. В соответствии с обосновывающими материалами СаО

АТЭП принципиальная тепловая схема СТЭС представлена на рис. 14.

Основные технические данные СТЭС на базе турбоустановки К =300(240-3 следующие: . .

Тепловая мощность СЭУ 250 МВт

Расход пара через СПГ. 985 т/ч

Тепловая мощность ТПГ 7 33 МВ1»

Расход пара через ТПГ 985 т/ч

Доля СЭУ в мощности блока 34,1%

Число гелиостатов 5500 (размер 10 м х10

Высота башни 300 м і

Электрическая мощность СЭУ 102 МВт І

Электрическая мощность ТПГ }(при f

работе СЭУ) 198 — Мвт ■

Общая электрическая мощность СТЭС 300 МВт 1

Котельная установка СТЭС состоит из серийного газомазут. ного парового котла типа ТГМП-344-А и СПГ полосного типа, поверхность нагрева которого включена только в тракт пер — , вичного пара котла после выхода из настенных экранов. Пар, генерируемый в ТПГ и подогретый в СПГ, проходит через уста новленный непосредственно у котла паропаровой теплообменник, в котором передает часть своего тепла вторичному пару, затек поступает в ширмовый пароперегреватель и далее проходит че­рез последующие конвективные пакеты первичного пароперегре­вателя, в которых догревается до номинальной температуры.

Вторичный пар до поступления в котел проходит через паро паровой теплообменников котором частично нагревается за сче1 солнечного тепла, воспринятого первичным паром в солнечном теплоприемнике, затем подается на вход вторичного паропере­гревателя котла, в котором перегревается до номинальной тем пера туры. Через солнечный тепл оприемник проходит полное ко­личество первичного пара, а через паропаровой теплообменник — также полное количество первичного и вторичного пара, cool ветствующее дайной нагрузке блока.

Таким образом, в рассматриваемой схеме солнечный теп­лоприемник встроен в тракт первичного пара котла, а оконча­тельный перегрев как первичного, так и вторичного пара осу­ществляется в ТПГ, что позволят обеспечить стабильность номинальных параметров пара в режимах совместной работы солнечного теплоприемника и котла на органическом топливе, независимо от интенсивности солнечной радиации путем соот­ветствующего воздействия на расход сжигаемого в котле орга­нического топлива. Естественно, что в этих режимах в целях максимальной экономии топлива следует стремиться к макси­мально возможному использованию тепла солнечной радиации, Выполненные тепловые расчеты котла ТГМП-344 в режиме его работы совместно с солнечным теппоприемником тепловой мощностью 250 МВт по вышеописанной схеме показали, что при соответствующей разгрузке котла по топливу (до 65% )

ный парогенератор; 2 — растопочный узел; 3 — впрыскивающий пароохладитель; 4 — солнечный теплоприемник; 5 — паропаро­вой теплообменник; 6,7,8-цилиндры высокого, среднего и низ­кого давления паровой турбины К-300-240; 9 — генератор; 10,17 — конденсатор; 11, 14 — насос; 12,15 — регенератив­ные подогреватели низкого и высокого давления; 13 — деаэра­тор; 16 — турбопривод питательного насоса

может быть обеспечена нормальная работа блока СТЭС с но­минальной нагрузкой и номинальными параметрами первичного И вторичного пара. При этом величины всех поверхностей нагрева котла могут быть сохранены, т. е. котел не потребует существенной реконструкции. .

Осуществление перегрева первичного пара в солнечном теп­лоприемнике от 407 до 495°С позволит выполнить его по­верхности без использования аустенитных труб, что в услови­ях работы > резкоперемешплми тепловыми нагрузками зна­чительно повышает его надежность. Наряду с этим выполне­ние солнечного теплоприемника без вторичного пароперегрева­теля позволяет не только упростить его конструкцию, но и отказаться от дополнительных громоздких и длинных паропро­водов вторичного пара и тем самым существенно сократить тепловые и гидравлические потери на тракте вторичного пара, в Также снизить стоимость котельной установки. Суточный трафик работы СТЭС предусматривает максимальное испопьзо — ваше солнечной энергии в часы солнечной активности. Вырабо: ка от ТПГ в эти часы является как бы "вынужденной’ и сос­тавляет ~ 200% от выработки СЭУ. В часы отсутствия инсоля­ции достаточного уровня покрытие электрической нагрузки осуществляется целиком за счет роботы ТПГ в автономном ре­жиме по заданному графику нагрузки.

Прогрев солнечного теплоприемнико и паропроводов между ним и ТПГ осуществляется подачей небольшого количество пара от ТПГ. После окончания прогрева расход пара через солнеч­ный теплоприемник может постепенно увеличиваться, а пар поо — ле него поступает в последующий тракт первичного пара котла.

Температурный режим солнечного теплообменника поддер­живается при этом в зависимости от плотности падающего от гелиостатов теплового потока увеличением расхода пара вплоть до потного, а температурный режим пароперегревателя ТПГ — воздействием на расход топлива и впрысками.

