З

Рисунок 4.11 - Характерная роза ветров летнего периода (июль)

Таблица 4.2- Повторяемость направления ветра

Карта повторяемости направлений ветра позволяет сформулировать требования к системам ориентации пропеллерных ВЭС на направление и скорость ветра.

Рисунок 4.12 - Карта повторяемости направлений ветра

При отклонении угла встречи потока с рабочей поверхностью от оптимального в 90° до 0° мощность пропеллерных ветроагрегатов  уменьшается от 100% вплоть до 0.

Направление ветра, непрерывно изменяющееся во времени и пространстве, а также частота смены направления,  скорость изменения направления, длительность случая существования ветра в одном направлении являются важнейшей  характеристикой реального воздушного потока. Эти показатели можно назвать «динамика курса». Динамика курса, как правило,  изменяется с увеличением высоты и на разной высоте одновременно могут существовать ветры разных направлений. Для оценки эффективности работы  ветроагрегатов может быть применен показатель – «коэффициент направления» и порывистости ветра (Z - КНП). Он является большим при многовекторной розе порывистых ветров материковой зоны  и убывает при постоянных  ветрах одного направления в  моновекторной розе ветров побережий океанов и морей.

4.5 Энергетические характеристики воздушного потока и регулирование ветроэнергетических агрегатов 

Эффективность преобразования кинетической энергии ветра в электрическую энергию определяется рядом его специфически особенностей как энергоносителя, а также свойствами механических преобразователей энергии – ветровых турбин.

Удельная мощность воздушного потока представляется как энергия, поступающая через его сечение площадью 1м², расположенное перпендикулярно его направлению. Величина развиваемой мощности зависит от плотности воздуха , скорости его движения V и определяется выражением:

                                                               (4.1)

Графическая зависимость удельной мощности воздушного потока показана на рисунке 4.12.

Рисунок 4.12

Отсюда видно, что до скорости 5-6 м/с мощность потока близка к нулю и быстро нарастает с увеличением скорости.

Диапазон изменения скорости ветра - от 0 (затишье) до 50 - 65 м/с (шторм, ураган) определяет широкие возможности использования его энергии.

Ветер – особый энергоноситель: при изменении его скорости, например, на 1 м/с от 5 до 6 м/с мощность изменяется  на 44%, при увеличении  скорости в 5 раз, от 6 до 30 м/с  его удельная мощность увеличивается  в 125 раз. Аналогично, но только в обратном направлении изменяется мощность потока при уменьшении  его скорости.

Параметр «скорость ветра» имеет ряд показателей – среднесрочная, максимальная, порывистость, максимальная скорость в порыве и шквальность. Скорость непрерывно меняется по величине и в понятие «среднесрочная» входит среднее значение за определенный интервал времени. Так, при среднечасовой скорости ветра 30 м/с изменение её за 2 соседних часа было в пределах от 9,8 до 32,4 м/с.

За время, порыва энергия ветрового потока может изменяться в восемь и более раз. Это приводит к возникновению резких механических нагрузок на лопасти, редуктор, на ветродвигатель в целом.

Средняя скорость ветра за выбранный промежуток времени определяется отношением суммы измеренных значений мгновенной скорости   к числу измерений :

                                               .                                          (4.2)

Среднесуточную скорость  находят делением на 24 суммы среднечасовых скоростей , среднегодовую -делением на 365 суммы всех  за год, по аналогичной методике определяется также среднемесячная скорость ветра.

Среднегодовые значения скорости ветра дают основную информацию об энергетических ресурсах ветра в регионе или в месте предполагаемого размещения ВЭС.

Рисунок 4.13 - Схематическое изображение записи скорости ветра

Запись изменения скорости ветра в одной точке схематически представ­лена на рисунке 4.13 Обычно отмечают регистрируемые стандартными анемометрами колебания 1, внутри которых присутствуют  порывы 2, соответствующие микропорывам.

Как было показано ранее, ветер обладает двумя главными характеристиками: скорость и направление.

Обе характеристики ветра существенно изменчивы во времени и пространстве. Порывы сопровождаются увеличением скорости над средним ее значением и несут в себе большие потоки энергии.

Упростив формулу зависимости мощности воздушного потока от его скорости, получим:

                                                             (4.3)

где  - мощность ветрового потока при начальной скорости ;

 - коэффициент, учитывающий физическое состояние воздуха (плотность, влажность и т.п.) и площадь поперечного сечения воздушного потока.

Исходя из этого мощность ветрового потока в порыве:

                                                            (4.5)

где - скорость ветра в порыве.

Тогда  коэффициент порывистости - отношение скоростей ветра в порыве к базовому значению, будет    ; а мощность, выделяющаяся в порыве, получит значение

      .                                            (4.6)

Прирост мощности, которую несет порыв на ветровоспринимающую поверхность, определится по формуле:

                           (4.7)

Коэффициент  показывает прирост энергии в порыве ветра от его начальной скорости  

График, характеризующий прирост мощности ветрового потока при порыве (см.рисунок 4.14).

Рисунок 4.14 – Зависимость прироста мощности ветрового потока от соответствующего увеличения его скорости

Если скорость ветра в порыве возрастает в два раза, энергия воздушного потока возрастает в 7 раз.

Для получения максимальной мощности ветроколеса необходимо изменять угол установки лопасти при изменении скорости ветра, что обеспечивается специальными механизмами.

Воздух, а в особенности ветер, содержит в зависимости от погодных условий пары воды, мелкие частицы воды в виде облаков и туч, капли воды, ветер с дождем, снежинки в метель и частицы соли и почвы – солевые и песчаные бури.

Присутствие этих включений, очевидно, не меняет общей картины воздушных течений и скоростных характеристик ветра, но влияет на его энергетические показатели.

Плотность воздуха при нормальных условиях 1,2928 кг/м³. Максимальное количество водяного пара, которое может содержаться в воздухе при атмосферном давлении, зависит от температуры: чем выше температура, тем при большем содержании водяного пара G происходит насыщение. Это видно из приведенных данных в таблице 4.3.

Таблица 4.3 – Влажность воздуха при различных температурах

Конденсирующийся пар образует осадки:  жидкие – дождь, морос, твердые – снег, крупа, град.

Добавочная нагрузка, создаваемая на ветровоспринимающие поверхности от движущихся с большой скоростью частиц воды представляет собой довольно значительную  величину.

Нередко причиной разрушения ветроагрегата является не столько общий уровень мощности воздушного потока, сколько её динамика и структура вариаций скорости за короткие промежутки времени, то есть ускорение и замедление потока, длительность порывов и их не совпадение в различных точках ометаемой ветроколесом поверхности.

Как было показано ранее, тяговое усилие рабочих элементов ветромеханических преобразователей – лопастей пропеллерных агрегатов и лопаток турбин, а, в конечном итоге удельная мощность ветроагрегата, зависит не только от скоростных характеристик обтекающего  их потока, но и от его направления.

Влияние соответствия установки ветроколеса «на ветер» может быть учтено введением в формулу, определяющую мощность ветроколеса параметра Cos υ, где υ - угол между плоскостью ветроколеса и вектором скорости набегающего потока воздуха, а также «коэффициента направления и порывистости» Z, характеризующего его частоту и скорость изменения направления.

                                                        (4.2)

здесь  F – площадь ветровоспринимающей поверхности, М².

Параметр Z и функция Cos υ определяют направления автоматизации -  ВЭС – слежения за направлением ветра и установку на ветроагрегатах  различных устройств ориентации ветроколеса на ветер, а также регулирования угла установки лопастей.  Увеличение единичной мощности агрегатов, диаметров колес и веса лопастей определяет сложность конструкции пропеллерных ветроэлектростанций, наличие различных рулей, виндрозных механизмов и электродвигателей для оптимальной постановки ветроколеса на ветер. В силу большой инерции ветроагрегаты пропеллерного типа, не в полной мере следуют за изменением направления и скорости ветра в многовекторных розах ветров, что ведет к снижению использования установленной мощности.

Дополнительно к этому  при изменении скорости и направления ветра происходит изменение частоты вращения ветроколеса, что, в свою очередь, приводит к изменению ЭДС генератора и частоты тока. Для обеспечения  постоянными этих параметров необходима стабилизация  частоты вращения ветроколеса, что обеспечивается регулированием положения лопастей и, как следствие, ограничением развиваемой мощности и выработки энергии.

По этой причине коэффициент использования установленной мощности пропеллерных ВЭС в сложных ветровых условиях составляет от 20 до 8%, что сказывается  на экономике их применения.

5 Ветроэнергетические агрегаты 

Ветродвигатель вырабатывает энергию, когда ветер давит на его допасти как на парус или обтекает лопасти крыловидной формы, вызывает тягу так же как подъемную силу крыла самолета.

Исторически сложилось так, что первым устройством, преобразующим работу ветра в полезную для человека работу, стал парус.

5.1 Теория парусных установок

5.1.1 Пластина в воздушном потоке.

Простейшие ветродвигатели имеют пластинчатые лопасти. Совершив рабочий ход, пластина должна вернуться в исходную позицию, двигаясь против ветра. На обратном пути пластина создает препятствие вращению ветроколеса и чтобы уменьшить потери, пластину поворачивают ребром или придают ей выпуклую обтекаемую форму.

Для лопастей ветродвигателя в виде плоской пластины коэффициент использования энергии ветра (КИЭВ) равен 0,164 – 0,197

Для полусферы, открытой  навстречу ветру он также  равен 0,197.

Парусные конструкции имеют КИЭВ около 0,15, т.е. значительно ниже, чем у пропеллера, однако они имеют высокий момент трогания и легко приходят в работу  при низких  скоростях ветра. Наличие экрана несколько улучшает положение, но его нужно переставлять при изменении направления ветра

Рисунок 5.1 – Ветродвигатель

5.2 Ветродвигатели пропеллерного типа

Лопасти ротора ветроколеса получают мощность от ветра, замедляя его. Они оказывают сопротивление ветру, ветер обеспечивает вращение ветроколеса.

Рисунок 5.2

Тела в воздушном потоке создают силу, направленную против вектора его скорости, называемую лобовым сопротивлением

Но возникает при этом и другая сила, называемая «подъемной силой» которая всегда направлена под прямым углом к направлению ветра, обтекающего тело, обеспечивающая  подъем тела, как крыла самолета.

