Возобновляемая энергия ч.1 - Анализ предельных циклов океанических электростанций

АНАЛИЗ ПРЕДЕЛЬНЫХ ЦИКЛОВ ОКЕАНИЧЕСКИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Ранее построенные электростанции, использующие перепад температур верхних и нижних слоев воды в океане, обладают рядом весьма существенных недостатков. Так, например, применение цикла с получением пара за счет вскипания теплой воды в условиях вакуума (установка Клода, Виргинская станция и сконструированная, но не построенная Абиджанская станция) является наименее благоприятным из-за малого количества полезно используемого тепла. Кроме того, высокая металлоемкость, значительные габариты влажнопаровых турбин и их небольшая единичная мощность требуют существенных капитальных затрат, что еще больше ограничивает практическую реализацию этой проблемы [57—59].
Электростанции с низкокипящими рабочими телами (аммиак, фреон, бутан, пропан, углекислота и т. д.) позволяют увеличить удельную выработку электроэнергии, сократить габариты и стоимость турбин.
Однако и эти установки имеют ряд недостатков, основными из которых является наличие громоздкой теплообменной аппаратуры (нагреватели и конденсаторы) и необратимые потери в ней тепла, особенно ощутимые при малых температурных перепадах между теплой и холодной водой. Об этом свидетельствуют данные станций, рабочими агентами в которых служат аммиак и фреон. Так, электростанция, смонтированная вблизи Гавайских островов, смогла отдать в электрическую сеть 12—15 кВт, а на собственные нужды потратила 35 кВт. Несколько лучше показатели энергоустановки на острове Науру. Здесь в режиме максимальной нагрузки выработка электроэнергии составила 120 кВт, а отдача “чистой” мощности в сеть — 31,5 кВт. Планируется ввод в действие более мощных станций. Специалисты, разрабатывающие проекты, поставили себе цель добиться снижения расхода электроэнергии станциями на собственные нужды до 10 % от количества располагаемой энергии [60-66].
Однако этим планам не суждено сбыться. Данное обстоятельство объясняется необоснованным переносом технических решений, применяемых в традиционной энергетике, в сферу конструирования ОЭС. В частности, создатели ОЭС не учитывают энергетические ограничения, связанные с применением испарителей и паровых турбин. Отрицательные свойства этих ограничений особенно четко проявляются при использовании малых разностей температур.
По нашему мнению, в энергоустановке, представленной на рис. 21, устранены недостатки, присущие электростанциям с паровыми турбинами [67-70].


1 — испарительная камера; 2 — вертикальный полый вал; 3 — гидравлическая турбина; 4 — трубопровод холодной воды; 5 — гидропаровая турбина; 6 — трубопровод теплой воды; 7 — центробежный насос; 8 — электрогенератор; 9 — воздушный насос; 10,11 — трубопровод удаляемых газов; 12 — реактор; 13, 14 —  трубопровод жидкого полимера; 15, 16 — электрокабель.
Рис. 21. Схема энергоустановки с гидропаровой турбиной

Теплая вода из верхних слоев океана по трубопроводу 6 через полый вал 2 непрерывно поступает в гидропаровую турбину 5 (в данном случае турбина выполнена в виде сегнерова колеса). В соплах турбины происходят вскипание потока воды и расширение образующегося пара до конечного противодавления. Пар, расширяясь, сообщает ускорение пароводяной смеси. Возникающая в соплах Лаваля реактивная сила приводит во вращение вал 2, в результате чего обеспечивает работу насоса 7 и электрогенератора 8, где механическая энергия преобразуется в электрическую.
Холодная вода по трубопроводу 4 через гидравлическую турбину 3 поступает в камеру 1, верхняя часть которой является конденсатором. После конденсации пара образующийся конденсат вместе с потоками холодной и теплой воды удаляют из камеры 1 насосом 7. Вакуумирование камеры 1 производят насосом 9, откачивающим через трубопровод 10 неконденсирующиеся газы (в основном выделяющийся из воды углекислый газ с парами воды). Далее газы по трубопроводу 11 направляют в реактор 12. В реакторе углекислый газ взаимодействует с сопровождающим его водяным паром, в результате чего синтезируют углеводороды. Здесь же в реакторе 12 углеводороды полимеризуют и через трубопроводы13 и 14 направляют в потоки теплой и холодной воды. Полимеры растворяются и снижают турбулентность воды, чем достигают уменьшения сопротивления трубопроводов и каналов турбин и насоса течению водных потоков.
Для приведения установки в рабочее состояние крайне важно предварительно откачать теплую воду из трубопровода холодной воды. Поэтому запуск системы в действие производят от внешнего достаточно мощного источника энергии. При этом электрогенератор 8 используют в качестве электродвигателя.
Как известно, холодная вода имеет плотность более высокую, чем теплая. В стационарных условиях уровень холодной воды в трубопроводе 4 оказывается примерно на 1 м ниже поверхности океана.
Так как в камере 1 постоянно поддерживается вакуум, то поступление в нее потоков теплой и холодной воды происходит самотеком.
При этом учитывалось, что размещение центробежного насоса на одном валу с тепловой и гидравлической турбинами приводит к тому, что с погружением станции расход энергии центробежным насосом 7 возрастает незначительно, поскольку увеличивающаяся потенциальная энергия теплой и холодной воды целиком используется турбинами 3 и 5для выработки механической энергии, отдаваемой насосу и электрогенератору. Погружение станции на некоторую глубину дает возможность избежать неприятностей, связанных с воздействием ураганов, тайфунов и цунами на ее конструкцию.
Вертикальное положение трубопровода холодной воды достигается значительным утяжелением его нижней части.
Реакция струи воды, удаляемой из камеры 1 насосом 7, позволяет станции плыть в нужном направлении, обеспечивая тем самым “сбор” энергии в определенном районе океана.
Предложенная установка проста в изготовлении, имеет малую металлоемкость и, что самое главное, позволяет полезно использовать существенно больший теплоперепад по сравнению с паровыми турбинами.
На рис. 22 изображен цикл, реализуемый предлагаемой установкой.