Проведенная в обосновывающих материалах технико-эконо — ‘ мическая оценка показателей СТЭС в УзССР показала, что с учетом неуклонного роста цен на топливо даже опытно-про­мышленная СТЭС становится конкурентоспособной с ГРЭС на газе при замыкающих затратах на топливо (газ) 70 руб./т у.

В регионе Средней Азии нераспределенным органическим топливом для вновь сооружаемых электростанций на период до 2000 г. остается только уголь со сложными условиями добы­чи. При сравнении по приведенным затратам с аналогичной і угольной ГРЭС опытно-промышленная СТЭС является эффектно ной.

Строительство и эксплуатация опытно-промышленной СТЭС в УзССР номинальной мощностью 300 МВт позволит: а) уве — личть суммарное годовое производство электроэнергии на 1724 млн. кВт • ч; б) обеспечить экономию топлива на дан­ной станции до 76 тыс. т у. т./год; в) исключить вредные выб*1 росы в окружающую среду в количестве до 3 тыс. т в год.

При существующих на сегодня в ближайшую перспективу стоимостных показателях нестандартного оборудования СЭС, такого как гелиостаты и АСУ полем гелиостатов, СПГ с башней, система аккумулирования энергии и цр., а также стои­мости органического топлива, технико-экономические показа­тели СЭС, т. е. удельные капиталовложения, себестоимость, приведенные затраты и т. ц., значительно уступают аналогич­ным показателям для ТЭС. Для того, чтобы башенные СЭС с термодинамическим циклом преобразования стали конкурен­тоспособными с традиционными электростанциями, необходимо добиться снижения капиталовложений в них по крайней мере на порядок, а себестоимости — в 35-40 раз.

Исследования, выполненные в последние годы в ЭНИНе, выявили имеющиеся крупные резервы создания экономически эффективных СЭС [4-6]. Основные из них:

— укрупнение единичной мощности и элементов оборудова­ния;

< — организация специализированного серийного производства

нестандартного оборудования;

— совершенствование конструкций гелиостатов;

— выбор района размещения СЭС с наиболее благоприятны­ми географическими и погодно-климатическими условиями;

— повышение КПД оптической системы за счет секторной компоновки доля с преимущественным расположением гелиоста­тов в северной части и применения зеркал с коэффициентом отражения 0,9—0,93;

— совершенствование теплоэнергетической установки за счет применения СПГ полостного типа и перехода на современные па­раметры пара (450-540°С, 13 или 24 МПа);

— комбинированные СПГ и ТПГ.

Анализ вышеуказанных факторов снижения капиталовложений в СЭС и улучшения их основных технике—экономических пока­зателей свидетельствует о возможности достижения на прак — ’ тике удельных капиталовложений на уровне 43 5-560 руб./кВт, себестоимости 1,18-1,4 (коп./(кВт • ч) и удельных приведен-* ных затрат 1,98-2,41 коп./(кВт ■ ч) [5].

Как уже указывалось, в ЭНИНе в период 1981—1984 гг, разработаны и достаточно детально развиты научно-техничес­кая концепция создания и принципиальные тепловые и техноло­гические схемы комбинированных СТЭС.

В цели настоящей главы не входит изложение влияния каж­дого из факторов на улучшение показателей СЭС. Здесь же следует ограничиться анализом фактора комбинирования солнеч­ного и топливного парогенераторов и связанным с этим выбо­ром экономически и технически целесообразного соотношения их мощностей.

Комбинирование в одной тепловой схеме СПГ и ТПГ поз­воляет резко увеличить годовое число часов работы электро­станции с 2000-3000 до 7000 и более. При этом коэффи­циент использования установленной мощности может превышать 0,8, в то время как для СЭС-5 в Крыму он составит 0,22. Для сравнения укажем, что и на традиционных электростанци­ях этот коэффициент существенно ниже: на ТЭС и АЭС 0,5-0,7, на ГЭС 0,3-0,4.

Резкое снижение удельных капиталовложений, на СТЭС про­является не только из-за свойств аддитивности. Существен­ный эффект может быть получен благодаря тому, что удельные затраты на топливную часть СТЭС намного ниже аналогичных затрат на традиционных ТЭС, что объясняется использованием на СТЭС только одного элемента обычной ТЭС — парогенера­тора с топливным хозяйством, причем этот элемент органичес­ки увязан со всей тепловой и технологической схемой СЭУ.

По сравнению с раздельным производством электрической энергии на СЭС и ТЭС при этом не только снижаются затраты, но и сохраняются площади под размещение паротурбинной уста­новки, вспомогательного тепломеханического оборудования, электротехнического хозяйства и т. д.

Комбинированная СТЭС — высокоманевренная станция, об­ладающая возможностью обеспечивать постоянную нагрузку ТПГ

И, как следствие этого, исключить пережог топлива в пусковых я переходных режимах. Наличие СЭУ в составе СТЭС наделяет паротурбинную установку возможностью отслеживать график ‘ нагрузки, т. е. участвовать в регулировании диспетчерского гра­фика нагрузки Объединенной энергосистемы. Следовательно,

СТЭС позволяет на уровне мощности ТПГ нести базисную наг­рузку N тэу и дополнительно выдавать маневренную мощность N СЭУ от СЭУ, для чего должен быть предусмотрен турбо­генераторный резерв мощности на СТЭС. Таким образом, СТЭС обладает возможностью выдавать два вида электроэнергии: базис­ную и пиковую.

