередач Есть и другие формы воздействия ВЭС на окружающую среду.



Несмотря на недостатки ветроэнергетики, перспективы использования ВЭС в ряде развивающихся и промышленно развитых стран оцениваются довольно высоко. Так, до данным доклада Шведского института метеорологии и гидрологии к 1990 г. с помощью ВЭС будет вырабатываться около 20 % всей электроэнергии страны (по другим данным--10%). Исследуется возможность использования энергии ветра при мощности ВЭС до 400 МВт.

По данным американских исследований энергетический потенциал ветров над континентальной частью и побережьем США в 10 раз превышает прогнозные потребности США в электроэнергии в 2000 г., т. е. если бы в США начали широко использовать энергию ветра, то к 2000 г. 20 % потребности США в электроэнергии можно было покрыть за счет ВЭС.

В США в настоящее время исследования в области ветроэнергетики проводятся в рамках национальной программы. Их целью является разработка и сооружение опытных образцов трех типов быстроходных ВЭУ с ветровыми колесами диаметром 38, 60 и 90 м. В первом случае ВЭУ развивают мощность 100--200 кВт, во втором--500--2000 кВт и в третьем --2500--3000 кВт. В настоящее время построено и находится в опытной эксплуатации несколько ветроэнергетичеких установок мощностью от 100 до 2500 кВт. Продолжаются исследования по определению технико-экономических показателей при работе ВЭС большой мощности в энергетических системах.

В США разработан принципиально новый тип ВЭС, позволивший значительно увеличить установленную мощность агрегата. Ветродвигатель состоит из цилиндрической полой башни (рис. 8.11), в стенках которой имеются вертикальные щели, снабженные створками (жалюзи). Открытая сверху башня имеет полое конусное основание с проемами на его боковых стенках для входа воздуха. В горловине основания размещается воздушная турбина, вал которой через маховик и муфту соединяется с вертикальным валом генератора.

Принцип действия такого агрегата сводится к следующему. Воздушный поток, поступая внутрь башни через открытые с наветренной стороны створки в тангенциальном направлении, обтекает цилиндрические стенки башни, в которых жалюзи закрыты, и, приобретая круговое спиральное движение, завихряется. При этом окружная скорость слоев по мере приближения к выходу из башни все время увеличивается вследствие уменьшения радиуса вращения. В результате этого внутри башни образуется вихрь, в центре которого создается область пониженного давления -- «стержень». Наружный воздух через проемы на боковых стенках конусного основания под действием избыточного давления устремляется в основание «стержня» и, перемещаясь вверх, вращает лопасти воздушной турбины, а следовательно, и вал генератора.

Такой вихревой ветродвигатель может работать при слабом ветре и даже при его отсутствии. В этом случае достаточно иметь перепад температур на дне и в верхней части башни не менее 10° С. Для подогрева воздуха в основании башни устанавливается подогревательная камера, в которой используется, например, теплая вода конденсаторов ТЭС, солнечная энергия и т. п. Подобный ветровой двигатель может обеспечить значительную единичную мощность и противостоять разрушительным воздействиям ураганных ветров (при открытых створках ветер, продувая башню насквозь, не оказывает давления на ее стенки).

Широкий интерес к ветроэнергетике наблюдается в ФРГ, Японии, Австралии, Дании, Нидерландах и многих других странах. Во многих проектах ВЭС предусмотрены различные средства аккумуляции энергии для обеспечения бесперебойной подачи энергии при недостаточной скорости ветра, что удорожает установку. Себестоимость получаемой электроэнергии пока еще выше, чем в среднем на ТЭС и тем более на ГЭС. В настоящее время разрабатываются новые типы ВЭУ мощностью в десятки и сотни мегаватт.

В Советском Союзе ветроэнергетика начала развиваться в 20-е годы, когда в ЦАГИ был организован отдел ветродвигателей. Еще до Великой Отечественной войны были сконструированы разнообразные ветросиловые установки. В 1931 г. в Крыму была построена опытная ВЭС мощностью 100 кВт. Но во время войны станция была разрушена. В 1938 г. на вершине Аи-Петри было начато строительство ВЭС мощностью 5 МВт, но война не дала возможности завершить ее строительство.

В настоящее время в Советском Союзе ведутся интенсивные работы по созданию ВЭУ различного назначения. Разработано более 10 типов ветродвигателей малой мощности, используемых, главным образом, в сельском хозяйстве. Строятся ВЭС мощностью от 400 до 1250 кВт. Одна из таких электростанций построена, например, и колхозе «Авангард» близ Целинограда.