Рис. 22. Цикл энергетической установки с гидропаровой турбиной в системе координат T—S

12 — процесс в расширяющейся части сопла Лаваля для идеального цикла, т.е. без потерь энергии на трение (13 —  изоэнтальпийный процесс дросселирования потока); 24 — конденсация пара; 45 — повышение давления откачивающим центробежным насосом (сопровождается незначительным повышением температуры); 56 — нагревание жидкости солнечной радиацией; 67 — нарастание давления в горизонтальных каналах турбины за счет центробежной силы; 81 — процесс в сходящейся части сопла Лаваля.

Для сравнения выбрана установка Клода с паровой турбиной (рис. 23), ее цикл представлен на рис. 24.
Предположим, что обе электроустановки работают в равных условиях. Теплая вода поступает на станции с температурой 28 °С, а холодная — с температурой 4 °С.
Водяной пар, образующийся при вскипании теплой воды в гидропаровой турбине, конденсируют затем при температуре 7 °С, вводя в контакт с холодной водой. Отсюда полезный температурный напор, используемый гидропаровой турбиной, составляет 21 °С.
Процесс в известной установке отличается тем, что водяной пар предварительно получают в специальном испарителе, а лишь затем отправляют в паровую турбину. При вскипании теплой воды в испарителе ее температура снижается с 28 °С до 23 °С. После турбины пар подвергают конденсации. Температура конденсации находится также на уровне 7 °С.
Выполним предварительную оценку эффективности предлагаемой и известной энергоустановок.

1 — испаритель; 2 — турбина; 3 — конденсатор.
Рис. 23. Энергетическая установка с паровой турбиной

12 — процесс расширения пара в идеальном цикле (13 — изоэнтальпийный процесс дросселирования потока); 24 — конденсация пара; 45 — повышение давления (при незначительном повышении температуры) насосом, откачивающим воду из конденсатора; 5a — нагревание воды, удаляемой из конденсатора, солнечной радиацией; ab — повышение давления (при незначительном повышении температуры) насосом, откачивающим воду из испарителя; bc — нагревание воды, удаляемой из испарителя, солнечной радиацией; cd — изоэнтальпийный процесс вскипания воды в испарителе.
Рис. 24. Цикл энергетической установки с паровой турбиной в системе координат T—S

4.2.1.  Расчет эффективности процесса получения электроэнергии в первом приближении

Как известно, КПД энергетических установок определяют по зависимости [26]

Поскольку теплоемкость воды при малых температурных перепадах изменяется слабо, то с незначительной погрешностью мы можем рассчитать КПД испарителя по формуле

Таким образом, эффективность разработанной нами установки более чем в 2 раза превышает эффективность установки Клода. В этом нет ничего удивительного, так как большая часть тепла, поступающего с поверхностной водой в испаритель известной установки, отправляется неиспользованной вновь в океан.
В дальнейшем попытаемся, повышая точность расчетов и вводя в них затраты энергии на эксплуатацию вспомогательного оборудования, подтвердить предварительный вывод.