Комбинированная СТЭС обеспечивает более высокую надеж­ность энергоснабжения по сравнению с чисто СЭС, поскольку на СТЭС отсутствует жесткая связь между приходом и уровнем солнечной радиации, с одной стороны, и выработкой электро­энергии — с другой благодаря установке на СТЭС ТПГ с про­изводительностью, обеспечивающей номинальную мощность всей станции. Однако доля СЭУ по отношению к мощности ТПГ яв­ляется параметром, зависящим прежде всего от стоимости обо­рудования и затрат на органическое топливо. В общем случае мощность СЭУ может составлять от нескольких процентов до Юб% от мощности ТПГ. Эта доля СЭУ в СТЭС зависит и от технических ограничений, определяемых, в частности, возмож­ностью организации промежуточного перегрева всего пара СТЭС в ТПГ, а также эффективностью работы СЭУ большой Мощности с гелиостатами, расположенными на значительном расстоянии от башни.

Поскольку комбинированные СТЭС обладают возможностью выдавать как базисную, так и пиковую электроэнергию, в ка­честве альтернативного варианта следует рассматривать базио — ную ТЭС и дополняющую ее ПЭУ, например ГТУ.

При сравнении вариантов СТЭС и ТЭС + ПЭУ эти вариан­ты должны быть выравнены: а) по полезному отпуску энергии, и, соответетвешю, по мощности, участвующей в максимуме Вагрузки энергосистемы; б) по надежности работы; в) по ка­честву отпускаемой енергии; г) по степени воздействия на ок­ружающую среду.

Из условия равенства выработки маневренной Я базисной бпэктроэнергии следует ‘

V ш wB3y + wn3y<= wCT3c.

гПе W Бэу» W ПЭУ’ ^ СТЭС “ выработка электроэнергии, соответственно, на базисной ТЭС, пиковой (ГТУ) и на СТЭС, 8-і

Отметим, что в отличие от СТЭС, способной к отслеживанию графика нагрузки, для реализации такой возможности на ТЭС она должна быть снабжена специализированной пиковой установ­кой, например ГТУ, что позволяет снизить установленную мощ­ность такой станции на величину мощности ПЭУ.

При сравнении СТЭС и ТЭС + ПЭУ равенство условия про­хождения максимума и минимума нагрузки имеет вид

ТЭС

мальная мощности соответственно: ANn » ANp — пиковая мощч ность и глубина разгрузки. k

Исходя из длительности циклов разгрузки rmjn и выдачи пиковой мощности rmax удельный расход топлива на СТЭС составит

стзс тэс wT3y Ь. уд = ЬУД WCT3C

ЬТЭС (^УтЬ’тЬК-Р).

уд

где Фтіп> ад “ коэФФт*иенТЫ минимальной и максимальной нагрузки; rmjn, гтах — время работы с минимальной и мак­симальной нагрузкой; Nc3y/ N суэс " допя мошноо-

ти СЭУ в составе СТЭС. ‘

Из условия равенства затрат на производство пиковой и базисной электроэнергии на традиционной ТЭС с ПЭУ, с одной стороны, и комбинированной СТЭС — с другой стрроны име­ем ^тэс +Зтэс и Зотэс

ПЗУ БЭУ

ТЭС, базисную ТЭС и на СТЭС соответственно.

Предельные капиталовложения в СТЭС определяются в сле­дующем виде:

КпрЭС* КПЭУ +КБЭУ + ЬПЭУГПЭУ

ZT6. 10~3 ЬСТЭС ГСТЭС т,

ТЭУ ТЭУ ястэс+Рн

гае К, к ПЭУ’ ^ БЭУ “ уаельшле капиталовложения в

СТЭС (предельные), пиковую и базисную энергоустановки со­ответственно; г пэу> т БЭУ — вРемя реботы в году в режиме

выдачи пиковой и базисной энергии; 2 ” , 2е* — стоимость

1 ‘ т

органического топлива для пиковой и базисной энергоустановки;

Ь ПЭУ> ^БЭУ ~ уаельный расход топлива на пиковой и базис­ной энергоустановках.

Бьща проведена оценка предельных капиталовложений в базисную и маневренную СЭС. Например, пои 50 руб./т. у. т, для базисной СЭС они составляют 630 руб./кВт, для маневрен­ной — 400 руб./кВт, а при 100 руб./т у. т., соответственно, 1080 и 650 руб./кВт.

Предварительные проработки по СТЭС в УзССР, выполнен­ные в Среднеазиатском отделении Института Атомтеплоэлекв — ропроект (СаО АТЭГ1) под научным руководством ЭНИНа, по­казывают, что проектируемая СТЭС будет иметь удельные ка­питаловложения меньше предельно допустимых, .обеспечивающих, ее конкурентоспособность с традиционной ТЭС.

Учитывая имеющуюся тенденцию возрастания стоимости топлива к рубежу 1995-2000 гг., т. е. к моменту возмож­ного срока строительства СТЭС в УзССР, станция будет более экономична по сравнению с аналогичной по мощности и выработке ТЭС.

