1.    
  2.    
  3.     Сонячне випромінювання і геотермальне тепло – джерела енергії для комбінованих систем енергопостачання

Сонячне випромінювання і геотермальне тепло – джерела енергії для комбінованих систем енергопостачання

 

Якщо екологія все сильніше впливають на наше життя (як відомо, здоров’я людини на 20 % залежить від екології, це більше, ніж від рівня розвитку медицини), то від гарантованого енергозабезпечення, особливо взимку малих поселень, або медичних установах залежить саме життя.

Однак сьогодні повсюдно питань екології та гарантованого, доступного за ціною, енергозабезпечення малих поселень сучасної енергетикою в Росії, де задіяні величезні потужності і фінансові кошти, не приділяється належної уваги.

Діяльність численних організацій паливно-енергетичного комплексу (ПЕК) входить в протиріччя з Законом РФ «Про енергозбереження» розпорядчої, забезпечення процесів виробництва, перетворення, транспортування, зберігання, використання, утилізації паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) таким чином, щоб предотвращалось вичерпання ПЕР з урахуванням їх розвіданих запасів, раціоналізації способів видобутку. Закон у своїй основі вимагає зниження втрат первинних ПЕР, використання вторинних ПЕР, альтернативних палив, і широке залучення в господарський оборот поновлюваних ПЕР.

Ці вимоги продиктовані тим, що на частку російських підприємств ПЕК припадає 48 % викидів шкідливих речовин в атмосферу, до 36 % забруднень стічних вод і понад 30 % шкідливих відходів [1].

У той же час сьогодні можливий, нехай навіть на окремих територіальних утвореннях (поселеннях), перехід на енергопостачання населення і виробництва від відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) не може бути здійснено з ряду причин. Однією з таких причин є те, що кожне з напрямків енергетики ВДЕ прагнути одне вирішувати питання енергозабезпечення протягом усього року, ігноруючи кліматичні умови територій. Особливо це стосується використання енергії Сонця, вітру, гідроенергії і геотермального тепла.

Оскільки потенціал вітрової енергії сезонно — зимовий період – річний період розрізняється не так різко, як надходження сонячного випромінювання, то нижче розглянемо лише можливість використання сонячного випромінювання і геотермального тепла як джерел енергії комбінованих систем енергопостачання в Росії.

Проведемо аналіз можливостей щодо забезпечення споживачів диференційованими видами енергії; влітку за рахунок сонячного випромінювання, а взимку за рахунок глибинного тепла Землі.

Денна кількість сонячного випромінювання максимально не на екваторі, а поблизу 40⁰. Подібний факт є наслідком нахилу земної осі до площини її орбіти. У період літнього сонцестояння Сонце у тропіках майже весь день знаходиться над головою і тривалість світлового дня — 13,5 годин, більше ніж на екваторі в день рівнодення. З підвищенням географічної широти тривалість дня зростає (середня тривалість дня у червні в Криму дорівнює 15,5 год, а в Омську 17,2 год). І хоча інтенсивність сонячного випромінювання зменшується, максимальне значення денної інсоляції припадає на широту близько 40 ⁰ і залишається майже постійним (для умов безхмарного неба) аж до полярного кола.

З урахуванням хмарності і забруднень атмосфери промисловими відходами, характерних для багатьох країн світу, наведені в таблиці величини слід зменшувати. Наприклад, для Англії 70 р. XX століття, до початку боротьби за охорону навколишнього середовища, річна кількість сонячної радіації становило лише 900 кВт∙год/м2 замість 1700 кВт∙год/м2. У великих же містах, як правило, величина потоку сонячної радіації днем менше ніж за містом, в середньому на 10 – 20 %. А при малих висотах Сонця це розходження досягає 50 %.

На інсоляцію впливають також і інші фактори.

Так, наприклад, Західносибірська рівнина порівняно з Східно-Європейською частиною Росії отримує на одних і тих же широтах більше сонячної радіації за рахунок збільшення прямої її складової внаслідок меншої повторюваності циклоидальной погоди, яка супроводжується хмарністю.

Звичайно, крім кількісного надходження сонячної енергії, на географію її використання, впливає ефективність застосовуваного енергогенеруючого обладнання.

Проведені Д. М. Чудиновым і Т. Ст. Щукиной [2] техніко-економічні розрахунки показали, що обладнання сонячного гарячого водопостачання (колектора) при фіксованій його вартості і з існуючим рівнем ефективності успішно експлуатуються в зоні, що включає регіони, розташовані уздовж західної і південної межі Росії і узбережжя Далекого Сходу, плоть до Магадана. При підвищенні ККД геліосистем на 30 % і умови збереження нормативного терміну їх окупності установки доцільно застосовувати в центральній частині країни, Томській та Іркутській областях і на півдні Красноярського краю. Подальше зростання ефективності до 60 % забезпечить розширення області використання сонячного гарячого водопостачання, охоплюючи більш північну зону, а також північні широти (Архангельська і Якутська).