Имеется предложение о размещении ВЭС на бычках плотин ГЭС. Свободные площади позволяют установить на них фермы с ветровым колесом диаметром около 30 м. На высоте нескольких десятков метров (высота плотины плюс, по крайней мере, полтора размера диаметра колеса), а то и нескольких сотен метров (Нурекская, Братская, Саяно-Шушенская, Токтогульекая, Ингурская ГЭС и др.) всегда дуют достаточно интенсивные ветры. Расчеты показывают, что можно получить дополнительную мощность в десятки мегаватт. Правда, есть и трудности, вызываемые взаимовлиянием ВЭУ, снижающим их энергетическую эффективность, и особенно тогда, когда направление ветра совпадает с осью плотины или близко к ней.

Хотя система получит в общем незначительную дополнительную мощность, ню эта мощность может быть направлена на аккумулирование гидроэнергии, использование которой, конечно, будет более эффективным, чем ветровой.

1.11 Классификация электрических станций

Электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, назначением которого является преобразование энергии природного источника в электрическую энергию (и теплоту).

Электрические станции разделяют по следующим признакам:

1)по виду используемой энергии на:

гидроэлектростанции (ГЭС), в которых электрическая энергия вырабатывается за счет механической энергии воды рек;

тепловые электростанции (ТЭС), использующие органическое топливо;

атомные электростанции (АЭС), в которых используется ядерное горючее;

2)по виду отпускаемой энергии:

тепловые электростанции, отпускающие потребителям только электроэнергию, -- конденсационные электростанции (КЭС);

тепловые электростанции, отпускающие электрическую и тепловую энергию, -- теплоэлектроцентрали (ТЭЦ); источником отпускаемого тепла является отработавший пар или отработавший газ тепловых двигателей;

3)по виду теплового двигателя: электростанции с паровыми турбинами -- паротурбинные ТЭС, которые являются основным видом электростанций в нашей стране и за рубежом;

электростанции с газовыми турбинами -- газотурбинные ТЭС;

электростанции с парогазовыми установками -- парогазовые ТЭС;

электростанции с двигателями внутреннего сгорания -- ДЭС;

4)по назначению электростанций: районные электростанции (общего пользования), обслуживающие все виды потребителей энергосистемы и являющиеся самостоятельными производственными предприятиями: районные конденсационные электростанции (ГРЭС), районные теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), коммунальные электростанции;

промышленные электростанции, входящие в состав производственных предприятий и предназначенные в основном для энергоснабжения предприятий, а также прилегающих к ним городских и сельских районов.

Паротурбинные электростанции разделяют также и по другим, менее характерным признакам, а именно:

по общей и единичной мощности агрегатов: малой мощности -- с агрегатами до 25 МВт; средней мощности --с агрегатами 50--100 МВт; большой мощности -- с агрегатами более 200 МВт. Такое разделение является условным, так как мощности ТЭС и ее агрегатов неизменно возрастают;

по начальным параметрам пара: низкого давления -- до 3,92 МПа; высокого давления -- до 12,7 МПа; сверхвысокого давления -- до 23,7 МПа. Такое разделение также условно, так как параметры пара все время повышаются;

3)по технологической схеме соединений парогенераторов и турбогенераторов: блочные электростанции, на которых каждый турбоагрегат при соединен к одному определенному парогенератору; неблочные электростанции, в которых турбоагрегат соединен главными трубопроводами со всеми парогенераторами электростанции или ее части (очереди).

1.12 Солнечные электростанции

Солнце -- источник жизни на нашей планете и основной источник всех видов получаемой на ней энергии. В настоящее время большое внимание уделяется прямому использованию солнечной энергии. Заманчиво создание солнечных элементов для превращения энергии солнечной радиации в электрическую. В солнечных элементах используется явление фотоэффекта, т. е. вырывание электронов из тела под действием света.

Фотоэффект открыт Герцем в 1887 г. и детально исследован А. Г. Столетовым в 1888 г. Несмотря на то что фотоэффект известен давно, природа его пока полностью не изучена. Практическое использование фотоэффекта для получения электроэнергии стало возможным в последнее время в связи с применением полупроводников.

При соприкосновении полупроводников, имеющих электронную (n-типа) и дырочную (р-типа) проводимости, на границе образуется контактная разность потенциалов вследствие диффузии электронов. Если полупроводник с дырочной проводимостью освещается, то его электроны, поглощая кванты света, переходят на полупроводник с электронной проводимостью. В Замкнутой ~ цепи при этом образуется электрический ток.