Полученные результаты свидетельствуют о целесообразноо- ти развития солнечной электроэнергетики с термодинамичес­ким циклом преобразования на ближайшую перспективу в нап­равлении создания комбинированных СТЭС, которые по мере снижения затрат на нестандартное оборудование и увеличения стоимости топлива в дальнейшем уступят место чисто СЭС.

Поиски путей существенного улучшения технико-экономи­ческих показателей СЭС, проводимые в течение последних 5-7 лет, как уже указывалось выше, привели к концепции создания комбинированных станций. Так, в период 1981-1985 гг. в СССР в ЭНИНе было предложено и детально разработано. направление по созданию СТЭС с циклом Ренкина. Параллель­но с этим направлением в США и СССР разрабатывались СЭС с циклом Брайтона, а также с комбинированным циклом Брай — тона-Ренкина. Ниже приводится описание некоторых из схем таких станций.

В сентябре 19 85 г. был осуществлен пуск первой очередй станции СЭС-5 в Крыму, принципиальная тепловая схема пус — 52

кового комплекса которой представлена на рис. 13 . В § 1.2.2 приводятся более полные проектные данные станции в целом и целью настоящего параграфа является краткое ознакомление с некоторыми особенностями именно пускового комплекса СЭС-5, а не всей станции после полного завершения строитель­ства.

Для обеспечения своевременного пуска станции в пусковой комплекс вместо ПВА емкостью 500 м^ был включен опытный тепловой аккумулятор полезным объемом 70 м^ на максималь— * ное рабочее давление 4 МПа. Ниже приводится описание ра­боты СЭС-5 с установленным в настоящее время на ней тепло­механическим оборудованием [11].

Опытный ПВА тепла предназначен для прогрева СПГ и тур­бины с кратковременной (в течение 1 ч) подачей пара на ту|>- бину в период снижения интенсивности солнечной радиации.

В связи с недостаточно высоким качеством питательной воды и отсутствием опыта эксплуатации СПГ на период пуска опыт­ный аккумулятор использовался в качестве дополнительного ба-

рабана СПГ, что обеспечивало постоянную работу СПГ через аккумулятор на турбину, т. е. совмещение во времени режимов заряпа и разряда. При этом возможны следующие варианты работы СЭС.

Перед пуском СЭС из холодного состояния, например утром, предусмотрен прогрев СПГ 2, деаэратора 15, и возможно, тур­бины 7,8 от электропаровых котлов. Кроме того, если ПВА 3 находится в заряженном состоянии, он также используется для. этой цели. Поэтому непосредственно при пуске СЭС-5 ПВА, как правило, разряжен. Когда появляется пар из СПГ 2 он сразу направляется по зарядному паропроводу 4 в ПВА 3.

По мере повышения параметров пара, подаваемого из СПГ, рас­тут и параметры воды в ПВА. При этом пар из ПВА на турби­ну не поступает или подается расход существенно меньше, чем поступает пар в ПВА из СПГ. Когда параметры в ПВА доо — тигнут величин, близких номинальному значению пара СПГ, открывается соответствующая арматура и пар по разрядному паропроводу 5 поступает в часть высокого давления турбины 7. При понижении давления в ПВА до 1,2 МПа выход ПВА пере­ключается на паропровод 6, по которому пар поступает на па­роперегреватель 9 и далее в часть низкого давления турбины 8. Конденсат пара ПВА, отработавшего в турбине, накапливаем­ся в баке 14 или баке деаэратора 15. Объем конденсата за полный цикл разряда не превышает 20 м.

Если в процессе работы СЭС-5 уменьшается интенсивность солнечной радиации, то происходит снижение расхода и пара­метров пара, поступающего из СПГ на ПВА. При этом одно­временно начинается разряд ПВА и соответствующее Пониже­ние параметров, воды, запасенной в его объеме. Сумьіарньїй расход пара из СПГ и ПВА обеспечивает некоторую стабилиза­цию мощности рубины. При глубоком разряде, когда давление в аккумуляторе снижается до 1,3 МПа, осуществляется пере­ключение его на часть низкого давления турбины 8 через се — парйтор-пароперегреватель 9. Когда интенсивность солнечной радиации возрастает, происходит подзаряд ПВА и одновремен­ное повышение параметров пара, подаваемого из СПГ. При пол­ностью подзаряженном ПВА он переходит опять в режим рабо­ты барабана-сепаратора.

Размеры цилиндрического корпуса ПВА: диаметр 3 м, длина 10,3 м, объем 72 м®. Для заряда может быть исполь­зован насыщенный пар с параметрами 4 МПа, 250°С от СПГ максимальной паропроизводительностью 28 т/ч.

Тепловая мощность станции 8 МВт, электрическая 1 МВт. Тепловой поток, подаваемый на ЦП полостного типа, располо­женный на башне высотой 85 м, меняется от 5576 кВт (10 ч утра зимнего солнцестояния) до 7677 кВт (12 у. для равнодеист вия). ЦП имеет принудительную циркуляцию с производитель­ностью до 6110 кг водяного пара в час; параметры пара на выходе 525 С, 9,8 МПа. Внутри полости расположены три испарительно-теплообменные панели из углеродистой стали (А-106 GRB ) с обшей поглощающей поверхностью 48,6 м^ и пароперегревательные панели с поглощающей поверхностью 346 м^. Они образованы трубами, расположенными впереди Испарительных панелей.