Рисунок 5.3 - Подъемная сила 

Ветер срывает шляпу или выпуклую крышу дома, потому, что они поднимаются «подъёмной силой».

Лопасти ветродвигателя  с горизонтальной осью вращения не используют  силу напора. Вместо этого они используют для вращения подъемную силу лопасти, имеющей крыловидную форму.

Рисунок 5.3 – Ветроколесо с горизонтальной осью вращения

Сила напора вредная, направлена против движения лопасти, подъемная сила полезная, обеспечивает движение лопасти. Обе силы воздействуют на лопасть и, в конечном итоге, замедляют ветер. При прохождении через ветроколесо скорость ветра замедляется до 1/3 по сравнению с первоначальной, существующей  до ветроколеса.

Рисунок 5.5

Вычисление подъемной силы и силы напора:

Подъемная сила

                                        (5.1)

Сила напора

                                       (5.2)

где ρ - плотность воздуха 1,29кг/м³  при 0^oC на уровне моря;

S - площадь лопасти, м²;

V - скорость набегания потока, м/с.

Подъемная сила и сила лобового сопротивления зависят от коэффициентов подъемной силы с_y и коэффициента лобового сопротивления c_x, которые в свою очередь зависят от примененного в лопасти ее профиля и угла атаки α, под которым поток ударяет в лопасть.

Рисунок 5.6 – Подъемная сила ветра

Линия хорды самая длинная линия в сечении профиля, соединяющая носок и заднюю кромку.

Угол атаки α - это угол между вектором набегания потока и хордой лопасти.

При увеличении угла атаки возрастает лобовое сопротивление, подъемная сила тоже увеличивается, пока не достигнет точки срыва потока, когда поток воздуха отрывается от поверхности профиля в задней части крыла.

Рисунок 5.7

При этом подъемная сила падает, а сила лобового сопротивления быстро увеличивается.

Таким образом, изменением α можно управлять подъемной силой и силой лобового сопротивления лопасти.

Необходимо подъемную силу сделать максимальной, но лопасть не будет работать хорошо, если сила лобового сопротивления не минимизирована. Для каждого профиля лопасти необходимо определить такой угол атаки, для которого отношение Cy/Cx, называемое в аэродинамике аэродинамическим качеством, наивысшее.

Коэффициенты подъемной силы и лобового сопротивления для большого количества профилей крыла определяются экспериментально в аэродинамических трубах, запатентованы и занесены в атласы профилей под соответствующими названиями и номерами, например NASA 4412.  

Практически все профили имеют наивысшее аэродинамическое качество при угле атаки близком к 5 градусам.

Каждый элемент лопасти при вращении взаимодействует с определенным кольцом ветра. Поскольку радиус к центру колеса становится меньше, то и площадь кольца становится меньше. Поэтому внешние части лопасти производят больше энергии. Центральные части лопасти отличаются по форме от концевых и корневых участков. В силу этого лопасти имеют сложную форму по поперечным сечениям и длине.

Рисунок 5.9 - Каждый участок лопасти движется с разной скоростью и взаимодействует со «своим» ветром

Факторы, влияющие на коэффициент использования энергии ветра ветроколесом, или куда уходит и расходуется энергия ветра: 

1)  Уносится потоком, который огибает ветроколесо, не заходя в него.

2)  Отдает энергию, которая вращает ветроколесо. Установлено, что максимальный КИЭВ, который можно  получить, равен 0,593 от мощности ветрового потока. Чтобы получить такую мощность мы должны затормозить поток до 1/3 первоначальной скорости.

3) Расходуется на вращение отходящего воздуха за ветроколесом. Известно, что потери на вращение отходящего воздуха являются  наибольшими  у тихоходных ветроколес.

4) Расходуется на концевые потери. Вследствие того, что у ветровых колёс с небольшим количеством лопастей большие нагрузки на каждую лопасть, ветер проходит мимо концов лопастей, не совершая полезной работы.

5) Собственные потери на лопасти из-за несовершенства ее аэродинамического качества и, вследствие этого, падение движущей окружной силы. Это сильнее сказывается для быстроходных пропеллеров.

Какой же вариант ветроколеса наилучший?

Установлено, что быстроходность - отношение линейной скорости конца лопасти к скорости ветра - около 5 является оптимальным, а количество лопастей должно быть максимальным.  

Теоретически идеальное пропеллерное ветроколесо должно содержать бесконечное количество бесконечно узких лопастей.

Возможно это эффективная форма ротора, однако на практике этот подход используется редко.

Аэродинамика воздушных течений также накладывает свои условия на конструкцию ветроколеса, когда каждая задняя лопасть идет в турбулизированном следе, создаваемом в воздухе впереди идущей лопастью и не развивает своей мощности. Методом проб и ошибок создано большое количество ветровых колес, имеющих одну, две, три, четыре и большее количество лопастей. Однако с 1984 выпускаются преимущественно трехлопастные.

Ветродвигатели с высокой  быстроходностью и высокой частотой вращения вала, необходимой для эффективного производства электроэнергии сопровождаются  определенными недостатками:

- сильный шум лопастей;

- вибрация, особенно в случаях 2-лопастного или 1-лопастного ветроколеса;

- низкая эффективность ротора из-за роста лобового сопротивления и концевых потерь;

- трудности при старте;

Чем длиннее лопасть  и больше ее площадь, тем большее количество ветра и его энергии она может переработать. Точно так же, чем больше скорость ветра, тем большее количество энергии передается лопасти.

в) Многолопастной ветродвигатель  г) Двухлопастной ветродвигатель

Рисунок 5.13 - Виды ветродвигателей

         Так, при скорости ветра 9 м/с удлинение лопасти в 4 раза (с 15 до 60 м) увеличивает выработку энергии в 16 раз. Так же при длине лопасти 30 м ветер при скорости 14 м/с дает выработку энергии в 26 раз большую, чем при скорости 4,7 м/с.

Общим для всех приведенных ВЭС является наличие аэродинамических систем для установки колеса на ветер и вывод ветроколеса из работы  при скоростях ветра выше 14 – 15 м/с.  

Определение формы, конструкции и места расположения аэродинамических рулей является сложной задачей, чем определяется многообразие ее решений. Чтобы избежать «болтанку» агрегата при быстром изменении направления ветра работу рулей часто блокируют вручную веревкой или тросом, как это показано на рисунке 5.13 г.

         Одним из основных показателей ВЭУ является единичная установленная мощность: если в 80-е годы она была 100-200 кВт, в конце 80-х - середине 90-х годов увеличена до 300- 350 кВт. Сейчас многоагрегатные ветроэлектростанции – «ветропарки» комплектуются агрегатами мощностью от  600 до 6000кВт. Мощность ветроколеса связана с его диаметром, как показано на рисунке 5.14,  а высота башни должна быть не менее 5-10 метров, так как, начиная с этих высот, имеется ветер, необходимый для работы станции.

Диаметр рабочего колеса определяет мощность ВЭС.

Рисунок 5.14 - Зависимость диаметра рабочего колеса ветроагрегата  от

 мощности

Рисунок 5.15 - Зависимость частоты вращения ротора от

мощности ветроагрегата

         При увеличении мощности ВЭУ частота вращения ротора снижается.

          По номинальной мощности, ВЭУ классифицируют на установки малой, средней и большой мощности.

         Маломощные (до 20 кВт) установки используются преимущественно для выработки электроэнергии автономным  потребителям    . Как видно из графиков ВЭУ малой мощности имеют большую частоту вращения ротора в пределах 800-200 оборотов в минуту. ВЭУ средней мощности (50 – 250 кВт) имеют частоту вращения ротора в пределах 170-50 оборотов в минуту и  башни высотой 17 –30 метров.

         Установки большой мощности 600 – 6000 кВт имеют частоту вращения 25 – 50 оборотов в минуту, башни высотой до 100м и используются для выработки электроэнергии в крупном промышленном масштабе.

Для поддержания оптимальных эксплуатационных режимов агрегатов и получения максимальной энергии применяются компьютерные системы ориентирования ветроколеса и отдельных лопастей в соответствии с направлением и скоростью воздушных течений. Постановка ветровых турбин большой мощности на ветер осуществляется посредством специальных механизмов с электрическим приводом, потребляющим энергию, вырабатываемую самой станцией или забираемой из электрической системы, в которую включены другие электростанции.

Наиболее благоприятной территорией для размещения пропеллерных  ВЭС, являются побережья океанов и морей, где ветер имеет одно направление и незначительное «блуждание» направления в пределах ±35¸45⁰. В этих условиях коэффициент использования установленной мощности (КИУМ)  ВЭС  достигает  16-20%. Однако, когда ветер имеет двухвекторную  или многовекторную розы ветров, типичные для континентальных районов, их КИУМ снижается более чем в два раза. После ввода ВЭС в эксплуатацию в таких условиях выясняется, что среднее значение КИУМ для всех ВЭС данной конструкции составляет 4,8 - 6%, в то время, как  среднее значение КИУМ ВЭС на побережъях за 1996-2004 год составило 17,9%.

Пропеллерные ВЭА малой мощности имеют КИУМ, не более  4,5-6%.

Мощность пропеллерного ветроколеса определяется выражением

                       Вт.                                     (5.3)

Здесь: 0,593 – аэродинамический коэффициент использования энергии ветра,

Z – коэффициент порывистости и частоты изменения направления;

p – плотность ветра,

F – площадь активной поверхности ветроколеса;

V – скорость ветра;

CosV – соответствие положения ветроколеса и установки лопастей направлению и скорости ветра.

Комплекс параметров Z, p, V характеризует свойства ветра, F – размеры и аэродинамическое совершенство ветроколеса, CosV – характеризует качество управления ветроколесом по установке на ветер.

Принципиальные трудности получения высоких значений коэффициента использования энергии ветра пропеллерными ветроагрегатами  определилии интерес к созданию турбин другого типа, среди которых выделяются турбины с вертикальной осью вращения ветроколеса.