В настоящее время наиболее совершенны кремниевые фотоэлементы, на которые действуют как направленные, так и рассеянные солнечные лучи. Кремниевые фотоэлементы могут одинаково успешно работать зимой и летом. Зимой снижение светового потока компенсируется увеличением КПД за счет понижения температуры. КПД кремниевых фотоэлементов достигает примерно 15%.

Из-за сложной технологии изготовления полупроводников и их большой стоимости кремниевые фотоэлементы применяются пока на уникальных установках, например на спутниках Земли. В будущем можно ожидать более широкое применение фотоэлектрических генераторов, преобразующих большие потоки энергии солнечной радиации.

Солнечная энергия может быть использована также в фотоэлектрических процессах, протекающих подобно естественному фотосинтезу органических веществ. Практическое освоение таких процессов позволило бы получать необходимую человечеству энергию и решить актуальную проблему истощения запасов органического топлива.

Огромное количество солнечной энергии, приходящей на Землю (примерно 0,15 МВт-ч на 1 м² поверхности в год), в современных условиях затруднительно использовать из-за низкой плотности солнечной радиации и ее зависимости от состояния атмосферы (облачности) и времен» года. Возможно создание солнечных станций на искусственных спутниках Земли. В этом случае солнечная энергия будет аккумулироваться в течение 24 ч, а следовательно, эффективность работы станции не будет зависеть от облачного покрова. Передача энергии на Землю должна осуществляться по каналу УКВ. Принципиальная схема солнечной станции на искусственном спутнике и ее общий вид представлены на рис. 3.16, а, б. Размеры спутника-коллектора солнечной энергии (рис. 3,16, а) могут быть различны (от 20 до 100 км²) в зависимости от мощности станции.

Энергия от солнечных элементов космической станции должна передаваться на Землю с помощью антенны в виде достаточно узкого пучка УКВ-волн (длина волны «10 см). Приемная антенна на Земле будет принимать этот пучок энергии, который затем должен будет преобразовываться в энергию промышленной частоты.

Ожидается, что весь процесс будет характеризоваться достаточно высоким КПД. В настоящее время КПД преобразования энергии солнечными элементами на монокристаллах составляет 11%. Предполагается, что путем усовершенствования кремниевых элементов может быть достигнут КПД, равный 20%.

Таблица 3.3. Расчетные значения КПД преобразования энергии на космических станциях приведены

Производство и передача электроэнергии солнечной электростанцией	КПД
	Достигнутые в настоящее время	Ожидаемые при существующей технологии	Ожидаемые за счет дальнейших разработок
Генерация УКВ-потока энергии Передача энергии с выхода генератора до створа антенны Улавливание и детектирование	76,7 94,0 64,0	85,0 94,0 75,0	90,0 95,0 90,0
Общий КПД	26,5	60,0	77,0

Космические солнечные станции могут быть спроектированы на полезную электрическую мощность 3^-20 ГВт и более. Размер солнечной батареи станции с полезной выходной мощностью 5 ГВт можно оценить исходя из КПД, равного 15%. Соответствующая такой станции суммарная поверхность солнечной батареи равна 20 км². При этом передающая антенна должна иметь диаметр 1 км, приемная антенна -- диаметр 7--10 км. Плотность пучка УКВ-волн со станции на Землю в этом случае составит всего 'Д нормальной плотности солнечной энергии, поэтому он не должен представлять опасности ни для летательных средств, ни для птиц. Вопрос, связанный с радиопомехами, не должен стать серьезной проблемой. Технические проблемы состоят только в улучшении достигнутой технологии и совсем не требуют разработки принципиально новых решений.

Большое внимание уделяется перспективе использования солнечной энергии в промежуточном процессе получения топлива. Так, энергия крупных солнечных станций может быть использована для синтеза топлива на основе углеводорода, например метанола из известняка и воды.

Наличие благоприятных условий во многих странах позволяет использовать для практических целей солнечную энергию. В направлении применения солнечной энергии уже выполнен ряд работ и доказана возможность ее использования для опреснения и дистилляции воды, приготовления пищи, нагревания воды, привода насосов и других целей. В целом несомненно, что человечество в будущем обратится к Солнцу -- главному источнику энергии, которую и будет применять различными путями.

Один из путей использования энергии Солнца заключается в реализации проектов улавливания и накопления энергии фотосинтеза. Трудность реализации таких проектов заключается в низкой эффективности фотосинтеза как способа превращения солнечной энергии в химическую.