Трубы изготовлены из железистой стали и покрыты черной

которая сохраняет свои свойства до максимальных температур, нагрева, равных 579 С. Макси­

мальный тепловой поток через испарительные панели 396 кВт/м^ в расчетной точке и 561 кВт/м^ при максималь­ной инсоляции; через пароперегревательные панели, соответст­венно, 310 и 372 кВт/м^. Время выхода на режим всей систе­мы ЦП 6 ч из холодного состояния и 1 ч 17 мин — из теплого. Перегретый пар либо подается прямо в турбину, либо направляет­ся для "зарядки" теплового аккумулятора, его тепловая емкость 159 900 кВт • ч, что соответствует электрической отдаче 3360 кВт ■ ч или 4 ч работы на уровне модности несколько ниже номинала — 840 кВт. При 3,5-часовой работе разряд аккумулятора обеспечивает полную мощность станции. Система аккумулирования содержит два бака общим объемом 400 м° с расплавом солей Hitec, с температурой плавления 142,2 С, температура в горячем баке 340 С за счет охлаждения и кон­денсации пара, выходящего из ЦП. Температура в холодном баке 220°С. При перекачке расплава из горячего бака в хо­лодный во втором парогенераторе система аккумулирования обеспечивает получение пара более низких параметров (3 30°С, 1,55 МПа). Узел выработки электроэнергии включает много­ступенчатую конденсационную паровую турбину с двумя входа­ми пара -.высоких и пониженных параметров.

Главной технической особенностью станции электрической мощностью 2,5 МВт является выбор расплава солей Hitec в качестве теплоносителя ЦП и теплоаккумулируюшей среды [53, 74]. На приемник направляется излучение от 201 гели­остата фирмы Cethel площааью кажцого ~50 м^. ЦП — поло­стной, кубической формы с апертурой 4×4 м и глубиной 3,5 м установлен на сплошной башне высотой 101,5 м (41] і Полость отклонена на 30° от вертикали. Внутренние стенки полости заполнены теплообменными панелями из сварных труб нержавеющей стали с внутренним диаметром 15,2 и наружным 18 мм. Эти панели покрыты черной нагревостойкой краской Р і tom ark. Задняя панель несет основную тепловую нагруз­ку — средний поток до 390, а пиковые значения — до 800 кВт/ м^.

Расплав соли принудительно прокачивается через ЦП, при­чем температура расплава на входе 250, на выхопе 4 50аС. Система теплоаккумулирования состоит из двух баков по 300 м3 каждый и содержит 500 т расплава. Горячий расплав из ЦП попадает прямо в горячий бак. Парогенератор обогре­вается горячим расплавом, откачиваемым из горячего бака! (4 50°С) после теплообменника направляемым в холодный

бак (250 С). Полная запасаемая тепловая энергия аккумуля­тора 40 000 кВт • ч, что достаточно для работы станции в течение 5 ч при электрической мощности 2 МВт. Парогенера­тор выдает перегретый пар с параметрами 430°С, 5 МПа; номинальная мощность турбогенератора 2,5 МВт f-39J, Тепло­вая мощность СЭС 9,0 МВт. Конденсатор охлаждается с по­мощью сухой градирни. КПД цикла Ренкина в системе турби­на — генератор 28% [146]. Вше одной принципиальной особен — ностыо проекта’ THEMIS является наличие второй неэависи — I мой системы подогрева, состоящей из 11 параболических кон­: центраторов по 75 каждый. Тепло, собираемое на когщен — траторах, передается на СЭС вспомогательным масляшлм кон­туром, включающим бак объемом 80 м3 для хранения масла.

Эта дополнительная система призвана решить сразу несколько задач: подогрев на всем протяжении контура солевого распла­ва (выше 200°С), предварительный подогрев питающей паро-

генератор воды, первоначальное расплавление Hitec, обогрев зданий станции в зимний период [14Л] .

СЭС электрической мощностью 10 МВт запушена в апреле 1982 г. и в настоящее время является самой мощной из Су­ществующих в мире солнечных электростанций.

Поле из 1818 гелиостатов по 41 м^ каждый имеет несиммет­ричную круговую конфигурацию с радиально-шахматным распо­ложением с размерами 685 х585 м. При прямой радиации 917 Вт/м^ оно должно обеспечить тепловой поток на ЦГТ в 34,1 Мвт. при этом тепловые потери с приемника равны4,7Мвт. Параметры рабочего тела (перегретый пар) на входе в турби­ну 10,5 МПа, 515°С, расход электроэнергии на собственные нужды 1,7 МВт [114], ЦП радиации тепловой мощностью 40 МВт — кругового облучения, расположен на стальной решет­чатой башне высотой 86 м. Он состоит из собранных в цилиндр 24 вертикальных трубчатых панелей из сплава инкаллой (внут­ренний диаметр 0,6, внешний 1,25 см). Диаметр приемника 7, высота 13,5 м. Теплообменные панели покрыты черным нагревостойким покрытием Piromark, средний тепловой поток. на приемнике 140 кВт/ м^; пиковые значения до 350 кВт/м^.