6     Вертикально осевые ветровые турбины

В литературе приводится большое количество разных моделей вертикально осевых турбин, большинство из которых изготовлено в единичных экземплярах или находится в стадии экспериментальных проверок. Мы остановимся на разрабатываемой в АУЭС, ООО «НПП «Энэксис», Москва и ТОО «Экоэнергомаш», Алматы «Ветровой роторной турбине Болотова» - ВРТБ, «Windrotor Bolotov».

6.1 Аэродинамическая схема вертикально - осевой ветровой роторной турбины (ВРТБ)

Вертикально – осевая ветровая турбина состоит из внешней неподвижной части – статора и  расположенного внутри него вращающегося ротора, лопатки которого, образуют активную и реактивную ступени турбины. Направляющий аппарат имеет пластины, равномерно расположенные по его периметру, ротор имеют лопатки,  также равномерно расположенные по его периметру.

Рисунок 6.1 – Общий вид а) и сечение турбины со статором, имеющим 12 пластин и ротором, имеющим  9 лопаток (б)

Статор и ротор определенной высоты, связанные подшипниками, совместно образуют модуль турбины. Диаметр модуля D по направляющему аппарату и высота H формируют площадь ветровоспринимающей поверхности F.

                                                                                                        (6.1)

Диаметр модуля определяется расчетной скоростью ветра в месте размещения ВРТБ, высота - необходимой мощностью турбины в конкретных условиях потребителя электроэнергии, а также  по конструктивным соображениям и условиям устойчивости.  

6.2  Работа турбины ВРТБ

Работа турбины не зависит от направления ветра. По отношению к набегающему с любой стороны воздушному потоку турбина имеет две стороны  - подветренную – активная ступень турбины и  надветренную – реактивная ступень турбины. В статоре турбины на активной стороне воздух сжимается направляющим аппаратом и направляется на лопатки ротора.   

Действующая на лопатку ротора сила возникает под влиянием давления на вогнутую поверхности, создающего в режиме паруса вращающий момент турбины и обеспечивающий высокий  момент  трогания  ротора.

На выпуклой поверхности лопатки возникает подъемная сила, перпендикулярная вектору  скорости    обтекающего лопатку  воздушного потока, двигающая лопатку по окружности.

Отсюда следует, что тяга лопатки, вызванная действием ветра, может создаваться как за счет разряжения на ее выпуклой поверхности, так и в результате давления на ее вогнутую поверхность. Указанными обстоятельствами определяется форма лопаток ротора турбины «ВРТБ».

В реактивной части ступени турбины тяга на лопатках создается в результате преобразования избыточного давления внутри турбины, в полости ротора за активной ступенью, по отношению к  атмосферному. Диффузорная конфигурация межлопаточных пространств между лопатками ротора  и между пластинами направляющего аппарата способствуют удалению из турбины отработавшего воздуха и повышению коэффициента использования энергии ветра.

Диаметр турбины увеличивается при необходимости получения заданной мощности и корректируется по расчетной скорости ветра в месте предполагаемой ее установки.

Из констркутивных соображений высота турбины делится на отдельные «модули» высотой 2-3метра. Установка модулей друг на друга образует высоту турбины в соответствии с конкретными ветровыми условиями для получения необходимой мощности.

         Высота многомодульных ВЭА равна общей высоте установленных друг на друга модулей,  плюс высота основания, где размещается электрогенератор и шкафы с аппаратурой управления его режимами.

6.3 Аэродинамческий КПД

Коэффициент использования энергии воздушного потока определяет совершенство воздушной турбины и зависит от ряда показателей. Потери энергии в турбомашине состоят из следующих видов:

- Потери перед рабочим колесом – потери входа воздуха через конфузорный направляющий аппарат зависят от конструкционных особенностей турбины. Оптимальные размеры, формы, углы установки и материал пластин направляющего аппарата выбираются по соображениям достижения максимальной формирования потока и минимальных гидравлических потерь на трение об их поверхности. По экспериментальным оценкам потери составляют 2¸4% от мощности потока.

- Потери в рабочем колесе. Суммарные потери давления в рабочем колесе складываются из потерь на трение воздуха о лопатки в межлопасных каналах, о диски колеса и потерь, связанных со срывами потока на рабочем колесе. (1¸2%)

- Потери при диффузорном течении в реактивной части турбины оцениваются выражением:

.                                      (6.2)

         - Потери за рабочим колесом. Эта группа потерь включает потери в диффузорной части направляющего аппарата, а также потери в зазоре между вращающимся ротором и неподвижным направляющим аппаратом. В зазоре проходит перетекание некоторой части воздуха из направляющего аппарата в ротор вследствие наличия естественного перепада давления и возникновения постоянной циркуляции отработанного воздуха первой ступени турбомашины перед входом во вторую реактивную ступень. Потери в зазоре уменьшаются при снижении входной скорости воздуха и возрастают при больших ее значениях.

Этим определяется более высокий коэффициент использования вертикально осевыми турбинами энергии ветра особенно при его низких скоростях.

         Величина зазора между ротором и статором нормируется в пределах 1% от наружного диаметра ротора.

         Переход от одного размера турбомашины к другому возможен на основе теории подобия и экспериментальных данных опытного образца при условии соблюдения подобия моделей.

C использованием принципов аэродинамического и энергетического  моделирования разрабатываются ветроэнергетические агрегаты с модулями,  приведенными в таблице 6.1.

Общая мощность ветроэнергетического агрегата и рекомендуемое число модулей в составе ВЭА показаны в таблице 6.1.

Таблица 6.1

         Ветростанции с вертикально – осевыми турбинами обладают  большим числом преимуществ по сравнению с пропеллерными:

         - отсутствие зависимости  развиваемой мощности от направления  ветра;

         - способность работать на порывистых и ураганных ветрах;

         - генератор соединен непосредственно с ротором и не имеет сложных редукторов;

         - возможность использовать несколько виндроторов на одном генераторе;

- наличие направляющего аппарата, увеличивающего удельную мощность ротора в 2- 2, 5 раза по сравнению с открытым ротором;

- отсутствие внешних вращающихся частей.

Вертикально осевая турбина, построенная по принципу рабочих элементов «парус-крыло», усиливаемого наличием направляющего аппарата, имеет малую собственную постоянную времени и срабатывает порывы, пульсации и шквалы.

Рисунок 6.2 показывает высокую чувствительность ротора ветроэнергетического агрегата к изменению скорости ветра, практически мгновенную реакцию на изменение скоростных характеристик воздушного потока, воспринимаемого установкой.

               М/с

1) динамическая характеристика ВРТБ; 2) скоростная характеристика ветра

Рисунок 6.2 – Сравнительная характеристика

Исследования ВРТБ в промышленных условиях подтвердили высокую отзывчивость их на порывы ветра, дали основания для выработки рекомендаций по техническим характеристикам генераторов и аккумуляторных батарей.

Электрические  генераторы, входящие в состав вертикально осевых турбин выдают постоянное напряжение при изменяющейся в широких пределах частоте вращения ротора, а развивают мощность, соответствующую скорости ветра. Разработанная система  автоматического управления генератором и нагрузкой ветроэлектростанции позволяет получить высокое значение коэффициента использования установленной мощности генератора.

Возможность реализации энергии порывов и накопления ее для последующего использования обеспечивается новыми типами конденсаторных аккумуляторных батарей с коротким временем заряда.

Опытно – промышленные образцы ВРТБ находятся в эксплуатации в различных регионах Казахстана и Росси при питании автономных объектов.

Рисунок 6.3 - Двухагрегатная ВРТБ, мощностью каждого агрегата 5 кВт                                            и ВРТБ мощностью  2 кВт при электроснабжении автономных объектов

7 Энергия движущейся воды. Гидроэнергетика

7.1 Водные ресурсы

Вода является одним из наиболее распространенных и наиболее подвижных тел Природы. Она участвует во всех физических, химических и биологических процессах, совершающихся на Земле. Вода – самый главный элемент живой природы - «есть вода – есть жизнь». Вода это вещество, которое ничем другим заменить нельзя и если сейчас воюют за энергию, то в связи с дефицитом пресной воды в скором будущем будут воевать за водные ресурсы, за  чистую воду.

Водными ресурсами называются поверхностные и подземные воды, используемые или которые могут быть использованы для различных целей жизнеобеспечения общества.

         Внутриматериковые воды (реки и озера) с давних пор использовались главным образом для целей водного транспорта и орошения и только сравнительно недавно стали применяться для различных технологических нужд, например, как промежуточный энергоноситель в тепловых и атомных станциях, и использоваться как ценный источник энергии. В последние годы в связи с ростом населения Земли пресные воды приобретают все большее значение во многих сферах промышленности, сельского хозяйства и, разумеется, быта, пресную воду заменить нечем.

В связи с постоянным перемещением воды в природе, ее круговоротом, водные ресурсы являются возобновляемыми, и количество воды в гидросфере не уменьшается, а по некоторым данным увеличивается, в связи с образованием большого количества воды при сжигании углеводородного топлива.

Часть водных ресурсов, которая может быть использована для производства электроэнергии, относится к гидроэнергетическим ресурсам. Для выработки электрической энергии могут быть использованы приливы и отливы мирового океана, морские волны, глобальные морские течения, такие как, например, Гольфстрим и Куросиво, вода   рек и тепло океана.

 Мы будем изучать технологию производства электроэнергии  из гидроэнергетических ресурсов рек.  

Реки образуются в результате таяния  постоянно пополняющихся за счет атмосферной влаги ледников и снежников («вечных снегов»), выхода на поверхность подземных вод в виде родников, стока в русла атмосферных осадков и воды тающего весной снега. Реки текут с гор и возвышенных мест в низины,  впадают в озера, моря и океаны, перенося огромные потоки энергии.

7.2 Работа водного потока

Гидравлическая энергия рек представляет собой работу, которую совершает текущая в них вода. В естественном состоянии эта работа расходуется на преодоление внутреннего сопротивления движению воды, сопротивление на трение в русле и различное эрозионное воздействие - размыв дна и берегов русла, перемещение продуктов размыва.

Эксергия воды определяется «падением» реки, т.е. разностью уровней воды в начале и в конце рассматриваемого участка водотока и расходом в единицу времени.