Считается, что благодаря фотосинтезу ежегодно образуется около 155 млрд. т сухой органической массы, главным образом целлюлозы, которую можно использовать как топливо. Однако из-за низкого КПД энергетического преобразования пришлось бы значительно увеличить посевные площади для получения энергии в необходимых количествах. Поэтому проводятся интенсивные исследования, направленные на увеличение КПД преобразования. При этом пытаются получить дешевую полезную массу растений, по возможности создавая оптимальный искусственный газовый состав и т. п. Так, по данным, полученным в США, если выращивать кукурузу как энергетическое топливо, то его стоимость будет сравнима с нынешней стоимостью ископаемого топлива; если использовать для этой цели хвойный лес, в котором бы на акр (1 акр=0,4 га) приходилось около 6 тыс. деревьев, и собирать урожай один раз в 12 лет, то вследствие замедленного роста деревьев и некоторых других факторов стоимость производимой из них энергии возрастет примерно вдвое по сравнению с энергией, получаемой от кукурузы. Многолетние растения имеют, однако, преимущество перед однолетними: урожай с них можно собирать в течение всего года в соответствии с потребностями, и при этом не возникает проблем, связанных с созданием огромных хранилищ «энергетических урожаев», которые заготавливают только в определенный сезон. Поэтому для производства энергии* обратились к быстро растущим лиственным деревьям, у которых после порубки корни дают побеги, что позволяет избежать ежегодных посадок.

На экспериментальных участках заброшенных пахотных земель в Центральной Пенсильвании выращиваются гибридные тополя. Один из гибридов, высаженный в количестве примерно 3700 деревьев на акр, «производит» энергию, которая оказывается заметно дешевле нефти и несколько дешевле угля. Такая плантация может давать около 681 млн. Вт/(м²-К) (120 млн. Btu) с акра в год при КПД энергетического преобразования 0,6%. Для обеспечения топливом средней электростанции мощностью 400 МВт потребуется плантация площадью 30 тыс. акров. Для снабжения топливом, получаемым на «энергетических плантациях», большей части электростанций в США требуется примерно 160--200 млн. акров даже при коэффициенте преобразования солнечной энергии в топливо, не превышающем 0,4%.

1.13 Использование морских возобновляемых ресурсов

Ресурсы морей и океанов можно разбить на три группы:

вертикальные термоградиенты и океанические ветры;

морская биомасса и геотермальные воды;

поверхностные волны, течения и перепады солености.

Предполагают, что использование ресурсов первой группы может начаться в конце 80-х годов, второй -- в 90-х, а третьей не ранее 2000-го года.

Таблица 4. Мощности и стоимости различных потенциальных источников энергии

Источники энергии	Мощность, мил. кВт	Стоимость производства электроэнергии цент/(кВт*ч)
Вертикальные термоградиенты Поверхностные волны Морские течения Океанские ветры Перепады солености Топливная биомасса Геотермальные воды	10000 500 60 170 3500 770 3000	4-7 11-24 13-32 5-9 14-29 11-15 25-30

Приведенные показатели свидетельствуют о большой стоимости «энергии будущего». В самом деле, если считать, что электроэнергия, полученная на основе нефти, угля или урана, стоит в среднем 3--б центов за 1 кВт-ч, то энергия вертикальных термоградиентов и океанских ветров будет в 1,5--2 раза дороже. Остальные виды энергии будут дороже в 4--6 раз.

Из указанных возможных энергий океана пока наиболее ясно использование вертикальных термоградиентов. На рис. 3.15 показана работа так называемой «закрытой» системы. Насос обеспечивает циркуляцию аммиака, имеющего очень низкую температуру кипения, в замкнутом контуре. Теплая океаническая вода нагревает аммиак (верхняя часть схемы), который переходит в газообразное состояние и в этом виде поступает на турбину, где он расширяется и приводит в действие генератор. С турбины аммиак выходит с пониженной температурой и при меньшем давлении и пропускается через теплообменник, использующий холодную воду; газ сжижается, и цикл повторяется. В «открытой» системе в ^качестве рабочего тела используется морская вода; ее температура кипения снижается в вакуумной камере, где поддерживается давление на уровне 3,5% от нормального атмосферного.