На сьогоднішньому етапі з відновлюваних і вторинних ПЕР автором пропонується використовувати сонячну енергію і теплоту невикористану в термодинамічних циклах для різноманітного безперебійного енергозабезпечення.

Ці технічні рішення (технології) покликані стати гарантом локальної екологічної та енергетичної безпеки, і покликані забезпечити вироблення енергії п’яти видів: теплоти, потоку рідини, механічної й електричної енергії і холоду (малюнок 1) [3].

 

Розроблені в КБАЭ «ВоДОмет» для малих кінцевих споживачів енергії (рис. 1) технології використання поновлюваних і вторинних ПЕР, покликані:

  • забезпечити в будь-який час року, в будь-яку погоду, для міста, села, підприємства: збереження будівель і споруд, технологічного устаткування, тварин і птиці, вирощеного врожаю, сировини та готових виробів (продуктів), а також проведення посівної і збиральної;
  • забезпечувати задоволення фізіологічних потреб людини в мікрокліматі житла і в санітарно-медичному мінімумі;
  • підтримувати транспортне сполучення в мінімально допустимому обсязі за рахунок виробітку для транспортних засобів палива (біометану).

По екологічним показникам, в порівнянні з іншими энергоисточниками сонячні ставкові установки і системи переважніше, оскільки фактично не мають жодних викидів, а слабке нагрівання грунту під ставком, при хорошій теплоізоляції, не буде набагато перевищувати сезонних температурних коливань від сонячної радіації.

Мала енергетика на базі сонячного соляного ставка місці з іншими пристроями і системами сонячної енергетики може і повинна забезпечити енергією річну виробничу діяльність малих поселень практично будь-яких територій середньої смуги Росії.

Звичайно, в літній період, коли підвищується вироблення електричної енергії на ГЕС, необхідна координація роботи цих виробників енергії. Приблизно так само йде справа з використанням геотермальної енергії.

Більш рівномірний, практично повсюдне розподіл тепла безпосередньо у поверхні землі на доступних глибинах до 200 метрів.

При порівняльної оцінці найбільш сприятливими умовами освоєння геотермальної енергії характеризується південна частина Західного Сибіру, однак температура цих ресурсів мала і для їх вилучення за допомогою теплових насосів потрібно високоліквідна електрична або механічна енергії, що не завжди економічно вигідно.

Високі температури тепла землі і підземних вод спостерігаються в переважній більшості своїй на великих глибинах до 3000 м і більше. Однак висока вартість будівництва свердловин (від 70 до 90 % основних виробничих фондів) накладає свої обмеження на спорудження на базі таких геотермальних родовищ геотермальних теплових або електричних станцій.

При такій частці вартості свердловин в геотермальних станціях необхідно вирішити, як мінімум, три задачі:

– розробити нові методики виявлення високотемпературних геотермальних родовищ;

– розробити технологічні регламенти щодо суттєвого збільшення терміну експлуатації свердловин не тільки у річному вирахуванні, але і в годинах;

– домогтися підвищення ефективності використання геотермального тепла кожного конкретного геотермального родовища з використанням місцевих кліматичних умов.

Необхідність розробки нових методик виявлення високотемпературних геотермальних пластів пов’язана з тим, що підземні води внаслідок більшої, ніж у гірських порід, теплоємності, а також значної рухливості можуть суттєво змінювати структуру геотермальних полів. Зокрема, це відноситься до вертикального руху підземних вод (флюїдів).

вертикальний рух підземних вод може в деяких випадках повністю змінити вигляд геотермальних полів. Як випливає з таблиці 4 (де наведено розрахунки при L2 = 2700 м, q = 56,0, λ = 2 Вт/(м∙К), при швидкостях фільтрації до 10 см/рік і потужності відкладень (через які здійснюється висхідний рух), рівне першим сотень метрів, збільшення температур і теплових потоків можуть стати порівняними і перевищувати нормальні характеристики геотемпературных полів. Вертикальна міграція підземних вод дає набагато менший геотермічний ефект в тому випадку, якщо площа поширення незначна.

Оскільки такі вертикальні руху флюїдів можуть спостерігатися в областях живлення або розвантаження підземних вод через слабопроницаемые відкладення (за рахунок різниці тисків в підстилаючих і перекривають водоносних горизонтах), тектонічно порушених зонам, внаслідок природної конвекції в покладах нафти і газу, то їх треба виявляти і використовувати. Навіть при їх обмеженій кількості. Використання таких родовищ запорука ефективного розвитку геотермальної енергетики.