Рисунок 7.1

Если падение участка водотока (реки) длиной L, м, составляет H, м, то при расходе воды Q, м³/сек, работа текущей воды в течение 1 сек, т.е. мощность водотока N  на рассматриваемом участке, составляет:

                    ,  Вт или Дж\с                                 (7.1)

где – плотность воды, равная 1000 кг/м³; g – ускорение свободного падения м/с²;

                                                      N=9,81QH, кВт.                                            (7.2)

Энергия водотока Э, определяемая произведением мощности N на время t, сек, составляет, кВтч,

                                                                                               (7.3)

где W=Qt – объем протекающей воды, м³.

Формулы мощности водотока выражают потенциальную мощность и теоретическую выработку электроэнергии. Реальная или техническая мощность будет меньше за счет потерь в гидротехнических сооружениях, подводящих воду из реки к турбинам, в самих турбинах и генераторах ГЭС, учитываемых коэффициентом полезного действия . Тогда полезная мощность будет:  

                                                  N=9,81QH, кВт .                                          (7.4)

И соответственно электроэнергия

                                                . кВт ч .                                        (7.5)

Обычно продольный уклон в верховьях реки больше, чем в устье при впадении в озера или моря. Разность уровней воды в верховьях и устьях равнинных рек иногда достигает несколько десятков метров, а  в горной местности  перепад высот, создающий напор ГЭС  достигает   многих сотен метров.

Выбор расчетной  мощности станции решается в зависимости от величины и распределения речного стока в течение года, возможности регулирования стока путем сооружения водохранилищ и потребности в электроэнергии в конкретном регионе  или в энергосистеме, куда может быть подключена гидроэлектростанция.

Чтобы получить достаточные сведения о мощности реки в месте сооружения ГЭС, надо выполнить следующие работы:

а) топографическую съемку;

б) измерение колебаний  уровня воды в течение года;

в) определение расходов воды по сезонам года.

Топографические материалы служат для определения напора, границ затопления местности, площади и объемы водохранилища, а также для выбора места сооружения ГЭС.

Расход воды в реке можно определить, измеряя среднюю скорость речного потока v м/сек и площадь сечения реки в месте замера S м².

Скорость потока измеряют поплавком или более точно – гидрометрическими вертушками в нескольких местах по поперечному сечению реки. Площадь поперечного сечения S русла реки определяется замерами глубины в разных местах.

Таким образом, расход воды будет равен:

                                                  Q=S м²vм/с,  м³/сек .                                      (7.6)

Место входа воды в гидротехнические сооружения гидроэлектростанции носит название «верхний бьеф»,  места выхода воды из турбины станции называется «нижний бьеф». 

7.3 Структурные схемы гидроэлектростанций

Для превращения речного стока в гидроэнергетические ресурсы и электроэнергию необходимо несколько компонентов:

- водохранилище, образующееся при перегораживании русла реки плотиной, создающей напор  воды перед турбиной;

- деривация –  каналы и трубопроводы, подающие воду в турбины;

- турбины, преобразующие, поступательное движение воды во вращательное движение ротора;

- электрогенераторы.

Водохранилище отличается от естественного водоема – озера - тем, что оно сооружается на реке специально для регулирования речного стока и имеет переменный уровень, зависящий от величины поступления воды и расхода ее через турбины ГЭС.

Многие крупные реки планеты - Волга, Ангара, Днепр, Кама, Миссури, Колорадо, Парана, Иртыш, Или  уже перегорожены плотинами и превращены в каскады водохранилищ. Ожидается, что через 30-50 лет такая судьба постигнет большинство рек, а в перспективе предполагается, что  зарегулированию подвергнется 2/3 рек Земли. На р.Или в дополнении к Капчагайской ГЭС планируется строительство второй ГЭС, на реке Большая Алматинка работает каскад из  9 ГЭС.

Наличие крупных водохранилищ ГЭС определило возможность размещения вблизи них многих крупных промышленных и сельскохозяйственных предприятий.

         Состав и компоновка основных сооружений.

Существуют две основные схемы создания напора: плотинная и деривационная. Гидроэлектростанции, сооруженные по плотинной схеме, делятся в свою очередь на два типа: русловые и  приплотинные.

Деривационные ГЭС также делятся на два типа: с безнапорной  и  с  напорной деривацией.

Основными сооружениями ГЭС, выполненными по плотинной схеме, являются плотины и здание ГЭС.

При напоре до 25— 30 м здание станции размещается в одном комплексе с плотиной и воспринимает напор воды. Такие гидроэлектростанции называются русловыми. На рисунке 7.2 «а» изображена в плане схема основных сооружений русловой ГЭС.

У приплотинной ГЭС- рисунок 7.2 «б»- здание размещается за плотиной и напор воды не воспринимает.

 а)  русловая ГЭС с бетонной плотиной, б — приплотинная ГЭС

1- шлюз; 2 — водосливная бетонная плотина, 3 — здание ГЭС, 4 — водоприемник; 5 – глухая бетонная плотина; 6 — турбинные трубопроводы.

Рисунок 7.2 - Схемы ГЭС

Плотины являются основными сооружениями гидроузла для создания напора и регулирования стока.

Плотины делятся на две группы по используемым материалам для   их   возведения:   плотины   бетонные    (железобетонные) и плотины из грунтовых материалов (земляные и каменно-набросные).

Плотины могут быть глухими, т. е. не допускающими перелива воды через гребень, и водосливными. Последние выполняются с поверхностными водосливами или заглубленными (донными) отверстиями для пропуска воды.

Сооружения деривационных ГЭС располагаются на двух уровнях – верхнем – головной водозабр и нижнем - станционном, соединенных между собой трубопроводом.

Безнапорная деривация выполняется в виде открытого канала. У станционного узла канал заканчивается, переходит в напорный бассейн,

Рисунок 7.3 - Схема сооружений деривационной ГЭС (ГЭС-2, Алматы)

откуда вода по турбинным трубопроводам поступает к турбинам, расположенным в здании ГЭС, и далее в отводящий канал  и в русло реки.

Когда местность сильно пересеченная и для безнапорной деривации нет благоприятных условий, устраивается деривация в виде туннеля или трубопровода (см.рисунок 7.3).

Отметим, что нет ГЭС, которые по составу, компоновке и конструкции сооружений были бы полностью идентичны. Каждая ГЭС строится по индивидуальным  проектам, в своем роде единственная и  неповторимая.

7.4 Гидравлические турбины

Гидравлической турбиной называется устройство, преобразующее энергию движущейся воды в механическую энергию вращения его рабочего колеса.

Из основного закона механики жидкости — закона Бернулли — следует, что удельная энергия Н1 на входе в рабочее колесо гидротурбины составляет

                                                                                                  (7.7)

а на выходе из рабочего колеса

                                                                                                  (7.8)

где P — давление, Па;

q — плотность жидкости, кг/м³;

g — ускорение свободного падения, м/с²;

z — отметка уровня центра потока относительно принятой плоскости сравнения (высота), м;

v — скорость, м/с.

Значения H, в вышеприведенных выражениях могут быть измерены либо в линейных единицах высоты, либо в удельных энергетических единицах, Дж/Н.

Отданная водой рабочему колесу энергия будет равна разности энергий в потоке до рабочего колеса и после него:

                                  .                                   (7.9)

Таким образом, вся энергия потока стоит из энергии положения z₁-z₂ , энергии давления  (образующих вместе потенциальную энергию) и кинетической энергии .

Гидротурбины разделяются на несколько видов в зависимости от того, какие из трех членов уравнений Бернулли главным образом реализуются  в  их конструкции при использовании энергии водотока.

Гидротурбины, использующие хотя бы частично потенциальную энергию, называются реактивными.

В таких гидротурбинах процесс преобразования энергии на рабочем колесе происходит с избытком давления. Кроме того, в рабочем колесе турбины частично используется и кинетическая энергия потока.

                                                Z₁-Z_{2 +} (P₁-P₂)/qg>0 .                                        (7.10)

Если гидротурбины используют только кинетическую энергию потока, то они называются активными. В таких турбинах Z1 = Z2,   P1 = Р2, т. е. вода поступает на рабочее колесо без избыточного давления, а почти весь напор преобразуется в скорость.

Мощность гидротурбины согласно  ранее приведенному уравнению может быть выражена так:

                                                                         W_t = 9,81Q_t H_t.                                                    (7.11)

Из этой формулы следует, что сочетание Q_T и H_т может быть самым разнообразным и, следовательно, одну и ту же мощность от нескольких сотен киловатт до нескольких сотен мегаватт можно получить при малом Q_T и большом H_т и наоборот.

В практике принято гидротурбины подразделять на классы,  системы,  типы и серии.

Класс реактивных гидротурбин объединяет следующие системы: осевые (пропеллерные и поворотно-лопастные), диагональные и радиально-осевые гидротурбины.

В классе активных гидротурбин наибольшее распространение получили, так называемые, ковшовые  гидротурбины.

Каждая система содержит несколько типов, имеющих геометрически подобные проточные части и одинаковую быстроходность (частота вращения турбины, работающей под напором 1 м и развивающей мощность в 1 л. с), но различающихся по размерам. Геометрически подобные гидротурбины различных размеров образуют серию.

Кроме того, все гидротурбины условно делят на низко-, средне- и высоконапорные.

Гидротурбины условно подразделяют на малые, средние и  крупные.

К малым относятся гидротурбины, у которых  мощность составляет не более 1000 кВт.

К средним относятся гидротурбины мощностью от 1000 кВт до 15 000 кВт.

К крупным относятся гидротурбины, которые имеют мощность большую, чем  средние.

Активные гидротурбины. Наиболее распространенными активными гидротурбинами являются ковшовые (за рубежом их называют турбинами Пельтона). Принципиальная схема ковшовой турбины приведена на рисунке. 7.4. Вода из верхнего бьефа 1 подводится трубопроводом 2 к рабочему колесу 4, выполненному в виде диска, закрепленного на горизонтальном валу турбины и вращающегося в воздухе. По окружности диска расположены ковшеобразные лопасти (ковши) 7. Ковши равномерно распределяются по ободу рабочего колеса и последовательно, один »а другим, при его вращении «принимают» струю воды.

Подвод воды к рабочему колесу осуществляется через сопло 3, внутри которого расположена регулирующая игла. Сопло представляет собой сходящийся насадок, из отверстия которого при работе турбины выбрасывается струя воды, вся энергия которой, за вычетом потерь, обращается в кинетическую энергию вращения колеса турбины. Рабочее колесо и сопло размещаются внутри замкнутого кожуха 5.

Игла может перемещаться в насадке в продольном направлении, менять его выходное сечение и тем самым регулировать расход воды через турбину.

В одном из крайних положений игла полностью закрывает сопло, что ведет к остановке  турбины. Вода, отдав свою энергию рабочему колесу, стекает с него в отводящий канал (нижний бьеф).

Рисунок 7.4 - Схема активной турбины (Алматинская  ГЭС-1, АПК)

При внезапном отключении гидроагрегата от электрической сети и при быстрой остановке турбины в подводящем трубопроводе может возникнуть очень опасный для трубопровода гидравлический удар. В целях предотвращения гидравлического удара, игла закрывается медленно. А для предотвращения разгона турбины до опасных оборотов и быстрой остановки применяется  отвод струи от рабочего колеса в нижний бьеф с помощью отклонителя 6. При экстренном выводе турбины из работы ввод отклонителя струи  и перемещение иглы производится одновременно.

Конструктивные формы ковшовых турбин весьма разнообразны, они  могут различаться по расположению вала (вертикальные и   горизонтальные), по числу сопел и рабочих колес на одном валу.

Ковшовые турбины используются в диапазоне напора 300 - 1770 м с диаметром рабочего колеса до 7,5 м. Известна турбина мощностью 300 МВт.

Класс реактивные гидротурбины. К реактивным гидротурбинам относятся: радиально-осевые, пропеллерные, поворотно-лопастные  и диагональные. Общий вид рабочих колес представлен на рисунок 7.5.

Для реактивных гидротурбин характерны следующие основные признаки. Рабочее колесо располагается полностью в воде, поэтому поток передает энергию одновременно всем лопастям рабочего колеса.

Перед рабочим колесом только часть энергии воды находится в кинетической форме, остальная представлена потенциальной энергией, соответствующей разности давлений до и после колеса.

Избыточное давление p/(Qg) по мере протекания воды по проточному тракту рабочего колеса расходуется на увеличение относительной скорости, т.е. на создание реактивного давления потока на лопасти. Изменение направления потока за счет кривизны лопастей приводит к возникновению активного давления потока.

а) радиально-осевая; б) пропеллерная; в) поворотно-лопастная;

                                    г) двухперовая; д) диагональная.

Рисунок 7.5 - Общий вид рабочих колес реактивных турбин

Пропеллерные гидротурбины (Пр). Рабочее колесо 1 (см.рисунок 7.6) состоит из корпуса (втулки) с обтекателем 2 и лопастей 3, установленных под углом разворота φ. На лопасти рабочего колеса поток поступает только в осевом направлении, вследствие чего такие гидротурбины называют также осевыми (за рубежом турбины Каплана).

Рисунок 7.6 - Рабочее колесо пропеллерной турбины 123

Для подвода воды к направляющему аппарату 5 гидротурбины служит турбинная камера 4.

Число лопастей рабочего колеса зависит от напора и может колебаться от 3 до 8 (растет с увеличением напора).

Поворотно-лопастные гидротурбины (ПЛ). По конструктивному исполнению поворотно-лопастные турбины не отличаются от пропеллерных, но у них в процессе работы лопасти рабочего колеса могут поворачиваться вокруг своих осей, перпендикулярных оси вала (см.рисунок 7.6 и 7.7).

1)    корпус рабочего колеса, 2) обтекатель, 3) лопасти, 4) камера рабочего

колеса, 5) лопатки направляющего аппарата

Рисунок 7.7 - Рабочее  колесо  поворотно - лопастной турбины

Мощность, отдаваемая рабочим колесом такой гидротурбины и его КПД при заданном напоре зависят как от открытия лопаток направляющего аппарата 5, так и от угла поворота ф лопастей по отношению к втулке. Изменяя угол установки лопастей при различных открытиях направляющего аппарата, а следовательно, при различной мощности, можно найти такое положение лопастей, при котором КПД гидротурбины будет иметь наибольшее значение. Лопасти рабочего колеса при работе гидротурбины могут поворачиваться на некоторый (оптимальный) угол (отсюда название поворотно-лопастные) одновременно с изменением открытия направляющего аппарата. Такое двойное регулирование дает большие преимущества, так как обеспечивается автоматическое поддержание высокого значения КПД в широком диапазоне мощностей.

7.5 Турбины ГЭС малой мощности

Для комплектации ГЭС малой мощности применяются следующие системы активных турбин: ковшовые, наклонно-струйные и двукратные.

Наиболее простая в конструктивном отношении – двукратная турбина (см.рисунок 7.8). Она имеет горизонтальный вал с двумя, а иногда с тремя дисками, между которыми закреплены изогнутые лопасти, расположенные своими продольными кромками параллельно валу турбины.

Рисунок 7.8 -  Двукратная турбина

Вода к турбине подводится плоским соплом шириной несколько меньшей, чем ширина лопастей рабочего колеса турбины.

Вода из сопла поступает на лопасти рабочего колеса и, пройдя внутри колеса, вновь поступает на лопасти, но уже с внутренней стороны, отдав еще раз энергию, она выходит наружу. Таким образом, вода дважды попадает на лопасти рабочего колеса, поэтому турбина и называется двукратной. При первом прохождении струи через лопасти колеса, она отдает ему 70–80 % полезной энергии и при втором 30–20 %. Такие турбины мощностью от 1 до 250 кВт чаще применяют при напорах от 2 до 100 м.

7.7 Генераторы гидроэлектростанций

Для комплектации ГЭС используются явнополюсные синхронные генераторы с частотой вращения ротора в пределах от 20 до 1000 об/мин. Такой широкий диапазон частот вращения связан с большим разнообразием расходов и напоров воды, используемых на гидростанциях. Как правило, генераторы ГЭС выполняются в ограниченном количестве экземпляров по индивидуальным проектам. 

Потенциал гидроэнергетики Республики  Казахстан образуется учетом перспективных для строительства и восстановления крупных, средних, малых и мини  гидроэлектростанций  на реках и гидросооружениях. Так, в Алматинской области имеется возможность строительства 9 ГЭС мощностью более 50 МВт   -  с суммарной  мощностью 1325.4  МВт, 34 ГЭС мощностью от 10 до 50 МВт. суммарной мощностью  820.4 МВт. Итого по 17 ГЭС мощностью от 1 до 10 МВт    -   97.8 МВт., Суммарная мощность  9 мини ГЭС мощностью  до 1 МВт на разных реках составляет  7,2  МВт.

         Большой экономический эффект возникает при создании местных энергетических систем, использующих три вида возобновляемых энергетических ресурсов – воды, ветра и солнца. Это определяется тем, что летом солнечная энергия больше чем зимой, реки несут больше воды, весенние паводковые воды могут накапливаться в водохранилище и срабатываться по мере необходимости. Ветровая активность более высокая в зимнее время и тогда  потребность в электроэнергии может удовлетворяться за счет ветроэлектростанций. Примером такого удачного сочетания являются ветер, Солнце  Джунгарских ворот и  водные ресурсы втекающей в Джунгарские ворота  горной реки Ыргайты.

         Удельная стоимость сооружения гидроэлектростанций находится в пределах 6000 – 7000 долл. США за 1 кВт установленной мощности.        

8  Энергия Солнца. Солнечное электричество

В 1996 году на Всемирной встрече по проблемам солнечной энергии (г.Хараре, Зимбабве) приняты «Всемирная солнечная программа» и «Харарская Декларация по солнечной энергетике и устойчивому развитию», определившие, что солнечная энергия должна играть заметную роль в обеспечении энергией, сохранении использования природных ресурсов и уменьшении деградации окружающей среды.

8.1 Потенциал солнечной энергии

Казахстан может извлечь огромную пользу из чрезвычайно высокого технического потенциала солнечной энергии на его территории (см.рисунок 8.1).

Рисунок 8.1 - Потенциал солнечной энергии в Казахстане

При определении практической  целесообразности использования солнечной энергии исходят из того, что плотность ее в южных широтах в течении 1-2 часов достигает 1 кВт/м², тогда как в большинстве районов Земли средняя плотность светового потока составляет 200-250 Вт/м ².

         В Республике Казахстан потенциал солнечного излучения увеличивается от севера к югу. Продолжительность солнечного сияния, обеспечивающего поступление лучистой энергии на горизонтальную поверхность в пределах 1280 – 2300 кВт. ч./м ², составляет от 2000 до 3000 часов в год из 8760 (8736)  часов.

Суммарный годовой потенциал солнечной энергии на территорию  Казахстана оценивается порядка 340 млрд.тонн условного топлива.

Источник лучистой энергии  -  Солнце - ближайшая к Земле звезда, раскалённый плазменный шар радиусом 696 тыс.км. Солнце вращается  вокруг своей оси в том же направлении, что и Земля. Светимость  Солнца  3,86х10²³ кВт, эффективная температура поверхности около 6000 К, химический состав: водород -  около 90% , гелий – 10%, другие элементы – менее 0,1%.

Источник энергии Солнца – ядерные превращения  водорода в гелий в центральной области Солнца, где температура около 15 млн К. Энергия из недр Солнца к его поверхности переносится излучением, а затем во внешнем слое, толщиной около 0,2 радиуса шара – конвекцией.    Конвективное  движение плазмы определяет наличие фотосферной грануляции - солнечных пятен. Интенсивность плазменных процессов на Солнце периодически – через 11 лет меняется. На Землю, находящуюся от Солнца на расстоянии 149 млн км поступает поток солнечной  лучистой энергии мощностью около 2 10¹⁷Вт.