Рассматривая возможные способы преобразования энергии, необходимо учитывать, что в соответствии с законами физики все энергетические процессы сводятся к трансформации одного вида энергии в другой. Здесь важно то обстоятельство, что плотности потоков энергии ограничиваются физическими свойствами среды. Это, в свою очередь, практически исключает применение в энергетике больших мощностей многих казалось бы эффективных процессов трансформации энергии. Например, в топливных элементах химическая энергия окисления водорода непосредственно превращается в электрическую. Такой способ получения электрической энергии, несмотря на очень высокий КПД, равный примерно 70%, на сегодня приходится признать непригодным для промышленности из-за малой скорости диффузионных процессов в электролите и, следовательно, малой плотности энергии. Так, с 1 м* электрода можно получить не более 200 Вт мощности. А это означает, что при генерировании 100 МВт мощности рабочая площадь электродов должна быть примерно 1 км², что, конечно, практически нереализуемо. Из-за малой плотности потока энергии неперспективным представляется применение в энергетике и прямого преобразования химической энергии в механическую. Такое преобразование происходит с высоким КПД в мускулах животных. Механизм его достаточно глубоко пока не изучен. Но даже если предположить, что такое преобразование энергии будет воспроизведено искусственно, то оно, видимо, не сможет найти применение в энергетике из-за малой плотности потока энергии, которая не может быть больше, чем у топливных элементов.

2. Тепловые электрические станции и их технологическая схема. Термодинамический цикл паротурбинных электростанций

2.1 Способы производства электрической и тепловой энергии

Наиболее распространенным типом тепловых электростанций являются паротурбинные электростанции. На современных тепловых электростанциях превращение тепла в работу осуществляется большей частью в циклах, в которых основным рабочим теплом является водяной пар высоких давлений и температур. Водяной пар получают с помощью парогенераторов, в топках которых сжигают разные виды топлива. Тепловая энергия преобразуется в механическую работу в паротурбинных установках по термодинамическому циклу, предложенному в середине XIX в. шотландским инженером и физиком У. Рен-киным, а также немецким физиком Р. Клаузиусом. К основным термодинамическим процессам относятся изобарный -- при постоянном давлении, изохорный -- при постоянном объеме, изотермический -- при постоянной температуре, адиабатный -- при постоянной энтропии.

Принципиальная тепловая схема электростанции, работа которой основана на цикле Ренкина, показана на рис. 1.2, а. На рис. 1.3 цикл Ренкина изображен на Т-5-диаграмме, где по оси ординат отложена температура Т, а по оси абсцисс--удельная энтропия S, ДжУ(кг-К). С помощью питательного насоса ПН (рис. 1.2, а) вода сжимается и подается в парогенератор ПГ, в котором вода подогревается и превращается в водяной пар. В пароперегревателе ЯД пар подвергается перегреву. Перегретый пар, поступая затем в паровую турбину ПТ, приводит в движение вращающуюся часть --ротор, соединенный с ротором генератора электрической энергии Г. Из паровой турбины пар выходит конденсация пара. Конденсат пара поступает в питательный насос ПН.

Конденсация пара происходит по изобаре р₂--const (линия 23 на рис. 1.3). Сжатие воды питательным насосом от давления р₂ до давления р_г является адиабатным процессом, изображенным весьма малым отрезком 35, что свидетельствует о малой работе, которая затрачивается насосом для сжатия воды., К воде в парогенераторе при изобарном процессе p^const подводится тепло: сначала вода нагревается до кипения (участок 54), затем происходит парообразование (участок 46) и перегрев водяного пара (участок 61) изобары p₁ = const. Перегретый пар поступает в турбину, в которой происходит адиабатический процесс расширения пара (адиабата 12). Отработанный пар направляется в конденсатор, и цикл замыкается. Количество тепла, подведенного к рабочему телу в цикле (qj), соответствует площади а.354 612ва на Г-5-диаграмме. Тепло, отведенное в цикле (92). изображено площадью а32ва. Работа цикла эквивалентна площади 3546 123.

Термический коэффициент полезного действия (к.п.д.) цикла

где i₁, i₂, i₃, i₅ --удельные энтальпии (удельные количества теплоты) рабочего тела, Дж/кг, равные суммам внутренней энергии системы u и произведениям давления системы р на объем системы V; для k-u точки цикла

i_n=u_k+p_hV_k

-- теоретическая работа сжатия в цикле, совершаемая питательным насосом

где V_b -- удельный объем воды, м³/кг.

Термический к.п.д. можно также определить из уравнения:

где Т₂ -- температура для точки 2 цикла, К; S_r и S₃ -- энтропии для точек 1 и 3 цикла, Дж/(кг- К).

На рис. 1.4, а цикл Ренкина изображен на i-S-диаграмме, на которой по оси ординат отложена энтальпия i, Дж/кг, а по оси абсцисс энтропия S, Дж/(кг-К). Расстояние между точками 1 и 2 соответствует работе турбины, между точками 5 и 3 -- работе в насосе, между точками 1,6,4 и 5 тепла q₁, подводимому в цикле, а между точками 2 и 3 -- теплу q₂, отводимому в цикле i-S-диаграмма водяного пара приведена на рис. 1.4, б.