Процесс термодинамического преобразования включает в і себя этапы передачи тепла в масляно-галечный аккумулятор и отвода тепла из аккумулятора в цикл Ренкина, при использо­вании контуров циркуляции с теплоносителем Caloria НТ-43 (высокотемпературное нефтяное масло) и ряда теплообменни­ков (конденсатор, охладитель, экономайзер, испаритель и па­роперегреватель). При проектировании теплообменников при­нимался во внимание как ряд требований стандартов, так и ог­раничения, специфичные для СЭС (30-летний срок эксплуа­тации, работа на переменных нагрузках, минимизация стои­мости путем использования компонентов серийно выпускаемого оборудования, возможность перехода к аккумуляторам боль­шей емкости [122, 151].

Система аккумулирования тепла — засыпка из гравия и пео — ка с заливкой маслом ( Caloria НТ—43), соотношение песка и гравия 1:2. Аккумулятор — в вице цилиндра, диаметр 19,2, высота 13,4 м. Высота засыпки 12,5 м, плотность-засыпки 2700 кг/м^. Параметры пара на входе в аккумулятор 495°С, 4,57т 6,68 МПа. При разряде аккумулятора турбина работа­ет на паре 275 С, 2,75 МПа с расходом 47,6 т/ч, так как при более высоких температурах разлагается масло теп­лоаккумулятора [98].

В номинальном режиме перегретый пар от приемника пода­ется прямо в турбину. В режиме теплоаккумулирования перегре­тый пар охлаждается до насыщения и направляется в тепло­обменник, в котором нагревается холодное теплоаккумулирую­щее масло. В ходе разряда масло откачивается из верхнего объема бака-аккумулятора через отдельный теплообменник, в котором получается водяной пар, а холодное масло вновь за­качивается в нижнюю часть аккумулятора. Емкость ТАС соо — тавляет 28 МВт ♦ ч, т. е. позволяет станции работать 4 ч при нормальной электрической мощности 7 МВт, тепловые по­тери 2% в сутки. Привод генератора — паровая двухдилиндро* вая ’турбина с четырьмя нерегулируемыми отборами мощностью 12,5 МВт (фирмы General Electric, США) с двумя входами: для пара высоких параметров непосредственно от приемника и и для пара низких параметров от теплоаккумулятора. Электри­ческая мощность на паре высоких параметров 12,5 МВт, на паре низких параметров 8,5 МВт [67]. Приемник солнеч­ного излучения и система теплоаккумулирования разработаны фирмой Rocketdyne (США), паровая турбина — General Elect­ric. На выработку первого миллиона килова тт-часов требова­лось 9 мес., а на выработку второго миллиона — меньше 3 мес. Максимальная дневная чистая выработка была достиі’- нута в марте 1983 г. и составляла 58 617 кВт • ч (или 5,8 ч работы при максимальной мощности). Номинальный уро­вень электрической мощности 10 МВт был превышен [119]. Абсолютный максимум составлял 11,4 МВт, из которых 10,4 МВт были отданы в сеть, а 1 МВт потреблен на соб­ственные нужды станции.

Превзойдена также запланированная электрическая мощность 7 МВт при работе только от системы теплового аккумули­рования. Абсолютный максимум составил 8,2 МВт, из кото­рых 7,3 МВт были выданы в энергосистему. Аккумулятор ио — иытан также на ресурс выработки пара непрерывно в течение •16 ч при средней выработке электричества на уровне 1 МВт.

В период проектирования предполагалось, что станция должна сохранять работоспособность в интервале электрических мощ­ностей от 10 до 2 МВт. Однако при эксплуатации было выясни но, что станция является работоспособной и при значительно меньших уровнях мощности, вплоть до чистой выработки в 500 кВт, а также при очень низких уровнях радиации, вплоть до 300 Вт/мг, хотя минимальное расчетное значение прини­малось 450 Вт/м^.

Испытана также система аккумулирования. Получены данные о существовании эффекта Thermocline, который сохранялся в течение многих дней. Перепад температур достигал 90 С на протяжении 17% глубины бака, Теплопотери от высокотемпе­ратурного бака с расплавом оказались несущественными: за 12 дней температура снизилась всего на 4 С. Переменный приход радиации и связанные с этим переменные условия вы­работки тепла, присущие пока только солнечным станциям, зао. Тавили сосредоточить особое внимание на контроле режимов.

В непрерывном режиме удалось контролировать температуру п4| ра до ±1,10С, что значительно превышает допуск на входе в турбину ( ±14 С). Перекрывание диска Солнца облаками на’ время до 3 мин не приводило к существенному падению темпе­ра туры приемника и давления пара. Аналогичную точность контроля осуществили и на контуре теплоаккумулятора. Доста­точно развитая и сложная контрольно-управляющая система ре­жимами работы станции позволила осуществить работу СЭС в полностью ручном, полуавтоматическом и полностью автомати­ческом режиме. Последний проходит пока лишь предваритель­ные испытания.