 Спектр солнечного излучения охватывает диапазон от  гамма излучения до метровых радиоволн. В видимой области солнечный спектр близок к излучению абсолютно чёрного тела при температуре около 6000 К и имеет энергетический максимум в области 430 – 500 нм. Излучение в диапазоне длин волн от 400 до 700 нм  входит в понятие  «свет», по гречески – «Фото»с. К этому диапазону примыкает невидимое, но переносящее большую энергию,  длинноволновое инфракрасное излучение и коротковолновое ультрафиолетовое излучение.  При прохождении через атмосферу солнечный свет ослабляется, в основном за счет поглощения излучения парами воды – облаками (инфракрасное излучение), озоном (ультрафиолетовое излучение), частицами пыли, золы, дыма и аэрозолей, за счет рассеяния светового потока молекулами газов. Все эти поглощения света образуют понятие – оптическая плотность атмосферы или атмосферная масса (АМ). При нулевой атмосферной массе АМ0 на верхней границе атмосферы и в космическом пространстве интенсивность излучения  равна Ес = 1360 Вт\м². Величина атмосферной  массы АМ1 соответствует оптической плотности чистого безоблачного неба над уровнем моря при расположении Солнца в зените.

Стандартной величиной атмосферной массы является АМ1,5 при θ = 41° 49′ , при которой плотность солнечного излучения  Ес = 835 Вт\ м².

В диапазоне  оптических частот существенно проявляется квантовый характер электромагнитного излучения и двойственность природы света – волновая и  корпускулярная. Квант электромагнитного излучения – ФОТОН - элементарная частица, обладающая нулевой массой покоя и скоростью, равной скорости света. Она не имеет ни электрического заряда, ни магнитного момента. Энергия фотонов, Эв, в излучении с длиной волны λ  определяется соотношением 

                                               hν = hc\ λ = 1,24\ λ                                              (8.1)

где h – постоянная Планка;

с- скорость света;

λ – длина волны.

Фотоны взаимодействуют электромагнитным образом со всеми элементарными частицами, создают процессы – излучение, поглощение, упругое рассеяние энергии. Под действием потока фотонов в некоторых полупроводниках возникает внутренний фотоэффект, при котором происходит переход носителей зарядов из связанного состояния в свободное и скопление их на p – n  переходах, создающее разность потенциалов на поверхностях элемента.

Фотон участвует в электромагнитных взаимодействиях, способных осуществить переход «фотон – электрон» и «электрон – фотон». На этом явлении основана фотопроводимость и работа фоторезисторов, фотодиодов, фотоэлементов - преобразователей световой энергии в электрическую.

Вентильный фотоэффект или фотоэлектрический эффект – это возникновение ЭДС  в системе, содержащей контакт двух разных полупроводников  или полупроводника  и металла при поглощении квантов излучения оптического диапазона. С увеличением интенсивности лучистого потока величина этой ЭДС возрастает, достигая насыщения при больших освещённостях.

 Фотоэлектрический эффект и солнечная батарея  являются основой  новой отрасли энергетики – «фотовольтаики» - использования солнечного света для производства электрической энергии.

Солнечный фотоэлемент изготавливается из пластины полупроводникового материала, например, кремния со строго дозированным содержанием специальных добавок, создающих области с P-  и N- типами проводимости, размещаемой между  электродами.

Нижний электрод – пластина, верхний электрод – тонкие токосъемные  сетки,  которые предназначены для припайки к ним проводников. При использовании в качестве солнечного элемента  аморфного или кристаллического кремния коллекторными материалами служат олово или индий. Полученные после сборки пластин ячейки в зависимости от размеров характеризуются величиной вырабатываемого ими напряжения и тока, пропорционально падающему на них излучению.

Механизм возникновения фотоэдс на контакте электронного и дырочного полупроводников заключается в следующем (рисунок 8.2).

Рисунок 8.2 – Структура фотоэлемента

При поглощении фотонов в полупроводнике одновремённо освобождаются электроны и  дырки, образующие пары «электрон – дырка». Электроны из заполненной зоны переходят в свободную зону, становясь электронами проводимости, а дырки остаются в заполненной зоне и также могут участвовать в электропроводности. При подходе к P-N  переходу пары под действием контактного электрического поля разделяются: электроны идут в электронный полупроводник, а дырки переходят в дырочный полупроводник. В результате возникает динамическое равновесие, когда число носителей зарядов, перемещающихся в единицу времени через запирающий слой, сравнивается с числом носителей, перемещающихся в обратном направлении. При этом между верхним и нижним электродами устанавливается разность потенциалов, представляющая собой фотоэлектродвижущую силу.

К веществам, образующих системы, в которых обнаруживается фотоэлектричество в первую очередь относятся кремний, германий, селен, Кроме них для промышленного производства фотопреобразователей материала, в солнечных элементах могут использоваться также сульфит кадмия, арсенид галлия и ряд других материалов. Арсенид галия может дать более высокую эффективность преобразования энергии на уровне 30 %.

Эффективность преобразования световой энергии в электрическую на кремниевых элементах достигает 16 – 21 % от мощности падающего на пластинку светового потока.

Для изготовления солнечных источников электроэнергии применяются в основном кремниевые фотоэлементы, обладающие высоким КПД преобразования энергии.

Электропроводность кремния  зависит от малейших примесей и внешних электромагнитных воздействий. Для фотовольтаики применяется сверхчистый кремний «солнечного качества» разной кристаллической структуры – от монокристаллов до микрокристаллических фракций чистотой  99,9999%.  Из него изготавливаются ячейки солнечных элементов.

Соединённые последовательно и параллельно ячейки образуют модули, содержащие, например, 36 ячеек. В свою очередь модули собираются в панели мощностью от нескольких ватт до сотен киловатт. Солнечные панели размещаются на открытой местности, на крышах домов, на освещаемых поверхностях различных сооружений. Они вырабатывают постоянный ток, подаваемый на зарядку аккумуляторной батареи, а затем через инвертор

 переменный ток стандартного качества идёт потребителям.

Рисунок 8.3 - Вольтамперные характеристики элемента (ВАХ) при различных мощностях  светового потока

Напряжение холостого хода, генерируемое одним элементом,  зависит от размеров элемента.

Величина тока зависит от интенсивности света и так же от размера элемента, под которым подразумевается площадь его освещаемой поверхности.

Пиковая (максимальная) мощность солнечного элемента соответствует напряжению около 0,47 В. Таким образом, чтобы правильно оценить качество солнечного элемента, необходимо нагрузить его так, чтобы выходное напряжение равнялось 0,47 В.

Важным показателем работы солнечных элементов является их температурный режим. Длинноволновое инфракрасное излучение не производит фототока, а только разогревает полупроводник. При нагреве элемента на один градус свыше 25^оС он теряет в напряжении 0,002 вольт, т.е. 0,4 %/градус, а в яркий солнечный день элементы нагреваются до 60-70^оС, теряя 0,07-0,09 вольт каждый. Для поддержания КПД солнечных преобразователей на расчетном уровне применяется водяное или воздушное охлаждение элементов.  Обычно КПД солнечного элемента колеблется в пределах 10-18 %. Солнечная ячейка размером 100х100 мм при стандартных условиях может генерировать 1-1,6 Вт

Электрические параметры для отдельного солнечного элемента представляются в виде вольтамперной характеристики при стандартных условиях (Standart Test Conditions). Стандартными условиями работы элементов являются:

-освещенность 1000 Вт/м²;

-температура 25^оС;

-спектр АМ 1,5 (солнечный спектр на широте 45^о).

Солнечные модули являются основным компонентом для построения фотоэлектрических систем (ФЭС) в энергетике. Они могут быть изготовлены с любым выходным напряжением.

При использовании ФЭС для бытовых целей, зарядки аккумуляторных батарей (АКБ) с номинальным напряжением 12 В 36 солнечных элементов соединяются последовательно и герметизируются посредством ламинации на стекле, текстолите, алюминии.

 Напряжение фотоэлемента, соответствующее максимальной мощности, называется напряжением максимальной мощности (рабочим напряжением - U_p), а соответствующий ток - током максимальной мощности (рабочим током - I_p).

Значение рабочего напряжения для модуля, состоящего из 36 элементов, таким образом, будет около 16…17 В (0,45….0,47 В на элемент) при 25^оС.

Рисунок 8.4 - Нагрузочная характеристика фотоэлемента

Запас по напряжению по сравнению с напряжением полного заряда АКБ (14,4 В) необходим для того, чтобы компенсировать потери напряжения в контроллере заряда-разряда АКБ и снижение рабочего напряжения модуля при нагреве.

Следует повторить, что напряжение холостого хода модуля мало зависит от освещенности, в то время как рабочий ток, прямо пропорционален освещенности.

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

                                                   W = k P_w E / 1000                                            (8.2)

где Е - значение инсоляции(поступившей лучистой энергии) за выбранный период;

k - коэффициент поправки равный 0,5 летом и 0,7 в зимний период на потерю мощности солнечных элементов при нагреве на солнце, а также учитывающий изменение угла падения лучей на поверхность модулей в течение дня.

Исходя из суммарной мощности, потребляемой конкретным потребителем энергии и приведенной выше формулы, легко рассчитать суммарную мощность модулей, обеспечивающих совместно с аккумуляторной батареей заданную нагрузку. Количество модулей определяется простым делением суммарной мощности на мощность одного модуля.

При использовании фотоэлектрических систем рекомендуется максимально снижать мощность потребителей. Например, в качестве осветителей использовать (по возможности) только энергосберегающие лампы. Такие светильники, при потреблении энергии в 5 раз меньшем, обеспечивают световой поток, эквивалентный световому потоку лампы накаливания большей мощности. Для небольших фотоэлектрических систем целесообразно устанавливать ее модули на поворотном кронштейне для оптимального разворота их вручную или с использованием электропривода относительно падающих лучей. Это позволяет увеличить мощность ФЭС на 20-30 %.

При использовании ФЭС может быть обеспечен энергией автономный потребитель или  произведена  электроэнергия в распределительные сети. Выпадения осадков в виде дождя, снега, пыли и града сокращают количество вырабатываемой энергии, создают опасность поломки активных элементов ФЭС. Это  определяет необходимость постоянной очистки панелей.

Полупроводниковые фотоэлектронные источники энергии впервые использовались в таких уникальных системах, где стоимость их не имела значения. Например, они обеспечивали и обеспечивают энергией искусственные спутники Земли, космические станции и многие другие объекты космического базирования. Стоимость ФИЭ, входящих в электронные часы, калькуляторы так же особого значения не имеет из - за высокой цены самого изделия.