К.п.д. паротурбинной установки тем выше, чем больше давление и температура поступающего в турбину пара и глубже вакуум в конденсаторе. Вакуум в конденсаторах турбин достигает 95--97%, что соответствует давлению отработавшего пара 0,0049 -- 0,0029 МПа. Последующее повышение вакуума возможно лишь в небольших пределах, связано с необходимостью дополнительного увеличения количества охлаждающей воды и экономически нецелесообразно.

Увеличение начальных параметров, т. е. давления и температуры подводимого к турбине так называемого «острого» пара, также ограничено в связи с трудностью создания дешевых материалов, способных работать при таких параметрах пара, а также вследствие возникающих при этом затруднениях в организации внутри котловых процессов и водного режима котлов.

При критических параметрах воды, т. е. при критическом давлении 22 МПа и критической температуре Т_к = 647,3 К, энтальпия жидкости составляет около 2090 кДж/кг и нет различия между водой и паром. Принципиальная технологическая цепь изменений энергии на электростанции на основе изложенного (см. рис, 1.2) состоит из трех основных процессов:

превращение энергии, содержащейся в топливе, в энергию рабочего тепла водяного пара; агрегатом, в котором происходит процесс, является паровой котел или парогенератор (его к.п.д. -90-- -95%);

превращение энергии рабочего тепла пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины; при этом процессе рабочий агрегат -- паровая турбина. У конденсационных турбин пар проходит через проточную часть и выходит в конденсатор, охлаждаемый циркуляционной водой, нагреваемой при этом на 7--12°. Пар конденсируется и превращается в конденсат, который с помощью питательного насоса вновь направляется в паровой котел. Нагретая циркуляционная вода направляется в водоемы или охладители. Ее тепло не используется, в связи с чем к.п.д. турбины обычно не превышает 35--43%. На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) весь пар или часть его после турбины либо нагретая при ухудшенном вакууме в конденсаторе вода, либо пар из отбора турбины направляются для использования на нужды бытовые или промышленности;

превращение кинетической энергии вращающегося вала турбины в электрическую энергию.

Агрегатом, в котором происходит превращение, является генератор с к.п.д. 98,5--99%. Наиболее удобны с термодинамической и эксплуатационной точек зрения рабочие тела теплосиловых установок с достаточно низкой теплоемкостью в жидкой фазе и с не слишком низким значением давления в конденсаторе, обеспечивающие высокое значение к.п.д. при не очень высоком давлении пара, и недорогие. Вода имеет, однако, довольно высокую теплоемкость в жидкой фазе, хотя и характеризуется не слишком низким значением давления в конденсаторе. Средняя температура подвода тепла в пароводяном цикле не очень высока даже при использовании пара высокого давления. Поэтому вода может быть удачно применена в низкотемпературной части цикла.

Рабочих тел без недостатков, способных обеспечить предъявляемые к ним требования во всем температурном интервале цикла, нет, ( поэтому были предложены так называемые бинарные циклы с использованием комбинации двух рабочих тел. При их осуществлении верхняя часть цикла отражает работу ртути или других высококипящих веществ. Тепло, которое отводится при их конденсации, используют для парообразования низкокипящего вещества, например воды. В США для работы по бинарному циклу была построена электростанция Кирни. Парортутные и другие бинарные циклы ввиду сложности соответствующих установок распространения не получили.

Способы производства электрической и тепловой энергий подразделяются на раздельный -- электростанция и котельные (см. рис. 1.2, б) и комбинированный-- теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). При раздельном способе электроэнергию вырабатывают электростанции, а тепловую энергию --котельные. При комбинированном способе электрическая и тепловая энергии вырабатываются на ТЭЦ. Общий к.п.д. на конденсационных тепловых электростанциях не превышает 30--37%. На теплоэлектроцентралях он может достигать 80% и более.

К недостаткам ТЭЦ относятся:

1)меньшая, по сравнению с конденсационными электростанциями, единичная мощность агрегатов и более высокая стоимость одного установленного киловатта (на конденсационных электростанциях в 1975 г. она была равна в среднем 135--140 руб/кВт, а на ТЭЦ -- 170--270 руб/кВт); более высокие удельные (на один установленный киловатт) расходы строительных материалов и дефицитного оборудования (кабеля, приборов, трубопроводов и т. п.);

ограниченный радиус транспортировки тепла. К наибольшим по протяженности относится теплофикационная магистраль СУГРЭС (г. Свердловск) длиной 28 км;

большая масса теплофикационных трубопроводов по сравнению с трубопроводами для транспортировки энергетически эквивалентных количеств газа.

В дальнейшем возможно более широкое применение электрических бытовых установок, которые имеют ряд гигиенических и других преимуществ.

В настоящее время, за исключением отдаленных районов и особых случаев, не устанавливаются турбоагрегаты мощностью менее 50 МВт, включая ТЭЦ. ТЭЦ сооружают при наличии тепловых нагрузок свыше 350 МВт, а при небольших тепловых нагрузках до 230 МВт при дешевом топливе ТЭЦ не сооружают, и строят районные и промышленные отопительные котельные. При суммарных тепловых нагрузках 230--350 МВт вопрос о выборе схемы теплоснабжения решают на основе инженерно-экономических расчетов.

На тепловых электростанциях устанавливаются турбоагрегаты различных типов. Для повышения к.п.д. турбинных установок в многоцилиндровых турбинах пар после одного или двух цилиндров направляется на дополнительный промежуточный перегрев в котел. Некоторые зарубежные установки имеют двойной промежуточный перегрев пара. При наличии промежуточного перегрева пара экономичность теплосиловой установки растет за счет увеличения средней температуры подвода тепла (рис. 1.5). Термический к.п.д. цикла с промежуточным перегревом:

где i₇ и i₈ -- соответственно энтальпии тара в начале и в конце промежуточного перегрева; i₉ -- энтальпия влажного пара на входе в конденсатор.

Для целей теплофикации применяют теплофикационные турбины с отборами пара; они имеют один, два или более отборов пара (рис. 1.6, а). Отборы низкого давления до 0,1--0,5 МПа (номинальное значение часто равно 0,12 МПа) используются для отопительных установок. Отборы более высоких давлений 0,5--1,0 МПа (иногда до 1,6 МПа и выше) используются для промышленных нужд. Турбины с противодавлением (рис. 1.6, б) конденсаторов не имеют; пар из этих турбин направляется для нужд теплофикации.

Турбины с ухудшенным вакуумом отдают тепло для нужд теплофикации с нагретой до 50--60°С (или до более высокой температуры) циркуляционной водой; при этом разрежение в конденсаторе невелико.



2.2 Принципиальная технологическая схема ТЭЦ

Принципиальная технологическая схема ТЭЦ (рис. 1.9) несколько сложнее схемы ГРЭС. Пар к технологическим потребителям направляется из отборов турбины непосредственно к потребителям пара ПТП или же через паропреобразозатеть ППР, которые применяются и для сокращения потерь дорогостоящего конденсата установок высокого давления. Конденсат потребителей после очистки и конденсат паропреобразователей возвращаются в общий поток конденсата насосами перекачки конденсата НПК. Горячая вода направляется к теплофикационным потребителям ТП сетевыми насосами СП Она подогревается паром из теплофикационных отборов турбины в основных ОПСВ и пиковых ППСВ подогревателях (бойлерах) сетевой воды или же в пиковых водогрейных котлах ПВК. Конденсат подогревателей направляется в деаэратор насосами перекачки конденсата бойлеров НПК.

Так как ТЭЦ расположены ближе к потребителям электроэнергии ПЭ, чем ГРЗС, то для их питания сооружают распредустройства генераторного напряжения закрытого типа (ГРУ или ЗРУ) и только удаленные потребители ТЭЦ питаются от открытых распредустройств (ОРУ), соединенных с ГРУ повышающими трансформаторами ПТР. Трансформаторы собственного расхода присоединяются при этом не к выводам генератора, а к ГРУ.

2.3 Принципиальная технологическая схема КЭС

На КЭС котлы и турбины соединяются в блоки: котел--турбина (моноблоки) или два котла--турбина (Дубль-блоки). Общая принципиальная технологическая схема конденсационной тепловой электростанции КЭС (ГРЗС) представлена на рис. 1.7.

К топке парового котла ПК (рис. 1.7) подводится топливо: газообразное ГТ, жидкое ЖТ или твердое ТТ. Для хранения жидкого и твердого топлив имеется склад СТ. Образующиеся при сжигании топлива нагретые газы отдают тепло поверхностям котла, подогревают воду, находящуюся в котле, и перегревают образовавшийся в нем пар. Далее газы направляются в дымовую трубу Дт и выбрасываются в атмосферу. Если на электростанции сжигается твердое топливо, то газы до поступления в дымовую трубу проходят через золоуловители ЗУ в целях охраны окружающей среды (в основном атмосферы) от загрязнения. Пар, пройдя через пароперегреватель ПИ, идет по паропроводам в паровую турбину, которая имеет цилиндры высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого (ЦНД) давлений. Пар из котла поступает в ЦВД, пройдя через который вновь направляется в котел, а затем в промежуточный пароперегреватель ППП по «холодной нитке» паропровода промежуточного перегрева. Пройдя промежуточный пароперегреватель, пар вновь возвращается к турбине по «горячей нитке» паропровода промежуточного перегрева и поступает в ЦСД. Из ЦСД пар по пароперепускньш трубам направляется в ЦНД и выходит в конденсатор /(, где конденсируется.