Система автоматической регистрации и обработки парамет­ров работает на ЭВМ по 4000 каналам и фиксирует расходы, t температуру, давление, механические напряжения, лучистый поток, мощность, а также атмосферные условия на шести ге­лиостатах в разных частях поля.

Зарегистрирована периодическая разгерметизация контура на уровне ЦП, что объясняется значительными температурными напряжениями при пусках и остановах [ 120]. С целью сни­жения нагрузок была предложена модификация графика выво­да на режим; рассматривается также использование АТ для подддержания температуры ЦП в ночное время.

Дальнейшие шаги предусматривают повышение автоматиза­ции контроля, что позволит высвободить операторов. На пер­вом этапе предусмотрена автоматизация выпуска котла по сок­ращенному циклу, который укоротится с 45 до 12 мин. Вто-

рой этап — полная автоматизация всех процессов и режимов работы станции.

Электрическая мощность станции 1,0 МВт. Рабочее тело приемника — насыщенный водяной пар, теплоаккумулирующая среда — вода под давлением, привод электрогенератора — па­ровая турбина [86, 139].

СЭС имеет 807 плоских гелиостатов размером 4 х 4 м, суммарную площадь зеркал 12 912 м^, парогенератор — с ес­тественной циркуляцией [79]. На выходе парогенератора полу­чают 9200 кг/ч пара с параметрами 3,9 МПа, 250°С [21]. Аккумулятор тепла с насыщенной водой рассчитан на рабочее Давление 1,2-3,9 МПа при емкости 5×60 м^[126]. На вход турбины поступает 7940 кг/ч пара 1,18 МПа, 187 С при номинальной мощности 1000 МВт [23, 24]. Ресурс сио — *емы аккумулирования 3 МВт • ч, т. е. 3-часовое аккумулиро­вание. ЦП, находящийся на вершине стальной башни высотой 69 м, полостного типа имеет конический теплообменник и ци­линдрическую наружную стенку. Полость имеет вертикальную °сь и круглую апертуру диаметром 8,5 м, ориентированную по направлению к поверхности Земли. Насыщенный пар из прием­ника подается в теплоаккумулирующую систему, содержащую Пять паровых аккумуляторов. Каждый из них — это находящий­ся под давлением бак объемом 60 м^ с максимальным дав — пением 4 МПа. Из аккумулирующей системы пар подается в паровую турбину импульсного типа. Давление пара на входе в турбину поддерживается постоянным насосом, установленным на выходе из аккумулятора. Пар после турбины попадает в кон­денсатор, охлаждаемый морской водой.

КПД турбины и генератора 16,8%, полная эффективность станции при расчетных условиях 10,3%; станция вырабатыва­ет 1,0 МВт мощности при приходе на гелиостаты лучистого потока, равного 9684 кВт.

Проект СЭС С RS электрической мощностью 500 кВт разра­ботан Международным агенством энергетики с участием девя­ти стран: Австрии, Бельгии, ФРГ, Греции, Испании, Италии, Шве­ции, Швейцарии и США. 2

Попе из 93 гелиостатов по 39,3 м каждый расположено к северу от стальной урагано — и сейсмостойкой башни высотой 43 м, на которой установлен полостной приемник тепловой мощностью 2,7 МВт [60, 76, 127, 128]. Уникальной осо­бенностью данного проекта является использование жидкого натрия в качестве теплоносителя, снимающего тепло с приемни­ка радиации. Задняя стенка приемника представляет собой полу­цилиндр с трубами из аустенитной стали активной площадью 17 м, по которым циркулирует жидкий натрий. На входе в приемник его температура составляет 270°С, на выходе из приемника 570°С. Расход натрия 7,3 кг/с, концентрация из­лучения 400 [51]. После запуска станции в сентябре 1981 г. имели место утечки теплоносителя и неполадки в турбине. Теп­ловой поток на теплообменной панели имеет среднее значение ~ 164 кВт/и достигает отдельных пиковых значений до 600 кВт/м^. Полость приемника открывается шестиугольной апертурой площадью 9,7 м^. В тепловом аккумуляторе ем­костью 1 МВт * ч используется 70 м*^ горячего жидкого нат­рия, что достаточно для 2-часовой работы станции без прихо­да солнечной радиации. Аккумулятор состоит из двух баков; горячего из аустенитной стали (температура натрия 530°С) и холодного (270 С) из углеродистой стали.

В контуре парогенератора циркулирует вода и перегретый пар, получаемый за счет теплообмена с внешним потоком жид­кого натрия. Теплообменная поверхность 14,7 м^, что доста­точно для передачи тепловой мощности 2,2 МВт и получения

перегретого пара с параметрами 525 С, 10,5 МПа. Пар по­дается в пятищотиндровую турбину мощностью с КПД 28% при 1000 об/мин и давлении сброса 0,03 МПа [95]. Ожидаемый термодинамический КПД 26%, полный 14,1% [62]. Станция предназначена для работы при температуре от -3,5 до +43 С и интенсивности солнечного излучения от 300 до 1100 Вт/м^.