С начала 90-х годов в США, Японии, Франции, Китае, Германии  создаются огромные солнечные батареи для производства энергии в промышленные распределительные сети. Ведущее место в этой области занимает компания “Arco Solar Industries”. Ею построены станции на 1000, 6400, 12600 кВт, продающие энергию распределительным компаниям.

В настоящее время фотоэнергетика находится на крутом подъеме, сильно возросло производство ФИЭ в США, Германии, Японии. В США начато строительства супермощной солнечной электростанции, занимающей площадь 11449 квадратных миль, способной покрыть большую часть потребности Соединенных Штатов в электроэнергии.

Объём производства солнечных систем в 2006 году составил 2,0 МВт, с каждым годом он  увеличивался и достиг в 2010 году 6,0 МВт. Доля солнечной энергии в общем объёме пиковой энергии к 2015 году достигнет 15 – 20 %.  Несмотря на то, что в настоящее время стоимость электричества, производимого фотоэнергетическими системами в 1.5-2 раза выше (20-40 цент/кВт.ч.), чем традиционного (10-20 цент/кВт.ч.), объем этого рынка уже превысил 3,5 млрд.долл. США и по прогнозам будет десятикратно увеличится в течение каждого последующего десятилетия, причем, начиная с 2040 года, доля возобновляемой энергетики станет преобладающей в общей мировой энергетике. Цена на фотоэлектрическую систему, состоящую из солнечного модуля, зарядного устройства, преобразователя (инвертора),  неуклонно падает и в последние 10 лет снижается с темпом 4%/год.

Снижение цены обусловлено ростом масштабов производства солнечных модулей. И эта тенденция сохранится в будущем, о чем свидетельствуют соответствующие стратегические планы ведущих стран мира (к 2010 г. Япония – довести ежегодное производство до 4,8 ГВт, Германия – до 1 ГВт) и развивающихся стран (Китай - 1,55ГВт к 2020 г., Ю.Корея – 1,3ГВт к 2012 г., Таиланд – довести долю возобновляемой энергетики до 8% к 2011 г). В Европе к 2020 году 30-40% потребностей в электроэнергии планируется покрывать за счет фотовольтаических устройств. В мире резко увеличивается интерес к фотоэнергетике особенно в развивающихся странах. В Бурунди, Ботсване, Кении, Руанде, Уганде, Замбии, Зимбабве и других уже установлены тысячи фотоэнергетических систем. Свои национальные программы по развитию фотоэнергетики  имеют Монголия и Вьетнам. В 2008 году было завершено строительство солнечной электростанции, расположенной в испанском муниципалитете Ольмедилья-де-Аларкон. Пиковая мощность электростанции Olmedilla достигает 60 МВт. Этой мощности достаточно, чтобы снабжать электроэнергией 20 тысяч домовладений.  Солнечная электростанция Пуэртояно в  Испании считается одной из крупнейших в мире: ее пиковая мощность равна 50 МВт.

Рисунок 8.5 – Солнечная электростанция Puertollano (Пуэртояно), 50 МВт

Большое  распространение фотовольтаика получила для энергообеспечения  автономных объектов, ферм, сельских больниц  в комбинации с ветроэнергетическими установками в виде комплексных энергетических систем.  

Рисунок 8.6 -  Комплексные энергетические системы ВРТБ  - ветер+Солнце для электроснабжения объектов телекоммуникации.

9 Энергия Солнца. Солнечное тепло

Излучение Солнца является энергетической основой производства низкопотенциального тепла, используемого в системах отопления зданий и горячего водоснабжения для бытовых нужд, а также для производства электроэнергии на солнечных электрических станциях. Рабочие органы солнечных нагревательных установок - гелионагреватели, являются самостоятельными отдельными устройством или входящими в архитектурное  решение зданий.

Интерес к использованию теплового действия солнечной энергии в промышленных установках возник примерно с 1973г., с начала энергетического кризиса в некоторых развитых странах. Главной идеей этого направления является концентрация солнечного излучения с помощью зеркал и линз с целью достижения в фокусе концентраторов температуры (2,5 – 3,5) × 10³К. Так возникли установки для плавки металлов, котлы для получения горячей воды и пара, а также солнечные электростанции паротурбинного цикла – башенные солнечные электростанции. Они содержат зеркальный концентратор – гелиостат, снабженный механизмом поворота зеркал для слежения за Солнцем и поддержания фокуса зеркал на паровом котле. Паровой котел вырабатывает пар, подаваемый в паровую турбину, соединенную с электрическим генератором. В состав СЭС входят также конденсатор пара, питательный насос, трансформаторная подстанция и электрическое распределительное устройство для выдачи энергии в энергосистему.

Солнечная станция мощностью 150-200 МВт занимает площадь           2,5 – 3,5 км ² под зеркала.

Тепловая мощность СЭС определяется из соотношения:

                                  (9.1)

где Е_о – солнечная радиация, кВт/м²;

         F_з – площадь зеркал;

         R_з – отражательная способность зеркал (0,75);

         cos w = 0.75 – 0.8, учитывает угол падения излучения на гелиостаты при постоянном слежении за Солнцем и импульсном движении;

A_s = 0,93-0,95 - коэффициент поглощения поверхности котла;

К_зап. - коэффициент запыления = 0,85 при периодической чистке поверхности зеркал;

K _тп = 0,85-0,95 - коэффициент тепловых потерь,

N _сн = мощность электроприемников собственных нужд станции – питательных насосов, электропривод поворота зеркал, наружное и внутреннее освещение.

Это новый тип электростанций считается способным конкурировать со станциями, работающими на мазуте, газе и, тем более, на угле. Во многих странах мира успешно эксплуатируется СЭС мощностью от 10 МВт (площадь 52 Га, 1818 гелиостатов, бойлер на высоте 95 м, температура пара 510 °С) до 100 МВт в Европе – Испания, Сицилия, Франция, Италия.

В Японии наряду с несколькими действующими СЭС мощностью порядка 10 МВт сооружается СЭС мощностью 1000 МВт с гелиостатами площадью 30 км²  в море на  мелководье.

Рисунок 9.1 - Солнечная термальная электростанция

Несмотря на то, что в Республике Казахстан широко развита система централизованного теплоснабжения в городах и в крупных поселках городского типа, около 45% всей производимой  низкопотенциальной теплоты приходится на долю малых установок, использующих, в основном, уголь. Индивидуальные котельные и системы отопления малых домов являются источниками дыма, создающими плотный слой газов над городом. Проблема  организации экологически чистого теплоснабжения решается путем  установки систем, преобразующих в тепло излучение Солнца. Существуют два типа гелионагревателей – плоские и трубчатые.

Плоские гелионагреватели обычно изготавливаются из металлического или пластмассового листа с черным светопоглощающим покрытием, на котором расположены металлические или пластмассовые трубки. По трубкам прокачивается вода в одноконтурных нагревателях, либо незамерзающая жидкость -в двухконтурных системах. Изменение мощности нагревателя производится увеличением или уменьшением его площади. Для повышения эффективности гелионагреватели снабжаются устройствами поворота при слежении за положением Солнца и возврата в положение «на восток» в ночное время под разными углами, соответствующими  временам года, а также системами хранения тепла типа термосов.

1 – солнечные лучи; 2 – остекление; 3 – корпус;

4 – тепловоспринимающая поверхность; 5 – теплоизоляция;

6 – уплотнитель; 7 – собственное длинноволновое излучение тепловоспринимающей пластины.

Рисунок 9.2 – Плоский солнечный коллектор

Трубчатые гелионагреватели  в настоящее время получили наибольшее распространение. Они имеют следующую конструкцию (см.рисунок 9.4.) Наружная труба (Outer Tube) выполнена из специального стекла, пропускающего вовнутрь всю энергию, поступающую от Солнца. Внутренняя труба (Inner Tube) изготовлена из стекла, имеющего высокую теплопроводность и покрыта специальным составом, активно поглощающим солнечное излучение – ультрадисперсным черным  порошком  на основе оксида алюминия с размерами частиц 2 – 3 нМ (Solar Selectiv Surfase). В кольцевом зазоре между трубами создан высокий вакуум (Vacuum Spase). С одного конца трубы спаяны, внутренний конец внутренней трубы удерживается пружиной ( Spring Holder), на которой нанесен специальный состав (Getter), поглощающий остатки газа в межтрубном зазоре. Высокий вакуум в зазоре необходим  для предотвращения передачи тепла от нагревающейся  внутренней трубы к наружной и далее в окружающее пространство, т.е. для получения высокого КПД  нагревателя.. 

Рисунок 9.4 - Трубчатый гелионагреватель

Трубы располагаются на наклонной поверхности, устанавливаемой под такими углами, чтобы на каждой широте Земного шара в любое время года можно было получить на них максимальную освещенность. При переходах от зимы к весне, от весны к  лету, от осени к зиме производят переустановку наклона панелей гелионагревателей. Благодаря установке труб на определенном расстоянии друг от друга, равном приблизительно диаметру труб, отсутствует необходимость поворота панели нагревателей вслед за солнцем. Это является существенным преимуществом трубчатых  гелионагревателей, по сравнению с плоскими. Принцип работы трубчатых  гелионагревателей состоит в следующем.

В нижнюю часть  расширительного бака поступает холодная вода. В результате поглощения солнечной энергии вода, прилегающая к внешней поверхности труб, нагревается и всплывает на поверхность бака, холодная вода стекает вниз. Так продолжается до тех пор, пока вся вода не нагреется до температуры, соответствующей  интенсивности солнечного излучения в данное время. 

Заливка холодной воды в бак и выпуск горячей воды производится по трубам (Inlet and Outlet pipe), соединенным с трубопроводом холодной воды(Cold water) и потребителями через соответствующие краны(Valve) и смесители(Option).

10 Тепло Земли. Геотермия

Вовлечение в энергобаланс Республики Казахстан энергии термальных вод для уменьшения потребности в использовании экологических вредных источников энергии является важной государственной задачей.

10.1  Тепло Земли           

Тепло Земли в виде изливающейся на поверхность вводы может быть использовано  для получения электрической и тепловой энергии

Давление истекающей из скважин воды на поверхности земли  порядка 9 кг/см² дает возможность  использовать ее для производства электроэнергии на мини ГЭС и для бытового теплоснабжения. Одна скважина с дебитом 50л/с может вырабатывать электроэнергию мощностью 3,0 - 3,5 кВт и обеспечивать тепловой энергией в объеме до 9 - 10 Гкал/ч.

