Первая задача посвящена использованию солнечной энергии на электростанции башенного типа с использованием гелиостатов, отправляющих солнечные лучи на приемник, в котором, в конечном счете, получают перегретый водяной пар для работы в паровой турбине.
Энергия, полученная приемником от солнца через гелиостаты (Вт), может быть определена по уравнению [2, гл. 4-6; 2, гл. 6]:
Q = Rг·Апр·Fг Нг ·п, (1.1)
где Нг - облученность зеркала гелиостата в Вт/м2 (для типичных условий Hг= 600 Вт/м2);
Fг- площадь поверхности гелиостата, м2;
п - количество гелиостатов;
Rг - коэффициент отражения зеркала концетратора, Rг =0,7÷0,8;
Aпр - коэффициент поглощения приемника, Апр < 1.
Площадь поверхности приемника может быть определена, если известна энергетическая освещенность на нем Нпр Вт/ мг,
Fпр=Q/Hпр (1.2) (1.2)
В общем случае температура на поверхности приемника может достигать
tпов= 1160 К, что позволяет нагреть теплоноситель до 700 оС. Потери тепла за счет излучения в теплоприемнике можно вычислить по закону Стефана-Больцмана:
qлуч = εпр·Co·(T/100)4, Вт/м2, (1.3)
где T - абсолютная температура теплоносителя, К;
епр - степень черноты серого тела приемника;
Co - коэффициент излучения абсолютно черного чела, Вт / (м2·K4)
Вторая задача посвящена перспективам использования перепада температур поверхностных и глубинных вод океана для получения электроэнергии на ОТЭС, работающей по известному циклу Ренкина. В качестве рабочего тела предполагается использование легкокипящих веществ (аммиак, фреон). Вследствие небольших перепадов температур (∆T=15÷26 oC) термический КПД установки, работающей по циклу Карно, составляет всего 5-9 %. Реальный КПД установки, работающей по циклу Ренкина, будет вдвое меньше [л.6, гл.2]. В результате для получения доли относительно небольших мощностей на ОТЭС требуются большие расходы "теплой" и "холодной" воды и, следовательно, огромные диаметры подводящих и отводящих трубопроводов.
Если считать теплообменники (испаритель и конденсатор) идеальными, то тепловую мощность, полученную от теплой воды Qo (Вт) можно представить как
Q0=p·V·Cp·∆T, (2.1)
где р - плотность морской воды, кг/м3;
Ср - массовая теплоемкость морской воды, Дж/(кг · К);
V - объемный расход воды, м3/с;
∆T = T1-T2 - разность температур поверхностных и глубинных вод
(температурный перепад цикла) в °С или К.
В идеальном теоретическом цикле Карно механическая мощность N0 (Вт) может быть определена как
N0=ηtk·Qo, (2.2)
или с учетом (2.1) и выражения для термического КПД цикла Карно ηtk:
N0=p·Cp·V·(∆T)2/T1 (2.3)
Третья задача посвящена тепловому потенциалу геотермальной энергии, сосредоточенной в естественных водоносных горизонтах на глубине z (км) от земной поверхности. Обычно толщина водоносного слоя h (км) меньше глубины его залегания. Слой имеет пористую структуру - скальные породы имеют поры, заполненные водой (пористость оценивается коэффициентом α). Средняя плотность твердых пород земной коры ргр =2700 кг/м3, а коэффициент теплопроводности λгр =2 Вт/(м·К). Изменение температуры грунта по направлению к земной поверхности характеризуется температурным градиентом (dT/dz), измеряемым в °С/км или К/км.
Наиболее распространены на земном шаре районы с нормальным температурным градиентом (менее 40 °С/км) с плотностью исходящих в направлении поверхности тепловых потоков ≈ 0,06 Вт/м2 (например Калининградская область). Экономическая целесообразность извлечения тепла из недр Земли здесь маловероятна.
В полутермальных районах температурный градиент равен 40-80 °С/км (например, Северный Кавказ). Здесь целесообразно использовать тепло недр для отопления, в теплицах, в бальнеологии.
В гипертермальных районах (вблизи границ платформ земной коры) градиент более 80 °С/км. Здесь целесообразно строить ГеоТЭС (2, гл. 15; 3, гл. 6; 7, 8).
При известном температурном градиенте можно определить температуру водоносного пласта перед началом его эксплуатации:
Tг=To+(dT/dz)·z, (3.1)
где Тo - температура на поверхности Земли, К (° С).
В расчетной практике характеристики геотермальной энергетики обычно относят к 1 км 2 поверхности F.