Конденсатор охлаждается циркуляционной водой. Циркуляционная зода подается в конденсатор циркуляционными насосами ЦН. При прямоточной схеме циркуляционного водоснабжения циркуля-циончзя вода забирается из водоема В (реки, моря, озера) и, вылдя из конденсатора, вновь возвращается в водоем. При оборотной схеме циркуляционного водоснабжения охлаждающая конденсатор вода направляется в охладитель циркуляционной воды (градирню, пруд-охладитель, брызгальный бассейн), охлаждается в охладителе и вновэ возвращается циркуляционными насосами в конденсатор. Потери циркуляционной воды компенсируются путем подачи добавочной воды от ее источника.

В конденсаторе поддерживается вакуум и происходит конденсация пара. С помощью конденсатных насосов К.Н конденсат направляется в деаэратор Д, где очищается от растворенных в нем газов, в частности от кислорода. Содержание кислорода в воде и в паре теплосиловых установок недопустимо, так как кислород агрессивно действует на металл трубопроводов и оборудования. Из деаэратора питательная вода с помощью питательных насосов ПН направляется в паровой котел. Потери воды, возникающие в контуре котел--паропровод--турбина--деаэратор котел, пополняются с помощью устройств водоподготовки ХВО (химводоочистки). Вода из устройств водоподготовки направляется для подпитки рабочего контура теплосиловой установки через деаэратор химочищенной воды ДХВ.

Находящийся на одном валу с паровой турбиной генератор Г вырабатывает электрический ток, который по выводам генератора направляется на ГРЭС, в большинстве случаев на повышающий трансформатор ПТр. При этом напряжение электрического тока повышается и появляется возможность передачи электроэнергии на большие расстояния по линиям передачи ЛЭП, присоединенным к повышающему распредустройству. Распредустройства высокого напряжения строятся главным образом открытого типа и называются открытыми распредустройствами (ОРУ). Электродвигатели механизмов ЭД, освещение электростанции и другие потребители собственного расхода или собственных нужд питаются от трансформаторов ТрСР, присоединенных обычно на ГРЭС к выводам генераторов.

При работе тепловых электростанций на твердом топливе должны быть приняты меры по охране окружающей среды от загрязнения золой и шлаком. Шлак и зола на электростанциях, сжигающих твердое топливо, смываются водой, смешиваются с нею, образуя пульпу, и направляются на золошлакоотвалы ЗШО, в которых зола и шлаки выпадают из пульпы. «Осветленная> вода с помощью насосов осветленной воды НОВ или самотеком направляется на электростанцию для повторного использования.

При сжигании жидкого топлива возникает необходимость в очистке в специальных устройствах УОЗВ замазученных вод, которые сбрасываются в процессе транспортировки и сжигания топлива. Подвергаются также очистке сбросные воды при промывке оборудования, сточные воды химочистки и конденсатоочистки.

Принципиальная схема тепловой электростанции приведена на рис. 1.8

2.4 Двухвальные турбоагрегаты

Помимо одновальных турбин известны двухзальные паровые турбины большой мощности (рис. 1.10). В установках этого типа пар, пройдя через ЦВД первого вала, направляется сначала в ПСД этого же вала, а затем в ЦСД второго вала. Пройдя ЦСД каждого из валов, пар поступает в соединенные с ними ЦНД. Каждый вал приводит в действие один генератор. Соотношение мощностей генераторов первого и второго валов в ряде случаев 100: 60%.

Параметры пара -- давление и температура перегрева -- по мере развития теплоэнергетики увеличивались, так как при этом обеспечивался рост экономичности тепловых электростанций. Часто действующие установки расширяются путем «пристройки» новых установок, рассчитанных на более высокие параметры пара (рис. 1.11, а). Иногда при этом установки высокого давления соединяются с установками низкого давления дроссельно-увлажнительными устройствами для передачи части пара от установок высокого давления к установкам низкого давления.



Предвключенные турбины устанавливаются относительно редко при модернизации теплосиловых установок путем надстройки (рис. 1,11, б). При этом остаются в работе действующие турбины низкого давления, котлы низкого давления демонтируются, устанавливаются новые котлы более высокого давления, пар из которых проходит к ранее установленным турбинам через предвключенные турбины.