При предварительном анализе системы отвода тепла от цен­трального приемника полостного типа рассматривался ряд ва­риантов организации циркуляции теплоносителя в ДП [45]:

1) естественная циркуляция на испарительном участке — барабан расположен на башне на одном уровне с лучевоспри — нимаюшими панелями;

2) прямоточный парогенератор;

3) принудительная циркуляция контура испарения — барабан расположен на промежуточном уровне.

Поскольку вариант 1 значительно утяжеляет конструкцию приемника радиации и не позволяет гарантировать стабильный режим циркуляции, а вариант 2 требует сложной системы регулирования, был выбран вариант 3.

2.3.1. СЭС EureHos

В мае 1981 г. в Сицилии (Италия) введена в эксплуата­цию первая в мире СЭС с термодинамическим циклом Реикина электрической мощностью 1 МВт. Поле из 282 гелиостатов обшей площадью 6200 м2 обеспечивает тепловой поток на ЦП 4,8 МВт (расчетные условия — полдень, равноденствие, пря­мая радиация 1000 Вт/м2) [37]. ЦП — прямоточный, полос­тного типа, с диаметром апертуры 4,5 м установлен на башне высотой 55 м. Использован термодинамический цикл Ренкина с параметрами пара после приемника 5І2 С, 6,25 МПа, номи­нальный расход 4860 кг/ч с резервом до 5346 кг/ч [33].

В схему цикла включена система теплового аккумулирования общей емкостью 360 кВт • ч, состоящая из двух резервуаров со смесью солей Hitec (60 кВт • ч) и пароводяного аккуму­лятора (300 кВт • ч), которая обеспечивает 0,5-часовую ра­боту станции при отсутствии Солнца [54].

Hitec нагревается до 430 С паром от приемника и сох­раняется при этой температуре в горячем баке. При включении аккумулятора вода из бака горячей воды нагревается и прев­ращается в пар при 410°С. Давление в баке горячей воды по мере разрядки постепенно уменьшается от 1,9 примерно до 0,7 МПа. Этот бак является частью перового контура. Охлаж­денный примерно до 275 С расплав соли хранится в баке хо­лодной сопи. Для предотвращения переохлаждения и перехода сопи в твердую фазу приходится подстраховываться электри­ческими нагревателями.

Наличие теплообменника соль-вода создает определенные эксплуатационные сложности из-за низких скоростей теплооб­мена,.. связанных с очень малыми скоростями потоков. Частич — 44

но их удалось избежать, применив трехтрубную концентричес­кую конструкцию теплообменника и некоторые дополнительные конструктивные усовершенствования. Теплоизоляция была мак­симально усилена, а мощность электронагревателей выбрана минимальной, рассчитанной только на ночной подогрев теплоно­сителя.

Водяной бак является частью подсистемы термического цикла. Для прокачки расплава соли из холодного бака в горя­чий (т. е. цикл зарядки) и наоборот (цикл разрядки) использует­ся система со сжатым азотом. Рабочие температуры распла­ва — от 240 до 480 С. Предосторожности прн пуске требо­вали исключения загрязнений в том числе влагой, обеспечения нормального плавления, затвердевания и прогрева системы. Большой опыт работы с такими системами практически ис­ключил все технологические трудности. Турбина напрямую сое­динена с приемником, работающим как прямоточный пароге­нератор без промежуточных теплообменников, номинальная мощ­ность 1100 кВт с параме тракт пара 510 °С, 6 МПа. Расход на собственные нужды — 100 кВт^ Температура питательной воды на входе парогенератора 36 С, максимальная температу­ра охлаждающей конденсатор воды 25 С. Турбина способна работать как при постоянном давлении, так и при давлении, изменяющемся с нагрузкой.

ЦП — полостного типа, имеет прозрачную тепловую изоля­цию, препятствующую радиационным потерям. Учитывая значи­тельные тепловые потоки на его поверхности, предусмотрена такая организация циркуляции теплоносителя, при которой па — роперегревательные участки расположены в зоне наименьшей тепловой нагрузки [135],

Бейпасная система позволяет проверять приемник, отклю­чив его от турбины. Сам по себе паровой цикл включает стан­дартное оборудование, а турбина заимствована из практики морского судостроения. Турбина допускает лишь кратковремен­ные скачки температуры пара не более 50°С, хотя и они неже­лательны. Тем не менее, абсолютное значение этой темпера­туры, если оно достаточно стабильно, может лежать в доста­точно широком диапазоне — от 410 до 510 С. Это существен­но при совместной работе с теплоакк^мулятором, максимальная температура пара от которого 430 С. В добавление к дуб­лированным системам электропитания для питательных насо­сов была разработана отдельная аварийная система для заши­ты приемника непосредственно путем запитывания его водой в течение 30 мин без какой-либо электроэнергии. Основными компонентами этой системы являются:

_300-литровый бак, обеспечивающий резерв воды приблизи­тельно на 0,5 ч;

_ три баллона по 500 п, каждый, наполненных газом под давлением в 20 МПа, что достаточно дляподачи воды, содер­жащейся в баке, в приемник;

— клапан для автоматического снижения давления, чтобы поз­волить передачу газа в водяной бак При давлении ~ 0,9 МПа;

— соленоидный клапан, целиком закрытый во время нормаль­ного прогона, отделяющий газ от водяного бака.