Рассмотрим солнечную электростанцию, присоединенную к энергосистеме. СФЭС куплена фермером (в кредит на 20 лет под 8,15 % годовых) по оптовой цене 7,5х103 долл./кВт.

Принимаем:

t0= 8,15 %; Кр = 0,8; Э0 = 0,015; И0 = 7,5103 долл./кВт.

По уравнению (14.8) р0 = 0,103.

В таблице 14.3 представлены рассчитанные по формуле (14.15) значения стоимости 1 кВт-ч электроэнергии в зависимости от энергетической освещенности в плоскости солнечного модуля для двух значений Ио=7,5 • 103долл./кВт (оптовая цена) и Ио=4,5 103 долл./кВт (себестоимость).

Доход независимого производителя энергии получается от продажи произведенной энергии региональной энергетической компании или оптовому потребителю по средней продажной цене Спрод, установленной региональной энергетической компанией на п лет реализации проекта.

Спрод принимаем постоянной в течение п лет, изменяющейся только в соответствии с величиной годовой инфляции І.

Доход для j-ro года равен разности между объемом продаж П электроэнергии и затратами 3 на ее производство:

D = n-3. (14.16)

Суммарный приведенный доход является суммой доходов за п лет, приведенных к году п = 0:

П — Спр0д Кр Тсол РПик / Р (14.17)

Затраты связаны с первоначальными инвестициями и экс­плуатационными расходами:

3 = И(р0 + Эс) / р (14.18)

Таким образом,

D = [Спрод Кр Тсод Рпик — И(р0 + Э0)] / р. (14.19)

Приведённая рентабельность есть отношение чистого приве­дённого дохода D за п лет к инвестициям И:

D|]= Djj / И.

Задавшись DH> можно найти тариф, при котором проект даст прибыль:

Спрод = [1 + р Dh / (ро + Эо)] С.

По рассчитанному тарифу Спрод определяются регионы, где та­риф за электроэнергию равен или больше Спр0д. В этих регионах про­ект будет прибыльным для инвестора или владельца электростан­ции.

В таблице 14.4 и на рис. 14.2 представлены результаты ком­пьютерного моделирования концентраторной системы солнечной электростанции при различной ориентации солнечных модулей [14.7].

Выводы по главе 14

Определена роль концентраторов в формировании стоимости сол­нечных электростанций. Концентраторы снижают стоимость только одной составляющей (стоимость солнечных элементов), в то время как увеличе­ние КПД влияет на снижение стоимости всей установки.

Разработана методика оценки окупаемости капиталовложений в соз­дание солнечных станций в условиях рыночной экономики.

Приведен пример расчёта для СФЭС в районе г. Сочи.

Рис. 11.7. Схема конструктивного исполнения механизма синхронного поворота ЛФ при слежении за положением Солнца:

[2] — линзы Френеля: 2 — сферические шарниры, установленные в точках оптических фокусов ЛФ; 3 — штанги крепления ЛФ; 4 — жёсткая рама син­хронного привода ЛФ; 6 — цилиндры гидропривода рамы 4

[3] Использование концентраторов солнечной энергии для увеличения освещенности модулей.

Затраты по проекту создания СФЭС производятся в течение ряда лет и должны быть перечислены на год начала проекта с учё­том инфляции и годового процента по инвестициям. Действующая на год начала проекта п = 0 процентная ставка t0 будет больше ре­альной процентной ставки t в последующие годы из-за инфляции:

(14.5)

где і — годовая инфляция (i, t0, t в относительных единицах).

296

Для приведения будущих затрат Hj j-ro года к году j = 0 ис­пользуется формула

Ej

Суммарные затраты в течение п лет, приведённые к году) = О (перед началом проекта):

п И

Иприв= = -, (14.7)

И Р

где р — коэффициент окупаемости капитальных вложений:

= t(l + t)n Р (1 + 0"-1

Независимый производитель энергии или собственник элек­тростанции, взявший кредит в банке на осуществление проекта, планирует вернуть кредит с учетом процентов и получить дополни­тельный доход.

Инвестор ожидает, что доход и прибыль, полученные в ре­зультате осуществления проекта, будут выше, чем доход и прибыль, полученные при хранении денег в банке за счет банковских процен­тов или полученные при инвестиции в другие проекты.

Простейшим вариантом является покупка и установка сол­нечной фотоэлектрической станции для энергоснабжения фермы или частного дома и включение ее в энергосистему.

Энергетическая компания покупает электроэнергию у вла­дельца дома в дневное время в часы пика нагрузки по более высокой цене. Владелец СФЭС покупает электроэнергию у энергетической компании в ночное время по более низкой цене. В результате владе­лец получает доход в течение п лет работы электростанции.

Стоимость электроэнергии включает все затраты за п лет осу­ществления проекта:

сзат — Ск + Э + Ст + Сзам + Сост, (14.9)

где Сзат — стоимость всех затрат; Ск — капитальные затраты; Э — эксплуатационные расходы; Ст — стоимость дополнительной энер­гии и топлива; Сзам — стоимость замены компонентов, срок службы которых менее п лет; Сост- остаточная стоимость электростанции, если срок работы электростанции более п лет.

Капитальные затраты включают разработку, конструирова­ние, изготовление и монтаж электростанции. В общем случае капи­тальные затраты могут включать строительство завода для произ­водства солнечных фотоэлектрических модулей и других компонен­тов электростанций.

Эксплуатационные расходы есть сумма всех ежегодных рас­ходов на обслуживание, включая зарплату операторов, инспекции, страховку, налоги, небольшой текущий ремонт с заменой мелких деталей.

Стоимость энергии и топлива включает суммарные ежегод­ные затраты на покупку топлива для работы электростанции. Для солнечных, ветровых и гидравлических электростанций эта состав­ляющая затрат равна нулю, за исключением гибридных электро­станций с резервным дизель-электрическим генератором.

Сзсш — стоимость заменяемых компонентов за время службы электростанции, например аккумуляторов.

Остаточная стоимость — есть балансовая стоимость электро­станции в год окончания проекта. Обычно остаточная стоимость вычитается из стоимости всех затрат, если иные условия не огово­рены в проекте. Член «+Сост» в формуле (14.9) означает, что после п лет эксплуатации электростанция будет передана бесплатно покупа­телю электроэнергии.

Рассмотрим наиболее общий случай инвестиционного про­екта.

Министерство энергетики или крупная энергетическая компа­ния объявляет тендер на закупку 10 млрд. кВт ч электроэнергии от солнечной электростанции по фиксированной цене 0,15 долл./кВт ч в течение 20 лет. В этом случае гарантия правительства и уполномо­ченного банка составляет 1,5 млрд. долл, на срок 20 лет. Под эту га­рантию фирма, выигравшая тендер, берет кредит в банке под опре­деленный процент и осуществляет закупку оборудования, строи­тельство под ключ и эксплуатацию указанной электростанции в те­чение 20 лет. Предположим, что по условиям тендера фирма обязана передать электростанцию бесплатно Министерству энергетики или энергетической компании по окончании срока проекта, то есть через 20 лет. В этом случае фирма должна окупить все свои расходы, включая оплату процентов по кредиту за п = 20 лет и получить при­быль за счет разницы между продажной ценой и себестоимостью производимой электроэнергии.

Таким образом, расчет стоимости производства электроэнер­гии в условиях рыночной экономики с учетом инфляции и возврата процентов по кредиту имеет первостепенное значение при составле­нии бизнес-плана проекта.

Себестоимость электрической энергии:

С = рСзат/ EMj (14.10)

где Еэл — годовая выработка электроэнергии.

Если, кроме начальных инвестиций, единственными затрата­ми по проекту являются ежегодные эксплуатационные расходы, то себестоимость электрической энергии:

С = (р0И + Эг)/Еэл, (14.11)

где И — начальные инвестиции; Эг — ежегодные инвестиционные расходы; рс — коэффициент окупаемости капитальных вложений при t=to.

Годовое количество электрической энергии, вырабатываемой солнечной электростанцией:

Еэл = РпикГ1 ■ Есол, (14.12)

^С-тнЛэТ

где Рпик — пиковая мощность электростанции; Рс пик — пиковая мощ­ность электростанции при стандартных условиях; t| — эквивалентная среднегодовая эффективность преобразования солнечной энергии; г|эт — КПД эталонного фотоэлектрического модуля; Есол — среднего­довая суммарная энергетическая освещенность в плоскости солнеч­ного модуля.

Принимая, что пиковых солнечных часов Тсол = Есап/Рс пик и Лэт / Лэт= Кр, получим

Есш, = Кп Тсол Рп

Для солнечной станции, присоединённой к энергосистеме, значения Кр берутся в диапазоне (0,7 — 0,9), для автономной элек­тростанции Кр = 0,5 — 0,7.

Используя соотношения

И0 — И/Рпик, Эо — Эг/И,

получим

■q _ И0 (Рр + Э0 )

К рТ сол

Если I = 0, t = ^ = 0, то

Umpo=_fi±2L

(/+0"-і

и формула (14.13) преобразуется

И0(-+Эа)

с———- в———

К р Т СОЛ

Формула (14.15) использовалась в плановой экономике для расчёта стоимости электрической энергии при отсутствии инфляции и процентов по кредиту.

Определим роль концентраторов в стоимости фотоэлектриче­ских солнечных электростанций [14.4, 14.5]. Стоимость СФЭС мо­жет включать стоимости следующих основных узлов:

Ссфэс = Ссэ + Сев + Ск + Ссо + Смк + Ссс> (14.1)

где Ссэ— стоимость солнечных элементов; ССб — сборка модулей с кон­центратором и приёмником излучения; Ск — стоимость концентрато­ров; Ссо — стоимость системы охлаждения СЭ, включая трубопроводы, насосы, теплообменники и т. п., Смк — стоимость металлоконструкции, включающая каркас концентратора, опорно-поворотные устройства при следящих системах; Ссс — стоимость системы слежения, вклю­чающая датчики слежения, блоки автоматики.

Стоимость принято относить к единице мощности, которая описывается формулой:

^ = ^oVоптЛсэ^в > (14.2)

где Е0 — плотность солнечной радиации (кВт/м2); Т]опт — оптический КПД системы концентрирования; rjC3 — КПД солнечных элементов;

Sb — площадь концентраторов (м2).

Учитывая следующие зависимости: Sb = KSC3> где К — концен­трация излучения, SC3 — площадь солнечных элементов (м2);

Ссэ = Усэ Scs = Усэ Sb/K = Усэ~————— —, (14.3)

*^6Поптг1сэ l’-

где Усэ — стоимость единицы площади СЭ, ССб можно выразить как определённый процент от Ссэ, Для планарных модулей он составляет 40 — 50 %, примем 50% ССэ.

Ск = Ук SB = Ук————— ,

Е’оПоптЦсэ

где Ук — стоимость единицы поверхности концентраторов; можно записать для стоимости единицы установленной пиковой мощности:

30 —

Из формулы (14.4) следует, что | концентрация влияет на удельную стой — 1 ю. мость только солнечных элементов И!

і j 11 приёмника излучения (0,5Ссэ), в то время |

‘ г-л-4—г——і—г — как КПД системы влияет на все состав-

о 20 40 К

ляющие, кроме системы слежения. і

Отсюда следует вывод, что повышать КПД системы выгоднее, ] чем повышать концентрацию. І

С другой стороны, в модулях с концентраторами существуют j две противоборствующие тенденции: увеличение концентрации приводит к удорожанию системы за счёт систем слежения, услож­нения металлоконструкции модулей, появлению систем охлаждения и т. п. Но в то же время уменьшается количество дорогостоящих СЭ и увеличивается их КПД [14.6], что должно приводить к существо­ванию оптимума величины концентрации.

Нарис. 14.1 приведен характер относительного изменения стоимости установленной мощности модуля с концентрическими линзами Френеля.

14.1. Ситуация на рынке фотоэлектричества

В условиях рыночной экономики фермер, руководитель сель­скохозяйственного предприятия, владелец сельского дома или дачи самостоятельно рассматривают различные варианты энергообеспе­чения с целью определения оптимального набора энергетических средств, обеспечивающих получение максимальной прибыли при наименьших затратах.

Одним из принципов новой энергетической политики в Рос­сии является поддержка малых и независимых производителей энергии. Для частных лиц и фирм, имеющих свободный инвестици­онный капитал, вложение средств в коммерческие проекты, связан­ные с новыми экологически чистыми энергетическими технология­ми и производством энергии, оказывается более выгодным, чем бан­ковские вклады, так как обеспечивает больший процент прибыли, чем банковские проценты.

Предлагаемый метод расчета технико-экономических пара­метров электростанций в условиях рыночной экономики является обобщением опыта российских ученых и западных экономистов [14.1, 14.2, 14.3] на примере солнечной фотоэлектрической станции.

Компания, реализующая коммерческий проект по строитель­ству солнечной электростанции (СФЭС) и продаже электроэнергии, должна ориентироваться на цены, сложившиеся на мировом рынке компонентов СФЭС (табл. 14.1).

Если в проекте предусмотрено строительство завода по производству пластин кремния, солнечных элементов и модулей, стоимость производства компонентов СФЭС будет значительно меньше цен, указанных в таблице 14.1. В этом случае капитальные затраты на строительство завода должны быть включены в стои­мость инвестиций при расчете себестоимости произведенной элек­трической энергии (табл. 14.2).

Существуют перспективы снижения цены на солнечные элек­тростанции до 2—3 долл./Вт за счет снижения стоимости кремния, совершенствования технологии, увеличения КПД и использования концентраторов.

Принимаем каждую панель размером 6 х 5 м, состоящую из 30 модулей размером 1 * 1 м, линзы Френеля плёночные, наклеен­ные на защитное стекло с внутренней стороны модулей, имеют све — топропускание 0,9 совместно со стеклом солнечного качества. Лин­зы Френеля длиннофокусные (диаметр 100 х 100 мм, фокусное рас­стояние 400 мм) для обеспечения высокого светопропускания как линз, так и световодов. При шаге рабочего профиля линзы 0,5 мм высота её профиля составит 0,12 мм, т. е. плёнка с нанесённым про­филем линзы будет в пределах 0,2 — 0,3 мм.

Световоды кварцевые с пропусканием 0,988 на длине 1 м в пределах длин волн от 350 до 2400 нм. Кварцевые световоды выбра­ны по причине хороших свойств пропускания солнечного концен­трированного света [12.4].

Суммарное светопропускание системы может быть записано в виде выражения:

ті = ті х т22 х Т3 X Т4=0,73, (13.1)

где її — светопропускание защитного стекла и линзы Френеля (0,9); т22 — светопропускание торцов световодов на входе и на выходе (0,962 = 0,92); т3 — светопропускание световодов при средней длине волокна 6 м (0,9886=0,93); т4 — светопоглощение облучаемого участ­ка тепломагистрали (0,95).

Таким образом, жгут от одной панели имеет диаметр 50 мм и облучает участок длины тепломагистрали 200 мм, диаметр которой 200 мм.

Концентрация излучения на кольцевом поясе тепломагистра­ли составит величину, равную отношению площади всех ЛФ к пло­щади облучаемого пояса:

ts = 9554.

Такая концентрация является избыточной и может быть уменьшена различными способами: уменьшить размеры панелей, увеличить диаметр тепломагистрали, растянуть длину пояса облуче­ния.

Проведём сравнение полученных параметров с достигнутыми на станции Solar Two и параметрами, которые эксперты считают коммерчески приемлемыми для солнечных станций [10.5]. Данные сравнения приведены в таблице 13.1.

Пояснения к параметрам СЭС:

К пункту 2. Эффективность поля концентраторов для башенных станций с гелиостатами предполагает изменение эффективности отражения при разных по­ложениях гелиостатов, для предлагаемой концентрирующей системы СЭС такой проблемы нет, т. к. оптическая эффективность остаётся постоянной в течение дня.

К пункту 3. В «Башенном варианте» солнечных станций каждый гелиостат (их несколько сотен) работает по собственному закону слежения за получаемой и отражаемой радиацией, что безусловно увеличивает вероятность отказа в системах ориентации, в предлагаемом варианте СЭС все панели осуществляют синхронные одинаковые повороты, что увеличивает надёжность систем слежения.

К пункту 4. Если на плоских отражающих поверхностях доститута чистота 0,95, то она же может быть обеспечена на плоских защитных стеклах предлагаемых модулей. Остальные оптические поверхности в СЭС находятся в закрытых про­странствах и не должны быть подвержены загрязнению путём применения специ­альных мер, например установкой воздушных фильтров и т. п.

К пункту 5. Приёмник излучения в «Башенном варианте» станции является открытым, подверженным влиянию естественной конвекции, ветрам, излучению в открытое пространство, в варианте СЭС тепломагистраль установлена в хорошо изолированной наружной трубе, открытые места для облучения концентрирован­ным световым потоком также находятся в замкнутом пространстве и имеют высо­кую степень поглощения солнечного материала, принятую за 0,95, но она может иметь и более высокие значения.

К пункту 6. Достигнутые значения эффективности теплового аккумулирова­ния должны быть сохранены.

Кроме того, следует отметить, что предлагаемая система концентрации мо­жет значительно повысить температуру теплоносителя, т. к. концентрация излуче­ния может быть 1000 и более крат.

Была собрана экспериментальная установка с линзами Френе­ля и кварцевыми световодами диаметром 0,8 мм для демонстрации принципов работы (рис. 13.3). Установка выполнена по азимуталь — но-зенитальной схеме и со системой слежения на основе двигателей РД-09. На ней были подтверждены коэффициенты пропускания све­товодов на уровне 0,988 на 1 метр длины.

Выводы по главе 13

Предложена концентрирующая солнечное излучение система для нагрева теплоносителя, і которой воспринимающие солнечное излучение панели расположены непосредственно на тепломагістралях.

Предложенная система слежения приспособлена для работы при вращении панелей вокруг тепломагистралей в угловом диапазоне по азиму­ту 180° и по зениту 90°.

Суммарный оптический КПД превосходит значения, полученные на «Башенном варианте» станции Solar Two, а также превосходит значения, которые эксперты считают коммерчески приемлемыми.

Большая часть оптических поверхностей изолирована от внешних атмосферных воздействий.

Все блоки модулей следят за положением Солнца на небосводе идентично.

Концентрация излучения на облучаемых участках тепломагистрали может превышать 1000Х при высокой степени поглощения излучения.

Тепловые потери теплоносителя могут быть минимизированы при наличии качественной теплоизоляции.

Достоинства системы:

■ Значительно уменьшены тепловые потери.

■ Увеличена эффективность приёмника излучения.

■ Возможность получения высококачественной теплоизоляции теп­лоносителя в надёжной системе металлическая «труба в трубе».

■ Эффективность работы системы «линза Френеля — кварцевый све­товод», проверенная французскими и японскими специалистами.

■ Минимальные риски реализации системы при возможном выигры­ше в установленной стоимости, например отсутствие башни, увеличение общего КПД системы.

На рис. 13.1 изображён блок модулей, состоящий из двух пане­лей по 30 м2 (5 х 6 м), каждая панель заполнена модулями с размера­ми 1 х 1 м по 30 шт. в панели. Каждый модуль представляет собой герметичную камеру с размерами корпуса 1000 х W00 х 400 мм, вос­принимающая поверхность которого выполнена в виде плоского стекла с наклеенными изнутри плёночными линзами Френеля с фо­кусным расстоянием 400 мм (поз. 8 и 9 на рис. 13.1). В фокусе каждой линзы расположена призма полного внутреннего отражения, направ­ляющая свет в световод (поз. 10 и 11). Жгуты от каждого модуля по 100 световодов с диаметром 0,8 мм (с учётом полимерной оболочки) [13.1] при коэффициенте заполнения 0,8 имеют диаметр 10 мм. Жгу­ты заключены в несущую трубу 2. Несущая труба 2 имеет возмож­ность поворота совместно с панелями 1, так что торцы световодов 7 постоянно облучают участок тепломагистрали 12 с теплоносителем

13. Несущие трубы с панелями помимо поворота по стрелке 8 имеют возможность поворота совместно с трубой 3 вокруг продольной оси тепломагистрали 12. Повороты вокруг этих двух осей позволяют устанавливать панели перпендикулярно солнечному потоку при лю­бом положении Солнца на небосводе.

Жгуты световодов в несущих трубах 2 заполняют пространст­во диаметром 50 мм, при этом они облучают зону тепломагистрали 12 диаметром 250 мм, длиной — 250 мм. Тепломагистраль в месте облучения имеет степень поглощения излучения на уровне 0,95. Те­пломагистраль по всей длине теплоизолирована по схеме «труба в трубе» с заполнением промежутка между трубами теплоизолятором, за исключением зон облучения.

Солнечная станция с подобной системой концентрации может выглядеть, как показано на рис. 13.2. Блоки модулей расположены непосредственно на тепломагистралях, последовательно нагревая теплоноситель от холодного до горячего состояния, при этом все блоки модулей движутся при слежении за Солнцем совершенно одинаково, что является большим преимуществом по сравнению со слежением гелиостатов в башенном варианте станций. В качестве теплоносителя могут быть использованы не только жидкости, но и газы. Температура теплоносителя в данном случае зависит от степе­ни концентрации излучения и количества набранных последова­тельно блоков модулей.

Следует более подробно остановиться на работе следящей системы. Широко известны экваториальная система слежения, когда вращение воспринимающей солнечное излучение поверхности про­ходит вокруг оси, направленной на полюс Мира, при этом требуется корректировка по углу склонения [13.2]. Другая общеизвестная система слежения требует поворота вокруг вертикальной оси (азимутальное слежение) и вокруг горизонтальной оси (зенитальное слежение). Ос­тальные типы следящих систем являются разновидностью перечислен­ных. В данной системе применён принцип вращения вокруг горизон­тальной оси (оси тепломагистрали) с дополнительным поворотом па­нелей. Работает система слежения следующим образом: трубы с тепло­носителем ориентированы с севера на юг. В полдень несущие трубы, на которых установлены панели, расположены горизонтально, а панели выставлены перпендикулярно солнечному излучению. По прошествии п часов (часовой угол со) Солнце перешло в другое положение, при этом несущие трубы повернулись на определённый угол вокруг оси A-Б тепломагистралей и панели 2 развернулись вокруг осей несущих труб так, чтобы солнечное излучение снова приходило перпендикуляр­но на панели. Такая система слежения может обеспечить работу по ча­совому углу в пределах 180°.

В предыдущей главе на рис. 12.3 была приведена схема нагре­ва теплоносителя за счёт света, поступающего по жгутам световодов от шаровых линз. Эта схема привлекательна тем, что световоды подводят солнечное излучение непосредственно на трубы с тепло­носителем, установленные в защитном и теплоизолированном кожу­хе. Схема по рис. 12.3 требует слишком много световодов, посколь­ку шаровые линзы малы по размерам и при этом необходим доста­точно трудоёмкий механизм слежения за положением фокусов ша­ровых линз. Эта схема может быть преобразована в более простую схему для реализации с линзами Френеля.

Рассмотрим расчётные параметры блок-модуля, изображенно­го нарис. 12.2, г.

Пиковая тепловая мощность блок-модуля определяется сле­дующим выражением:

NT = T|Z х пгчх т|гсх S х qx Е0 , (12.5)

где г|е — суммарное светопропускание системы по таблице 12.1 для одножильных световодов (0,7); т|гч х т|гс — коэффициенты светопро — пускания от затенения ЛШ, в полдень равны 1; q — коэффициент ис­пользования поверхности миделя (0,61); S — площадь крыши блок — модуля; Е0 — плотность солнечной радиации (1000 Вт/м2).

Принимаем длину модуля 11м, угол у + ф0′ = 9,5 + 1,66 « 12°, DK = 2,3 м, ширина модуля 3 м, S = 33 м2. NT = 0,7 х 1 х о,61 х 33 х х 1000 = 14091 Вт « 14 кВт. Концентрация излучения на приёмнике параболоцилиндрического модуля составит К = 140. В течение дня коэффициенты rip, х г|гс уменьшаются до значения 0,69, что приведёт к уменьшению мощности до 9,6 кВт.

Выводы по главе 12

Предложено для солнечных станций «закрытого типа» использовать неподвижную крышу, являющуюся одновременно концентрирующей систе­мой [ 1 ]. Для этой цели используются шаровые линзы, изменение положе­ния фокусов которых отслеживается подвижными торцами световодов с помощью специального механизма слежения.

Предложено несколько вариантов исполнения конструкций данного типа станций:

а) со световодным каналом, в который излучение вводится с непо­движных торцов световодов через дополнительные линзы, излучение сум­мируется на приёмнике с помощью параболоцилиндрического концентрато­ра (рис. 12.2);

б) световоды направляют излучение непосредственно на приёмник излучения, выполненный в виде системы «труба в трубе», где наружная труба служит для теплоизоляции внутренней трубы, освещаемой светово­дами (рис. 12,3);

в) в качестве южного ската крыши здания для средних географиче­ских широт (рис. 12.9).

Суммарное светопропускание таких систем для монолитных светово­дов составляет 0,7 — 0,75, для многожильных световодов с коэффициентом заполнения жилы 0,8 составляет 0,56 — 0,6.

Концентрации излучения на приёмнике излучения параболоцилинд­рического концентратора (рис. 12.2) составляют 110 -350 для разного типа исполнения линз-шаров (большие значения для стеклянных ЛШ).

Для варианта по рис. 12.3 при ширине длине модуля 2,7 м и ширине Юм концентрация на трубе приёмника диаметром 70 мм может достигать 86 и 73 в зависимости от типа световодов.

Суммарный коэффициент использования миделя составляет 61%, земельной площади для широты 35° — 0,5.

Недостатки системы.

Наличие системы слежения за положением фокусов линз-шаров при изменении положения Солнца на небосводе.

Переменная производительность в течение дня из-за взаимного за­тенения ЛШ.

НК—.;; —

iw’ ‘ —

.к’ . .

Световод (СВ) должен быть гибким для отслеживания поло­жения оптических фокусов ЛШ, поэтому он может быть выполнен в вице жгута, состоящего из тонких гибких волокон, но при этом из-за неполного заполнения площади сечения дополнительные потери мо­гут составлять от 10 до 40% [12.2]. Для расчётов коэффициент за­полнения принят 0,8 (диаметр волокна 300 мкм, диаметр жгута 1,2 мм).

Световод в процессе работы будет изгибаться, что приведёт к некоторому увеличению углов выхода излучения на конце световода по сравнению с входом. Принимаем максимальный угол скручива­ния 90° и допустимый угол увеличения потока на выходе 1°.

Общее светопропускание в световоде определится как:

тг = Tj х т2 х т3 X х4 X т5, (12.1)

где ті — геометрические потери; т2 — френелевские потери на входе и выходе в световод; т3 — потери на поглощение; т4 — потери за счет

вечерние часы показано на виде по стрелке К; б) Светопропускание (Пм) ЛШ в течение суток (сплошная линия), приход солнечной радиации на мидель концентратора изображен пунктирной линией ‘

неполного заполнения жгута; т5 — потери на полное внутреннее от­ражение.

Принимаем материал световода — кварц диаметром 300 мкм, угол входа излучения составляет 15° для ЛШ. Поэтому Ті= 1, [12.2, с. 303].

где ш — количество отражений луча в жиле; 1ж — длина жилы (1 м); Ubx — угол входа излучения (15°); сіж — диаметр жилы 0,3 мм. Под­ставив значения, получаем т5 = 0,997.

Потери т3 на поглощение в жгуте определяются как:

T3 = aL, (12.3)

где а — коэффициент светопропускания кварцевого световода [12.4]; L — длина пути луча в материале; а = 0,988 м-1, для L = 1 м, т3= 0,988.

Итого суммарное пропускание световодов составит:

Ъ= 1 х 0,96 х 0,988 х 0,8 х 0,997 = 0,75. (12.4)

Светопропускание световода средней длины в одном блоке — модуле в виде одной жилы при длине 1 м составит 0,94. Расчётные параметры системы ЛШ — СВ — ДЛ сведены в таблицу 12.1 для трех вариантов выполнения ШЛ.

Работа ЛШ не одинакова в разных направлениях. Необходимо, чтобы направление часового движения Солнца совпадало с направ­лением сечения Б-Б, что представлено на рис. 12.7. В этом случае взаимное затенение ЛШ (рис.12.7,а, вид по стрелке К) приводит к работе по графику рис. 12.7, б. Как следует из рисунка, светопропус­кание ЛШ зависит от высоты Солнца ho, так при ho = 30° светопро­пускание составляет 70%, при ho = 45° светопропускание — 87%, с высоты 65,5° до 90° проходит 100% солнечного излучения, затем всё повторяется на нисходящей ветви.

На рис. 12.8 приведена работа системы вдоль короткой сторо­ны шестигранника ЛШ, при этом ЛШ пропускают излучение с от­клонением ± 23,5°, т. е. обеспечивают сезонное изменение положения Солнца, при этом светопропускание ЛШ показано на рис. 2.8, б. Следует отметить, что по данному сечению не могут пройти лучи ниже 60°, поэтому «активные» крыши с ЛШ должны обязательно быть расположенными под углом широты к горизонту с ориентаци­ей длинных сторон шестигранников Запад-Восток.

Коэффициент <; использования поверхности миделя определя­ется как отношение площади светового диаметра ЛШ к площади шестигранника, вписанного в окружность 65 мм, при этом q — 61%.

Коэффициент использования земельной площади концентри­рующей системой составляет: 0,61 — коэффициент, определяемый плотностью упаковки ЛШ, пассивные участки крыши (рис. 12.2,1пот) создают коэффициент 0,82, что в сумме дает для географической

широты 35° общий коэффициент 0,5. Поэтому для более северных высот такие системы целесообразно использовать на южных скатах крыш по рис. 12.9.

Расчёт характеристик ЛШ проведен по компьютерной про­грамме для ЭВМ «Призма» разработки МГТУ им. Н. Баумана (г. Москва). На рис. 12.4 приведены схемы хода лучей через ЛШ и дополнительную линзу с обозначениями, использованными в расчё­тах аберраций.

Расчёт проведён для трёх вариантов выполнения ЛШ.

Вариант «А»: материал оболочки — оптический материал с ко­эффициентом преломления nD = 1,614 мкм, X = 0,589 мкм.

Материал сердцевины — жидкость с nD = 1,3286.

Вариант «Б»: материал оболочки — органическое стекло с nD = 1,492 мкм.

Материал сердцевины — жидкость с nD = 1,302.

Вариант «В»: материал оболочки — органическое стекло с nD = 1,9765 мкм.

Материал сердцевины — жидкость с nD = 1,302.

Выбор вариантов определялся следующими соображениями: наиболее технологичное изготовление линз методом прессовки из органического стекла (вариант «Б»), вариант «В» выбран для опре­деления принципиальных возможностей конструкции.

В качестве материала дополнительных линз (ДЛ) везде рас­смотрено применение органического стекла марки СО-95. Выпол­нены ДЛ с асферическими поверхностями (гиперболоид с эксцен­триситетом 0,42), и изготовление их из полимеров является наибо­лее технологичным процессом.

Расчёт аберраций и их графики представлены на рис. 12.5 —

Рис. 12.6. Аберрация меридиальных
пучков для дополнительной линзы
к варианту «А»