В Жаркенте Алматинской области имеются пригодные для промышленого использования термальные воды с температурой 88-96⁰С. Дебит одой скважины до 3000 м³ в сутки.

В настоящее время проведены геотермические исследования на глубинах до 6500 м с интервалом 500 м в том числе по:       

 Прикаспийской впадине: 30 скважин до глубины 6500 м, максимальная температура 118 ^оС, максимальный градиент 27 ^оС на 1000 м.

Мангышлак-Устюрсткой системе: 17 скважин до глубины 3250 м, максимальная температура 150 ^оС, максимальный градиент 35,8 ^оС/км.

Тургаю и Северному Приаралью: 5 скважин до глубины 2900 м, максимальная температура 100 ^оС, максимальный градиент 27,8 ^оС/км.

Иртышской впадине: 6 скважин до глубины 2000 м, максимальная температура  60 ^оС, максимальный градиент 58 ^оС/км.

Илийской впадине: 20 скважин до глубины 3800 м, максимальная температура 165 ^оС, максимальный градиент 32 ^оС/км.

Сырдарьинской впадине: 13 скважин до глубины 2100 м, максимальная температура 83 ^оС, максимальный градиент 40 ^оС/км.

Чу-Сарысуйской впадине: 6 скважин до глубины 1400 м, максимальная температура 63 ^оС, максимальный градиент 28 ^оС/км.

Горячая вода  под давлением направляется на гидравлическую турбину, где вырабатывается электроэнергия, затем вода поступает на теплообменник для подогрева сетевой воды, нагретая сетевая вода поступает потребителям, а термальная вода может использоваться в качестве столовой или для медицинских целей.

10.2      Тепловые насосы

Тепловой насос — устройство для переноса тепловой энергии от источника низкопотенциальной тепловой энергии с низкой температурой к потребителю теплоносителя с более высокой температурой,. Термодинамически тепловой насос представляет собой обращённую холодильную машину. Если в холодильной машине основной целью является производство холода путём отбора теплоты из какого-либо объёма испарителем, а конденсатор осуществляет сброс теплоты в окружающую среду, то в тепловом насосе картина обратная. Конденсатор является теплообменным аппаратом, выделяющим теплоту для потребителя, а испаритель -теплообменным аппаратом, утилизирующим  низкопотенциальную теплоту, находящуюся в водоемах, грунтах, сточных водах и тому подобное. В зависимости от принципа работы тепловые насосы подразделяются на компрессионные и абсорбционные. Компрессионные тепловые насосы всегда приводятся в действие с помощью электромотора, в то время как абсорбционные тепловые насосы могут также использовать тепло в качестве источника энергии. Для компрессора  нужен также источник низкопотенциального тепла.

В процессе работы компрессор потребляет электроэнергию. Соотношение вырабатываемой тепловой энергии и потребляемой электрической называется коэффициентом трансформации (или коэффициентом преобразования теплоты) и служит показателем эффективности теплового насоса. Эта величина зависит от разности уровня температур в испарителе и конденсаторе: чем больше разность, тем меньше эта величина.

По виду теплоносителя во входном и выходном контурах насосы делят на шесть типов: «грунт—вода», «вода—вода», «воздух—вода», «грунт—воздух», «вода—воздух», «воздух—воздух».

Рисунок 10.1 – Схема работы теплового насоса

При использовании в качестве источника тепла энергии грунта трубопровод, в котором циркулирует жидкость, зарывают в землю на 30-50 см ниже уровня промерзания грунта в данном регионе. Для установки теплового насоса производительностью 10 кВт необходим земляной контур длиной 350—450 м, для укладки которого потребуется участок земли площадью около 400 м² (20х20 м).

Рисунок 10,2 – Грунтовый тепловой насос в комплексе с ветровой турбиной

К достоинствам тепловых насосов в первую очередь следует отнести экономичность: для передачи в систему отопления 1 кВт·ч тепловой энергии установке ТНУ необходимо затратить 0,2-0,35 кВт·ч электроэнергии.. Все системы функционируют с использованием замкнутых контуров и практически  не требуют эксплуатационных затрат, кроме стоимости электроэнергии, необходимой для работы оборудования, которая может быть получена от ветровых и солнечных энергетических установок. Срок окупаемости тепловых насосов составляет 4-9 лет, при сроке службы по 15-20 лет до капитального ремонта.

Реальные значения эффективности современных тепловых насосов составляют порядка СОР =2.0 при температуре источника −20 °C, и порядка СОР = 4.0 при температуре источника +7 °C.

Заключение

Энергетика, основанная на использовании возобновляемых и неисчерпаемых энергетических ресурсах – отрасль энергетики, развивающаяся под влиянием трех стимулов: сохранения климата планеты, снижение дефицита энергии особенно в условиях удаления от существующих энергетических систем и  повышения политической стабильности в мире.

 Есть ещё много других природных явлений, обладающих значительной внутренней энергией и много способов превращения её в управляемую энергию, когда каждый сам себе может предоставить столько энергии, сколько нужно для  его дела и быта. Не нарушая условия жизни других.

Нетрадиционные и возобновляемые источники электроэнергии:

- быстро развивающаяся и перспективная специальность для инженерной и коммерческой практической деятельности, а также  международного сотрудничества.

- освоение неисчерпаемых и возобновляемых энергетических ресурсов имеет всемирный, глобальный масштаб.

-  используются для выработки электроэнергии в энергосистемы и подачи тепла и электроэнергии обособленным объектам.

 С целью активизации процесса освоения неисчерпаемых и возобновляемых энергетических ресурсов международные организации проводят международные форумы на высшем уровне с участием президентов стран и региональные конференции на уровне правительств.

Необходимость вхождения Республики Казахстан в число 50 - конкурентно способных стран  мира, в соответствии с Программой, поставленной Президентом страны Н.А. Назарбаевым,  в определенной степени стимулирует создание многообразия энергоисточников, как принято в экономически развитых странах, выработку экологически чистой энергии на одного жителя  страны.

Список литературы 

1. Непорожний П.С., Обрезков И. Введение в специальность: гидроэнергетика. Учебник для вузов. Москва, энергоатом издат, 1990, ISBN 5-283-02021-5

2. Веников В.А., Путятин Е.В. Введение в специальность. Электроэнергетика, - Москва, «Высшая школа»,1988.

3. Альтернативные источники энергии. Материалы советско – итальянского симпозиума, часть 2. Использование солнечной энергии.

4. В России начали зарабатывать деньги на ветре www.raduga.ru

5. Сборник научных трудов по материалам первой международной научно-практической конференции Алматы: АИЭС. 1998.

         6. Рензо Д.Д. Ветроэнергетика, М.: «Энергоатомиздат», 1982.

         7. Энергия ветра: оценка технического и экономического потенциала. Под ред. Я.И. Шефтера.

         8. Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. - М.:«Энергоатомиздат», 1983.

         9. Ветер, волны и морские порты. Под ред. Ю.М. Крылова, Л., «Гидрометеоиздат», 1986.

         10. Robert Gasch (Hrsg) Windktaftanlagen B.G. Teubner Stuttgart, 1993.

         11. World Meteorologic Organisation Meteorological Aspects of The Utilization of Wind as an Energy Resource, WMORep.№ 575, Geneva, 1981.

         12. Милэн П.А. Охотники за тайфунами. Перевод с французского, - М.: «Мир», 1967.

         13. Исследование параллельной работы ветроэлектрических агрегатов с электрической сетью, между собой и с электроагрегатами других типов. Отчет, ЛПИ по теме 203503, Ленинград 1989 г. ВНТИЦ, 0290.0 015985.

         14. Исследование параллельной работы ветроэлектрического агрегата с сетью Отчет ЛПИ по теме 203907, Ленинград, 1989 г., ВНТИЦ, 0290.0 0159647.

         15. Хржан А.Х. Физика атмосферы, Гидрометеоиздания, - Л. 1978 т.1, 247с, т.2., 320 с.

         16. Верещагин И.П. Макальский Л.М. Мирзабекян, Морозов В.С. Электричество атмосферы. -М.: МЭИ, 1985, 100 с.

          17. Развитие альтернативной энергетики в Казахстане   www.zakon.kz/

         18. Тенденции развития мировой и российской энергетики        www.elek.ru/

19. Введение в энергобаланс Ресублики Казахстан ветрознергетических ресурсов и          строительство ВЭС в Атырауской области мощностью 50 МВт.www.nature.kz/

20. Отчет о научно-исследовательской работе  «Исследование параллельной работы ветроэнергетического агрегата с сетью». Рук. А.А.Рагозин, Ленинград, 1989.

21. Материалы семинара «Основные подходы к строительству ветростанций для параллельной работы в сети», Алматы 10 августа 2005.

22. Соболь Я.Г. Ветроэнергетика в условиях рынка (1992-1995 гг.)/Энергия: Экон., техн. экол. 1995. №11.

23.Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа, 2 изд., - М., 1957.

24.Патент Республики Казахстан № 12233 «Ветроэнергетический агрегат (ВЭА) и ветроэлектростанция (ВЭС)»,  бюл. № 8, 2004., Болотов А.В. Болотов С,А. ТОО «Ветроэнергоинвест».

25. Патент Республики Казахстан № 8086, Вентильный генератор,  бюл.№ 12, 2003. Болотов А,В., Новокшенов В.С., Ганага Е,Ф., Бакенов К.А.

          26.  © World Wind Energy Association WWEA 2010 Date of publica tion: March 2010,WWEA Head Office Charles-de-Gaulle-Str. 5 53113 Bonn Germany

27. Васильев Г. П. Теплохладоснабжение зданий и сооружений с использованием низкопотенциальной тепловой энергии поверхностных слоев Земли (Монография). Издательский дом «Граница». - М.: «Красная звезда» - 2006. 

28 Васильев Г. П., Хрустачев Л. В., Розин А. Г., Абуев И. М. и др. Руководство по применению тепловых насосов с использованием вторичных энергетических ресурсов и нетрадиционных возобновляемых источников энергии // Правительство Москвы Москомархитектура, ГУП «НИАЦ», 2001. 

Содержание