4.2.2.           Расчет эффективности процесса получения электроэнергии во втором приближении

Вначале займемся энергоустановкой с гидропаровой турбиной.
По уже знакомой нам методике, используя данные по теплофизическим свойствам воды и водяного пара [72], определяем термический КПД цикла η'.
Для этого находим энтропию парожидкостной смеси после адиабатного расширения в процессе 12 (рис. 22)

Анализ предельных циклов подразумевает введение в расчеты максимально возможных относительных КПД турбин, по определению.
Для наивыгоднейшего использования энергии парожидкостной смеси окружная скорость реактивной турбины должна быть равна относительной скорости уходящей струи. В оптимальных условиях относительный эффективный КПД реактивной турбины составит= 0,828 [25]. Следовательно, максимальное количество механической энергии, производимое турбиной с единицы массы теплой воды, будет

Рассмотрим затраты энергии отдельными элементами станции.
Известно, что сопротивление каналов установки течению воды поглощает значительную часть располагаемой энергии. Уменьшить эти затраты удается путем добавления в потоки растворимых полимеров. Свойствами снижать коэффициент гидравлического сопротивления в 3—4 раза обладают полиэтиленоксид, полиакриламид, гуарова смола и другие полимеры.
Применение рассматриваемого способа при утилизации малых разностей температур затруднено из-за необходимости непрерывной доставки полимеров с суши на океанскую установку.
Между тем, это затруднение легко устраняется путем использования части вырабатываемой электрической энергии для получения растворимых полимеров непосредственно на самой океанской энергетической установке [67, 73].
Напомним, что в каждом м³ глубинной морской воде при 4 °С растворено 1,5 м³ углекислого газа [44]. При конденсации отработавшего пара глубинная вода нагревается от 4 °С до 7 °С, в результате каждый ее м³ выделяет 0,16 м³ углекислого газа. Этот газ вместе с частью водяного пара непрерывно удаляется из конденсатора вакуумным насосом.
Для ориентировочной оценки эффективности дегазации воды использовалось эмпирическое уравнение, установленное для капельного деаэратора. После определения объема выделившихся газов рассчитывалось количество энергии, потребляемой вакуумным насосом [74, 75].
Размещение на платформе станции реактора для получения углеводородов из углекислого газа и водяного пара с последующей их полимеризацией и добавлением в потоки теплой и холодной воды позволяет снизить сопротивление каналов двигателей, откачивающего насоса, а также трубопроводов течению этих потоков.
Синтез растворимого углеводорода происходит по уравнению [76]
2CO₂ + 2H2O + 1,2 кДж ^ C2H4O + 51/2O2.
В результате реакции получают этиленоксид, а после полимеризации — полиэтиленоксид.
Количество тепла, необходимое при производстве полимерных добавок, рассчитывалось по приведенной выше формуле. Было установлено, что для образования 1 кг полиэтиленоксида требуется 20 тыс. кДж тепла. Эффект снижения сопротивления каналов течению воды достигается при добавке в нее полиэтиленоксида в количестве 0,0025 %.
Как уже говорилось, размещение гидравлического и теплового двигателей на одном валу с центробежным насосом позволяет эффективно использовать как тепловую, так и потенциальную энергию потоков воды, поступающих в вакуумную систему. Добавка полимеров в потоки и оптимизация расположения элементов станции дают возможность свести к минимуму затраты энергии на перемещение воды.
Расчетные значения расхода энергии отдельными видами оборудования даны в табл. 2.
Таблица 2

Энергетические затраты вспомогательного оборудования установок
Суммарные затраты энергии вспомогательным оборудованием установки составляют Q' = 0,911 кДж/кг, или 34,26 % от вырабатываемой энергии.
Отсюда экономический КПД станции будет

Примерно в таком же ключе проводим расчет эффективности установки с паровой турбиной.
Энтальпию парожидкостной смеси при вскипании воды в изоэнтальпийном процессе cd (рис. 24) находим из равенства

Теплота испарения воды при давлении=23 °С
равна
rd = 2446,8 кДж/кг.
Количество получаемого в испарителе пара хd определяют из выражения

Количество теплой воды, необходимой для получения одного кг сухого пара

После испарения пар отделяют от воды, поэтому расчет следует вести для 1 кг сухого пара.

Отношение КПД сравниваемых энергоустановок имеет величину

Таким образом, экономический КПД предлагаемой энергоустановки в 2,4 раза выше КПД известной электростанции.
Тонкий поверхностный слой, обладающий тепловой энергией, не позволяет развить единичную мощность энергетической установки. Станция мощностью 100 МВт является уже довольно значительной. Она обладает следующими размерами: диаметр трубопровода теплой воды — 7,0 м; диаметр гидропаровой турбины — 17 м. Истечение парожидкостной смеси происходит из 6 сопл, диаметр выходного сечения каждого из которых составляет 4,5 м.
Как мы видим, освоение самого мощного источника энергии на Земле целиком зависит от успехов в создании теплового двигателя, работающего на вскипающей жидкости.
В связи с этим имеет смысл познакомиться с исследованиями, посвященными усовершенствованию гидропаровых турбин различного типа.