 

Так як всі геотермальні станції світу є наземними, то цим зумовлений їхній істотний недолік: вступаючи до турбін по свердловинах, пара або гаряча вода за час транспортування втрачають до 30 % температури і тиску.

Тому для збільшення терміну експлуатації свердловин, практика використання геотермальних джерел іноді включає в себе накопичення гидротеплопотенциала в літній період, коли для цілей теплопостачання використовується сонячна енергія.

 

На малюнку 3 ми маємо приклад графічного зображення зміни температури теплоносія в свердловинах і тепловому колекторі, розташованому на глибині кількох кілометрів.

t1 (а0 – а1) і t2,3 (а0 – а2,3) — це лінії (графіки) зміни температури теплоносія при його русі в нагнітальній свердловині вниз у різні періоди експлуатації. t1 (б1,2 – в1), t2 (б1,2 – в2) і t3 (б3 – в3) — це лінії зміни температури теплоносія при його русі в експлуатаційній свердловині вгору в різні періоди експлуатації. t0 — це графік зміни природного температури надр по глибині, для розглянутого геотермального родовища. Лінія а2,3 – б3(б1,2) характеризує зміну температури теплоносія при його русі в колекторі від нагнітальної до експлуатаційній свердловині.

У початковий період експлуатації свердловин, зміна температури теплоносія буде відповідати циклу а0 – а1 – б1,2 – в1 – а0. У цей період часу масив грунту навколо середньої і нижньої частин нагнітальні свердловини має досить високу температуру, і тому теплоносій буде значно нагріватися на шляху до колектора. Точка а1 зміщена вправо. Водночас оскільки середній і приповерхневих масив грунту навколо експлуатаційної свердловини має низьку температуру, особливо у поверхні, то точка в1 зміщена вліво (середні і приповерхневі шари грунту охолоджуючи теплоносій акумулюють тепло, щоб частина її віддати потім, по мірі виснаження термального ресурсу колектора, теплоносія в кінці строку експлуатації свердловин). В процесі експлуатації свердловин і вироблення геотермального тепла цикл зміни температури поступово зміщається і починає переходити через точки а0 – а2,3 – б1,2 – в2 – а0. В цей період температура на виході з експлуатаційного колектора максимальна, а значить ефективність роботи найвища (якщо звичайно дебіт свердловин не змінився і витрата енергії на прокачування теплоносія через колектор різко не зріс).

При завершенні експлуатаційного періоду цикл зміни температури проходить по точках а0 – а2,3 – б3 – в3 – а0. Це період швидкого витрачання запасів тепла не стільки колектора, скільки тепла акумульованого масивом грунту, що охоплює експлуатаційну свердловину.

Вдається відновлювати (поповнювати) і наскільки геотермальні ресурси при перервах в роботі свердловин в літній період однозначної відповіді ми можемо і не отримати, т. к. глибинний масив грунту навколо нагнітальні свердловини однозначно буде прогріватися, а верхній остигати. У той же час нижній масив грунту навколо експлуатаційної свердловини може або підвищити або найімовірніше знизити температуру, а верхній знизити за рахунок розсіювання тепла у віддалені від свердловини області. Тут велике значення має наявність артезіанських вод на глибинах 1 – 1,5 км, їх температура і рухомість. Крім того, сам колектор відокремлений від нижнього і верхнього горизонтів теплоізоляційними шарами глини може не отримати очікуваного (необхідного) кількості тепла.

Розподіл температури надр: 1 – на момент закінчення експлуатації; 2, 3 – відповідно через 8 і 32 року після закінчення експлуатації.

Наведене на рисунку 4 розподіл температур отримано рішенням рівняння теплопровідності за неявною схемою для наступних вихідних даних: глибина нейтрального шару 25 м, температура нейтрального шару 3 ⁰ С, глибина залягання експлуатованого колектора 3 км, потужність колектора 300 м, початкова температура порід 250 ⁰ С, мінімальна температура ПТК (в околиці нагнітальні свердловини) 65 ⁰ С, період встановлення мінімальної температури 1 рік, тривалість експлуатації ПТК 10 років, максимальна глибина розрахунку температур 6 км.

Результати розрахунку (рис. 4) показують що, якщо в період експлуатації зона температурного обурення поширюється на порівняно невелику відстань від колектора, то в період відновлення вона досить швидко охоплює значну товщу вміщуючих порід. Однак зміни температури приповерхневих шарів невеликі і навряд чи можуть становити якусь небезпеку для навколишнього середовища. Очевидно, вони можуть помітно впливати на температуру нейтрального шару при порівняно невеликій глибині залягання експлуатованого горизонту, що зустрічається рідко на практиці. Як видно з рисунків 3 і 4 геотермальне родовище тільки умовно можна вважати відновлюваним джерелом енергії з-за того, що при його повної або часткової виробленні відновлення ресурсу тепла йде дуже повільно, довше життя одного покоління, коли найдорожча частина робіт (пробурені свердловини) практично не мають ліквідної вартості.

І в той же час кліматичні умови для ГеоЭС в середній смузі Росії унікальні через аномально низьких температур. Це дозволяє знизити температури конденсації, особливо взимку, що може дати приріст (на 20 – 40 %) у виробленні електроенергії порівняно з ГеоЭС, які розташовані в районах жаркого і помірного клімату.

Використання геотермального тепла взимку могло б забезпечити вироблення різноманітних видів енергії для організації різної виробничої діяльності. Але для цього геотермальної енергетики, щоб стати ефективною на території Росії потрібно вирішити ряд складних завдань, наведених вище. Використання геотермальних родовищ взимку має ще один плюс. Солону воду геотермальних джерел з великим дебітом взимку можна з мінімальними витратами опріснювати.

Заморожування солоної води на півдні СНД часто використовують для опріснення води. Сутність використання даного фізичного процесу — виморожування полягає в наступному. Оскільки температура замерзання солоної води нижче 0 ⁰ С, тому при виморожування її утворюються кристали прісного льоду, смерзающиеся в агрегати. Кожен агрегат являє собою групи кристаликів прісного льоду, між якими є області, заповнені розсолами. При швидкому розтоплюванні таких агрегатів виходить лише частково опріснення вода. Однак якщо нагрівання такого льоду проводити поступово, наприклад, за рахунок енергії Сонця, замерзлий між кристалами прісного льоду розсіл, перейде у рідкий стан і буде стікати раніше, ніж почнуть танути самі кристали прісної води. Розтанув розсіл направляють (стікає) в окремі резервуари, лід опріснюється і при подальшому таненні утворюється прісна вода, яку відводять у збірний резервуар [8]. При будівництві (монтажі) нових сонячний соляних ставків, отримання сольових розчинів, можна здійснювати в умовах Сибіру взимку використовуючи метод факельного намораживания. Відомий метод можна використовувати по своєму не прямим призначенням, а для підвищення концентрації солі у воді, призначеній для нижнього шару ставка. Традиційно, метод факельного намораживания використовують для опріснення морських і солоних підземних вод. На морозі їх пропускають через дощувальну установку, поруч з якої буде формуватися масив штучного фірну. Оскільки він добре фільтрує воду, солона вода з нього стече і її треба буде відвести по каналу або природному руслу в ставок.

Залишився фірн виявиться практично прісним [9].

Загальним для обох джерел тепла є те, що як температурний потенціал сонячного соляного ставка, так і геотермального джерела [10] можна використовувати в одних і тих самих різних областях.

Як видно з викладеного, сонячне випромінювання і геотермальне тепло можуть стати джерелами енергії для комбінованих систем енергопостачання в Росії, цілорічно забезпечуючи важливі області побуту та виробництва енергією відповідного потенціалу.

Список літератури
1 Муругов В. П. Розширення сфери використання енергії відновлюваних джерел // Техніка в сільському господарстві. 1996. № 2. З 17 – 19.
2 Чудінов Д. М., Щукіна Т. В. Використання геліосистем для різних регіонів Росії // Енергозбереження. 2009. № 7. З 64 – 66.
3 Осадчий Р. Б. Сонячна енергія, її похідні та технології їх використання (Впровадження в енергетику ВДЕ) Омськ: ІПК Макшеевой Е. А., 2010. 572 с.
4 Світовий геотермальний конгрес WGC-2005 // Теплоенергетика. 2006. №3. З 78 – 80.
5 Іонін А. А. Теплопостачання М: Стройиздат, 1982. 240 с.
6 Курчиков А. Р., Ставицький Б. П. Геотермія нафтогазових областей Західної Сибіру. М.: Надра, 1987. 134 с.
7 Дядькин Ю. Д., Парійський Ю. М. Вилучення і використання тепла Землі. Л.: 1997.
8 Ачилов Б. М. Жураєв Т. Д., Шадыев О. Х. Сонячні опріснювачі і холодильники.
Ташкент: Фан, 1976. 104 с. 9 Котляков В. М. Сніг і лід в природі Землі. М.: Наука, 1986. 160 с.
10 Доброхотов в. І., Кухарів О. А. Використання геотермальних ресурсів в енергетиці Росії // Теплоенергетика. 2003. № 1. З 2– 11.

31.12.2016

Написати коментар