Теплоемкость пласта Спл (Дж/К) можно определить по уравнению
Cпл=[α·ρв·Cв+(1- α)·ρгр·Cгр]·h·F, (3.2)
где рв и Св- соответственно плотность и изобарная удельная теплоемкость
воды;
ргр и Сгр - плотность и удельная теплоемкость грунта (пород пласта); обычно ргр =820-850 Дж/(кг·К).
Если задать минимально допустимую температуру, при которой можно использовать тепловую энергию пласта Т1 (К), то можно оценить его тепловой потенциал к началу эксплуатации (Дж):
E0=Cпл·(T2-T1) (3.3)
Постоянную времени пласта τ0 (возможное время его использования, лет) в случае отвода тепловой энергии путем закачки в него воды с объемным расходом V (м3/с) можно определить по уравнению:
τ0=Cпл/(V·ρв·Св) (3.4)
Считают, что тепловой потенциал пласта во время его разработки изменяется по экспоненциальному закону:
E=E0·e -(τ/τo) (3.5)
где τ - число лет с начала эксплуатации;
е - основание натуральных логарифмов.
Тепловая мощность геотермального пласта в момент времени τ (лет с начала разработки) в Вт (МВт):
(3.6)
Четвертая задача посвящена проблеме использования биотоплива для преобразования его энергии в тепловую или электрическую в сельскохозяйственных предприятиях и на фермах. Одним из видов биотоплива являются отходы жизнедеятельности животных (навоз), при переработке которых (сбраживание) в биогазогенераторах можно получать биогаз, в состав которого (70 % по объему) входит метан; теплота сгорания метана при НФУ Qнp =28 МДж/м3. Время полного сбраживания субстрата, состоящего из воды, навоза и ферментов, в зависимости от температуры изменятся от 8 до 30 сут. Плотность сухого материала в субстрате составляет рсух ≈50 кг/m3. Выход биогаза от I кг сухого материала в сутки составляет примерно νг =0,2 ÷ 0,4 м3/кг. Скорость подачи сухого сбраживаемого материала в биогазогенератор (метантенк) W зависит от вида животных и их количества на ферме [1, гл. 11].
Если обозначить через т0 (кг/сут) подачу сухого сбраживаемого материала, то суточный объем жидкой массы, поступающей в биогазогенерагор (м3/сут) можно определить по формуле:
Vсут=m0/ρсух (4.1)
Объем биогазогенератора, необходимого для фермы (м3):
Vб=τ·Vсут (4.2)
Суточный выход биогаза:
Vг=m0·ν г (4.3)
Тепловая мощность устройства, использующего биогаз (МДж/сут) или (Вт),
N=η·Qнр·Vг·ƒм (4.4)
где fм - объемная доля метана в биогазе;
η - КПД горелочного устройства (≈ 60%).
Пятая задача посвящена определению емкости водяного аккумулятора тепловой энергии, предназначенного для отопления, горячего водоснабжения и кондиционирования воздуха в жилом доме. Источником тепловой энергии может быть, например, солнечная энергия, улавливаемая солнечными панелями па крыше дома. Циркулирующая в панелях вода после нагрева направляется в бак - аккумулятор, а оттуда насосом в отопительные батареи и к водоразборным кранам горячего водоснабжения. Могут быть и более сложные, комплексные системы аккумулирования тепла с использованием засыпки из гравия и др. [ 2, гл. 5, 16; 3, гл. 6].
Необходимый объем бака - аккумулятора V (м3) для воды можно определить по известному уравнению для изобарного процесса, если знать: суточную потребность в тепловой энергии для дома Q (ГДж); температуру горячей воды, получаемой в солнечных панелях t1 0С; наименьшую температуру в баке t2 °C, при которой еще возможно действие отопительной системы:
Q=ρ·V·Cр·(t1-t2) (5.1)
где р - плотность морской воды, кг/м3
Ср - удельная массовая теплоемкость воды при р = const в Дж/(кг · К)
Шестая задача посвящена оценке энергетического потенциала Эпот (кВт·ч) приливной энергии океанического бассейна, имеющего площадь F км2, если известна средняя величина приливной волны Rср м. В научной литературе существует несколько уравнений, позволяющих определить приливный потенциал бассейна. Одно из них предложено отечественным ученым Л. Б. Бернштейном [лб. гл. I]:
Эпот =1,97·106·R2ср·F (6.1)
Седьмая задача посвящена оценке изменения мощности малой ГЭС при колебаниях расхода воды и напора. Известно, что мощность ГЭС (Вт) можно определить по простому уравнению [13]:
N=9,81·V·H·η (7.1)
где V - объемный расход воды в м3/с;
Н - напор ГЭС в м;
η - КПД ГЭС, учитывающий потери в гидравлических сооружениях, водоводах, турбинах, генераторах. Для малых ГЭС η≈0,5. КПД гидротурбин изменяется в пределах 0,5 ÷ 0,9.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ.