Г. Бекман, П. Гилли
Тепловое
аккумулирование
энергии
Издательство «Мир»

G. Beckmann
P. V. Gilli
THERMAL
ENERGY STORAGE
Basics — Design — Applications
to Power Generation
and Heat Supply
Springer-Verlag Wien — New-York

Г. Бекман, П. Гилли
Тепловое
аккумулирование
энергии
Перевод с английского
В. Я. Сидорова,
Е. В. Сидорова
под редакцией
д-ра техн. наук проф. В. М. Бродянского
Москва «Мир» 1987

ББК 31.38
Б 42
УДК 620.92
Бекман Г., Гилли П.
Б 42 Тепловое аккумулирование энергии: Пер. с англ. —
М.: Мир, 1987. —272 с, ил.
Книга специалистов из Австрии посвящена актуальной проблеме
маневрирования тепловой энергией практически во всех сферах ее использования.
Проанализированы экологические характеристики аккумулирующих
энергоустановок, подробно рассмотрены вопросы оптимизации в зависимости от
вида аккумулируемой энергии, сезона и графика потребления энергии.
Для специалистов в области энергетики
- 2303000000-398 I5M7)4j ББК 31.88
041(01)—87
Редакция литературы по новой технике
и космическим исследованиям
© 1984 by Springer-Verlag/Wien
© перевод на русский язык, «Мир», 1987

Предисловие к русскому изданию
Требование экономии энергетических ресурсов,
непосредственно вытекающее из важнейшей народнохозяйственной
задачи снижения энергоемкости национального продукта,
может быть выполнено двумя путями.
Один из них — это путь повышения эффективности
преобразования первичной энергии в электроэнергию и тепло.
Сюда относятся повышение КПД электростанций, переход
на более дешевые виды топлива, увеличение доли атомных
электростанций и, наконец, использование возобновляемых
источников энергии — ветра, геотермальной энергии,
приливов, морских волн и т. д.
Второй путь, приобретающий все большее значение,
связан с повышением эффективности использования энергии
у потребителей — в промышленности, на транспорте, в
сельском хозяйстве и в быту.
Здесь имеются огромные резервы, использование которых
позволяет экономить энергоресурсы зачастую при
значительно меньших затратах, чем в процессах получения и
преобразования первичной энергии. Установлено, например, что
затраты на любые мероприятия по экономии топлива и
электроэнергии в 2—3 раза ниже затрат на расширение топливно-
энергетической базы. К мероприятиям по повышению
эффективности использования энергии у потребителей можно
отнести переход на более совершенные и менее энергоемкие
технологии, использование вторичных энергетических ресурсов
и, наконец, выравнивание временных несоответствий между
производимой энергией и потребностями в ней посредством
аккумулирования энергии.
Известно, что электрическая энергия — самая
распространенная основная форма используемой энергии — поддается
аккумулированию пока с наибольшим трудом. Емкость
электрохимических аккумуляторов не позволяет использовать их
в сколь-нибудь крупных масштабах; перспективные крупные
сверхпроводящие накопители электроэнергии находятся еще
р стадии предварительных проработок.
Гидравлические методы аккумулирования энергии
позволяют накопить значительные ее количества, но это связано

6 Предисловие к русскому изданию
с большими капиталовложениями и изменениями
окружающей среды, не всегда благоприятными. Вместе с тем другие,
более простые способы аккумулирования энергии —
тепловые, пневматические, термохимические и менее масштабные
механические — подробно разработаны и практически
проверены в самых различных условиях. Их применение позволяет
уже сейчас при относительно небольших затратах получить
существенную экономию как непосредственно в
энергетических ресурсах, так и косвенно благодаря снижению
капитальных затрат на энергетическое оборудование. Это связано
с возможностью уменьшения потерь, возникающих в связи
с несовпадением по времени пиков и провалов производства
и потребления энергии, а также с компенсацией
кратковременной неравномерности ее расхода во многих
технологических процессах, на транспорте и в быту.
Именно этим способам накопления энергии (за
исключением механических) и посвящена книга Г. Бекмана и П. Гил-
ли «Тепловое аккумулирование энергии: основы,
проектирование, применение».
Эта книга — первая обобщающая работа, посвященная
тепловому аккумулированию энергии; не лишне отметить, что
она привлекла внимание специалистов не только нашей
страны. Наряду с издательством «Мир» перевод этой книги на
венгерский язык предприняло научно-техническое
издательство «Мюсаки» (Будапешт). Во вводной первой главе авторы
приводят краткий, но достаточно содержательный обзор
возможностей, которые открывает перед энергетикой тепловое
аккумулирование энергии. Здесь же дается его
экономическая оценка и характеризуются возникающие в этой связи
инженерные задачи. В последующих главах излагаются
принципы теплового аккумулирования, рассматриваются
многочисленные действующие и разрабатываемые системы
теплового аккумулирования и описываются методики оценки их
термодинамической эффективности.
Следует отметить, что авторы толкуют термин «тепловое
аккумулирование» расширенно, включая сюда также
пневматическое, сорбционное и термомеханическое аккумулирование
энергии. Независимо от того, насколько такой подход
обоснован, читатель только выигрывает, получая дополнительную,
весьма полезную информацию.
При изложении материалов по практическому применению
теплового аккумулирования в промышленности,
теплоэнергетике, в коммунальных тепловых сетях и устройствах, в
транспортных средствах авторы постоянно подчеркивают необходи*
мость экономического анализа в каждом случае, когда
предполагается создание системы теплового аккумулирования. Ведь
во многих случаях начальные капиталовложения на создание

Предисловие к русскому изданию 7
таких систем сравнимы с затратами на сооружение
соответствующих пиковых энергетических установок. Объективный
подход к рассмотрению систем и устройств теплового
аккумулирования придает книге особую ценность.
Таким образом, содержание книги несколько шире, чем
следует из ее названия. Вместе с тем в ней практически не
затронуто одно из важных направлений теплового
аккумулирования— низкотемпературное, связанное с хладоснабже-
нием. Низкотемпературное аккумулирование, как сезонное,
так л\ более кратковременное, все шире распространяется
и имеет свою специфику, заслуживающую рассмотрения в
рамках более общей проблемы теплового аккумулирования.
Настоящее издание книги Бекмана и Гилли можно
рекомендовать как полезный источник современной информации
всем, кто связан с задачами использования и экономии
энергетических ресурсов в тех или иных отраслях народного
хозяйства.
В. Бродянский
В. Сидоров
Е. Сидоров

Предисловие
В этой книге описываются принципы работы тепловых
аккумуляторов и их применение для экономии энергии и замены
жидкого топлива в промышленности, при отоплении (включая
совместное производство тепла и электроэнергии), а также
для снятия пиков нагрузки в транспортных средствах.
Число предложенных и построенных теплоаккумулирую-
щих систем и их применение в последние годы значительно
возросли. Это произошло вследствие развития атомной
энергетики, использования солнечной энергии, достижений в
области создания резервуаров, а также в связи с
необходимостью замены жидкого топлива в энергетических
установках, в промышленности, в быту и на транспорте.
Соответственно возросла и важность теплового аккумулирования.
Мы с благодарностью отмечаем любезную помощь
организаций, которые предоставили нам иллюстративный
материал и данные, необходимые для написания этой книги.
Вена, Грац
декабрь 1983 г.
Г. Бекман
П. Гилли

1. Введение
1.1. Цель аккумулирования энергии
Любая система снабжения энергией состоит из источника
первичной энергии, подсистемы преобразования энергии и
потребителей преобразованной энергии. В системе могут
возникнуть несоответствия — как во времени, так и в
пространстве— между подачей энергии и потребностями. Преодоление
этих несоответствий является основной целью
аккумулирования энергии [1.1—1.32]. Круг задач, связанных с
достижением этой цели, в последнее время стал предметом
обсуждения специальных научных симпозиумов [1.1—1.16, 1.30,
1.32].
Если такие несоответствия вызываются изменениями
(более или менее резкими) в потреблении энергии, то это задача
снятия пиковой нагрузки, которая может быть решена, по
крайней мере частично, с помощью аккумулирования
энергии. Установка для аккумулирования энергии может
оказаться дешевле пиковой энергетической установки. Кроме
того, при ее применении могут быть снижены затраты на
топливо (несмотря на некоторые потери в аккумуляторе), так
как для зарядки аккумулятора может быть использован
избыток энергии от установок базисной нагрузки с низкой
стоимостью топлива.
Если несоответствия между подачей и потребностями в
энергии обусловлены видом источника первичной энергии и
установки для преобразования энергии, то задача
аккумулирующей установки состоит в выравнивании выработки
энергии путем срезания пиков и заполнения провалов выработки.
Известно, что мощность некоторых первичных источников
энергии подвержена периодическим (солнечные
энергетические установки и гидроаккумулирующие электростанции) или
случайным (ветро-, гидро- и солнечные энергетические
установки) изменениям.
К другим задачам аккумулирования энергии относятся:
— обеспечение резерва в случае внезапного прекращения
работы установок, особенно на период запуска резервных
установок;
— регулирование или буферное аккумулирование при
высоких амплитудах изменения нагрузки, что позволяет покры-

10 Глава 1
t-H
4 2 4
Z
Г
ф
Мб
iW
&н
*-?&
W
-ШН
I
.о
Ч> Зарядка
<- Разрядка
-* #0/770*
Рис. 1.1. Системы энергоснабжения с преобразованием энергии.
Л — система теплоснабжения; В — система электроснабжения.
/ — первичный источник энергии; 2 — подсистема преобразования энергии; 3 —
подсистема передачи преобразованной энергии, 4 — распределительная сеть, 5 —
потребитель преобразованной энергии.
а — центральный аккумулятор; Ь — аккумулятор в энергосистеме; с -— аккумулятор
перед распределительной сетью; d — аккумулятор после счетчика.
вать нагрузку при небольших градиентах изменения мощности
первичного источника энергии;
— аккумулирование энергии вблизи мест ее потребления
с тем, чтобы уменьшить пики нагрузки и стоимость системы
энергоснабжения не только в части преобразования энергии,
но также в распределительной сети.
На рис. 1.1 показаны типичные элементы систем
энергоснабжения с преобразованием энергии. В системе
теплоснабжения (А) энергия аккумулируется в виде тепла;
аккумулятор тепла может быть расположен непосредственно у тепло-
производящей установки, в конце протяженного теплопровода
(перед подсистемой распределения) или у потребителя тепла.
Теплопроводы сами по себе являются теплоаккумулирующей
системой значительной емкости. В системе электроснабжения
(В) аккумулирование энергии может быть осуществлено в
пределах электростанции (централизованное
аккумулирование); аккумулятор может быть также присоединен в каком-то
месте к энергосистеме или даже может находиться у потре-

Введение 11
бителя (после счетчика). Электрическая часть системы
практически не обладает аккумулирующей емкостью.
Централизованное аккумулирование в системе
электроснабжения может быть тепловым или механическим;
децентрализованное аккумулирование может быть как тепловым,
осуществляемым закачкой теплоносителя, так и
пневматическим или гидравлическим; кроме того, оно может
осуществляться непосредственным аккумулированием электрической
энергии с помощью электрохимических и электромагнитных
аккумуляторов или электрических конденсаторов.
Аккумулирование энергии у потребителя может быть тепловым,
электрохимическим или механическим.
1.2. Параметры экономичности установок
аккумулирования энергии
Полная оценка установки аккумулирования энергии
включает не только экономическое сравнение различных
возможных систем аккумуляторов и пиковых установок, но и
оптимизацию подсистем аккумулирования в системе
энергоснабжения. Иногда такие совсем не экономические факторы, как
маневренность, удобство применения, эксплуатационные
достоинства, будут определяющими при выборе тех или иных
аккумулирующих установок.
Следует отметить, что при оптимизации аккумулирующей
установки необходимо обладать подробными сведениями о
потреблении энергии и его изменении во времени и проявить
даже больше осмотрительности, чем при оптимизации чисто
преобразовательной установки без аккумулятора. При
оптимизации аккумулирующих установок должны быть выбраны
не только мощность разрядки, но и такие параметры, как
емкость аккумулятора и мощность зарядки. Если типичные
случаи поддаются обычным методам расчета, то некоторые
частные случаи таковы, что каждое проектное решение должно
быть проанализировано особым методом.
Капитальные затраты на теплоаккумулирующую
установку имеют составляющую, которая зависит от ее емкости,
и составляющие, которые зависят от мощности (зарядки и
разрядки).
От емкости зависят затраты на такие элементы установки,
как: .
— сосуд-аккумулятор с обмуровкой, теплоизоляция,
опорные конструкции и т. д.;
— аккумулирующая среда.
От мощности разрядки зависят затраты на:
— оборудование на внешней и внутренней сторонах
аккумулятора, регулирующее процесс разрядки;

12 Глава 1
Таблица 1.1. Технические и стоимостные характеристики систем
аккумулирования энергии для покрытия пиковых нагрузок
Система
аккумулирования
энергии
Газовая турбина (с
аккумулированием
топлива)
Аккумулятор
сжатого воздуха для
обеспечения горения
топлива
Аккумулятор сжатых
газов (без горения)
Гидравлический
аккумулятор
Электрохимические
аккумуляторы
Маховиковая система
Аккумулятор тепла
(горячей воды)
Топливо или энергия
зарядки
Нефть
Мощность для
выравнивания пиков
нагрузки, нефть, газ
Мощность для
выравнивания пиков
нагрузки
То же
» »
» »
Мощность для
выравнивания пиков
нагрузки
Удельные
капитальные
затраты
СМОЩ'
марка '/кВт
400
240
300-380
550
190-665
450-500
215-285
семк»
маркаДкВт'Ч)
0,1
25
70-150
25
57-170
100-150
70-100
Общая


тивность
0,26-
0,30 2)
0,55 3)
0,65-
0,70
0,50-
0,75
0,70
0,70
0,70—
0,95
М Марка ФРГ по курсу 1977 г. (1 марка =0,44 долл.) [6.20].
*) Тепловая эффективность.
•) Определение см. в разд. 7.3.2.
— трубопроводы разрядки;
— расширительную машину (турбину) и генератор (или
дополнительное оборудование к основной машине);
— систему распределения тепла (или дополнительное
оборудование к основной системе).
От мощности зарядки зависят затраты на:
— оборудование на внешней и внутренней сторонах
аккумулятора, регулирующее процесс зарядки;
— трубопроводы зарядки;
— компрессор и двигатель (только для аккумуляторов
сжатых газов).
Другие статьи затрат, такие, как расходы на сооружения,
фундаменты, контрольно-измерительные приборы, монтаж
и пр., трудно разнести по приведенным выше категориям.
Обычно составляющие затрат, зависящие от мощности,
складывают и относят к мощности разрядки, получая таким
образом величину капитальных затрат и удельных капитальных
затрат:
Ьак == ^V раз^мощ + £ак£ емк> (1.1)
Сак = Смощ ~Г "Семы ( 1 •*)

Введение 13
| i i i t г i i [
0 12 3 4 5 6 7
d.4
Рис. 1.2. Зависимость удельных капитальных затрат сак на
аккумулирующие установки для выравнивания пиковых нагрузок от продолжительности
полной разрядки d (марки ФРГ 1977 г. [6.20]).
/ — маховик; 2 — современные аккумуляторные батареи; 3 — пневматическое
аккумулирование; 4 — ТАЭ — тепловое аккумулирование энергии (горячая вода под
давлением), 5 — ГАЭ — гидроаккумулирование энергии; 6 — ПАЭ — пневматическое
аккумулирование энергии (сжатый воздух); 7 — газовая турбина.
где Сак — стоимость теплового аккумулятора, долл.; Л^раз —
мощность разрядки, кВт; сМОщ— составляющая расходов,
зависящая от мощности разрядки, долл./кВт; £ак — емкость
аккумулятора, кВт-ч; семк — составляющая расходов,
зависящая от емкости, долл./кВт-ч; сак = Сак/Ыргз — размер
удельных капитальных затрат, долл./кВт; d = E&K/NpaL3 —
длительность полной разрядки, ч.
В табл. 1.1 представлены удельные капитальные затраты
на аккумулирующие установки различных типов для
покрытия пиковых электрических нагрузок по данным фирмы «Мес-
сершмитт — Бельков — Блом» (МВВ) [6.20]. Эти данные
представлены в виде графика зависимости от часов разрядки
d на рис. 1.2. График показывает, что аккумулирование тепла
более целесообразно для коротких отрезков времени
(несколько часов, сутки, возможно, неделя), тогда как
гидроаккумулирование (если имеется для этого подходящее место)
более целесообразно для более длительных периодов
(продолжительность d от 12 до нескольких сот часов, для
недельного и сезонного аккумулирования).

14 Глава 1
Стоимость топлива аккумулирующей установки
определяется по формуле
baK = sJr\aKi (1.3)
где 6ак — стоимость топлива, долл./(кВт-ч); s3 — стоимость
электроэнергии, расходуемой при зарядке аккумулятора
энергии, долл./(кВт-ч); т]ак — общий КПД аккумулирующей
установки.
Эффективность электрического аккумулятора к]ак (общий
КПД) определяется как отношение (электрической) энергии
разрядки Яраз к (электрической) энергии зарядки Е3. Для
одного цикла
Лак = EPJE3 = £раз + L = х+ L/Epa3 , (1.4)
где L — потери за цикл, кВт. Типичные значения г)ак и другие
необходимые данные также приведены в табл. 1.1.
Аккумуляторы тепла дают более высокие значения цак по сравнению
с системами многократного преобразования энергии.
Сказанное выше применимо также к системам
теплоснабжения при условии, что аккумулирование тепла является
наиболее подходящим и не требуется дополнительных устройств
для зарядки и разрядки.
1.3. Оптимизация
1.3.1. Системы энергоснабжения
с одним преобразователем энергии
Система энергоснабжения с одним типом преобразования
энергии представляет собой простейший случай. Примером
может служить бойлер, снабжающий цех паром или
помещение горячей водой ( рис. 1.3). Большие колебания в
потреблении пара типичны для потребителей со слабо развитой
сетью паропроводов.
На рис. 1.4, а показано суточное потребление пара
промышленной установкой; на кривой потребления отчетливо
выражены пики. В отсутствие аккумулятора тепла расчетная
мощность бойлера Nk должна быть равна Л^акс- При наличии
аккумулятора Nk будет ниже, и это снижение будет тем
значительнее, чем меньше пики и выше мощность
аккумулятора. Первым шагом оптимизации будет сравнение величин
затрат при наличии и в отсутствие аккумулятора тепла.
Стоимость топлива не окажет существенного влияния: при
наличии аккумулятора тепловые потери (главным образом через

Введение 15
_^—
ff/t
'раз
Рис. 1.3. Система
теплоснабжения с
бойлером и
аккумулятором тепла.
v
fl/Z
И4<Ь-0-*Нт 0 5 10 15
Еак*т
Рис. 1.4. Оптимизация емкости теплового аккумулятора энергии.
а — суточное потребление пара N, б — работа аккумулятора (/ — аккумулятор
заполнен целиком, 1/2 — аккумулятор заполнен наполовину; 0 — аккумулятор пуст);
в — расчетная мощность бойлера N ^ в зависимости от емкости аккумулятора
тепла £ак1 г —затраты на установку бойлера (С&) и теплового аккумулятора
энергии (Сак).
тепловую изоляцию) возрастают, а для меньшего бойлера
с лучшим коэффициентом использования тепла характерно
меньшее потребление топлива. Можно принять, что эти
эффекты взаимно уравновешивают друг друга, т. е. г]ак = 1.
Если это не так, то должен быть использован более сложный
метод оценки (описан в разд. 1.3.2).
На рис. 1.4,6 показана рабочая диаграмма теплоаккуму-
лирующей системы. При потреблении тепла выше
определенного уровня происходит разрядка (опорожнение)
аккумулятора, а при снижении потребления происходит зарядка
(заполнение) аккумулятора. На рис. 1.4, в приведен график
емкости аккумулятора £ак, при которой удовлетворяются
потребности в тепле при пиковых нагрузках. Даже малая
емкость аккумулятора тепла позволяет сильно сократить
необходимую расчетную мощность бойлера. Однако наклон
кривой быстро уменьшается, что свидетельствует о снижении
эффективности аккумулятора с увеличением его мощности.
На рис. 1.4, г представлены затраты на систему, которые
состоят из затрат на бойлер С* и тепловой аккумулятор Сак.
Результирующая кривая представляет минимальные затраты
Сопт при определенных расчетных значениях мощности
бойлера Nk, опт И ЁМКОСТИ аккумулятора £ак, опт»

16 Глава 1
1.3.2. Системы энергоснабжения
со многими источниками
Этот случай относится к электрической сети с
теплоэнергетическими установками, работающими на различных топ-
ливах или в районной теплофикационной отопительной
системе, основу которой составляют теплосиловые установки
с комбинированной выработкой тепла и электрической
энергии. Пики тепловых нагрузок в такой системе покрываются
с помощью отопительных бойлеров, не участвующих в
выработке электроэнергии. Если тепловые установки работают
только на двух видах топлива, то более дешевое из них
целесообразно использовать для покрытия базисной нагрузки,
а более дорогое — для снятия пиков. В случае выработки
электрической энергии базисная нагрузка может быть
покрыта за счет сжигания угля, ядерной энергии и/или работы
гидроэлектростанций, тогда как пиковые нагрузки могут быть
покрыты теплосиловыми установками, работающими на газе,
мазуте или угле. В случае применения солнечных
отопительных установок их энергию целесообразно использовать для
базисной нагрузки, а обычные отопительные установки — для
пиковых нагрузок. Аккумулирующая система будет забирать
избыток энергии от энергетической установки, покрывающей
базисную нагрузку, хранить ее и затем отдавать снова, когда
потребность превысит мощность базисной энергетической
установки. В этом случае она будет сберегать ценное топливо,
расходуемое на покрытие пиковой нагрузки. Если возможно
рассчитать и использовать аккумулирующую установку в
период максимума пиковой нагрузки, то необходимая пиковая
мощность и стоимость пиковой установки могут быть
понижены (см. разд. 1.3.1). При работе вблизи максимума пиковой
нагрузки возникает дилемма: в целях сбережения топлива
аккумулятор должен разряжаться всякий раз, когда
превышается базисная нагрузка; однако для покрытия
максимальной нагрузки с высокой степенью надежности аккумулятор
должен сохраняться в полностью заряженном состоянии как
можно дольше. Очевидно, что для оптимальной работы
необходимы детальные сведения о характере кривых
потребления (т. е. расчет нагрузки). Эти данные необходимы также
для экономической оценки и оптимизации [1.29].
По результатам анализа годовое число разрядок
аккумулятора и покрытие пиковых нагрузок могут быть
представлены в виде функции мощности аккумулятора £ак. Строго
говоря, процедура оценки должна выполняться для каждого
дня в году; при этом потребовалось бы провести расчеты с
помощью ЭВМ. Однако если учесть суточную, недельную и
сезонную периодичность, то нескольких характерных форм

Введение 17
макс
ч
1,0 \
OJB
OS
Ряс 1 5 Характерные графики суточной нагрузки для Центральной Европы
[1.29].
кривой суточной нагрузки может быть достаточно для
получения необходимой степени точности.
График суточной нагрузки, характерный для Центральной
Европы, показан на рис. 1.5 для двух экстремальных случаев
(середина зимы и середина лета) и случая умеренных
нагрузок (весеннее и осеннее равноденствия). В середине зимы
нагрузка достигает наивысшего значения (Ломаке). Нагрузки
в периоды весеннего и осеннего равноденствия находятся
где-то посередине. Пики наблюдаются в утренние и вечерние
часы.
На графике показана располагаемая мощность установки
Л/б, несущей базисную нагрузку. Она соответствует
установленной мощности, но несколько меньше ее вследствие
эксплуатационных ограничений. Для показанных на графике летнего
и зимнего профилей нагрузки она будет различной.
Профилактический ремонт теплосиловых установок, работающих на
органическом топливе, как и ремонт и заправку топливом
ядерных энергетических установок, предпочтительнее
производить в летний период (низкое потребление), вследствие
чего располагаемая мощность в этот период будет
значительно меньше. Может оказаться также предпочтительным
остановить некоторые установки, несущие базовую нагрузку, на
период спада потребления и обеспечить работу оставшихся
с более высоким коэффициентом нагрузки, применив
аккумулирующую систему. Таким образом удается избежать
снижения эффективности работы при неполной нагрузке и/или
усталости, обусловливаемой температурными колебаниями.

18 Глава 1
Рис. 1 6 Зависимость
относительной годовой
аккумулированной ЭНерГИИ Лак/Л^макс
от относительной емкости
аккумулятора £ак/ММакс и
эффективности аккумулиро-
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 ч вания.
Еак№мако
Однако для простоты на рис. 1.5 показана только одна линия
располагаемой мощности.
Ниже перечислены преимущества схемы энергоснабжения
с теплоаккумулирующими установками.
1. В период зимнего пика нагрузки тепловой аккумулятор
дает экономию капитальных затрат, позволяя использовать
базисные установки меньшей мощности, а также затрат на
топливо благодаря уменьшенным потребностям в мощности и
меньшей длительности работы пиковых установок.
Использование аккумулирующих установок будет ограничиваться
располагаемой для зарядки энергией в ночные часы низкого
потребления энергии.
2. В период, характерный для середины лета, потребуется
сравнительно немного пиковой энергии (выше линии
располагаемой мощности базовой нагрузки No). При этом
аккумулятор тепла дает экономию на стоимости топлива, поскольку
использование аккумулирующей .установки ограничивается
потребностями в пиковой энергии. С учетом возможности
снижения располагаемой мощности установок, несущих базисную
нагрузку (путем останова части из них для ремонта,
профилактических работ и заправки топливом), экономия на
стоимости топлива возрастает.
3. В осенний и весенний периоды использование
аккумулирующих установок может оптимизироваться либо по
располагаемой энергии для зарядки (как для условий в середине
зимы), либо по потребностям в пиковой энергии (как для
условий в середине лета).
На рис. 1.5 справа показана длительность возможного
использования теплового аккумулятора (в предположении его
100 %-ной эффективности) при максимальной нагрузке Мяакс.

Введение 19
Рис. 1.7. Число разрядок за
год п в зависимости от
относительной емкости
аккумулятора £ак/Ммакс.
Для упомянутых выше случаев она составляет 0,4; 0,2 и 1,0 ч
соответственно. Максимальная возможность использования
теплового аккумулятора наступает в периоды равноденствия.
Можно отметить ряд характерных достоинств аккумуляторов
различной емкости в каждом конкретном случае:
а) возможность замещения мощности jV33m пиковой
установки в период максимальной нагрузки в середине зимы;
б) максимальную мощность разрядки Л^раз в период
равноденствия или близкий к нему;
в) максимальную мощность зарядки N3 (также в период
равноденствия или близкий к нему).
В действительности характеристики использования
аккумуляторов будут еще лучше, чем показано на рис. 1.5,
вследствие режима субботних и воскресных дней, который вносит
дополнительную периодичность в потребление тепла.
Из анализа характеристик суточных нагрузок за год,
представленных кривыми для специальных случаев на
рис. 1.5, может быть найдена величина относительной
годовой аккумулированной энергии Лак/Л^Макс, измеренная в часах
максимальной нагрузки за год. Она представлена на рис. 1.6
в зависимости от Еак/ЫМакс> где Еак обозначает полную
установленную емкость аккумулятора в системе. Среднее число
полных разрядок теплоаккумулирующей установки за год
п = Аак/Еак характеризуется наклоном радиуса-вектора, а
число разрядок п' дополнительной емкости аккумулятора
соответствует наклону касательной. Алк вначале возрастает
довольно быстро с увеличением Егк, а затем, при высоких
значениях £ак, более медленно, вплоть до предельного
значения ~240 ч/год при 100%-ной эффективности
аккумулятора. Для реальных случаев меньшей эффективности
аккумулятора (например, 0,8; 0,6; 0,4) насыщение наступает раньше
500
400
J 300
200
100
L оа о,б
! : 1
i i .
0,2 ОА 0,6 0,8 1,0

20 Глава 1
Рис. 1.8. Число разрядок за год
п' небольшой дополнительной
аккумулирующей установки в
зависимости от относительной емкости
аккумулятора EaK/N макс*
Рис. 1.9. Максимальная
относительная мощность разрядки
Мраз/Ммакс и относительная
замещенная мощность пиковой
установки М3ам/ЛГмакс В ЗаВИСИМОСТИ ОТ
относительной емкости
аккумулятора £ак/Л/мако
(при 190, 145 и 105 ч/год соответственно). Это влияние
эффективности аккумулятора тем более отчетливо заметно, чем
чаще использование систем аккумулирования тепла
лимитируется располагаемой мощностью для зарядки.
На рис. 1.7 показано число разрядок п за год в
зависимости от £ек/ЛА*акс для различных значений эффективности
аккумуляторов (при нескольких теплоаккумулирующих
установках в системе Еак обозначает их общую емкость, ал —
среднее число разрядок).
На рис. 1.8 в зависимости от Яак/Ммакс представлено число
разрядок пг небольшой (дополнительной) аккумулирующей
установки, которая должна быть установлена в системе с уже
существующими аккумулирующими установками общей
емкостью £ак. Здесь зависимость от эффективности
аккумулятора более сильная, так как использование систем теплового
аккумулирования в зимний период лимитируется
располагаемой для зарядки аккумуляторов энергией.
На рис. 1.9 показаны зависимости максимальной
относительной мощности разрядки Мргз/Л^акс и относительной
замещенной МОЩНОСТИ ПИКОВОЙ уСТаНОВКИ Мзам/Миакс ОТ £ак/^макс
Обе эти величины могут быть определены с помощью данных
рис. 1.5, если найти по ним максимальную мощность разрядки
за год Л/'рдз и суточную замещаемую мощность разрядки NiaM
при максимальной нагрузке. Видно, что /V3a м сильнее зависит
от эффективности аккумулятора.
0,2 0,4 0,8 0,8 1,0
Еак^макс

Введение 21
12
8
* 4
Г d
0,2 0,4 0,6 0,8 140 ч
Еак/^макс
Рис. 1.10. Зависимость средней
продолжительности разрядки d и
дифференциальной длительности
разрядки d' от £ак/#макС.
а г о,4 0,6 0,8 1,0 ч
Еак/Ммакс
Рис. 1.11. Зависимость
относительной замещенной мощности
пиковой установки R — N3aJNpa3 и
ее производной R' = dNzaMjdN9az
ОТ £ак/Миако
Зная Мраз, можно найти среднюю продолжительность
разрядки d (ч):
d = EJNpa3, (1.5)
а также производную продолжительность разрядки d'\
d' = dEJdNpa3. (1.6)
Соответствующие кривые показаны на рис. 1.10.
Таким образом, из рис. 1.9 могут быть найдены средняя
величина отношения
R = N3JNpa3, (1.7)
а также ее производная
R' = dN9JdNpaa,
(1.8)
которая характеризует замещенную мощность пиковых
установок. На рис. 1.11 R и R' представлены в зависимости от
£ак/Лгмакс«
На этой основе может быть построен типичный график
годовых затрат (рис. 1.12 и 1.13). В отличие от обычных
базисных или пиковых установок, для которых размер затрат
определяется мощностью, а использование ограничивается
техническими возможностями, величина затрат на
аккумулирующие установки определяется как мощностью, так и
емкостью, а их использование ограничивается также условиями
потребления в системе.
На рис. 1.12, где показаны капитальные затраты на тепло-
аккумулирующую установку, от мощности зависят затраты
на пиковую турбину и сопутствующее оборудование, а от
емкости — затраты на резервуары аккумуляторов и на часть

22 Глава I
К 1 /
\ Л \ \'
I 1 LJ ! I IZ I ! I I \ \ \ \ I
0 2 4 6 8 0 2000 4000 600Q 8000
d',lf г', ч/год
Рис. 1.12. Годовые капитальные затраты Сг. к на теплоаккумулирующие
установки и незамещенные пиковые установки в зависимости от
дифференциальной длительности разрядки аккумулирующей установки.
а — затраты, зависящие от мощности разрядки; Ь — затраты, зависящие от
емкости; с — затраты на незамещенную часть пиковой мощности
Рис. 113. Годовые затраты на единицу генерируемой мощности СГ.М
в зависимости от коэффициента годовой нагрузки z'.
1—R' пиковой установки (которая не была замещена
аккумулирующей установкой в соответствии с рис. 1.10 и 1.11).
Часть затрат 1—R' в рассматриваемом случае сначала
медленно понижается, затем достигает минимума при d' = 5 ч
(для т]ак = 0,8) и увеличивается снова, достигая размера
капитальных затрат на пиковую установку.
Рис. 1.13 иллюстрирует зависимость годовых затрат (долл.
ка 1 кВт в год) от коэффициента годовой нагрузки z' = n'd!
(ч/год). Базисная установка (например, ядерная) имеет
высокие начальные капитальные затраты и низкую стоимость
топлива); для пиковой установки (например, газотурбинной)
характерны низкие начальные капитальные затраты и
высокая стоимость топлива. Могут использоваться и другие типы
установок (например, с угольными топками), занимающие
промежуточное положение.
Стоимость аккумулирующей установки определяется путем
добавления к капитальным затратам, зависящим от d! (на-

Введение 23
клонные линии на рис. 1.13), стоимости топлива базисной
установки. Стоимость топлива скорректирована с учетом
значений КПД установок системы (полной эффективности тепло-
аккумулирующей установки и эффективности за цикл базовой
установки, работающей при полной нагрузке).
Действительную кривую для теплоаккумулирующей установки находят
по графику для данного значения d! при z' = n'd\ взяв п! из
рис. 1.8 и d! из рис. 1.10. Для упрощения рассмотрены только
две величины КПД аккумулятора — 80 и 60%. Заметно, что
крутизна кривой для теплоаккумулирующей установки с
увеличением г' возрастает. Для рассмотренного случая она
пересекает кривую пиковой установки примерно при z' =
= 1250 ч/год (для Лак = 80%).
Из графика рис. 1.13 видны три недостатка низкой
эффективности аккумулятора: 1) уменьшение времени замещения
пиковой нагрузки; 2) уменьшение использования; 3)
повышение удельной стоимости топлива.
Итак, зависящие от емкости капитальные затраты
уменьшаются с повышением эффективности аккумулятора, что
указывает на важность высокого КПД аккумулирования.
Следует отметить, что прямые линии, относящиеся к
базисной и пиковой установкам на рис. 1.13, не зависят от системы,
тогда как кривая теплоаккумулирующей установки,
напротив, зависит от нее и должна быть оценена в каждом
конкретном случае.
1.3.3. Оптимальная доля установок базисной нагрузки
В методике разд. 1.3.2 принято, что доля установок
базисной нагрузки в системе задана. Это условие применимо
только в том случае, если в систему с данными
энергетическими установками включается дополнительная теплоакку-
мулирующая установка. Рис. 1.13 позволяет также
установить, в какой области будет экономичным тот или иной тип
установок базисной либо пиковой нагрузки. Однако найти
оптимум на основе этой методики не удается, поскольку
должно быть исследовано и обратное влияние
аккумулирования энергии на оптимальную долю установок базисной
нагрузки. Если, например, аккумулирование энергии
лимитируется количеством избыточной энергии установок базисной
нагрузки, то оптимальная доля установок базисной нагрузки
может быть увеличена. Вопрос, как и ранее, состоит в том,
в какой степени годовые затраты энергии и пиковая нагрузка
будут экономично покрываться аккумулирующими
установками. При этом дополнительным переменным параметром
является доля установок базисной нагрузки,

24 Глава 1
N6 № макс
Рис. 1.14. Распределение годовой потребности в энергии А в зависимости
от доли установок базисной нагрузки #б/#Макс и относительной емкости
аккумулятора E&KINMaKc.
На рис. 1.14 представлен трехмерный график
распределения годовых потребностей в энергии для типичной
энергетической системы в зависимости от доли установок базисной
нагрузки Мз/Ммакс и емкости аккумулятора Еак. Плоскость Л
характеризует энергию, производимую установками базисной
нагрузки за год. Она не зависит от емкости аккумулятора и
возрастает линейно вплоть до минимальной годовой нагрузки
iVMHH (в примере ММИн/Миакс = 0,25). Для Ne > Л^мин годовые
потребности в энергии лимитируются трапецеидальной
нагрузкой, и наклон этой плоскости уменьшается. Плоскость А
пересекает плоскость С (полная годовая потребность в
энергии) при Мер (в примере Ncp/N^kc = 0,50). Для покрытия
полной годовой потребности в энергии при помощи установок
базисной нагрузки и аккумулятора с т]ак = 100 % необходима
установленная мощность базисной нагрузки iVcp (на графике
ПРИНЯТО Лак =1).
Поверхность В, соответствующая сумме базисной нагрузки
и аккумулированной энергии, ограничивается областью
Ммин/Ммакс ^ Мз/Ммакс ^ 1. Разность В — Л, таким образом,
равна Лак, и пересечение с заданной N& дает кривую,
идентичную кривой на рис. 1.6. Она возрастает с постепенным
замедлением при увеличении емкости Еак аккумулятора и
лимитируется либо ограничением избытка энергии, либо
ограничениями характеристик разрядки. Левый край поверхности В

Введение 25
0,25 0,5
"б 1"шкс
Рис. 1.15. Области энергии, в
которых ее величина определяется
двумя или тремя факторами, в
ЗаВИСИМОСТИ ОТ #б/#макс и
1,0 £ак/ЛГ
лежит на плоскости Л, а правый —на плоскости С. С
помощью рис. 1.14 могут быть найдены три составляющие
годовой ПОТребнОСТИ В ЭНерГИИ, ЗаВИСЯЩИе ОТ Мб/Ммакс и £ак
(расстояния по ординате):
— энергия установки базисной нагрузки Аб (плоскость Л);
— аккумулированная энергия Лак (поверхность В минус
плоскость А)\
— энергия пиковой установки Ап (плоскость С минус
поверхность В).
Имеются две области, где нагрузка определяется двумя
переменными, и одна область, где она зависит от трех величин.
Границы этих областей лучше всего могут быть найдены с
помощью проекции поверхностей рис. 1.14 на горизонтальную
плоскость, как показано на рис. 1.15. Таким образом, можно
различить следующие области:
Область I (#б<#мин). Лак = 0; это значит, что нагрузка
покрывается только базисной и пиковой установками (без
аккумулирования).
Область II (между линиями а и с). При этом нагрузка
покрывается установками базисной нагрузки,
аккумулирующими и пиковыми (общий случай). В области II а
аккумулирующая установка недогружена, т. е. аккумулятор
используется не полностью. Однако в области 116 (меежду кривыми
бис) этого недостатка уже нет.
Область III (между с и Ммакс). В этом случае пиковые
установки полностью замещены аккумулирующими
установками. Нагрузка покрывается базисными и аккумулирующими
установками, т. е. за счет топлива установок базисной
нагрузки. Кривая с служит пределом для ЛГб/МмаКс; справа от с
установленная базисная нагрузка излишне высока
(принимается, что учтен необходимый резерв). Случай с
представляет систему энергоснабжения с одним преобразователем

26 Глава 1
О 0,25 0,5 0,15 1,U
Нб^макс
Рис. 1.16. Распределение установленной мощности МУст/Ммакс в зависимости
от доли установок базисной нагрузки Nq/Nuukc и относительной емкости
аккумулятора £ак/£мако
энергии в соответствии с разд. 1.3.1; для небольших систем
или систем с недорогими аккумуляторами он может быть
типичным. Здесь пиковые установки и их дорогостоящее
топливо (нефть или газ) замещаются полностью.
На рис. 1.16 показано распределение установленной
мощности Л^уст/Мкакс В ЗаВИСИМОСТИ ОТ Мб/Ммакс И EaK/NMaKc'.
— мощность установки базисной нагрузки Ne/NMaKc
снова представлена плоскостью А (теперь имеющей наклон
45°);
— мощность Мраз/Ммакс, покрываемая аккумулирующими
установками, определяется расстоянием по ординате между
поверхностью В и плоскостью А\
— мощность пиковой установки Мп/Л^акс определяется
расстоянием между поверхностями С и В.
Рассматривая области на рис. 1.15, можно заметить, что
поверхность Си (зависяшая от трех величин часть
поверхности С) имеет «горб», так как установленной мощности
разрядки аккумулирующих установок в общем случае не будет
полностью хватать при максимальном потреблении N макс, КаК
уже отмечалось в разд. 1.3.2 и видно на рис. 1.9 и 1.11.
Полная годовая стоимость производства энергии (ПГСЭ) теперь

Введение 27
Рис. 1.17. Полная годовая
стоимость производства энергии ПГСЭ
в зависимости от доли установок
базисной нагрузки #0/#макс и
относительной емкости аккумулятора
£ак/ЛгМакс-
Ог — абсолютный минимум ПГСЭ
(равный 100 %).
может быть оценена по распределению годовых потребностей
в энеогии (рис. 1.14) и по установленной мощности
(рис. Г.16):
ПГСЭ = АбЬ6 + Лак(6б/лак) + АПЬП + N6c6a6 +
+ Мразсакаак + Nncnani (1.9)
где b — стоимость топлива, т)эк — эффективность (КПД)
аккумулирования, с — удельные капитальные затраты, а —
амортизационные отчисления; индексы: б—базисная нагрузка,
ак — аккумулирование, п — пиковая нагрузка, раз —
разрядка. Значения ПГСЭ (минимальная стоимость принята за
100%) показаны на рис. 1.17 для принятых значений
капитальных затрат и стоимости топлива в зависимости от доли
установок базисной нагрузки Л/б/Л^маКс и относительной
емкости аккумулятора EaK/NMaKC. Из рассмотрения графика
можно сделать следующие выводы:
1. В области I (только установки базисной нагрузки плюс
пиковые) стоимость снижается с увеличением Л/б/МмаКс. Она
возрастает с EaK/NMaKC, так как аккумулирующие установки
исключаются из работы, поскольку установки базисной
нагрузки не располагают избыточной энергией.
2. В области II относительный оптимум 0\
(соответствующий минимальным затратам) при £ак = 0, расположенный
между мощностями базисной нагрузки и пиковой установки,
соответствует Мб/Л/макс = 0>52 (N„/NMskc = 0,48). Если это
значение Л^б/Л^маКс сохраняется постоянным, а Еак изменяется,
то относительный оптимум 02 соответствует £"ак=1,5.
Абсолютный оптимум 03 соответствует Л^/Л^маКс = 0,55 и
Яак/Л^макс = 2,0 (а ИЗ рИС, 1.16 ПОЛучаеМ Мэ/Л/макс = 0,33 и
Ломаке = 0,14)..
0J5 1,0

28 Глава 1
Рис. 1.18. Термохимический локомотив Хонигмана [8.7].
3. В области III существует относительный оптимум 04
(когда действуют только установки базисной нагрузки и
тепловой аккумулятор, Nu/Nm&kc=0) На КРИВОЙ С При Мб/Л/Макс =
= 0,58 И £ак/Л^макс = 2,4).
Таким образом, нахождение оптимального размера тепло-
аккумулирующих установок в общем случае представляет
собой двухпараметрическую оптимизационную задачу. При
этом профили суточных нагрузок, полученные по данным для
целого года (или нескольких лет), КПД аккумулирующей
установки и характеристики работы аккумулятора
используются в качестве исходных параметров, а определяются
оптимальные значения емкости аккумулятора £ак,
относительной мощности установки базисной нагрузки №б/Л7макс,
мощности разряда аккумулятора Npa3/NMaKC и мощности
пиковой установки Nn/NtABKc
1.4. Обзор практики теплового аккумулирования энергии
Хотя тепловое аккумулирование энергии (ТАЭ)
применялось при строительстве сооружений и отопительных систем
с давних пор, его промышленное использование началось
только в XIX столетии; регенераторы для систем утилизации
тепла продуктов сгорания на основе керамических материалов
примерно с середины прошлого века применяются в
промышленных процессах, требующих высоких температур горения
и, следовательно, высоких температур воздуха. Системы
такого рода все еще используются в металлургической и
стекольной отраслях промышленности, в производстве кокса,
в низкотемпературной части парогенераторов и нашли приме-

Введение 29
Рис. 1.19. Зарядная станция локомотива Хонигмана [8.7].
Рис. 1.20. «Бестолочный» локомотив [8.10].
нение в газовых турбинах открытого цикла, а также в
системах кондиционирования воздуха.
Применение ТАЭ для аккумулирования механической
энергии на транспортных средствах с помощью
термохимических (NaOH) превращений восходит к 80-м годам XIX
столетия. Известны речное судно, построенное в 1883 г., которое
совершало плавания по Шпрее, дорожный экипаж,
находившийся в эксплуатации на линии между Берлином и его
пригородом Шарлоттенбургом, и, наконец, железнодорожный
локомотив Хонигмана, который использовался в качестве тяги

30 Глава 1
Рис. 1.21. Теплоаккумулирующая бойлерная установка Макмагона [1.20].
/ — топка, 2 — пароперегреватель; 3 — зарядная труба; 4 — бойлер; 5 —
аккумулятор; 6 — насос.
пассажирских поездов, регулярно курсировавших между
Юлихом и Аахеном в 1882 г. [8.6]. Этот локомотив не имел
выхлопа. Отработавший пар абсорбировался NaOH, выделяя
тепло, которое шло на генерирование пара в трубах котла
локомотива (рис. 1.18). Зарядная станция, на которой
восстанавливалась исходная концентрация NaOH (путем
выпаривания), была расположена на одной из железнодорожных
станций (рис. 1.19).
Процесс аккумулирования тепла с применением NaOH
после этого был предан забвению и только в последнее время
предложен снова [8.18].
За несколько лет до появления локомотива Аонигмана
принцип аккумулирования пара (в насыщенной воде под
давлением) был применен в городских экипажах Нового
Орлеана. Номинальное давление в аккумуляторе было равно
рабочему давлению. При снижении давления в аккумуляторе
выходная мощность уменьшалась. На промышленных
предприятиях, где из соображений безопасности не допускается
применение топок, локомотивы такого типа применялись
очень часто и получили название бестопочных локомотивов
(рис. 1.20).
Примерно к тому же времени относится применение ТАЭ
в стационарных установках генерирования пара. Внешний
сосуд горячей воды для аккумулирования пара (рис. 1.21) —
предшественник аккумулятора с переменным давлением Рут-
са, появившегося в начале XX столетия, — был запатентован
Макмагоном в 1873 г. [1.20].

Введение 31
Рис. 1 22. Клепаный стальной сосуд
шарлоттенбургской аккумулирующей
установки (размеры в миллиметрах).
ВУВ — высший уровень воды при 1,4 МПа
(полностью заряжен), НУВ — низший
уровень воды при 0,15 МПа (полностью
разряжен).
Разработка современной схемы аккумулятора пара с
переменным давлением основывалась на идее Я. Рутса. В
патенте, выданном Рутсу в 1913 г. [1.20], уже указывалось на
возможность применения этой идеи для выработки пара.
Первая энергетическая пиковая турбинная установка с
аккумулятором пара была сооружена в 1920 г. в Мальме (Швеция)
для покрытия пиковых нагрузок и обеспечения
необходимого резерва. Кроме этого, Маргуэрре также в 1920-х гг.
разработал систему аккумулирования питательной воды
(выносной аккумулятор при постоянном давлении); крупная
установка такого рода была построена и в Мангейме.
Энергетическая установка с аккумулированием пара электрической
мощностью пиковой турбоустановки 50 МВт с емкостью
аккумулятора 67 МВт-ч и давлением в нем 1,4 МПа была
построена в 1929 г. в Шарлоттенбурге. По прошествии более
чем 50 лет эта аккумулирующая установка по-прежнему
несет круглосуточную службу пиковой и резервной станции
в энергосистеме Западного Берлина. На рис. 1.22 представлен

32 Глава 1
Рис. 1.23. Общий вид шарлоттенбургской пиковой аккумулирующей
установки.
Рис. 1.24. Локомотив Гилли с аккумулированием тепла при высоком
давлении перегретого пара (1934 г., 11,8 МПа, 82 т).

Введение 33
Рис. 1.25. Теплоаккумули-
рующая установка горячего
резерва в Зиммеринге.
один из 16 клепаных стальных сосудов давления этой
установки, а на рис. 1.23 показан ее общий вид.
В 1920 г. П. Гилли применил метод аккумулирования
тепла при переменном давлении для перегретого пара и
высоких давлений (до 12 МПа). Пар высокого давления,
генерируемый в сосуде-аккумуляторе, дросселируется до рабочего
давления (1,4—1,7 МПа), а затем перегревается в паровом
пространстве аккумулятора [2.4, 8.8—8.15]. Такая система
была использована на большом количестве локомотивов
(рис. 1.24) и на установке горячего резерва
теплоэлектростанции Венского муниципалитета в Зиммеринге (рис. 1.25).
В промышленности теплоаккумулирующие установки
использовались меньше; большинство из них работало по
принципу переменного давления (на паре скользящих
параметров). В частности, они применялись в химической, пищевой
и металлургической отраслях промышленности для
технологических процессов, связанных с использованием тепла.
Нашли применение в районных системах теплоснабжения и вы-
теснительные тепловые аккумулирующие установки.
Интерес к тепловым аккумулирующим системам
возродился вновь главным образом в связи с необходимостью
экономии и замены нефтепродуктов при выработке тепла и

34 Глава 1
электроэнергии. Солнечные установки для обогрева
помещений и нагрева воды для бытовых и технологических нужд
нуждаются в системах аккумулирования тепла почти всегда,
районные отопительные системы и установки с тепловыми
насосами — во многих случаях. Солнечные энергетические
установки нуждаются в аккумулировании энергии для
создания резерва и ее использования в нужное время. При
использовании установок базисной нагрузки, работающих на
угле или ядерном топливе, замена пиковых установок на
жидком топливе аккумуляторами энергии даст
эксплуатационные преимущества и обеспечит лучшее использование
энергетического оборудования. В частности, для ядерных
установок (и даже в большей степени для систем с
реакторами на быстрых нейтронах и термоядерных реакторов) с их
высокими капитальными затратами и низкой стоимостью
топлива весьма эффективным может оказаться комплексное или
гидравлическое аккумулирование энергии, когда общая
мощность таких установок превосходит базисную нагрузку.
Такие новые применения, а также новая технология
изготовления сосудов-аккумуляторов (например, подземные полости
и сосуды из предварительно напряженного чугунного литья)
открывают возможности для реализации новых принципов
аккумулирования и схем потоков теплоносителей. Была
разработана и построена [7.1—7.11] система аккумулирования
энергии посредством сжатого воздуха, состоящая из газовой
турбины открытого цикла и пневматической аккумулирующей
системы, в которой используется подземное хранилище.
Для паровых энергетических установок была разработана
комбинированная система теплового аккумулирования, в
которой используются аккумуляторы расширительного типа и
аккумуляторы питательной воды и пара.

2. Основные положения
Дадим сначала некоторые определения.
Тепловое аккумулирование — это физические или
химические процессы, посредством которых происходит накопление
тепла в тепловом аккумуляторе энергии (ТАЭ).
Аккумулятор состоит из резервуара для хранения (обычно
теплоизолированного), аккумулирующей среды (рабочего
тела), устройств для зарядки и разрядки и вспомогательного
оборудования.
Аккумулирующая система характеризуется способами,
которыми энергия для зарядки аккумулятора отбирается от
источника, трансформируется (при необходимости) в
требуемый вид энергии и отдается потребителю.
2.1. Обозначения и классификация
На рис. 2.1 показан процесс теплового аккумулирования
с использованием сосуда-аккумулятора. Баланс энергии для
этого процесса в общем виде можно записать
где £Вх — подведенная энергия, £Вых — отведенная энергия,
а £ак — аккумулированная энергия [2.1, 2.2].
Применяя первый закон термодинамики для подведенной
и отведенной энергии к этой открытой системе, получим
основное уравнение аккумулирования энергии для открытых
систем в дифференциальной форме:
(u + pv + gH + с2/2)вх dmBX + dQ —
-{u + pv + gH + с2/2)выхdmBblx - (2.2)
- dW = d [(и + gH + c2/2)aK maK],
где maK — масса аккумулирующей среды; и — внутреняя
энергия (отсчитываемая от произвольного нулевого уровня); р —
давление; v — удельный объем; g — ускорение силы тяжести;
Н — высота (отсчитываемая от произвольного нулевого
уровня); gH — удельная потенциальная энергия; с — скорость
течения; с2/2 — удельная кинетическая энергия; dQ — тепло,

36 Глава 2
i
d-nhbix
-> Рис. 2.1. Энергетический баланс
dW аккумулятора.
подведенное к системе; dW— работа системы, не зависящая
от переноса массы (например, при движении стенок системы,
электрическая энергия, энергия вала двигателя).
Исследование общего уравнения (2.2) показывает, что
аккумулирование энергии может осуществляться в результате
изменения а) удельной внутренней энергии; б) удельной
потенциальной энергии; в) удельной кинетической энергии;
г) массы системы. К тепловому аккумулированию энергии
обычно относят случай (а), а также случай (б), если
удельная внутренняя энергия рабочего тела выше, чем окружающей
среды
В этой книге определение теплового аккумулирования
тем не менее распространяется и на случай изменения массы
системы при низкой удельной внутренней энергии, если эксер-
гия (располагаемая работа) аккумулирующей среды высокая
за счет ее состояния. Сюда относятся например, системы
аккумулирования сжатого газа (воздуха), которые способны
аккумулировать значительное количество эксергии, даже если
газ имеет температуру окружающей среды и, таким образом,
его внутренняя энергия пренебрежимо мало отличается от
энергии при параметрах окружающей среды. Очевидно, что
такая система аккумулирования используется для накопления
только механической энергии, тогда как аккумулирование
тепла в смысле, соответствующем случаю (а), позволяет
получить как механическую энергию, так и тепло.
Если накопление и кинетической, и потенциальной
энергии исключено (сак = 0, Н = 0) и если, кроме того, члены
уравнения (2.2), соответствующие кинетической и
потенциальной энергиям подводимой и отводимой масс,
пренебрежимо малы, а работа ограничена движением поверхностей,
ограничивающих систему, т. е. если
dW = paKdVaK, (2.3)
где Уак — объем аккумулятора, рак — давление в
аккумуляторе, то уравнение (2.2) преобразуется к виду, справедли-

Основные положения 37
вому для аккумулятора тепла:
(и + pv)BX dtnBX + dQ — (u + ри)ъых dmBblx =
= d {ит\к + paKdVaK. (2.4)
Используя определение энтальпии, имеем
h = u + pv, (2.5)
и, следовательно, энергетический баланс (2.1) принимает вид
Кх dmBX + dQ — Лвыч dmBUX = d {ит\к + рак dI/aK. (2.6)
Соответственно баланс массы запишется как
dmBX — dmBUX = dm^. (2.7)
Процессы зарядки и разрядки описываются в общем виде
уравнениями (2.4) или (2.6) и (2.7). В простых случаях
возможно аналитическое решение. В других, более сложных
случаях могут быть получены численные решения (в
особенности это относится к процессу разрядки).
В соответствии с принятыми выше определениями и
выводами можно провести классификацию аккумуляторов тепла.
а) Аккумулирующая и теплообменная среды
al. Прямое аккумулирование: аккумулирующей и тепло-
обменной является одна и та же среда. Аккумулирующая
среда может быть твердой, жидкой, газообразной или
двухфазной (жидкость плюс газ).
а2. Косвенное аккумулирование* энергия аккумулируется
только посредством теплообмена (например,
теплопроводностью через стенки резервуара) либо в результате массооб-
мена специальной теплообменной среды (в жидком,
двухфазном или газообразном состоянии). Собственно
аккумулирующая среда может быть твердой, жидкой или газообразной
(процесс может протекать без фазового перехода, с фазовым
переходом твердое тело — твердое тело, твердое тело —
жидкость или жидкость — пар.
аЗ. Полупрямое аккумулирование: процесс протекает как
в случае а2, за исключением того, что аккумулирующая
емкость теплообменной среды играет более важную роль
(например, аккумулирование горячей нефти с твердой насадкой).
а4. Сорбционное аккумулирование: в этом случае
используется способность некоторых аккумулирующих сред
абсорбировать газы с выделением тепла (и поглощением тепла при
десорбции газа). Передача эгергии может происходить
непосредственно в форме тепла или с помощью газа.
б) Масса аккумулирующей среды
61. Постоянная масса (dmaK = 0): обычно это случай
косвенного аккумулирования. Однако может иметь место и
прямое аккумулирование, если перемещаемая часть массы после

38 Глава 2
охлаждения (при разрядке) или нагрева (при зарядке)
полностью возвращается в аккумулятор (вытеснительное
аккумулирование).
62. Переменная масса (йтгкФ§): это всегда случай
прямого аккумулирования.
в) Объем аккумулятора
в1. Постоянный объем (dVaK = 0): этот случай
соответствует аккумулированию в закрытых (или с малым
изменением объема) резервуарах.
в2. Переменный объем (й]/гк ф 0): этот случай
соответствует аккумулированию при атмосферном давлении или со
специальным компрессионным оборудованием.
г) Давление в аккумуляторе
г1. Постоянное давление (dpaK = 0).
г2. Переменное (скользящее) давление (йрак^О).
2.2. Тепловое аккумулирование энергии
в насыщенных жидкостях
Аккумулирующие устройства такого типа содержат
жидкость и паровую подушку над ней, причем жидкость и пар
находятся в термодинамическом равновесии (при
температуре насыщения). Аккумулирующей средой почти во всех
случаях служит система вода — водяной пар. Жидкость
может занимать почти весь объем резервуара-аккумулятора или
небольшую его часть. На рис. 2.2 показано аккумулирующее
устройство со всеми возможными типами зарядного и
разрядного оборудования. Разрядка может производиться путем
подачи насыщенного пара через разрядную линию 4,
перегретого пара через дросселирующий клапан и разрядную
линию 5, жидкости через разрядную линию горячей воды 7 или,
наконец, только тепла в результате теплообмена через
специальную поверхность 6. В последнем случае масса
аккумулирующей среды остается постоянной (косвенное аккумули-
рование со скользящим давлением).
Зарядка может производиться закачкой горячей воды
через зарядную линию 10\ вода может быть нагрета до
насыщения за счет конденсации пара, поступающего через
зарядную линию //, подводом тепла к системе через
теплообменник 9 или продувкой пара по линии 8 через воду. Внутреннее
устройство 12 предотвращает расслоение.
В процессе зарядки и разрядки такого аккумулятора
происходит изменение давления. Изменение фазового состояния
(конденсация, испарение) также будет происходить в системе,
но это не оказывает существенного влияния на емкость
аккумулятора, которая в основном определяется изменением
количества воспринимаемого тепла. Поэтому аккумулирование

Основные положения 39
Рис. 2.2. Аккумулятор со
скользящим давлением.
/ — сосуд под давлением; 2 — водяной
объем; 3— паровая подушка; 4 —
разрядная линия насыщенного пара; 5 —
разрядная линия перегретого пара; 6 —
теплообменная поверхность
разрядного теплообменника, 7 — разрядная
линия горячей воды; 8 — разрядная
линия пара, 9 — теплообменная
поверхность зарядного теплообменника; 10 —
зарядная линия горячей воды; // —
зарядная линия греющего пара; 12 —
внутреннее оборудование
с использованием насыщенной жидкости считается частным
случаем аккумулирования воспринимаемого тепла.
2.2.1. Аккумулирование со скользящим давлением
Аккумулирование при скользящем давлении
(аккумулирование при переменном давлении, аккумулирование пара)
с разрядкой насыщенным паром осуществляется с
использованием разрядной линии 4 на рис. 2.2. Резервуаром
аккумулятора обычно служит теплоизолированный сосуд под
давлением. Около 75—95 % объема сосуда заполнено водой в
состоянии насыщения, тогда как от 5 до 25 % объема занято
паровой подушкой.
Процесс разрядки начинается с открытия клапана на
разрядной линии. Паровая подушка обеспечивает разделение
фаз. При этом насыщенный или влажный пар с очень
небольшим содержанием жидкости (обычно менее 1 % по
массе) покидает резервуар.
Вследствие высокой энтальпии пара во время разрядки
испаряется сравнительно малая доля жидкости; основная ее
часть остается в сосуде при более низкой температуре.
Для того чтобы избежать температурного расслоения
воды по объему при зарядке и разрядке и обеспечить
необходимую циркуляцию, устанавливаются специальные
внутренние устройства 12, что особенно важно для вертикальных
сосудов (разд. 4.2).
Зарядка обычно осуществляется продувкой насыщенного
или перегретого пара несколько более высокого давления
через жидкость, вследствие чего в резервуаре под действием
эжекции и массовых сил возникает циркуляция [2.3].
Зарядка также возможна через теплообменную поверхность
с использованием пара, имеющего более высокую темпера-

40 Глава 2
туру, чем жидкость, например за счет конденсации
насыщенного пара более высокого давления или охлаждения
перегретого пара достаточно высокой температуры (и даже более
низкого давления — с использованием «трансформатора
пара»).
Разрядка резервуара аккумулятора такого типа всегда
сопровождается значительным понижением давления (а
зарядка— соответствующим повышением). Поэтому такой тип
аккумулирования называется аккумулированием со
скользящим давлением (в отличие от систем аккумулирования с
постоянным давлением). Иногда его называют именем Рутса
в честь изобретателя Дж. Рутса, который внедрил эту
систему в 1920-х гг. в различных отраслях промышленности,
а также на тепловых электрических станциях.
К достоинствам этой системы относятся быстрота
подготовки к работе, сравнительно низкие капиталовложения,
прямое питание и зарядка паром. Возможности дальнейшего
применения систем такого типа связаны с разработкой новых
технологий изготовления сосудов давления и соответственно
новых гидравлических схем аккумуляторов. Подобные
системы теплового аккумулирования были также предложены
для больших естественных подземных хранилищ (разд. 4.4).
Разрядка такого аккумулятора описывается уравнением
(2.6), где dmBX = 0 и, в качестве приближенного условия,
dVaK = 0. Для насыщенного пара уравнение (2.6) принимает
вид
— Аср Д^вых + AQ = А (Яак^ак), (2.8)
где А обозначает конечные разности, например
А (иактак) == {иактак)к — (иактак)н. (2.9)
Здесь н — начало процесса (разрядка), к—конец процесса,
"— насыщенный пар.
Индекс «ср» в уравнении (2.8) относится к среднеАму
значению энтальпии. Для очень малых приращений A" = {h" +
+ Aj)/2.
Уравнение баланса масс (2.7) сводится к
— Ашвых == А/Пак = так, к — так, „. (2.10)
Уравнение (2.8) не может быть решено непосредственно,
если влиянием объема пара в сосуде нельзя пренебречь. В
таких случаях (например, при высоком давлении) нужно
учитывать не только массовую долю воды при и\ но и массовую
долю пара при и":
Как - и9 (т'/т&к) + и» (m7maK). (2.11)

Основные положения 41
Из баланса объемов
VJtn,K = v'm'/mBK + v"m"/maK (2.12)
и баланса масс
так = т' + т" (2.13)
можно определить влагосодержание
т'/тлк = 1 — m'7maK (2.14)
и паросодержание
m"/m*K=*{VJmdK - v')/(v" - v'). (2.15)
Тогда уравнение (2.11) принимает вид
иак = и' + (VJm.dK - i/)(a" - */)/(*" - о'). (2.16)
Правая часть уравнения состоит из части, определяемой
четырьмя интенсивными переменными состояния, и
экстенсивной части.
С учетом
/ = и' - v'(u" - u')/(v" - v') (2.17)
уравнение (2.16) преобразуется в
иак = U + (VJmaK)(u" - u'W - v'\ (2.18)
а уравнение аккумулирования (2.8) принимает вид
Ь" ДаГСвых = (/ак^ак)„ — (ЬкГП*к)к +
или с учетом уравнения баланса масс (2.10)
V&cp /ак, к J Д^вых = (/ак, н /ак, к) ^ак, н "Г
+ ^«[(-^7-).-(^7-Х1 + А« = в + * + с- (2-2°)
Обычно, во всяком случае для движущихся сред, вместо
внутренней энергии и используется энтальпия h. С помощью
уравнения (2.5) и
г = А"-Л', (2.21)
w = v" — vf (2.22)
получаем
и"-у' ~~ о'7 —о' — ш"~^ ^-^
и /ак = К - *' (и* - ИЗД.К = (^ - vfr/w)n. (2.24)

42 Глава 2
Тогда уравнение (2.20) можно переписать так:
l^cp /ак. к) А^вых === (/ак. н /ак. к) ^ак. н i
+ Vn [(r/w)a - (r/w)K - (рн - pj] + /±Q = a + b + c. (2.25)
Таким образом, уравнение аккумулирования [(2.20) или
(2.25)] описывает:
— изменение количества энергии в аккумулирующем
резервуаре (с учетом объема пара в нем) путем использования
у вместо и соответственно слагаемому а и дополнительному
слагаемому Ь\
— подведенное тепло (например, путем аккумулирования
его в стенках резервуара и/или через дополнительную тепло-
обменную поверхность) минус тепловые потери,
описываемые членом с.
Это уравнение вывел в 1933 г. Гилли [2.4] и дополнил
Бекман [2.5, 2.6] введением члена, учитывающего
расширение аккумулирующего сосуда. Хардеген [2.7] рассмотрел
также влияние не полностью дегазированной воды.
При решении уравнения аккумулирования для случая
изменения состояния от «н» до «к» (например, от рн до рк)
предполагаются малые приращения р и оценивается выход
массы ДтВых. Для следующего шага гаак, н уменьшается на
А/Пвых.
На рис. 2.3 показана зависимость удельной массовой
аккумулирующей емкости пароводяной смеси от давления
насыщения ps или температуры насыщения ts\ в качестве
параметра выбран относительный объем пара у.
Состояние в начале разрядки («н») обычно определяется
параметрами рн и ун. Таким образом, сразу же можно найти
рак н- Разрядка представлена кривыми, ниспадающими до
конечного давления рк. Индекс «к» определяет плотность
и объем пара в конце разрядки. Выход пара на единицу
объема аккумулирующей емкости (удельный расход пара)
определяется выражнием Драк = Рак, н —- Рак, к.
На этой диаграмме верхняя ограничивающая кривая
представляет собой плотность воды в состоянии насыщения р',
а нижняя — плотность насыщенного пара р". Из диаграммы
становятся очевидными пределы увеличения
аккумулирующей емкости (при данном давлении разрядки) с повышением
давления при зарядке: энтальпия увеличивается постепенно,
а плотность снижается существенно быстрее.
Рис. 2.3 построен по уравнению (2.25) и таблицам пара
[2.8]. При этом подвод или отвод тепла от внутренней
поверхности резервуара [что соответствует члену с в уравнении
(2.25)] не рассматривался. Однако аккумулирующая емкость
сосудов высокого давления захметно увеличивается вследствие
теплоемкости стенок сосуда [1.18]. Приближенно этот эффект

Основные положения 43
Рис. 2.3. Зависимость плотности запасаемой энергии от температуры
(давления) насыщения для аккумулятора со скользящим давлением.
разрядка насыщенным паром, разрядка насыщенной водой; CR —
критическая точка; EW — конец разрядки водой; у — относительный объем пара
Пример для разрядки паром- начало разрядки рн=6,0 МПа (^н = 275° С), t/H=0,10; конец
разрядка Рк=1.0 МПа (^ = 18D°C); результаты Рак> н=685 кг/м\ рак к=535 кг/м-1,
Ук=0,60; расход пара Драк=685—535=150 кг пара на 1 м3 объема аккумулятора
может быть учтен, если принять объем стенок сосуда за
дополнительный объем воды, так как объемные теплоемкости
стали и воды практически одинаковы.
На рис. 2.4 показана диаграмма удельной емкости
аккумулятора системы теплового аккумулирования со
скользящим давлением. Верхняя кривая имеет максимум примерно
при 12,7 МПа. Более высокие давления, таким образом, для
простого теплового аккумулирования неэкономичны. Однако

44 Глава 2
О 50 юо 200 300 tStQ0
I iilmilil lillllllil hi MllllMim i h hlihi 1 ||milMiiliig2g
0,001 0,01 0,050,1 0,2 0,5 1 2 4 6 10 20
р99МПа
Рис. 2.4. Зависимость плотности запасаемой энергии от температуры
(давления) насыщения для аккумулятора со скользящим давлением.
Обозначения и пример те же, что для рис. 2.3. Плотность запасаемой энергии 830—
410-420 МДж/м3.
если аккумулирование осуществляется на тепловой
электростанции, то оно становится уже аккумулированием не просто
массы или тепла, а располагаемой энергии (эксергии). На
рис. 2.5 показана удельная емкость системы аккумулирования
эксергии (плотность запасаемой эксергии) для температуры
окружающей среды /окр = Ю°С (283 К), соответствующей
давлению насыщения 1,2 кПа. Действительно, оказывается,
что имеет смысл использовать высокое давление на тепловых
электростанциях (максимум плотности аккумулируемой
эксергии достигается только примерно при 17 МПа или при
352 °С).

Основные положения 45
1 i iiliinl il 1 llllllhl 1 il 1 1 П111 Mill i I i I ihlil Mil
^ lJL02 ' ' 0,3 ' ' J7^ ^
0,001 0,01 0,05 0,1 0,2 0,5 1 2 4 6 10
Ps, MfJa
122,12
20
Рис. 2.5. Зависимость плотности запасаемой эксергии от температуры
(давления) насыщения для аккумулятора со скользящим давлением.
Обозначения и пример те же, что для рис.2,3, Плотность запасаемой эксергии
240-85 = 155МДж/м3.
Для аккумулятора со скользящим давлением, который
разряжается перегретым паром (линия 5 на рис. 2.2),
применимы уравнения (2.20) и (2.25) при условии, что принята
соответствующая энтальпия перегретого пара для й"р.
2.2.2. Тепловое аккумулирование в паровой подушке
Этот тип аккумулирования (с использованием пара)
в настоящее время используется в катапультах самолетов,
базирующихся на авианосцах. Аналогично системе
аккумулирования со скользящим давлением в этом случае имеется

46 Глава 2
теплоизолированный резервуар давления, который целиком
заполнен паром (у — 1,0) перед началом разрядки. Если пар
насыщенный, то часть его конденсируется во время разрядки
в результате расширения, что приводит к образованию
некоторого объема воды в сосуде. Скорость разрядки может быть
очень высокой. На рис. 2.3—2.5 нанесены линии разрядки,
начиная с линии у = 1, соответствующей этому случаю.
Удельная емкость аккумулятора здесь много ниже, чем для
обычных систем со скользящим давлением, содержащих воду
в резервуаре. Таким образом, при у = 1 аккумулирующая
емкость стенок резервуара весьма существенна. Однако
теплоотдача от стенок резервуара к пару во время разрядки
остается довольно умеренной, и поэтому тепловое равновесие
между стенкой и паром не достигается. В особенности это
справедливо, когда процесс разрядки протекает быстро.
Тепловое аккумулирование с использованием сжатых
газов и сильно перегретого пара будет рассматриваться
в разд. 2.6.
2.2.3. Тепловое аккумулирование с расширением
Аккумулятор этого типа аналогичен системе
аккумулирования со скользящим давлением, в которой рабочий сосуд
заполнен насыщенной водой (объем пара может быть даже
меньше, чем в ней). Трубопровод, через который происходит
разрядка, находится в нижней части сосуда. Если разрядный
клапан открыт, то горячая вода под давлением выходит из
резервуара по линии 7 (рис. 2.2); при этом объем пара в
резервуаре увеличивается. Дополнительное количество пара
образуется за счет испарения небольшой части воды, что
приводит к некоторому снижению давления.
Зарядка системы осуществляется подачей горячей воды
под давлением, которая в начальный период испаряется;
этот пар сжимается и позднее частично конденсируется.
Несмотря на некоторые (эксергетические) потери смешения,
может оказаться предпочтительнее вести зарядку при
постоянном давлении одновременно как недогретой горячей
водой через линию 10, так и паром через линию 11.
Системы аккумулирования с расширением до сих пор
использовались в ракетах (гл. 8), в эжекторах сверхзвуковых
аэродинамических труб периодического действия и в
нагнетателях замкнутых систем горячей воды. Кроме того, были
предложены применения таких систем [2.9] для перегрева
аккумулированного пара и очень больших резервуаров
давления (вследствие низкого перепада температур во время
зарядки и разрядки).
Уравнение (2.20), которое справедливо для
аккумулирования со скользящим давлением, может быть использовано

Основные положения 47
и для оценки аккумулирующей емкости. Однако в данном
случае энтальпия потока массы разрядки —это энтальпия
насыщенной воды А' а не насыщенного пара:
V^cp "— /ак, к) Д^вых == l/ак, н /ак, к) ^ак, н ~г
+4(Ssf).-(£=f)J+«- <2-26>
Плотность запасаемой энергии в системах с расширением
показана на рис. 2.3—2.5 штриховыми линиями.
Массовый расход на единицу емкости резервуара в таких
системах (рис. 2.3) значительно выше, чем в системах
аккумулирования со скользящим давлением; плотности потока
энергии (рис. 2.4) и эксергии (рис. 2.5) одинаковы, а
циклические изменения давления и температуры значительно
меньше. Вслед за разрядкой водой при почти постоянном
давлении может последовать разрядка паром, содержащим
некоторое количество конденсата, до более низкого давления.
На рис. 2.6 показаны зависимости массы, энтальпии и
эксергии на выходе, а также давления разрядки (температуры)
от давления зарядки для случая полной разрядки горячей
водой.
Интересным случаем, хотя и имеющим малую
практическую ценность, является разрядка водой сосуда
аккумулятора, заполненного паром под высоким давлением, между
критической точкой CR (22,1 МПа) и точкой EW (конец
разрядки водой на рис. 2.3—2.5). При этом конденсируется
большее количество воды, чем вытекает через линию
разрядки; таким образом, в начальный период разрядки уровень
воды растет. Расход воды через разрядную магистраль и
образование воды в процессе конденсации выравниваются в
точке EW. Координаты этой точки могут быть найдены из
уравнения (2.26), если принять, что
Авх = 0, dQ = 0, АВЫХ = А', илк = и". (2.27-2.30)
Из уравнения (2.7) следует
dmaK (А' - и") = maK du". (2.31)
С учетом уравнения баланса объемов
maKv" = V3K, (2.32)
которое в дифференциальной форме записывается как
dm^ = -^-dv", (2.33)

48 Глава 2
| \ iifiiii) i I I l|llll|il | il I | I i 11 j I lll| i I i | i h|il II | niilnn[n 22,1 г
0,001 0,01 ' 0,05 0,1 0,2 ' 0,5 1 2 4 £ 10 20
p, МПа *~
Рис. 2.6. Выход массы, энтальпии и эксергии аккумулятора
расширительного типа и интервале между полностью заряженным (у = 0) и
полностью разряженным (у = 1,0) состояниями.
/ — выход массы; 2 —выход энергии, 3 — выход эксергии, *н — температура в
начале разрядки, *к—температура в конце разрядки горячей водой Пример начало
разрядки/>н=60 МПа, *н = 275 °С; конец разрядки рк= 1Д5 МПа, ^к =»251 °С Выход
массы 738 кг/м3, энергии 862 МДж/м\ эксергии 245 МДж/м1
уравнение (2.31) дает
dmwv" = -mwdv". (2.34)
Сравнивая (2.34) и (2.31), окончательно получаем условие
существования точки EW:
du"/(h' — и") = - dv"\v". (2.35)
Это условие удовлетворяется примерно при 21,2 МПа
{370°С).

Основные положения 49
2.2.4. Косвенное аккумулирование
со скользящим давлением
Аккумулирующая среда постоянных массы и объема
содержится в закрытом сосуде под давлением. Разрядка и
зарядка осуществляются путем подвода или отвода тепла через
теплообменные поверхности (6 и 9 на рис. 2.2) вследствие
нагрева или охлаждения аккумулирующей среды. Если такой
средой служат вода и пар, находящиеся в состоянии
теплового равновесия, то может быть использовано уравнение
(2.20) при так, н = fnaK = const и Атвых = 0. При этом
выражение для количества тепла разрядки запишется
следующим образом:
АУвых == ^ак/UaK, н /ак. к) г"
+"-[(£^).-(S££).l+«- <236>
Здесь AQ — чистое подведенное тепло (например, тепло от
стенок сосуда минус тепловые потери). На практике, однако,
тепловое равновесие между паром и объемом воды в
процессе быстрой разрядки не будет достигаться. При этом
паровая подушка действует скорее как поршень, а система
аналогична системе с постоянным давлением, описанной ниже.
2.3. Тепловое аккумулирование
с использованием недогретых жидкостей под давлением
На рис. 2.7 показана схема теплового аккумулирования
в находящихся под давлением жидкостях. Поддерживая
давление выше давления насыщения («поддавливание») или
температуру ниже температуры насыщения («недогрев»),
можно предотвратить кипение аккумулирующей среды.
Обычно система поддерживается при постоянном давлении.
Поддавливание можно осуществить атмосферным
давлением при аккумулировании с использованием горячей воды
ниже 100 °С или высококипящих жидкостей, закачкой
инертного газа под давлением или, наконец, двухфазным
нагнетателем, поддерживающим давление в паровой подушке за счет
испарения некоторого количества жидкости или конденсации
некоторой части пара. Емкость аккумулятора обеспечивается
только изменением энтальпии; поэтому в аккумуляторе
такого типа основную роль играет жидкая фаза.
К возможным применениям аккумулирования этого типа
относятся процессы с передачей тепла посредством недогре-
той жидкости или процессы, на одном из этапов которых
производится нагрев рабочего тела, например питающей воды
на тепловых электростанциях, Так, на практике применяются

50 Глава 2
8-*~
т
S£_
Рис. 2.7. Аккумулятор постоянного
давления.
1 — сосуд давления, 2 — жидкая
аккумулирующая среда; 3 — система наддува; 4 — верхняя
линия зарядки/разрядки; 5 —нижняя линия
зарядки/разрядки; 6 — поверхность разрядного
теплообменника, 7 — поверхность зарядного
теплообменника, 8 — верхняя зарядная линия
для горячей воды; 9 — внутреннее
оборудование
водяные системы аккумулирования в районных теплосетях,
системы для нагрева питающей воды тепловых
электростанций, системы с горячей нефтью и расплавленными солями
в солнечных электростанциях, где аккумулирование и
теплообмен осуществляются одной и той же средой.
2.3.1. Емкость аккумулятора
Для жидкостной системы аккумулирования при постоянном
давлении (dp = 0) применяются уравнения (2.5) и (2.6).
С учетом
dVUK = dmUKv + mwdv
уравнение аккумулирования принимает вид
Лвх dm„ + dQ — Лвых dmBbix = d (Лт)ак.
(2.37)
(2.38)
(2.39)
Сумма энтальпии на входе и подведенного тепла за вычетом
энтальпии на выходе дает изменение энтальпии
аккумулирующей среды. Это справедливо независимо от того, чем
вызывается изменение энтальпии — изменением удельной эн*
тальпии Аак, аккумулирующей массы или тем и другим
вместе. Границы системы, а следовательно, аккумулирующий
объем Как, переменны. Таким образом, работа изменения
объема в процессе вытеснения (разрядки) аккумулирующей
среды производится посредством давления окружающей
среды либо с помощью газа внешнего сосуда, не входящего
в рассматриваемую систему. Как правило, энтальпия
разрядки Лак остается постоянной, и поэтому нет необходимости
3 поэтапной оценке характеристик,

Основные положения 51
<€
>
^
\ 11
f 11111111
111111 и 111
5
Рис. 2.8. Эксергетическая
характеристика
аккумулирования и тепловая емкость
аккумулятора в зависимости
от относительной
температуры горячего теплоносителя.
Если масса аккумулирующей среды постоянна, то
уравнение (2.39) дополнительно упрощается:
dQ = maKdh. (2.40)
Если используется только воспринимаемое тепло (внутренняя
энергия изменяется без фазовых переходов рабочего тела),
то изменение энтальпии можно записать как
dh = ср dT,
dQ = maKcp dT •
УлкракСр dT,
(2.41)
(2.42)
где рак — плотность аккумулирующей среды.
Оценка удельной эксергетической емкости аккумулятора
основана на эксергии тепла, которая зависит от температуры
окружающей среды Г0Кр [2.1]:
2
Д£,.
AQl2
окр
$ dh/T.
(2.43)
Для аккумулированного тепла AQ12 применимо уравнение
(2.40), так что при постоянных так и сР и температурном
перепаде Гг — 7"i имеем
&Qa = Q2-Q\ = maKc/,(Ti-Tl), (2.40а)
А*.» _гт/т 1п7-2/7'окр]-[7,1/7'окр-1пГ1/Гокр]. (2.44)
^ак^р^окр
[7УГ
окр
Эксергетическая характеристика аккумулирования в
соответствии с уравнением (2.44) показана на рис. 2.8 (кривая
«Энергия») в зависимости от относительной температуры
(температуры аккумулирования, отнесенной к температуре окру-

52 Глава 2
жающей среды). Безразмерная тепловая емкость
аккумулирования
ОТакЛс^ОКР = Г2/Г°«р - т>/т°«>=(г* - г')/г-р (2-45)
представлена на рисунке в виде прямой линии с углом
наклона 45°. Эта диаграмма используется так же, как и
приведенные ранее графики разрядки (рис. 2.3—2.5).
Как тепловая, так и эксергетическая емкости определяются
для конкретного верхнего (Т2) и нижнего (7^) условий.
Отвод тепла определяется как разность AQi2 на линии «Тепло»,
а отвод эксергии — как разность A£i2 на линии «Эксергия»
Линия эксергии в точке Т/Т0кр = 1 имеет нулевой угол
наклона; ее наклон возрастает с увеличением T/TOKVi
приближаясь к 1 Легко показать, что наклон этой кривой в области
Т/Токр ^ 1 равен коэффициенту Карно:
(^JkiVdT=l-T^/T- (2-46)
Форма линии эксергии в области Т/Токр < 1
примечательна. При уменьшении от Т/Ткр=1 эксергия возрастает
и стремится к бесконечности при Т/ТОКр — 0. Это означает,
что при очень низких температурах эксергетическая емкость
аккумулятора велика. В этой области разрядка
сопровождается повышением температуры; окружающая среда
действует не как теплоприемник, а как источник тепла, тогда как
аккумулированный холод действует как теплоприемник. При
7'ак = 0,2037,Окр тепловая и эксергетическая емкости
аккумулятора равны, а ниже этой температуры эксергетическая
емкость даже больше, чем тепловая.
До сих пор для аккумулирования энергии использовались
области средних и высоких температур (но не область
низких температур). Одна из причин этого состоит в том, что
для аккумулирования в области низких температур
требуются тепловые насосы, специальные рабочие тела и
сравнительно дорогое оборудование.
2.3.2. Типы систем
Возможны следующие типы и схемы рассматриваемой
системы аккумулирования (рис. 2.9).
а) Горячий и холодный сосуды (рис. 2.9, а).
Горячая (заряженная) и холодная (разряженная)
аккумулирующие среды находятся в отдельных сосудах, каждый
из которых рассчитан на полную рабочую аккумулирующую
массу Холодный сосуд должен быть рассчитан на более
низкую температуру (и, возможно, давление) и может быть

Основные положения 53
\В \г
Рис. 2.9. Типы аккумуляторов тепла с использованием нагретых жидкостей
под давлением.
а — горячий и холодный сосуды; б — полевой вариант; в — система со скользящей
температурой; г — аккумулирование с вытеснением, / — горячий сосуд; 2 — горячая
линия; 3 — потребитель; 4 — холодная линия; 5 — насос для разрядки; 6 — холодный
сосуд; 7 — горячий/холодный сосуд.
меньше вследствие меньшего удельного объема рабочего тела.
Переходные термические напряжения и эксергетические
потери от смешения здесь исключены.
б) Полевой вариант (рис. 2.9,6). Этот вариант
аналогичен предыдущему. Имеется п сосудов. В заряженном
состоянии сосуды с № 1 до № (/г — 1) заполнены горячей водой,
тогда как сосуд № п воды не содержит. В процессе разрядки
горячая жидкость из сосуда № (п—1) охлаждается и
накапливается в сосуде № п и т. д., пока сосуды № 2 — п не будут
заполнены холодной жидкостью, а № 1 опорожнится.
В данном случае требуется меньший объем сосудов, чем
в случае (а). Однако по меньшей мере (п—1)-й сосуд
должен быть рассчитан на высокие температуру и давление
Переходные термические напряжения могут возникать, но не
создают проблем при низких расчетных давлениях и
толщинах стенки.
в) Система со скользящей температурой (рис. 2.9,в).
Температура жидкости постепенно повышается во время зарядки

54 Глава 2
и понижается во время разрядки. В сосуде может быть
установлен теплообменник, либо жидкость может закачиваться
в сосуд и забираться из него.
г) Аккумулирование с вытеснением (рис. 2.9,г). Горячая
и холодная жидкости находятся в одном сосуде,
предпочтительно имеющем форму вертикального цилиндра. Горячая
(менее плотная) жидкость скапливается в верхней части
сосуда, а холодная — в нижней. Вследствие теплопроводности
воды и стенок сосуда, а также турбулизации во время
зарядки и разрядки будет формироваться температурная
переходная зона (зона смешения), существование которой
приводит к эксергетическим потерям, но в то же время снижает
переходные температурные напряжения в стенке сосуда.
Нужное распределение входящей жидкости можно
обеспечить горизонтальными дисками, расположив их около входа.
При этом уменьшается и турбулизация жидкости.
Теплопроводность в объеме воды может быть снижена посредством
плавающих теплоизолированных дисков или чаще узких
вертикальных цилиндрических сосудов. Тем не менее этот тип
аккумулятора плохо подходит для работы с низкой
цикличностью зарядки и разрядки.
2.3.3. Аккумулирующая среда
Способ аккумулирования с недогретыми жидкостями
допускает большее разнообразие сред по сравнению с
аккумулированием тепла насыщенными жидкостями. Данные о
свойствах некоторых наиболее важных аккумулирующих сред
представлены в табл. 2.1. Жидкости с температурой кипения
(при атмосферном давлении) выше 100°С обычно называют
высококипящими. Их рабочая температура находится между
температурами плавления и кипения. Для жидкостей с
высокой вязкостью при низких температурах (таких, как
высокотемпературные масла) минимальная рабочая
температура обычно значительно выше их температуры плавления;
она может определяться располагаемой на перекачивание
мощностью.
Как видно из табл. 2.1, объемная теплоемкость —
произведение теплоемкости при постоянном давлении ср и
плотности р — для воды велика. Однако для нее при температурах
выше 100 °С требуется сосуд, работающий под давлением.
Интересно предложение авторов работы [2.12], касающееся
использования водных растворов (например, гидроокиси натрия
NaOH), с которыми можно работать при температурах до
130°С, и вероятно, даже до 150 °С при атмосферном
давлении.
Предлагается также эвтектическая смесь расплавленных
солей HITEC с довольно высокой объемной теплоемкостью.

Таблица 2.1. Теплофизические характеристики жидких аккумулирующих сред
Среда/состав, % по массе
а) Вода [2 8]
Н20 (0,1 МПа)
Н20 (1 МПа)
Н20 (10 МПа)
6) Смеси [2.10, 2 111
50% Н2О/50% этиленгликоль
Этиленгликоль (СбНб02)
в) Водные растворы
50% NAOH/50% Н20
г) Теплопроводящее масло
Нефтехимическое (среднее)
Синтетическое (диапазон)
д) Расплавы солей [2.18]
53%KNO3/40/0 NaN02/7% NaN03
е) Жидкие металлы [2.13]
Na
К
плавления
пл
0
0
0
-36
— 13
—
-20
-70/-10
142
98
63
Температура, "^
нижняя

рабочая tH
0
0
С
0
0
20 4)
—
—
—
—
верхняя
рабочая
<в
100
180
311
100
100
140
260/350
450
—
—
кипения
кип
100
180
311
—
197
140
300
230/410
—
880
760
Плотность,
кг/м'
Р('н)
1000
1000
1005
1075
ИЗО
1550
900
1000
1970
925
830
Р('в)
958
881
688
1015
—
—
750
750
1725
750
660
Удельная

теплоемкость ') с,
кЛж/(кг-К)
4,19
4,19
4,29
3,48
2,5
3,27
2,4
2,1
1,3
1,26
0,77
Объе
мная
теплоемкость ?) рс
кДж/(мл-К)
4010
3690
2950
3530
2700
5060
1800
1600
2300
945
508
кВт-ч/(м'-К)
1,12
1,03
0,82
0,98
0,75
1,4
0,50
0,44
0,64
0,26
0,14
Материал
сосуда
или обшивки

Низколегированная
сталь 3)
То же3)
» »
—
—
—

Низколегированная
сталь 5)
То же5)
» »в)
Аустенит-
ная сталь
»)При 1Ср~*в+*н)/2.
*) p=min [р (*н). (*в) ].
8) Для дегазированной питательной воды.
4) Предел растворимости.
5) Для высоких температур.
6) Для температур ниже 4")П°С.

Бб Глава 2
Как и для жидких металлов, в этом случае необходимо
принять меры, предотвращающие замерзание (затвердевание).
2.4. Аккумулирование тепла твердыми телами
путем увеличения их внутренней энергии
Аккумулирующей средой в этом случае служит твердое
тело, которое нагревается и охлаждается без фазовых
превращений. Тепловая емкость аккумулирования при этом
определяется внутренней энергией как составляющей энтальпии.
Здесь применимы уравнения разд. 2.3.1 (при замене сР
удельной теплоемкостью с).
2.4.1. Типы систем
В принципе все типы систем для аккумулирования
посредством жидких сред, описанные в разд. 2.3.2, можно также
применять и для твердых сред. При использовании твердых
тел для аккумулирования тепла либо они сами переносят
энергию из сосуда-накопителя (системы с гравийной
засыпкой, см. разд. 2.3.2, а, б), либо энергия переносится другим
теплоносителем (жидкостью или газом, см. разд. 2.3.2, в,г).
В последнем случае давление теплоносителя будет определять
конструкцию сосуда.
Если аккумулирующей средой служит твердое тело,
которому придана необходимая конструктивная форма, то
система с вытеснением типа разд. 2.3.2, г может быть
реализована относительно просто. И в этом случае сосуд должен
иметь вытянутую цилиндрическую форму с осевым потоком
теплообменной среды (рис. 2.10, а), малую длину теплопро-
водящих участков, значительную поверхность теплообмена и
низкую теплопроводность в осевом направлении.
Распределение температуры по высоте сосуда во время
зарядки и разрядки показано на рис. 2.10,6 и в для двух
случаев: когда теплообменная поверхность и коэффициент
теплоотдачи малы по сравнению с расходом рабочего тела
(каупер, случай б) и когда они велики (гравийная засыпка,
случай в). В обоих случаях будет существовать осевая
передача тепла, ведущая к дальнейшему выравниванию
температур.
В случае в переходная температурная зона расширяется
и перемещается вверх и вниз во время зарядки и разрядки
аналогично зоне смешения в аккумулирующем сосуде с
вытесняемой жидкостью. Температура на выходе остается
практически постоянной почти до конца разрядки. Тепловая
емкость теплоносителя, содержащегося в сосуде, должна быть,
конечно, прибавлена к тепловой емкости твердых тел. То

Основные положения 57
Рис. 2.10. Аккумулятор тепла с использованием нагретого теплоносителя и
неподвижной твердой аккумулирующей среды.
а — схема устройства с твердой аккумулирующей средой; б — профиль температур
в процессе разрядки при плохом теплообмене и высоком массовом расходе; в —
профиль температур в процессе разрядки при хорошем теплообмене и низком
массовом расходе / — сосуд; 2 — верхняя линия разрядки; 3 — нижняя линия
разрядки; АС — аккумулирующая среда; ТС — теплопередающая среда; / — аккумулятор
полностью заряжен, 1/2 —заряжен наполовину; е — пустой
обстоятельство, что теплоноситель всегда должен проделать
путь через всю систему с сопутствующими этому
гидравлическими потерями по длине всего канала, а теплообмен
происходит только в довольно узкой переходной зоне, можно
рассматривать как недостаток этой системы.
2.4.2. Твердая аккумулирующая среда
Некоторые теплофизические свойства твердых
аккумулирующих сред представлены в табл. 2.2. Объемные
теплоемкости их, как правило, высоки, так же как и возможности
изменения температур (которые едва ли используются
полностью). Из таблицы видно, что чугун имеет наибольшую
теплоемкость среди металлов. Среди неметаллов клинкер
(огнеупорная глина) имеет удовлетворительную
теплоемкость, но низкую теплопроводность. Высокую теплоемкость
имеют также окислы алюминия (А1203) и магния (MgO).
Однако в отношении теплопроводности и стоимости окись
магния предпочтительнее, поэтому она считается хорошей
твердой теплоаккумулирующей средой. Другой подходящей
теплоаккумулирующей средой является феолит — спеченный
в форме кирпича порошок окиси железя [2.14, 2.15].

58 Глава 2
Таблица 2.2. Теплофизические характеристики твердых аккумулирующих
сред
Среда
а) Металлы
[2.16]

Низколегированная сталь
Чугун
Медь
Алюминий
б) Неметаллы
Клинкер
(огнеупорная
глина)
А1203 (90%)
MgO (90%)
Феолит
Скальные
породы
Темпера
тура
плавле-
ния *
°С
1510
1150—1300
1083
660
1700 3)
1700 3)
Плотность ')
р, кг/м'
7850
7200
8960
2700
2100-2600
3000
3000
1300-2600
Удельная

теплоемкость с,
кДжДкг-К)
0,46
0,54 2)
0,39
0,92
1.0
1,0
1,0
0,8-0,9
Объемная
теплоемкость рс
кДж/(мэ-К)
3615
3920 2)
3190
2490
2350
3000
3000
3700
1600-2300
кВт-ч/
(м'-К)
1,00
1,09
0,97
0,69
0,65
0,83
0,83
1,03
0,44-0,64


проводность
Вт/(м-К)
50
42 2)
395
200
1,0-1,5
2,5
4,5-6
5
1,5-5,0
') При комнатной температуре.
2) Среднее значение между 20 и 300°С (зависит от температуры и состава) по Знмпель-
кампу.
) Тугоплавкость под нагрузчой.
Сравнивая теплоемкость твердых и жидких
аккумулирующих сред, необходимо учитывать объем пустот в твердых
телах и объем каналов для теплоносителя, с одной стороны,
и теплоемкость теплоносителя, находящегося в сосуде,—
с другой. Другими словами, эффективная теплоемкость в
случае твердой аккумулирующей среды есть
средневзвешенная теплоемкость твердого тела и теплоносителя.
Число, форма и размер каналов могут определяться
природой твердого тела (например, в случае чугуна возможны
более извилистые и узкие каналы, чем у огнеупорных
материалов). Для гравийной засыпки этот неэффективный объем
учитывают, используя насыпную плотность вместо кажущейся
плотности камня. Насадки с произвольной засыпкой при
частых температурных циклах могут быть подвержены усадке,
а также радиальному расширению, которое может привести
к повреждению обшивки или сосуда.
2.5. Аккумулирование посредством использования
теплоты фазового перехода
Емкость теплового аккумулирования посредством
использования теплоты фазового перехода определяется изменением

Основные положения 59
не температуры, а агрегатного состояния аккумулирующей
среды при постоянной температуре.
При переходе из жидкого состояния в газообразное
аккумулируется наибольшее количество тепла. Однако объемная
теплоемкость паровой фазы довольно низка. Поэтому
аккумулирование на основе теплоты фазового перехода из
жидкого состояния в газообразное не нашло применения.
Под аккумулированием на основе теплоты фазового
перехода большей частью понимается аккумулирование теплоты
плавления, происходящего обычно с небольшими изменениями
объема. Иногда фазовый переход твердое тело — жидкость
совмещается с фазовым переходом твердое тело — твердое
тело при температуре несколько ниже точки плавления.
Часто в дополнение к теплоте фазового перехода
предлагается использовать теплоту нагрева (внутреннюю энергию)
жидкости и/или твердой фазы. Действительно, это
увеличивает емкость аккумулятора, но лишает возможности
использовать преимущества теплоснабжения при постоянной
температуре.
В отличие от всех обсужденных выше более или менее
современных систем аккумулирования системы, основанные
на использовании теплоты фазового перехода, до сих пор еще
находятся в стадии разработки. Их достоинствами являются
высокая тепловая емкость, постоянство температуры и низкое
давление. В процессе разработки и совершенствования таких
аккумуляторов предстоит решить проблемы теплообмена с
аккумулирующей средой, высокой стоимости
теплообменников, подходящих температурных уровней и обеспечения
контролируемой атмосферы.
2.5.1. Емкость аккумулятора
Аккумулятор на основе теплоты фазового перехода
относится к системам с постоянными давлением и массой.
Следовательно, в данном случае применимо уравнение (2.40).
Увеличение энтальпии системы твердое тело — жидкость от
Т\ < Гтв до Т2 > Тф описывается уравнением
ДА = сртв(Гф - 7\) + Дйф + срж (Т2 - Гф), (2.47)
где сртв — удельная теплоемкость твердой фазы (р — const),
Дйф — энтальпия фазового перехода (плавление при 7Ф =
= const), Срж — удельная теплоемкость жидкой фазы (р =
= const). Первый член уравнения (2.47) обозначает
изменение внутренней энергии твердой фазы, второй — теплоту
фазового перехода, третий — изменение внутренней энергии
жидкой фазы,

60 Глава 2
Эксергетическая емкость аккумулятора определяется
методом, аналогичным использованному в разд. 2.3.1:
Д£/так = ср тв (Гф — Т{ — Гокр In Тф/Т{) +
+ ААф(1— Гокр/Гф) + срж(Т2 - Гф - Гокр In TJTX). (2.48)
Важно уметь определить значение ДЛф. Для чистых
веществ существуют [2.17] приближенные соотношения:
— для органических веществ
ААф ~ 0,7ГФ, (2.49)
рААф«рО,7Гф, (2.50)
где АЛф имеет размерность кДж/кг, Гф( = 7Пл) —К, р — кг/м3
и рДЛф — кДж/м3;
— для неорганических веществ
ДАф = (24/Л1)Гф, (2.51)
рДЛф = (24р/М)Гф, (2.52)
где М — молекулярная масса, кмоль, и р — плотность, кг/м3.
Для большинства веществ величина p/Af составляет ~ 40.
Например, вода (лел) имеет емкость аккумулирования
тепла при плавлении около 335 кДж/кг [(24/18)273-=
= 364 кДж/кг в соответствии с приближенным
соотношением]. Это столько же, сколько в системе аккумулирования
на основе использования внутренней энергии горячей воды
с изменением температуры около 335/4,19 « 80 К.
При более высоких температурах емкость увеличивается.
В случае бинарных смесей (в особенности эвтектических) или
смесей с более чем двумя компонентами происходит
снижение температуры плавления без ощутимого снижения
энтальпии фазового перехода.
2.5.2. Аккумулирующая среда
Для аккумулирующей среды с использованием теплоты
фазового перехода важны следующие свойства:
1) низкая стоимость;
2) высокие энтальпия фазового перехода и плотность;
3) удобная из эксплуатационных условий температура
плавления;
4) высокая теплопроводность в твердой и жидкой фазах
(хорошие теплообменные свойства),
5) высокая теплоемкость в твердой и жидкой фазах (если
используется и изменение внутренней энергии);
6) отсутствие тенденции к расслоению, температурная
стабильность;

Таблица 2.3. Теплофизические характеристики вешеств, пригодных для аккумулирования теплоты фазового перехода
Среда/массовый состав
а) Чистые вещества
Н20
LiN03
NaOH
LiOH
Al
Li2C03
Na2B407
LiF
б) Бинарные смеси
48 NaCl/52 MgCl2
33 NaCl/67 CaCl2
35 Li2C03/65 K2CO3
88 Al/12 Si 1
67 LiF/33 MgF2
67 NaF/33 MgF2
в) Трехкомпонеитные смеси
24,5 NaCl/20,5 KC1/55 MgCl2
32 Li2C03/35 K2C03/33 Na2C03

Температура

плавления
L„, °C
пл
0
252
318
471
660
726
740
848
450
500
505
579
741 1
832
385—393
397
Плотность '),
кг/м3
ртв
917
2310
2130
1425
2560
2114
2300
—
2225*
2160*
2265*
2553
—
2690
—
2300
Рж
1000
1776
I 1780
1 1385
2370
1810
2630
—
1610
1900
1960
2445
_
2190
1800
2140
Теплота
фазового

перехода
ДЛф,
кДж/кг
335
530
160
1080
400
607
530
1050
431
282
345
515
900
618
410
277
Объемная
теплоемкость 2)
рДЛф
МДж/м3
307
941
285
1500
948
1100
1220
1800
694
536
676
1259
2000
1353
738
593
кВт-ч/м3
85
261
78
416
263
305
339
500
193
149
188
350
556
376
205
165
Удельная
1
теплоемкость,
кДж/(кг-К)
ств
2,1
2,025
2,01
3,3
0,92
—
1,75
—
0,92
0,84
1,34
1,49
—
1,42
—
1,68
сж
4,2
2,04
2,09
3,9
—
—
1,77
—
1,0
1,0
1,76
1,27
—
1,38
—
1,63

Теплопроводность
Чв«
Вт/(м-К)
2,2
1,35
0,92
1,3
200
1,45
— i
—
—
— ]
—
Высокая
—
4—12
1,0
—

Материал
сосуда
или
-обшив-
ки 3)
п
АС
нлс**
нлс**
—
АС
—
АС
АС 1
АС
АС
—
АС
АС
—
АС

Степень

токсичности 4)
0
—
2 ***
2
—
—
—
—
2
1
2
—
—
з ****
—
2

Источник
[2.18]
[2.18]
[2.21]
[2.19]
[2.20]
[2.18]
[2.18]
[2.18]
[2.21]
[2.20]
[2.18]
[2.231
[2.18]
I III I
') Вблизи точки плавления.
', р = тт[ртв, рж|.
а) П —пластик; НЛС —низколегированная сталь; АС — аустенитная сталь.
4) О —отсутствует; 1—небольшая; 2 — умеренная; 3 —высокая
* При комнатной температуре. ** Если используются подходящие ингибиторы коррозии. *** Реагирует с Н2<Э. **** При сильном нагреве
выделяются токсичные вещества.

62 Глава 2
7) отсутствие возможности переохлаждения при
затвердевании и перегрева при плавлении;
8) низкое термическое расширение и незначительное
изменение объема при плавлении;
9) слабая химическая активность (это позволяет
использовать недорогой материал для изготовления сосудов);
10) безопасность (отсутствие ядовитых паров, а также
опасных реакций с рабочей или теплообменной средой).
а) Чистые вещества. Часть (а) табл. 2.3 содержит
свойства чистых веществ, такие, как /ф, Д/ц, рДАф (где р
относится к жидкому или твердому состоянию), теплопроводность
и др. По удельным теплоемкостям жидкой и твердой фаз
можно судить о пригодности данной среды для
аккумулирования внутренней энергии. Теплопроводность среды
определяет теплообмен, особенно во время разрядки. Изменение
плотности и химическая активность (агрессивность)
определяют конструкцию и материал аккумулятора. В таблице даны
также примечания, касающиеся вопросов безопасности.
Из перечисленных в таблице веществ (вода/лед, соли и
металлы) фторид лития имеет наивысшую теплоту
плавления; он также имеет самую высокую стоимость. Почти такая
же теплота фазового перехода и подходящая температура
плавления гидроокиси лития позволяют использовать это
вещество для многих процессов. Однако стоимость ее также
высока. Все соли характеризуются низкой теплопроводностью
и большим объемным изменением в процессе плавления.
Металлы имеют высокую теплопроводность; некоторым из них
свойственна высокая плотность энергии.
в) Бинарные системы. При аккумулировании с
использованием теплоты фазового перехода бинарные системы могут
обладать некоторыми преимуществами, а именно:
— точка плавления может оказаться более подходящей;
— высокие плотности энергии могут быть достигнуты даже
при низких температурах плавления;
— дорогостоящие вещества с хорошими теплоаккумули-
рующими свойствами могут быть использованы в смеси с
дешевыми; при этом тепловая емкость остается почти
неизменной.
Бинарные системы при их использовании в
аккумуляторах должны плавиться и затвердевать аналогично
гомогенному чистому веществу. Это условие выполняется для двух
специальных составов смесей — эвтектического и дистектиче-
ского.
1. Эвтектический состав представлен самой нижней
точкой на диаграмме плавления. Уже при небольшом
отклонении состава смеси от эвтектического обычно наблюдается
сильное повышение температуры плавления,

Основные положения 63
800
800
В 700
I
I
& 600
500
400
К 1
Г \ ь а 1 /
i у/ у \
100
\—
80
60
40 20
И 1 1 н
0
-А
О 20 40 60 80 100
' ► % LizC03 Массовое содержание
Рис. 2.11. Фазовая диаграмма системы U2CO3—К2СО3 [2.18].
а — дистектическая точка, Ъ, с — эвтектические точки.
2. Дистектический состав представляет собой смесь со
стехиометрическим составом, который создает смешанную
фазу (химическое соединение). Поэтому смесь такого состава
ведет себя почти как чистое вещество. На диаграмме
плавления такая смесь бывает представлена промежуточным
максимумом. Дистектическая точка для смеси Ы2СОз—КгС03 в
мольном соотношении 1:1 (или 35% Li2C03/65 % К2СО3 по
массе) показана на рис. 2.11. Этот состав имеет эвтектики
с К2С03 (28/72 по массе) и с LiC03 (47/53 по массе) [2.18].
Если смесь не отвечает условиям эвтектики или дистек-
тики (или если дистектическая смесь метастабильна), то
процесс плавления становится неконгруэнтным, т. е. твердая
фаза распадается на жидкость и другую твердую фазу.
Различные составы образующихся и исчезающих фаз и,
следовательно, различные плотности жидкости и твердой фазы
могут приводить к расслаиванию. Типичным примером этого
крайне нежелательного эффекта может служить глауберова
соль (Na2S04- 10Н2О), которая была предложена для
низкотемпературного аккумулирования солнечного тепла в целях
обогрева помещений с учетом ее низкой стоимости,
подходящей температуры плавления, равной 34°С, и высокой теплоты
плавления [2.22].
Свойства некоторых эвтектических и дистектических
смесей приведены в части (б) табл. 2.3. Хлориды недороги, но

64 Глава 2
подвержены сильному изменению объема; напротив, смеси
карбонатов характеризуются малым изменением объема, но
они более дороги.
в) Тройные смеси. Эвтектические смеси могут состоять из
трех и более компонентов. В части (в) табл. 2.3 перечислены
смеси хлоридов и карбонатов, имеющие такие же хорошие
термические свойства, как и двойные смеси, но
отличающиеся более низкой температурой плавления при меньшей
стоимости.
2.5.3. Оборудование для зарядки и разрядки
Как уже упоминалось выше, при аккумулировании с
использованием теплоты фазового перехода передать тепло
аккумулирующей среде во время зарядки и отвести от нее
тепло при разрядке не так просто, как в системах, где
теплота поглощается при нагреве теплоносителя. Причин этому
несколько: конвекция в твердом состоянии отсутствует,
теплопроводность обычно низка, а объем изменяется. Имеется ряд
предложений, направленных на преодоление этих
затруднений.
1. Размещение аккумулирующей среды в капсулы
(например, в трубы, непосредственно контактирующие с
теплоносителем пар/вода). Рис. 2.12 иллюстрирует эту идею; сосуд
давления теплоаккумулирующей системы представляет собой
предварительно напряженную конструкцию из чугуна [2.24].
2. Размещение аккумулирующей среды в индивидуальных
капсулах небольших размеров, которые укладываются в
общий контейнер при давлении , близком к атмосферному. Для
организации подвода тепла к зарядно-разрядному
теплообменнику и отвода тепла от него за счет
испарения/конденсации применяется аналогично тепловой трубе отдельный
теплоноситель. Эту идею аккумулятора-котла иллюстрирует
рис. 2.13. В качестве аккумулирующей среды предложена
эвтектическая смесь солей; сосуд-контейнер заполнен т-три-
фенилом (точка кипения 365 °С) и аккумулирующими
элементами; жидкий теплоноситель и теплообменник зарядки
находятся в нижней части сосуда. Распылительные сопла
помещены в верхней части; над ними расположен теплообменник
разрядки [2.23].
3. Аккумулирующая среда находится со стороны кожуха
теплообменника разрядки, используются многорядные
вращающиеся или перемещающиеся скребки или большие
вращающиеся трубы с закрепленными на них скребками.
4. Аккумулирующая среда помещена со стороны кожуха
оребренных [2.25] или неоребренных плотно упакованных
труб.

Пробка
0,0127м
'0,ООПм
Райка
Алана (забисит от
диаметра сосуда)
ф 0,076 м
Рис. 2.12. Предварительно напряженная конструкция чугунного сосуда для аккумулятора с горячим теплоносителем fa) и
цилиндрическая капсула для такого сосуда (б) [2.24].
/ — чугунные кольца; 2—продольные, предварительно напряженные струны; 3 — вход/выход пара; 4 — предварительно напряженные
бандажи; 5 — пространство, заполненное газом; 6 — внутренний сосуд; 7 — обшивка; 8 — слой извести; 9 — волокнистая изоляция; 10 — тепло-
аккумулирующие капсулы; И—зона распределения потока; 12 — вход/выход воды; 13— базовая изоляция; 14 — полость в затвердевшей
соли; 15 — полость в расплаве; 16 — расплавленная соль; П — затвердевшая соль.

66 Глава 2
Насос
ш///'///М'77///м//фш
Жидкий теплоноситель
{испаряется при зарядке)
Рис. 2.13. Аккумулятор-котел [2.15,
2 33].
5. Механически создаваемая (например, ультразвуком)
вибрация неполностью затвердевшей аккумулирующей среды.
6. Эластичные трубы теплообменника разрядки,
деформирующиеся под действием пульсаций давления.
7. Теплообмен через жидкий металл, находящийся в
непосредственном контакте с аккумулирующей средой.
Все эти предложения по решению задачи интенсификации
теплообмена в системах аккумулирования на основе теплоты
фазового перехода в настоящее время находятся еще в
стадии разработки или испытаний.
2.6. Аккумулирование посредством сжатого газа
В отличие от систем аккумулирования с паровой
подушкой в системах с использованием сжатого газа в качестве
аккумулирующей среды используется газ (т. е. однофазная
среда). Здесь нет разделения фаз; отводимый при разрядке
газ имеет то же состояние, что и газ, остающийся в системе
аккумулирования. Аккумулятор состоит из сосуда под
давлением с теплоизоляцией или чаще без нее. Если используется
влажный газ, то может возникнуть необходимость в системе
отвода воды.
Диапазон промышленного применения таких устройств
очень широк. Он простирается от стальных сосудов объемом
в несколько кубических метров на выходе компрессорных
установок (для выравнивания давления в линиях снабжения
или для обеспечения возможности включения и выключения
компрессора) до подземных систем аккумулирования сжатого
воздуха объемом более 100 000 м3 для покрытия пиковых
нагрузок посредством газовых турбин.
Анализ начинается с уравнения (2.4). Так как <iraBx = 0
и Как = 0, это уравнение записывается в виде
dQ — (и + ру)вых dmBbIX = dumaK + udmaK. (2.53)

Основные положения 67
Но поскольку ивих = иак = и (2.54)
И Рак1/ак = ^ак, (2-55)
уравнение (2.53) приводится к виду
dQ/VaK + (pv) фак = рак du. (2.56)
Считая аккумулирующую среду идеальным газом, получим
pv = p/p = (cp-cv)T, (2.57)
du = cv dT, (2.58)
* = cp/cV9 (2.59)
dQ/VaK + (cp - cv) T d9aK = cv9aK dT. (2.60)
Для адиабатического случая (dQ = 0) уравнение (2.60)
может быть записано в виде
(p/PoV = Т/Т0, (2.61)
где индекс «0» относится к начальным условиям. Используя
уравнение (2.57), можно исключить Т и получить уравнение
разрядки
(р/Ро)=(р/Ро)1/Ч. (2.62)
В соответствии с уравнением (2.61) температура разрядки
определяется соотношением
(Г/Г0)=(р/роГ"1/Х. (2.63)
На рис. 2.14 показана удельная емкость аккумулирования
системы со сжатым воздухом (воздух рассматривался как
идеальный двухатомный газ с х=1,4). Все величины на
диаграмме отнесены к их значениям при начальных условиях.
При записи уравнения (2.57) в форме
lgp = lgp-lgr (2.64)
температура может быть определена зависимостью р и рв
логарифмических координатах. Она представлена на рисунке
наклонной линией под углом 45°. При пользовании
диаграммой сначала выбирают отношение конечного давления к
начальному
е = р/Ро< 1. (2.65)
После нахождения р/р0 из диаграммы по известной
начальной плотности ро вычисляется количество газа (воздуха),
отдаваемое при разрядке, на 1 м3 объема аккумулятора:
Рвых = Ро — Р = Ро (1 - Р/Ро). (2.66)

68 Глава 2
р
г
р
р
р
U
г-
р
г v'
L7x
Hi 1
111
! \sjN
^ХуУ/У/7
V/УЖ^
//ууъ
w
1 i 1 I 1 i 1il .LI 1 1
Лиг \
\
А
_,. 1 I i_l Mil I.LUJ
Hft*
Ао,г
o,f%
-\ 0,05
0,02
0,01
0,003
0,005 0,01
0,02
0,05 0,1
0,2
0,5
+ Р/Ро
Рис. 2.14. Емкость аккумулятора системы аккумулирования посредством
сжатого воздуха.
Пример для №=5; начало разрядки рн=10,0 МПа, *н=25 вС = 298 К, рн=*11,8 кг/м3;
конец разрядки pR = 1,5 МПа, р/р0 = 15/100=0,15, р/р0=0,16. Г/Г^О.Эб, рк=0,16-118=»
= 18,9 кг/м3; масса разрядки 118 —18.9=^99,1 кг/м3, Гк=0,95.298=283 К, *к=283-273-10° С.
Приближенные изотермические условия разрядки могут быть
достигнуты либо путем очень малой скорости разрядки в
условиях теплообмена с окружающей средой, либо с помощью
отдельной аккумулирующей системы, основанной на
использовании теплоты фазового перехода. Располагаемое
количество аккумулированного тепла следует из уравнения (2.60)
для dT = 0:
rfQr=const/KaK =-(cp-cv)TrfpaK = -(x - 1)cvTrfpaK. (2.67)
Уравнение разрядки получается из уравнения (2.56) при
7 = const:
P/Po = P/Pq.
(2.68)

Основные положения 69
Сравнение с уравнением (2.62) указывает на увеличение
емкости аккумулирования при изотермической разрядке
относительно адиабатной.
В большинстве случаев реальный процесс разрядки
находится между адиабатным и изотермическим. Определенное
количество тепла будет подведено, например, вследствие
теплоемкости самого сосуда, но этого недостаточно, чтобы
избежать некоторого снижения температуры. В таких случаях
емкость следует определять аналогично случаю
аккумулирования (2.53). Если не учитывать временное запаздывание
изменения температуры стенки, то количество подведенного
тепла определится выражением
bQ = mC7cCT(Ta-TK\ (2.69)
где Шст — масса стенок сосуда, сСт — удельная теплоемкость
стенок сосуда, Тн, Тк — начальная и конечная температуры.
С учетом уравнений (2.8) и (2.10) уравнение
аккумулирования для случая идеального газа приобретает вид
&pcv [>сГср - Тк] = pHcv (Гн - Тк) - AQ/V. (2.70)
Учитывая, что Гср = {ТН -f- Тк)/2, из уравнений (2.69) и (2.70)
получаем окончательно
^PH-(W2)-1(7lK472)rK/rH)(1+TgS-)- <2-71*)
Для случая аккумулирования воздуха (х = 1,4) получаем
др/ри=(ат^^)(1 +тЙг)- <2-71б>
Выражение W = {тСтССт/УрнСу) представляет собой
отношение теплоемкости стенок сосуда и начального количества
газа при постоянном объеме. Для небольших сосудов и
воздуха при высоком давлении W = Ъ. На рис. 2.14 показаны
линии, представляющие различные значения W\ чем выше Wt
тем ближе процесс разрядки к изотермическому.
Если имеются дополнительные аккумулирующие системы
(например, твердотельные или с аккумулированием
посредством использования теплоты фазового перехода), то W
может возрастать и до более высоких значений. Таким образом,
не только возрастает емкость аккумулятора, но и уменьшается
снижение температуры при разрядке, что может стать
преимуществом процесса и исключить чрезмерные термические
напряжения.
На рис. 2.15 показана плотность запасаемой эксергии
сжатого воздуха для случая, когда начальная температура акку-
мулирозанпя и температура разрядки равны температуре
окружающей среды, а расширение внутри резервуара акку-

70 Глава 2
10
J
1 к
0,3
0,1
v,v 0,1 0,3 1 3 10 30
МПа
Рис. 2.15. Плотность запасаемой эксергии сжатого воздуха.
мулятора, как и в двигателе, изотермическое. Следует
отметить, что плотность запасаемой эксергии не зависит от
температуры окружающей среды: повышение температуры
окружающей среды приведет не только к снижению плотности
воздуха в аккумуляторе, но и к повышению энтальпии
запасенного воздуха. Таким образом, эти два эффекта взаимно
уравновесятся. Плотность запасаемой эксергии возрастает в
зависимости от давления аккумулирования быстрее, чем по
линейному закону. Поэтому для аккумулирования с
использованием сжатого воздуха были предложены высокие
давления (более 50 МПа).
Системы на сжатом воздухе не применяются для
аккумулирования тепла, поскольку их тепловая емкость
аккумулирования пренебрежимо мала. Чаще всего они используются
для аккумулирования энергии в газотурбинных
энергетических установках. В этом случае котел-утилизатор или
теплообменник помещается между аккумулятором и газовой
турбиной. Из соображений повышения емкости аккумулятора более
предпочтительна низкая температура аккумулирования.
2.7. Другие системы теплового
аккумулирования энергии
Кроме изменения температуры и/или агрегатного
состояния для теплового аккумулирования может быть также ис-
цользовано изменение энергии связи между молекулами двух
W0
до
10
i«
/
/73
—
-3<?
~
г /
. .. L-U.l...l/l,.IJU.
.....L.I-U—L.I III!
71
/
i..i t 1

Основные положения 71
или большего числа аккумулирующих сред при условии, что
реакция обратима.
Высокие плотности аккумулирования энергии могут быть
достигнуты, если компоненты реакции могут храниться в
жидком состоянии. В таких системах можно практически
полиостью избежать разрядки вследствие паразитных тепловых
потерь, связанных с несовершенством тепловой изоляции,
путем разделения и раздельного хранения двух или более сред,
которые образуются при зарядке. Это относится к системам
аккумулирования, основанным на использовании как
внутренней энергии, так и теплоты фазового перехода. Поэтому такие
системы особенно хороши для длительного хранения.
В зависимости от вида связи различают два типа таких
аккумуляторов: сорбционные и термохимические.
2.7.1. Сорбционное аккумулирование тепла
Можно представить себе системы, основанные на реакции
вида
АВ (твердое тело или жидкость) + AQ ц=± А (твердое тело или
жидкость) + В (газ).
Вещество А может быть химическим элементом,
компонентом смеси или смесью [2.26]. Теплота реакции (при
атмосферном давлении) может быть приближенно определена по
формуле
ДЛС = (125 ... 150)ГС/МВ, (2.72)
где ААс — теплота сорбции (кДж/кг), Тс — температура
сорбции (К), Мв — молекулярная масса вещества В (кмоль/кг).
Следовательно, теплота сорбции больше теплоты
плавления или испарения. Однако масса вещества А также должна
учитываться.
На рис. 2.16 показаны основные типы систем сорбцион-
ного аккумулирования тепла. По схеме рис. 2.16, а к сорбенту
(например, СаС12) подводится тепло; десорбированное
вещество (NH3) направляется в газовый сосуд, работающий при
постоянном или скользящем давлении. Охлаждение газа
увеличивает емкость аккумулирования. Плотность
аккумулирования энергии здесь низкая.
Если газ может быть сконденсирован при температуре
окружающей среды (или близкой к ней), то возможна схема
рис. 2.16,6; в этом случае требуется аккумулятор
относительно небольшого объема. Теплота конденсации при этом
отводится в окружающую среду (например, с помощью
градирни). На стадии разрядки жидкость опять испаряется
подводом тепла из окружающей среды. Некоторые энергетические
потери неизбежны.

72 Глава 2
Рис. 2.16. Типы сорбционных аккумуляторов тепла.
в—аккумулирование с использованием сжатого газа, б — аккумулирование с
использованием конденсата; в — ресорбционный цикл; г — аккумулирование с котлом
и паровой турбиной.
/ — сосуд абсорбера; 2 — абсорбционная среда; 3 — теплообменная поверхность раз-
рядно-зарядного теплообменника; 4— паровая линия (4а — дроссельный клапан;
4б — компрессор); 5—аккумулятор со сжатым газом, 6 — конденсатор; 7 —
испаритель; 8 — источник тепла с низкой эксергией; 9 — сосуд конденсата, 10 — сосуд
ресорбера; // — ресорбционная среда; 12 — питательный насос; 13 — котел; 14 —
паровая турбина; 15 — линия отработавшего пара.
Такое аккумулирующее устройство аналогично
абсорбционному рефрижератору периодического действия, в котором
абсорбирующая среда 2 подвергается попеременному нагреву
и охлаждению. На режиме нагрева тепло отводится в
конденсаторе 6\ на режиме охлаждения давление в системе
падает и начинается кипение конденсата в испарителе 7, где
и производится холод. Следует отметить, что непрерывно
работающие абсорбционные рефрижераторы, холодильники или
тепловые насосы не обладают по своей природе
аккумулирующими свойствами. Если требуется тепловое
аккумулирование, то в схему необходимо ввести сосуды для крепкого и
слабого растворов.
На схеме рис. 2.16, в аккумулятор жидкости заменен сорб-
ционным аккумулятором, содержащим другую абсорбирую-

Основные положения 73
щую среду, способную абсорбировать и десорбировать газ
при температуре окружающей среды (принцип ресорбции).
На рис. 2.16,2 показано интересное сочетание сорбцион-
ного аккумулятора и теплового двигателя. Когда разрядный
вентиль открыт, пар течет от парогенератора через паровой
двигатель к сорбционному аккумулятору; тепло
высвобождается и подводится к парогенератору, благодаря чему
поддерживается парообразование. Зарядка может
осуществляться паровым компрессором в соответствии с принципом работы
компрессионного теплового насоса. Зарядка может быть
осуществлена и по принципу абсорбционного теплового насоса —
нагревом сорбента от высокотемпературного источника тепла
и отводом десорбированного, а затем и конденсированного
газа к парогенератору. Аналогичная система, с NaOH в
качестве абсорбента и Н20 в качестве рабочего тела, была
использована в локомотиве Хонигмана (разд. 1.4 и 8.3.2).
В табл. 2.4 приведены теплофизические свойства и
плотности запасенной энергии некоторых веществ, пригодных для
сорбционного аккумулирования тепла. Хотя пара СаС12-
•8NH3/4NH3 имеет вполне подходящую теплоту сорбции,
плотность энергии в этом случае низка из-за низкой
плотности абсорбирующей соли.
Плотности запасаемой энергии указаны для двух
случаев: а) аккумулирования десорбированного вещества в
газообразном состоянии (рис. 2.16, а); б) аккумулирования
десорбированного вещества в жидком состоянии (рис. 2.16,6).
Плотности запасаемой энергии для случая (а) довольно
низки даже при высоких давлениях. Для случая (б)
плотности запасаемой энергии выше, но также выше и потери при
зарядке и разрядке.
Абсорбирующий материал должен находиться в
гранулированном состоянии для улучшения аккумулирования и
ускорения реакции. Однако теплопроводность такого насыпного
материала все же ниже, чем у солей. Поэтому будет еще сложнее
решить проблемы теплообмена во время зарядки и разрядки.
Другая возможность состоит в использовании карбонатов,
таких, как MgC03, выделяющих при нагревании углекислый
газ. Можно использовать также гидриды металлов. В этом
случае теплота сорбции высока, но низка плотность
запасаемой энергии при поглощении водорода в газообразном
состоянии. Ожижение представляет трудности. Однако в
соответствии со схемой рис. 2.16, в гидрид другого металла
(например, система Fe — Ti) при температуре окружающей среды
может поглощать водород, выделившийся во время зарядки.
Гидриды металлов были также предложены для
аккумулирования водорода в качестве топлива двигателей внутреннего
сгорания и топливных элементов, в частности автомобильных

74 Глава 2
Таблица 2.4. Теплофизические характеристики сред» пригодных для термо
Реакция
Тип ')
С
с
р
с
р
к
к
р
Уравнение
СаС12-8Ш3(тв.) +
-f 745 кДж/кг =
= CaCl2.4NH3(TB.)+
+ 4NH3 (г.)
MgC03 (тв.) +
+ 1200 кДж/кг =
=MgO(TB.) + C02(r.)
Са(ОН)2 (тв.) +
+ 1415 кДж/кг =
= СаО (тв.) + Н20 (г.)
S03 (г.) +
+ 1235 кДж/кг=*
= S02(r.) + V202(r.)
СН4 (г.) + Н20 (г.) +
+ 6053 кДж/кг =
= С02 (г.) + ЗН2 (г.)
NH4HS04 (ж.) +
+ 2011 кДж/кг =
= NH3 (ж) +
+Н20(ж.) + 503(ж.)
Акку
Условия реакции
Давление,
МП а
0,1
1
3
0,1
0,1
0,1
0,1

Температура, °С
47—32
90
100
427-327
572-402
520-960
480—1195
927—427
Продукты
CaCl2.8NH3
NH3
NH3
MgC03
co2
Ca(OH)2
H20
so3
S02
o2
CH4
H20
co2
H2
NH4HS04
Фазовое
состояние
Твердое
Жидкое

Газообразное
Твердое
Жидкое
Твердое
Жидкое

Газообразное
То же
Жидкое

Газообразное
»
Жидкое
С —сорбционная; Р —разложение; К —каталитическая. *) Аккумулирование NH3 в жидком
[2.33]. Были также предложены системы с цеолитами, в
которых десорбируется водяной пар [2.26].
Были построены прототипы таких систем (локомотив Хо-
нигмана, автомобиль Ишики). Другие разработки находятся
еще на стадии выбора рабочих пар и изучения кинетики
реакций.
2.7.2. Термохимическое аккумулирование
Термохимическое аккумулирование тепла основано на
использовании энергии связей обратимых химических реакций

Основные положения 75
химического аккумулирования
мулятор

Давление,
МПа
0,1
1,0
1.6
0,1
7,4
0,1
0,1
0,1 1
0,63
10,0
10,0
0,1
10,0
10,0

Температура
°С
20
20
90
20
31
20
20
45 1
40
20
20
20
20
20

Плотность,
кг/м3
550 (об.)
600
5,7
1500***
465
1115***
1000
1900 1
1320
130
67
1000
117
8
Масса
до и после
разрядки,
кг/кг
1-0,725
0—0,275
0-0,275
1-0,48
0-0,52
1-0,757
0-243
1-0
0-0,8
0-0,2 !
0,47—0
0,53—0
0-0,82
0-0,18
1-0
«Необходимый
объем,
м3/кг
0,0018
0,0005 *
0,0482 **
0,0023 *
0,0501 **
0,0007
0,0011
0,0018
0,0009
0,0002
0,0011
0,0005
0,0006
0,0015
0,0027
0,0070
0,0005
0,0070
0,0225
0,0371
Объемная плотность
запасаемой энергии
МДж/м3
327
15
672
1241
462
163
3071
kBt«4/mj
91*
4 **
187
345
128
45
858

Источник
[2.261
[2.26]
[2.27]
[2.28]
[2.30]
[2.31]
[2.32]
[2.29]
состоянии. **) Аккумулирование NH3 в газообразном состоянии. ***) Объем пустот 50 %.
(иногда определение термохимического аккумулирования
включает также аккумулирование теплоты сорбции). Реакция
может проходить в присутствии катализатора или без него.
Продукты реакции должны быть разделены и храниться порознь.
В табл. 2.4 приведены некоторые реакции, предложенные
для термохимического аккумулирования. Реакции зарядки
протекают слева направо. Теплота реакции отнесена к 1 кг
общей массы реагентов. Температура реакции представляет
собой так называемую «обратимую температуру»,
соответствующую случаю, когда коэффициент реакции равен единице. Про-

76 Глава 2
дукты реакции газообразные. Если хотя бы один из продуктов
реакции хранится в жидком состоянии, то плотность
запасенной энергии может быть увеличена. Однако во время
конденсации (зарядки) высвобождается теплота испарения,
которая обычно не используется и снижает эффективность
аккумулирования.
Для перспективных солнечных электростанций с газовыми
турбинами [2.30] было предложено использование
диссоциации S03. Плотность запасаемой энергии в этом случае вполне
приемлема, несмотря на высокие давления хранения
кислорода. Характеристики дополнительно повышаются, если SO2,
получаемый во время операции зарядки, закачивается в
опорожненный сосуд для хранения S03 (аналогично рис. 2.9,6).
Однако проблемы, связанные со сроком службы катализатора
и конструкционных материалов, ждут своего решения.
Для аккумулирования и передачи тепла будущих
высокотемпературных реакторов, охлаждаемых гелием, была
предложена реакция между метаном и водяным паром [2.32]. Эта
реакция не очень перспективна, если иметь в виду лишь цели
аккумулирования тепла, потому что продукты реакции
газообразны, вследствие чего плотность запасаемой энергии низка.
Диссоциация NH4HS04 обеспечивает очень высокую
плотность запасаемой энергии, так как все продукты могут
храниться в жидком состоянии. Эта соль имеет низкую точку
плавления (144°С); она сравнительно недорога, а продукты
реакции NH3, S03 и Н20 легко разделяются, конденсируются,
хранятся и испаряются. Хотя эта схема термохимического
аккумулирования представляет интерес, ее разработка еще не
завершена.
2.8. Сравнение характеристик
энергетической емкости
различных аккумуляторов
2.8.1. Плотность запасаемой энергии
На рис. 2.17 показаны плотности запасаемой энергии
различных систем теплового аккумулирования. В расчетах
принимались относительные величины мертвых объемов: 12,5 % —
для аккумулирования посредством жидкой среды; 25 % —
для твердотельного аккумулирования с металлической
насадкой; 37,5%—для твердотельного аккумулирования с
неметаллической насадкой и для аккумулирования посредством
среды с фазовым переходом.
а) Системы низкого давления. Системы аккумулирования
с низкими (ниже атмосферного) давлениями насыщения
показаны на левой диаграмме рис. 2.17. Такое рабочее тело мо-

Основные положения 77
№0
СН^О л
' ' I I МММ ,1/1111111
кВт-чЫ*
•Л'ЗОО
1
Q *Q Z00 400 6001000
¥
V
та
ЩО 20р
100
ю
II
30 |
Рис. 2.17. Плотности запасаемой энергии для различных аккумулирующих
сред.
/ — чугун; 2 —чугун с термостойким маслом; 3 — термостойкие масла; 4 —
расплавы солей; О — использование теплоты фазового перехода.
жет находиться и не под избыточным давлением. Плотность
энергии, относящаяся к разрядке от верхней до температуры
окружающей среды, представлена в зависимости от верхней
температуры. Термостойкие масла могут быть использованы
при температурах до 350°С, а расплавы солей — и при более
высокой температуре.
Аккумулирование на основе теплоты фазового перехода
позволяет обеспечить более высокую плотность запасаемой
энергии, чем аккумулирование с использованием внутренней
энергии (даже при учете только теплоты плавления, без
внутренней энергии). Некоторые рабочие вещества дают даже
более высокие плотности запасаемой энергии, чем показанные
огибающими кривыми на рис. 2.17 (например, соли лития или
эвтектические фторсодержащие смеси).
Из твердых аккумулирующих сред наибольшую плотность
запасаемой энергии дает чугун (опять-таки плотность
запасаемой энергии отнесена к разности энтальпий при верхней
температуре и температуре окружающей среды).
б) Системы, находящиеся под давлением. Справа на
рис. 2.17 показана плотность запасаемой энергии для среды
с давлением насыщения выше атмосферного в зависимости
от давления аккумулирования. Разница между
аккумулированием горячей воды и аккумулированием пара со
скользящим давлением несущественна. Наклоны кривых здесь велики

78 Глава 2
ZOOO
200 400600 WOO
ma
що гор
Рис. 2.18 Плотности запасаемой эксергии для различных
аккумулирующих сред.
/ — чугун; 2 — термостойкие масла; 3 — расплавы солей; О—использование теплоты
фазового перехода.
Для такого типа теплового аккумулирования использование
высоких давлений не имеет особого смысла.
Для сорбционного аккумулирования тепла необходим по
крайней мере один сосуд давления; для термохимического
аккумулирования требуется несколько таких сосудов при
различных давлениях, если компоненты реакции хранятся в
жидком состоянии. Диаграмма построена на основе среднего
давления рср(1>рУ)/1>У.
2.8.2. Плотность запасаемой эксергии
Плотность эксергии для систем, показанных на рис. 2.17,
представлена на рис. 2.18 в зависимости от давления.
Температура окружающей среды была принята равной 10°С
(283 К); эта температура соответствует средней годовой
температуре в Центральной Европе.
Системы аккумулирования на основе теплоты фазового
перехода дают относительный выигрыш, так как постоянство их
температуры разрядки обеспечивает большую эффективность,
чем понижающаяся температура систем аккумулирования

Основные положения 79
с нагретым теплоносителем. Тем не менее чугунные
аккумуляторы обеспечивают самую высокую (после вышеупомянутых
солей) плотность запасаемой эксергии при температурах
выше примерно 350 °С. Расплавы солей также имеют
улучшенные характеристики в отношении плотности запасаемой
энтальпии, так как они могут быть охлаждены только до
точки затвердевания, что определяет соответственно высокую
эксергетическую эффективность.
Наклон линии горячей воды опять-таки постепенно
уменьшается, но она круче, чем на рис. 2.17, так что есть
определенный смысл в использовании высоких давлений (например,
до 5,0 или 7,0 МПа). Линия для сжатого воздуха лежит на
графике много ниже линии горячей воды.
2.9. КПД теплового аккумулирования
Плотности запасаемой энергии и эксергии, рассмотренные
в предыдущем разделе, представляют собой теоретические
верхние пределы. На практике будут наблюдаться потери
хранения (вследствие рассеяния тепла и смешения), а также
потери в процессе зарядки и разрядки (вследствие
теплопередачи, дросселирования и смешения). От этих потерь зависит
КПД аккумулятора £ак, который определяется как отношение
эксергии разрядки к эксергии зарядки, которая требуется для
восстановления начальных условий при заряженном
состоянии. В специальных случаях (например, если тепло
аккумулируется не с целью производства энергии) КПД может быть
определен как отношение приращений энтальпий (энергий).
Тогда он называется калорическим КПД vaK.
2.9.1. Потери хранения
Потери хранения возникают в процессе саморазряда. Если
они имеют место в установке (например, в трубах), то обычно
считаются пусковыми потерями установки. Потери хранения
различны для аккумулирования с использованием горячего
теплоносителя, теплоты фазового перехода и
термохимического аккумулирования.
а) Потери хранения при аккумулировании с
использованием горячего теплоносителя. Приращение энтальпии
аккумулятора при температуре Г, отнесенное к окружающей
температуре ГОКр, с массой так и удельной теплоемкостью (при
постоянном давлении) ср равно
AQ = maKcp(T-TOKp). (2.73)
Вследствие несовершенства изоляции существует тепловой
поток в окружающую среду
Q = dQ/dz = -kA(T- Гокр), (2.74)

SO Глава 2
Рис. 2.19. Зависимость эксергетического и калорического КПД от
безразмерного времени.
где k — коэффициент теплопередачи, А — площадь
поверхности, z— время.
Из уравнений (2.73) и (2.74) имеем
Т (г) - Гокр = [Т (z = 0) - Гокр] ехр (- zkА/такср). (2.75)
Температура аккумулирования постепенно уменьшается,
приближаясь в конечном счете к температуре окружающей
среды.
Калорический КПД хранения
vxp(z) = AQ(z)/AQ(z = 0) (2.76)
с учетом (2.75) приобретает вид
vxp (г) = ехр (— zkA/maKcp) = ехр ( — Z*). (2.77)
На рис. 2.19 представлена зависимость этого КПД от
безразмерного времени
Z* = zkA/maKcp. (2.78)
В эксергетическом КПД хранения (при расчете по теплу)
учитывается коэффициент Карно:
Ср (г) = JE{ziZl0) = №(Т ~ гокР)/Л/Л<Э[(Г - ГОКРУГ]2.0. (2.79)

Основные положения 81
Используя уравнения (2.75) и (2.77), получаем
£хР = i^wmi-expz*) ехР<- r>- (2-8°)
КПД зависит от отношения температур Т/Токр. Из рис. 2.19
и уравнения (2.80) очевидны два особых случая.
1. Высокотемпературное аккумулирование {Токр/Так « 0).
Для очень высокой верхней температуры Тв (самая верхняя
линия) зксергетический КПД практически равен
калорическому:
£xp = exp(-Z*) = vxp. (2.81)
2. Низкотемпературное аккумулирование (Токр/Так » 1).
Для верхней температуры, приближающейся к ТОКр (самая
нижняя линия), зксергетический КПД равен квадрату
калорического КПД:
£xp = exp(-2Z*) = v2p. (2.82)
Эксергетические потери при смешении горячей и холодной
порций аккумулирующей среды в сосуде с вытеснением
возникают всегда, независимо от внешних потерь тепла; их
следует рассмотреть отдельно (см. гл. 4).
в) Потери хранения при термохимическом
аккумулировании. Обратной реакции можно полностью избежать
раздельным хранением компонентов. Однако могут возникнуть
тепловые потери у компонентов, относящиеся к пусковым
потерям. Такие потери обычно незначительны.
2.9.2. Потери при зарядке и разрядке
Не считая некоторых тепловых потерь в трубах, потери
при зарядке и разрядке представляют собой чисто
эксергетические (т. е. не связаны с потерями энтальпии). К ним
относятся эксергетические потери в теплообменниках, потери
при дросселировании, а также вследствие смешения.
а) Эксергетические потери в теплообменниках.
Эксергетические потери в теплообменниках вызваны конечными
разностями температуры и (в значительно меньшей степени)
трением и смешением потоков различной температуры.
На рис. 2.20 показана диаграмма температура — энтальпия
с температурами первичной (источник тепла) и вторичной
(тепловая нагрузка) сторон. Если принять, что потери
энтальпии отсутствуют и теплоемкость постоянна, то эти две
температуры будут представлены на графике прямыми линиями.

82 Глава 2
Рис. 2.20. Диаграмма Т — Q для установки с одним теплообменником.
Помечая одним штрихом первичную и двумя штрихами
вторичную стороны, получим
Q = т"с" (С - 7-;ыж) = т'с' (Гт - Гх),
dQ = rii" с" dT" = т'с' dT'.
(2.83)
(2.84)
Используя уравнение (2.43) для эксергии тепла Е, потери
эксергии Е"— Е' и эксергетический КПД запишем в виде
£ = £'/£",
где £" = q[i-:
. 1п Сх/^вых
окр Tff __ T'f
1 вх 1 вых
]•
7' /ill Т 'вых/'вх I
. = Ц/ 1 1 окр , ^ ,
L * RhIY "* RX ~*
(2.85)
(2.86)
(2.87)
Используя понятие среднелогарифмической разности
температур (измеряемых в Кельвинах)
Д/18о(Г,, Т2)— {nTl/T2
(2.88)
получим окончательное выражение для эксергетического КПД:
£я* = (1
[ окр
^lgOV^Bbix» ^вх)
)/(\ /гГг„ Д (2.89)
который приближается к единице при Гвых « Г"х и Т'вх« Т"ЫХ9
что возможно только при противоточном теплообмене двух
сред с одинаковой теплоемкостью (с'т' = с"т") и
бесконечной площадью поверхности теплообмена,

Основные положения 83
8Х т
1
-и
г;
Рис. 2.21. Диаграмма T — Q для установки с двумя теплообменниками.
Принято, что изменение фазового состояния происходит в первичном потоке и
разность температур стремится к нулю на одном из концов каждого
теплообменника.
Если одна среда (например, первичная) меняет фазовое
состояние (7,вх = ^ых), Л->оо и, следовательно,Т'вт = Т"ых9 то
A/igotf,, Т2 = Т{) = Т{ (2.90)
1 - т 1т"
1 окр/ вых
и Ънх =
1-ГоКр/Д<18о(7'в,х' Сх)
(2.91)
Иногда для снижения этих потерь применяются
многоступенчатые теплообменники (рис. 2.21). В результате оптимизации
получаем промежуточную температуру, равную средней
геометрической от температур входа и выхода:
б) Эксергетические потери при дросселировании.
Дросселирование, проявляющееся в виде падения давления
вследствие трения, происходит при течении в трубах, вентилях и т. п.
Оно также используется для регулирования нагрузки и
мгновенного вскипания (см. гл. 3).
Удельная эксергия потока определяется [2.1,2.2]
уравнением
e = h- Л0КР ~ 7\жр(s - $окР) + с2/2 + gz. (2.93)
Пренебрегая кинетическим и гравитационным членами
уравнения и учитывая, что величина h остается во время
дросселирования постоянной, имеем
е2 - ех = — Гокр(52 — 5,). (2.94)
Для идеального газа
s2 — sx = ср In (Т2/Т{) — {ср — cv) In (р2/р{) (2.95)

84 Глава
Г,—*-
ПЁ
Q
'ОН
i Г I
Рис. 2.22. Потери эксергии вследствие смешения.
и, кроме того, Т2 = Т\. Таким образом, уравнения (2.94) и
(2.95) принимают вид
s2 — sx = — (ср — cv) In (р2/р,),
е2 — «, = — Гокр (ср — cj In (pi/p2).
(2.96)
(2.97)
в) Эксергетические потери вследствие смешения. Эксерге-
тические потери адиабатного изобарного смешения потоков
массы одинакового состава можно рассматривать в
приближении теплообмена с бесконечно малой разностью
температур на одном из концов теплообменника (рис. 2.22). Если
принять, что Т\ — верхняя входная температура, Т2 — нижняя
входная температура и Гсм — выходная (которая может быть
легко вычислена из энергетического баланса), то эксергети-
ческий КПД записывается следующим образом:
1-7,OKP/^lgo(7,cM> Т2)
£ l-WA'iBo(7i- Ч
(2.98)
г) Потери при зарядке и разрядке термохимического
аккумулятора. Вследствие конечной скорости реакции между
компонентами температура зарядки должна быть выше
температуры разрядки. Теплота реакции практически одинакова
при протекании реакции в обоих направлениях.
Следовательно, потери относятся к чисто эксергетическим и могут
рассматриваться аналогично потерям в теплообменнике.
Однако термохимическое аккумулирование позволяет
использовать интересный способ поддержания температуры
зарядки и разрядки на одинаковом уровне (например, путем
смещения равновесия в нужную сторону изменением
давления). Вместо потерь, связанных с температурой, будут
возникать потери, вызванные необходимой в этом случае рабо-

Основные положения 85
той насоса. Это может тем не менее значительно облегчить
увязку аккумулирующей установки с общей схемой системы.
2.9.3. Полные потери при аккумулировании
Полный КПД £ак аккумулятора, включая его зарядку и
разрядку, определяется тремя величинами КПД: зарядки £3,
хранения £хр (в соответствии с разд. 2.9.1) и разрядки £раз:
Ьак == ЬзЬхрЬраз» (2.УУ)
Потери при зарядке и разрядке обсуждались в разд. 2.9.2; и
те и другие могут включать потери энергии в теплообменнике,
при дросселировании и смешении.
Если рассматривается система аккумулирования в целом,
то возникают и другие виды потерь, с учетом которых может
быть определена общая эффективность аккумулирующей
установки; этот вопрос обсуждается в следующей главе.

3. Системы аккумулирования
Для выполнения своих функций аккумулирующая система
должна иметь помимо аккумулирующих сосудов и их
внутренних устройств также и внешнее оборудование.
При тепловом аккумулировании (как в тепловых
процессах промышленных установок, так и в районных
отопительных системах) для зарядки и разрядки могут понадобиться
насосы, теплообменники, испарители, клапаны, трубопроводы.
Для аккумулирования энергии может потребоваться даже
более обширный ассортимент оборудования, и, таким образом,
возникает то, что может быть названо «системой
аккумулирования». Такая система может быть включена в состав
энергетической установки; может быть применена и зарядная
система с отдельным преобразователем энергии, таким, как
парогенератор или компрессор. Для разрядки необходимы
турбина и генератор, а также теплоприемник. Нужна также
контрольно-измерительная аппаратура.
3.1. Системы аккумулирования
для энергетических установок
3.1.1. Классификация систем
Основные варианты систем аккумулирования для
энергетических установок показаны на рис. 3.1. По аналогии с
гидравлическими системами аккумулирования в основу
классификации положено деление на безнасосные и насосные
системы аккумулирования энергии.
Безнасосные системы аккумулирования получают энергию
для зарядки из теплового цикла энергетической установки.
В верхней части рис. 3.1 показаны четыре безнасосные
системы аккумулирования:
a) система аккумулирования энергии посредством сжатых
газов, в частности, для газотурбинных циклов;
b) система аккумулирования с регенеративным
подогревом питательной воды паровых циклов;
c) система аккумулирования тепла первичного цикла для
тепловых энергетических установок с раздельными теплооб-

Системы аккумулирования 87
'f-»b«-
-й
Ы ф
2Г
< Зарядка
(R)—#-
► Разрядка
Рис. 3.1. Основные варианты
систем теплового аккумулирования
для энергоустановок.
I _ безнасосные системы
аккумулирования; II —насосные системы
аккумулирования / — первичная энергия; 2 —
преобразование энергии, 3 —
механическая энергия; 4 — электрическая
энергия.
менным и рабочим циклами (аналогично тому, как это
делается в солнечных теплоэнергетических установках);
dt е) системы аккумулирования тепла в рабочем цикле
посредством аккумулирования насыщенного или перегретого
пара и высокотемпературного аккумулирования тепла в
газовых турбинах.
Дальнейшая классификация безнасосных систем
аккумулирования связана с выделением двух групп:
— включенные в энергоустановку системы
аккумулирования с установкой базисной нагрузки, которая способна
покрыть такую нагрузку без использования систем
аккумулирования, или с основной турбиной для базисной нагрузки и
отдельной пиковой турбиной, или с основной турбиной,
способной нести повышенную нагрузку, которая покрывает также и
пиковую нагрузку);
— безнасосные системы аккумулирования с отдельным
преобразователем энергии (парогенератором) и отдельным
двигателем (турбиной для пиковой нагрузки).
Кроме того, следует отличать аккумулирование с
постоянными параметрами, при котором аккумулирующая среда
отбирается из процесса и вводится в него из аккумулятора в од-

88 Глава 3
ной и той же точке цикла (так называемое «обратимое
аккумулирование»), от аккумулирования с переменными
параметрами, при котором ввод среды осуществляется в другой точке
(ниже по потоку), или со значительно более низкими
параметрами.
Насосные системы аккумулирования заряжаются с
помощью электрической или механической энергии. В нижней
части рис. 3.1 показаны насосные системы аккумулирования:
/) система пневматического аккумулирования с отдельным
аккумулятором теплоты сжатия или без него;
g, h) системы аккумулирования с использованием
процесса теплового насоса (например, с паровым компрессором),
с верхним (g) и нижним (Л) аккумуляторами; один из них,
например нижний, может быть заменен окружающей средой.
Насосные системы аккумулирования заряжаются обычно
от электрической сети и поэтому могут быть подключены в
любом месте сети. Таким образом, они могут и не входить
в состав энергетической установки. Были предложены также
входящие в состав энергоустановки насосные системы
аккумулирования, заряжаемые механической энергией от газовой
или паровой турбины.
Верхний аккумулятор обычно имеет параметры (давление,
температуру) выше параметров окружающей среды, тогда
как параметры нижнего примерно такие же, как и у
окружающей среды, которая, таким образом, может служить
нижним аккумулятором (системы аккумулирования с тепловым
источником). Насосные системы аккумулирования могут быть
спроектированы и так, что окружающая среда используется
в качестве верхнего аккумулятора, тогда как параметры
нижнего аккумулятора выбираются много ниже, чем у
окружающей среды (системы аккумулирования с низкотемпературным
теплоприемником). В этом случае тепло для процесса
отбирается из окружающей среды, а нижний
(низкотемпературный) аккумулятор отбирает отработанное тепло и
нагревается [3.1]. Как отмечалось в разд. 2.3.1, плотность запасаемой
эксергии таких систем с «отрицательной эксергией» может
быть весьма высока (в пределе бесконечна при О К).
Рассмотренная выше классификация важна для оценки
эффективности системы аккумулирования, мощности и
скорости зарядки и разрядки, для выбора режима работы, а
также для контроля функционирования.
3.1.2. Безнасосные системы аккумулирования
для паровых энергетических установок
Из классификации, приведенной на рис. 3.1, видно, что на
тепловых электростанциях можно осуществить
непосредственное аккумулирование питательной воды (Ь), пара или горя-

Системы аккумулирования 89
Метод аккумулирования
(А) еытеснительный
(В) расширительный
\(С) со скользящим давлением
jy
(В2/С1)
(ВУгЪ-Ы—• «
^ч ril
mid)
Рис. 3.2. Классификация систем аккумулирования с использованием
горячей воды под давлением [3.2].
чей воды (d, е). На рис. 3.2 показаны возможные комбинации
аккумуляторов и разрядных устройств различных типов.
Зарядное оборудование не показано. Применяются
аккумуляторы трех типов [3.2]:
A) вытеснительный аккумулятор под постоянным
давлением с переходной зоной между горячей и холодной частями;
B) расширительный аккумулятор при почти постоянном
давлении с разрядкой горячей водой из сосуда аккумулятора;

90 Глава 3
С) аккумулятор со скользящим давлением (типа Рутса),
с внутренней генерацией пара и внутренней естественной
циркуляцией.
Из существующих способов разрядки заслуживают
внимания три:
1) генерация пара (внешняя или внутренняя) посредством
мгновенного вскипания (испарения);
2) ступенчатое аккумулирование, сочетание схем (1) и
(3);
3) замещение горячей питательной воды
(аккумулирование посредством питательной воды).
Комбинации С2 и СЗ неосуществимы. Варианты В и С
могут быть реализованы; при этом в дополнение к горячей воде
из сосуда аккумулятора расширительного типа может
отбираться и пар, как показано штриховыми линиями на рис. 3.2.
Высокая теоретическая эффективность аккумулирования
энергии характерна для системы аккумулирования с
постоянными параметрами. Системы аккумулирования с
использованием питательной воды (A3) могут рассматриваться как
системы с постоянными параметрами, если температура
питательной воды при рассматриваемых нагрузках постоянна, а
потери тепла и потери от смешения в аккумуляторе малы.
С другой стороны, ступенчатое аккумулирование (2) легче
приспосабливается к изменению температуры питательной
воды при изменении нагрузки, поскольку вскипание
происходит сразу же после снижения температуры питательной воды
ниже уровня ее средней температуры.
Аккумулятор со скользящим давлением (О) представляет
собой систему с почти постоянными параметрами, если
изменения давления очень малы. Однако это влечет за собой
низкий удельный выход пара (и, следовательно, относительно
большой объем аккумулятора, большие тепловые потери и
высокую стоимость).
3.1.3. Безнасосные системы аккумулирования
в газотурбинных энергетических установках
В то время как рабочее тело паровых энергоустановок
может быть использовано и в качестве аккумулирующей среды,
для газотурбинных энергоустановок этот вариант непригоден
из-за низкой объемной теплоемкости горячего газа (даже
сжатого). Поэтому для систем безнасосного аккумулирования
в газотурбинных энергетических установках было предложено
твердотельное аккумулирование, заменяющее, таким образом,
частично или полностью камеру сгорания (рис. 3.3).
Аккумулятор рассчитывается на давление газа после
компрессора, а горячий сжатый газ служит средой для теплооб-

Системы аккумулирования 91
Рис. 3.3. Солнечная газотурбинная
энергетическая установка с
твердотельным аккумулированием.
мена с твердым телом (кирпичи из окиси магния или
чугунные блоки, расположенные в шахматном либо сотовом
порядке). Установка такого типа способна развивать полную
мощность даже в отсутствие теплового источника и поэтому
пригодна для газотурбинных солнечных установок (разд. 7.6.5
и 7.6.6).
ЗЛА. Газотурбинные насосные аккумулирующие установки
с пневматическим аккумулированием энергии
Такая установка аккумулирования энергии сжатого
воздуха (ПАЭ) состоит из газовой турбины открытого цикла и
резервуара сжатого воздуха, связанного с циклом газовой
турбины и расположенного между выходом из компрессора и
камерой сгорания.
При работе в условиях пиковых нагрузок мощность
компрессора частично или полностью компенсируется сжатым
воздухом (рис. 3.4). На основной схеме показано устройство со
скользящим давлением воздуха (с постоянным объемом —
разд. 2.6), а справа внизу показано устройство с постоянным
давлением, поддерживаемым за счет гидростатического
напора [3.3].
Расположение оборудования и конструкция установок с
использованием ПАЭ имеют ряд специфических черт.
Из соображений, связанных с емкостью аккумулятора,
давление аккумулирования обычно выбирается много выше
оптимального верхнего давления газовой турбины с открытым
циклом; при этом приходится идти на уменьшение КПД
процесса при базисной нагрузке.
D-©

92 Глава 3
Ь rffli j
-ТО- =ш
4xh|4><H=J!
Рис. 3 4. Установка
пневматического аккумулирования энергии
(ПАЭ) посредством сжатого
воздуха.
а — аккумулятор сжатого воздуха
со скользящим давлением, б —
аккумулятор сжатого воздуха с постоянным
давлением.
Между аккумулятором и газовой турбиной может быть
установлен дополнительный тепловой аккумулятор, для
накопления энергии в котором может использоваться тепло,
выделяемое при сжатии во время зарядки и поглощаемое вновь
во время разрядки. В этом случае эффективность
аккумулирования и емкость ПАЭ повышаются.
Обычно установки такого типа оснащаются двигателем
или двигателем-генератором, который позволяет осуществлять
зарядку аккумулятора сжатым воздухом от энергосети (при
отсоединенной газовой турбине). При этом турбина может
работать на сжатом воздухе из аккумулятора (с отключенным
компрессором). В этом случае установка с ПАЭ становится
насосной системой аккумулирования, аналогичной чисто
пневматическим системам аккумулирования, которые будут
описаны в следующем разделе (хотя во время разрядки
по-прежнему должно сжигаться топливо).
3.1.5. Пневматическое насосное аккумулирование
Принципиальная схема такой системы показана на рис. 3.5.
Она аналогична системам с ПАЭ. Однако в рассматриваемом
случае камера сгорания отсутствует.
Специальная система аккумулирования с использованием
тепла сжатия здесь более важна, чем для систем, описанных
в предыдущем разделе. Это объясняется не только
повышением емкости аккумулятора, но и необходимостью избежать
конденсации или даже замерзания при расширении в турбине.

Системы аккумулирования 93
Рис. 3.5 Насосная пневматическая
аккумулирующая установка с
отдельной системой теплового
аккумулирования энергии (ТАЭ).
/ — ТАЭ в воздуховодах; 2 — ТАЭ в
воздушном аккумуляторе; 3 — ТАЭ
для промежуточного охлаждения и
подогрева.
Дальнейшее тепловое аккумулирование может быть
обеспечено в пневматическом аккумуляторе, что позволяет
стабилизировать температуру воздуха во время сжатия и расширения
в самом аккумуляторе.
3.7.6. Системы аккумулирования с тепловым насосом
Маргуэрре [3.4] еще в 1933 г. предложил для покрытия
пиковых нагрузок систему аккумулирования с использованием
теплового насоса — так называемую систему
термодинамического аккумулирования. Она состоит из верхнего и нижнего
аккумуляторов со скользящим давлением (рис. 3.6), в
которых рабочим телом служит пар. Для зарядки пар отбирается
из нижнего сосуда, сжимается в компрессоре и
конденсируется в верхнем аккумулирующем сосуде. Во время разрядки
пар, отбираемый из верхнего сосуда, расширяется в турбине
и конденсируется в нижнем аккумулирующем сосуде. В
процессе зарядки давление в нижнем сосуде уменьшается, а в
верхнем — увеличивается.
На рис. 3.7 показана принципиальная схема системы
аккумулирования с тепловым насосом, осуществляющая косвенное
аккумулирование (например, аккумулирование с
использованием теплоты фазового перехода) на верхнем температурном

94 Глава 3
<я>-Л }
Рис. 3.6. Паровой аккумулятор с
использованием прямого цикла
[3.4].
ШЖ^
Рис. 3.7. Косвенное
аккумулирование с применением теплового на*
coca.
уровне с окружающей средой в качестве нижнего. В качестве
рабочего тела используется хладон. В процессе зарядки он
испаряется при температуре окружающей среды, сжимается
в компрессоре и конденсируется в верхнем аккумуляторе.
Конденсат дросселируется до давления нижнего аккумулятора,
замыкая таким образом цикл. При разрядке конденсат
прокачивается через верхний аккумулятор и испаряется, пар
вращает турбину и конденсируется в нижнем аккумуляторе.
3.1.7. Объединенные с энергоустановкой
насосные системы аккумулирования
Пако [3.5] предложил систему аккумулирования для
реакторов с водой под давлением (PWR), в которой используется
принцип теплового насоса (рис. 3.8). Паровой компрессор
(с приводом от основного вала) сжимает и нагревает пар
выше температурного уровня PWR. Тепло конденсации пара
отводится горячим воздухом к твердотельному тепловому
аккумулятору. Во время разрядки тепло используется для
перегрева основного потока пара до уровня, существенно
превышающего температуру при базисной нагрузке. Благодаря
этому увеличивается полезный перепад энтальпий в турбине.
Системы с тепловыми насосами сорбционного типа,
описанные в разд. 2.7,— еще одни пример насосной системы
аккумулирования, объединенной с основной энергоустановкой.

Системы аккумулирования 95
> Зарядка
•* Разрядка
Рис. 3.8. Система аккумулирования для реакторов с водой под давлением
и паровым компрессором [3.5].
/ — реактор с водой под давлением; 2 — парогенератор; 3 — турбина высокого
давления (ВД), 4 — сепаратор влаги; 5 —турбина низкого давления (НД); 6 —
конденсатор, 7 — питательная вода НД; 8 — питательная вода ВД; 9 — зарядный
паровой компрессор, 10 — зарядный теплообменник пар/воздух; // — аккумулятор с
гравийной засыпкой; 12 — разрядный паровой подогреватель; 13 — зарядно-разрядный
вентилятор, 14 — зарядные клапаны (закрыты в процессе разрядки); 15 —
разрядные клапаны (открыты в процессе разрядки); 16 — зарядный паровой клапан; 17 —
насосы
Механическое сжатие заменено действием сил, возникающих
в результате десорбции при возрастании температуры. Здесь
аккумулирование энергии — прямое, аккумулирующая среда
также служит и рабочим телом.
3.2. Эффективность аккумулирования
Как отмечалось в разд. 1.3, важное значение имеет КПД
системы аккумулирования (полная эффективность).
Высокому КПД системы соответствуют повышенная пиковая
мощность, лучшее использование и более низкие затраты топлива.
В последующем КПД системы будет определяться на основе
учета индивидуальных потерь и эффективности
соответствующих типов установок аккумулирования энергии.
3.2.1. Определения
Полный КПД т]ак насосной системы аккумулирования
энергии определяется отношением электрической (пиковой) мощ-

96 Глава 3
ности, развиваемой во время разрядки, к электрической
мощности, затрачиваемой во время зарядки за цикл (т. е.
принимается, что в аккумуляторе условия в начале и в конце цикла
одинаковы). В особых случаях, где непосредственно
используется механическая энергия, цак определяется как отношение
механических энергий. В общем случае полный КПД цак есть
отношение эксергий
Лак == ^раз/^з» ("•*)
где £Раз — эксергия разрядки, Е3 — эксергия зарядки.
Если за Е3 принять уменьшение электрической энергии в
основной системе за счет зарядки, то это же определение
может быть применено к безнасосным системам
аккумулирования.
Полный КПД т]ак определяют три величины: £3, с — эксер-
гетический КПД системы зарядки; £ак — эксергетический КПД
аккумулирования в соответствии с уравнением (2.99); £раз, с —
эксергетический КПД системы разрядки:
Лак == Ьз,с ' Ьраз, с * Ьак* (^»2)
КПД систем зарядки и разрядки могут быть объединены:
fee == Ьз, с " Ьраз, с» (^«^)
ТЭК ЧТО Т|ак = £ак£с (3.4)
3.2.2. Насосные системы аккумулирования
На рис. 3.9 показана простая насосная система. Во время
зарядки компрессор (насос) увеличивает эксергию рабочего
тела от равновесной с окружающей средой (£ = 0) до Еп.
Между выходом из компрессора и входом в аккумулятор
будут иметь место потери в трубах (на этом участке может
быть также установлен теплообменник, способствующий
тепловому аккумулированию). Эти потери уменьшают Ен до
величины £вх. Таким образом, формула для определения КПД
системы зарядки приобретает вид
ьз. с == ^вхД-з == V^Bx/^нМ^н/^прив. нН^-прив, н/Е3) = £с£р£ль (3.5)
где использованы следующие индексы: «вх» — вход в
аккумулятор, «з» — зарядка, «прив» —привод насоса или
компрессора, «н» — выход насоса или компрессора, С — зона
зарядки, Р — зона насоса или компрессора, М — зона
двигателя.
Аналогичным образом эффективность разрядки
определяется как
ьраз, с === £раз/£вых == 1^раз/^прив, т/ \^ прив, т/^ах, тН^вх, т/^вых) ~
= Ыт1а, (3.6)

Системы аккумулирования 97
'г-О
г
\*-прив,т
Рис. 3.9. Потоки эксергии в
насосной аккумулирующей системе.
где «вых» — выход аккумулятора, «раз» — разрядка,
«прив, т» — привод турбины, «вх, т» — вход турбины, D — зона
разрядки, Т — зона турбины (или другого расширительного
устройства), G — зона генератора.
Поскольку КПД самого аккумулятора определяется
отношением
£ак = £вых/£вх> (3.7)
полный КПД т]ак можно записать в виде выражения
Л-к = (СсСм5р)С« (СоСЛо). (3.8)
Таким образом, полный КПД определяется семью частными
показателями эффективности, каждый из которых меньше 1.
3.2.3. Безнасосные системы аккумулирования
На рис. 3.10 показана простая безнасосная система
аккумулирования, состоящая из парогенератора, аккумулятора и
перегрузочной (пиковой) турбины. В этой системе существуют
три потока эксергии Ё:
а) базисная нагрузка
£б — £вх.т ' Ztg>
(3.9)
где индексами «б» и TG обозначены базисная нагрузка и
турбоагрегат соответственно;
б) зарядка
£б - Ё3 = (ЁВХ,Т - Яз.тК™. .; (ЗЛО)
в) разрядка через пиковую турбину
£раз == £раз. тЪРТ> (3.11)
где индекс РТ обозначает турбоагрегат пиковой нагрузки.
Так как использование отнесенных ко времени потоков
эксергии Ё для определения полной эффективности
предпочтительнее, чем эксергии Е (как и в случае рассмотренных

98 Главя 3
раз,т
1 i^^EdlEfbl&Epas
Рис. 3.10. Потоки эксергии в
безнасосной
аккумулирующей системе.
выше насосных систем аккумулирования), следует
использовать интеграл Ё по времени зарядки и разрядки. Если
мощность зарядки и разрядки постоянна, то полный КПД
безнасосной системы аккумулирования может быть определен
формулой
Чак, бн ^раз'раз/^з*з>
(3.12)
где /раз — длительность разрядки, t3 — длительность зарядки.
Характеристическим параметром безнасосных систем
аккумулирования служит относительная мощность зарядки (т. е.
отношение мощности зарядки к базисной нагрузке),
определяемая как
С = £з/£б<1. (ЗЛЗ)
Используя определения величин КПД
Ьак == ^вых'раз/^вх^з» W» 14)
£/> = £раз.т/4,ых. (ЗЛ5)
tc-EJE„ (3.16)
в уравнениях (3.9) — (3.13), получим полный КПД
безнасосной системы в виде
Ч«.б--[сс(1 -1~Сгс0а/Сго )/&■<,.]£„ [fo-Си.]. (3.17)
Он определяется тремя частными КПД и, кроме того,
содержит отношение КПД турбины пиковой нагрузки и
турбины базисной нагрузки во время зарядки ^pt/^tg 3.
Выражение в круглых скобках учитывает изменение КПД
турбины в процессе зарядки £Го з (по сравнению с КПД
турбины при нормальной работе £п?), а также изменение С.
В предельном случае £rG = £>tg з выражение в квадратных
скобках становится равным 1; при С^О (зарядка происхо-

Системы аккумулирования 99
too
Vc
30
80
Разность дабленай
зарядка -разрядка
Г Хранение 4,66 МЛа
L Дросселирование £,<?4 МПа
_J I ! ! !_!_
о,г
ОА
0,6
0,8
Рис. 3.11. Зависимость полного
КПД т]ак аккумулирующей
установки со скользящим давлением
о от нагрузки [1.25].
дит в течение очень длительного времени) в соответствии с
правилом Лопиталя имеем
Лак,би = [Сс(1 + д{1то6^То))/Ьо]и[ЫртЪ (3.18)
Это уравнение иллюстрирует влияние отклонений КПД
турбины в процессе зарядки.
На рис. 3.11 показаны для реального случая [1.25]
зависимости полного КПД аккумулятора со скользящим
давлением на паросиловой установке от отношения времен
разрядки и зарядки. Кривые соответствуют различным
значениям разности давлений зарядки и разрядки. Если принять
постоянными мощность и длительность разрядки, то
отношение времен разрядки и зарядки будет пропорционально
относительной мощности зарядки С, определение которой дано
выше. С увеличением /раз//3 Лак уменьшается вначале
медленно, но затем, со снижением КПД турбины, значительно
быстрее. Большой гистерезис давлений зарядки и разрядки
приводит к большим потерям на дросселирование во время
зарядки и разрядки.
В безнасосных системах аккумулирования, у которых т]ак
состоит только из трех частных КПД и двух отношений КПД,
возможны высокие значения цак- Для системы с постоянными
параметрами Е3> т = £раз, т и £с = Id = 1. Если же КПД
турбоагрегата при частичной и пиковой нагрузках равен КПД
турбины на базисной нагрузке, то т]ак стремится к £ак.
3.2.4. Аккумулирование энергии накоплением
питательной воды
Аккумулирование посредством питательной воды
представляет собой специальный вариант безнасосных систем

100 Глава 3
Рис. 3.12. Потоки эксергии в системе аккумулирования с использованием
питательной воды.
аккумулирования и часто применяется на паросиловых
установках с регенеративным подогревом питательной воды.
Обычно используются вытеснительные аккумулирующие
сосуды, хотя в принципе возможно применение и систем
расширительного типа. На рис. 3.12 показана упрощенная схема
такой установки. Аккумулирующая система, установленная
в параллель с магистралью питательной воды, забирает эту
воду во время зарядки и одновременно подает холодную воду
в магистраль. Во время разрядки происходит обратный
процесс— снижение потока отбора (в предельном случае
уменьшение до нуля) и увеличение выдаваемой мощности
турбины. На рис. 3.12 показаны потоки эксергии для трех режимов:
а) при базисной нагрузке
£б = £гс(£вх.т-~£отб) (3.19)
(где индекс «отб» — отбор);
б) при зарядке
Ев — Е3 — (£вх, т — £отб — £Вх/£п в, з) Itg& (3.20)
£п.в = 4ьв/£отб (3.21)
(где £п. в — эксергетический КПД магистрали питательной
воды);
в) при разрядке (с основной турбиной)
■^б "г -£раз == (^вх. т ^отб \ ^вых/bn. в, раз) bTG раз' (о.22)
Выполнив арифметические действия, аналогичные
указанным в разд. 3.2.3, и введя коэффициент разрядки
£ = £раз/£б<1, (3.23)

Системы аккумулирования 101
получим полный КПД:
п -IV (\-Lzk°£i<L\lr Ь v
Чак, п. в Ibn.B.3V1 q // ЬГбз| Ьак/Ч
X [iTO раз/Sn.B. раз (l + ' " ^J^° )] . (3.24)
Это уравнение похоже на уравнение (3.17) для
безнасосных систем аккумулирования (разд. 3.2.3), за исключением
того, что теперь знаменатель содержит КПД магистрали
питательной воды во время разрядки, а следующее за ним
выражение в круглых скобках содержит изменение КПД
турбоагрегата в процессе разрядки. Отметим, что КПД системы
разрядки
Ьраз.с — £>TG, раз/Ъп.в, раз\^ Н £J J (3.25)
может быть больше 1 (например, если КПД магистрали
питательной воды £п. в, раз мал). С другой стороны, низкий КПД
магистрали питательной воды снижает КПД системы
зарядки £3, с влияя на полный КПД, а также на термический
КПД основного процесса.
Только в простых случаях, например рассмотренном выше,
полный КПД может быть оценен исходя из частных КПД.
Для более сложных систем потребуется расчет с
использованием вычислительных программ для термодинамических
циклов.
3.2.5. Потери в энергоаккумулирующих установках
В табл. 3.1 дан перечень видов потерь в наиболее важных
типах энергоаккумулирующих установок. Установка
характеризуется типом аккумулятора, а также типом системы
аккумулирования (прямое или косвенное, безнасосное или
насосное). Приводятся потери в аккумуляторе и потери в
оборудовании зарядки и разрядки. Дается также КПД разрядки,
что важно для определения наряду с плотностью запасаемой
эксергии (разд. 2.8.2) эксергии разрядки и, следовательно,
размеров аккумулятора. Кроме того, приводятся данные по
полному КПД всей установки.
Использование при аккумулировании энергии прямого
запасания рабочего тела или теплообменной среды — в
особенности питательной воды в паровых установках и в первичном
цикле солнечных теплоэнергетических установок—приводит
к довольно высокому значению г]ак. Высокие значения цак
(около 0,95) для аккумуляторов со скользящим давлением
относятся только к установкам с малым гистерезисом
давлений зарядки и разрядки, для которых требуются недорогие
сосуды давления.

Таблица 3.1. Потери и КПД энергоаккумулирующих установок
о
о
и:
*=!
Ф
2S
я
я
о
в
Я
о
03
2Г
Энергоаккумулирующие
установки
Тип
аккумулятора

Скользящее
давление

Аккумулирование
с
расширением
Система
аккумулирования

Непосредственное
безнасосное

кумулирование с
быстрым
испарением
(ступенчатое)

Непосредственное
аккумулирование
с
использованием
теплового насоса

Непосредственное
безнасосное

кумулирование с быстрым
испарением
(ступенчатое)
Эксергетические потери
Аккумулирования

Гидростатические, изоляция,
расслоение
Зарядка
перегретым паром,
гидростатические
потери в верхнем
аккумуляторе,
потери при
зарядке нижнего
аккумулятора и
в изоляции
Изоляция
в системе
Зарядка
Падение давления,
потери в трубах,
дросселирование
Двигатель, компрессор,
падение давления,
дросселирование
Теплообмен или
смешение, закачивание
Разрядка
Дросселирование,
изменение КПД
турбоагрегата и давления в
конденсаторе
Дросселирование,
падение давления,
турбина, генератор
Теплообмен или дрос-1
селирование
Эксерге-
тический
кпд
разрядки
0,7-0,97
0,7
0,8—0,95
КПД

аккумулирования
0,5-0,95
0,45—0,5
0,65—0,9

я
о
о
ее
я
3
о
1
[
Вытеснение
горячей воды
Высококи-
пящие
жидкости
Твердые тела
Теплота
фазового перехода
Тер
ско
лир
мохимиче-
е аккуму-
ование
г

Непосредственное

кумулирование
питательной воды
Косвенное

кумулирование

Непосредственное
безнасосное

кумулирование тепла
первичного цикла
Косвенное
безнасосное

аккумулирование
Изоляция,
смешение,
выравнивание
температуры
Изоляция, поте-
тери нагрева и
охлаждения мно-
гососудных
систем
Изоляция,
выравнивание
температуры
Изоляция, недо-
грев
Гистерезис
зарядки/разрядки
Неполный
предварительный нагрев,
закачивание
Теплообмен,
закачивание
Закачивание
Падение давления,
теплообмен, закачивание
Падение давления,
теплообмен,
закачивание, охлаждение,
конденсация или сжатие
продуктов реакции
Теплообмен или
дросселирование,
закачивание, изменение КПД
турбоагрегата,
повышение давления в
конденсаторе
Закачивание,
изменение КПД
турбоагрегата, повышение
давления в конденсаторе
Теплообмен,
закачивание, изменение КПД
турбоагрегата,
повышение давления в
конденсаторе
Теплообмен, изменение
КПД турбоагрегата,
повышение давления в
конденсаторе
Падение давления,
теплообмен, закачивание,
изменение КПД
турбоагрегата
Падение давления,
теплообмен, закачивание,
нагрев, испарение или
дросселирование
продуктов реакции
0,8-0,95
0,9—1,02
0,75—0,85
0,9-0,97
0,8—0,85
0,75—0,8
0,7—0,74
0,7-0,9
0,8-0,95
0,6—0,75
0,08-0,95
0,7—0,75
0,6-0,65
0,5-0,55

Продолжение табл. 3.1
'
Энерго аккумулирующие
I установки
Тип
аккумулятора

Гидростатическое давление
О
СО
»Я i
а :
*- i
ез

Скользящее
давление
Постоянное
давление

Скользящее
давление
Постоянное
давление
Система
аккумулирования

Гидравлическое насосное

аккумулирование

Пневматическое насосное

аккумулирование

Газотурбинное насосное |
аккумулирова-1
ние
Эксергетические потери
Аккумулирования
Утечки,
испарение
Охлаждение,
утечки,
конденсация влаги
1 в системе
Зарядка Разрядка
Двигатель,
закачивание, падение давления
Двигатель, компрессор,
падение давления,
дросселирование,
охлаждение
Двигатель, компрессор,
падение давления,
охлаждение
Двигатель, компрессор,
падение давления,
дросселирование,
охлаждение
Двигатель, компрессор,
падение давления,
охлаждение
Падение
давления,турбина, генератор
Дросселирование,
падение давления, турбина,
генератор
Падение давления,
турбина, генератор
Дросселирование,
падение давления,
турбина, изменение потерь
при сгорании и в
градирне, генератор
Падение давления,
изменение потерь при
сгорании и в градирне,
генератор
Эксерге-
тический
кпд
разрядки
0,7-0,8
0 82
0,84 1
"
кпд
аккумули-
1 рования
0,5-0,75
1 0,65
0,7
0,55*
0,58*
* См. разд. 7.3.2.

Системы аккумулирования 105
Полный КПД систем с косвенным аккумулированием
ниже. Аккумулирование посредством теплоты горячих
теплоносителей может быть предпочтительнее аккумулирования
с использованием теплоты фазового перехода, где для
организации теплообмена рабочего тела и аккумулирующей
среды требуется дорогое оборудование и возникают эксергети-
ческие потери. Постоянная температура аккумулирования
является преимуществом только для паровых процессов; для
газотурбинных процессов она становится недостатком.
Термохимическое аккумулирование характеризуется
сравнительно низкими КПД, но его преимуществом является отсутствие
потерь в изоляции и, следовательно, неизменность КПД в
течение длительных промежутков времени (сезонное
аккумулирование). Могла бы представлять интерес система прямого
термохимического аккумулирования.
Полный КПД насосных систем аккумулирования низок
из-за того, что он зависит от семи частных КПД (при этом
гидравлические системы предпочтительнее пневматических).
В пневматических системах аккумулирования с постоянным
давлением отсутствуют потери на дросселирование во время
зарядки и разрядки. Полный КПД систем аккумулирования,
использующих тепловые насосы и аккумуляторы со
скользящим давлением, снижается вследствие изменений давления
в верхнем и нижнем аккумулирующих сосудах и
соответствующих потерь в компрессоре и турбине.
Из табл. 3.1 следует, что вообще г\гк традиционных
тепловых систем аккумулирования выше, чем у более новых
термохимических и пневматических систем, а также у систем,
основанных на использовании теплоты фазового перехода
и принципа теплового насоса. Разница может быть
скомпенсирована только значительно более низкими начальными
затратами на сооружение новых систем.
3.3. Ограничения мощности зарядки и разрядки
Как уже отмечалось в разд. 1.3, оптимальная работа
энергоаккумулирующей установки зависит не только от ее
емкости, но также от мощности и частоты зарядки и
разрядки. Ограничения мощности и частоты циклов могут до
некоторой степени определяться типом аккумулирующей
установки.
3.3.1. Ограничения по составу оборудования установки
Ограничение мощности зарядки или разрядки составом
зарядного и разрядного оборудования довольно естественно.
Схема и характеристики оборудования могут быть выбраны

106 Глава 3
из условий оптимизации энергосети; такой выбор может быть
различным для разных аккумулирующих систем. Зарядное
оборудование пневматической аккумулирующей системы по
стоимостным соображениям может быть спроектировано на
мощность много меньшую, чем мощность разрядки (даже если
при этом до некоторой степени снижается маневренность
системы). С другой стороны, безнасосные аккумулирующие
системы с прямым аккумулированием могут быть
спроектированы на высокую мощность зарядки, так как это мало влияет
на капиталовложения.
3.3.2. Ограничения по элементам
Ограничения могут налагаться предельными размерами
элементов системы, таких, как одновальная турбина (сейчас
предельные мощности составляют 300 МВт для газовых
турбин без компрессора и 1200 МВт для паровых турбин). Это
относится не только к установкам пневматического
аккумулирования энергии, но и к паросиловым установкам, в
которых объединены аккумулятор и основная турбина, способная
к перегрузке. Ограничения могут быть вызваны
технологическими соображениями или значительным снижением КПД
при экстремальных нагрузках. Тем не менее преимуществом
основной турбины, выдерживающей перегрузки, является ее
высокая маневренность (т. е. способность к быстрым
изменениям нагрузки в отличие от отдельной пиковой турбины,
которая должна поддерживаться в горячем состоянии с
вращающимся ротором для быстрого принятия пиковой
нагрузки).
Другие ограничения могут накладываться предельными
размерами сосуда давления, насосов и т. д. Ограничения
такого рода можно преодолеть, применяя несколько единиц
оборудования.
3.3.3. Термодинамические ограничения
Эти ограничения относятся к аккумулирующим
установкам с использованием принципа теплового насоса и
аккумуляторов питательной воды.
В объединенной с основной энергосистемой
аккумулирующей установке с тепловым насосом [3.5] расход пара
сохраняется постоянным и пиковая нагрузка покрывается лишь
увеличением температуры пара. Поэтому скорость изменения
нагрузки ограничивается допустимой скоростью изменения
температуры в турбине (по рекомендации Пако [3.5]
относительная мощность разрядки должна составлять 25%).
Ограничений по мощности зарядки нет, кроме капитадовло-

Системы аккумулирования 107
Таблица 3.2. Типовые характеристики паровых циклов [1.29, 7.25]
Паровая установка
CANDU
LWR
HTR
LMFBR
Докритическая на
органическом топливе
Сверхкритическая на
органическом топливе
Острый пар

Давление,
МПа
5,5
7,0
17,0
17,0
17,0
25,0

Температура,
°С
Насыщ.
Насыщ.
540
540
540
540
Перегретый
пар

Давление,
МПа
1,0
1,2
4,0
4,0
4,0
5,5


пература,
°С
250
265
540
540
540
540

Температура

питательной
воды, °С
180
210
206
240
240
260
Отношение
потока
замещения
питательной
воды
к потоку
острого
пара
0,82
0,79
1,0
1,0
1,0
1,0
Таблица 3 3. Относительная мощность разрядки с использованием
питательной воды и ступенчатого аккумулирования [1.29, 7.25]
Тип установки
CANDU
LWR
HTR
LMFBR
Докритическая на
органическом топливе
Сверхкритическая на
органическом топливе
Относительная мощность D = AN/Nga3 (%)
Аккумулирование
питательной
воды
7,6
13,0
8,6
13,4
13,4
17,2
Сту
пенчатое аккумулирование
(при верхнем давлении, МПа)
2.0
12,4
13,3
9,3
—
—
—
5,5
23,9
26,0
17,1
18,0
18,0
19,0
7.0
30,2
20,0
21,1
21,1
22,0
10.0
26,7
27,1
17,1
28,2
17,0
42,0
44,0
44,0
47,0
жений на паровой компрессор (например, при потреблении
компрессором 15 % мощности на валу и соответствующей
потере мощности турбины вследствие отбора пара на
компрессор обеспечивается относительная мощность зарядки,
равная 32%).
Термодинамическое ограничение мощности разрядки
аккумуляторов питательной воды задается эксергией отбираемых
потоков пара, используемых для нагрева питательной воды
во время нормальной работы (при базисной нагрузке).
Температура пара более или менее постоянна, хотя расход его
переменный. Параметры, ограничивающие мощность
разрядки, характеризуются ниже.

100
150 200 250 300 350
ъ- Верхняя температура
, , , аккумулирования/*,
0,1 0,2 0,5 1,01,5 2,0 3>0W&0 7.0 10,0 ЦО
^Верхнее давление
аккумулирования, МПа
Рис. 3.13. Относительная мощность
разрядки D = AN/N при
использовании питательной воды и
ступенчатого аккумулирования.
/ — установка на органическом
топливе (сверхкритические параметры); 2 —
быстрый реактор-размножитель с
охлаждением жидкими металлами
(LMFBR) и установка на
органическом топливе (докритические
параметры); 3 — высокотемпературный
реактор (HTR); 4 — водяной реактор
(LWR); 5 —реактор на тяжелой воде
(CANDU).
1. Температура питательной воды. При прямом
аккумулировании с использованием питательной воды этот параметр
равен верхней температуре аккумулирования. Чем она выше,
тем выше относительная мощность разрядки. Однако иногда
температура питательной воды выбирается ниже
термодинамического оптимума (например, в водяных реакторах она
определяется условиями теплообмена в активной зоне).
2. Максимальная доля питательной воды, которая должна
быть замещена накопленной питательной водой. В турбинах
насыщенного пара поток из отбора непосредственно связан
с уменьшением влажности и поэтому не может быть снижен
до нуля. Более того, конденсат острого пара нагревает
перегреватели, например в водяных реакторах, и не может быть
заменен накопленной горячей водой.
3. Нижняя температура в аккумуляторе. Иногда нижняя
температура по технологическим причинам (например,
дегазирование) выбирается равной температуре самой нижней
или одной из нижних ступеней отбора и, таким образом,
оказывается выше температуры конденсации.
4. КПД магистрали питательной воды. Как указывалось
в разд. 3.2.4, относительная мощность разрядки увеличивается
со снижением КПД магистрали питательной воды.

Системы аккумулирования 109
5. Состояние острого и перегретого пара. При повышении
давления и температуры (и, следовательно, увеличении
перепада энтальпий в турбине) относительная мощность разрядки
уменьшается (для данной температуры питательной воды).
Типовые характеристики рассмотренных энергетических
установок приведены в табл. 3.2, а в табл. 3.3 приводятся
данные по относительной мощности разрядки D.
При температуре аккумулирования более высокой, чем
температура питательной воды, относительная мощность
разрядки может быть увеличена (по сравнению с мощностью при
аккумулировании с использованием питательной воды)
методом ступенчатого аккумулирования (разд. 3.1.2). Это
показано на рис. 3.13, где принято, что нижняя температура
аккумулирования равна 110 °С. Пределы для накопления
питательной воды составляют: ~8% для реактора на тяжелой
воде (CANDU) и высокотемпературного реактора (HTR);
~ 13 % для водяного реактора (LWR), жидкометаллического
реактора-размножителя (LMFBR) и установок докритических
параметров на органическом топливе; ~ 17 % для
сверхкритических установок на органическом топливе. Использованием
ступенчатого аккумулирования при давлении ~7,0 МПа эти
границы могут быть значительно расширены [3.2].
Существует также предельная термодинамическая граница
мощности зарядки, так как сумма потоков отбора не может быть
выше расхода острого пара.
3.4. Регулирование и распределение нагрузки
в энергоаккумулирующих установках
Как и в любой энергоустановке, основная задача
регулирования аккумулирующей установки состоит в выдаче
заданной мощности (нагрузки) в сеть или потребителю. Эта
нагрузка может быть определена внешней системой управления
нагрузкой или внутренней системой, работающей по
сигналам из сети, учитывающим скорость генератора,
установленную и текущую нагрузки.
Необходимо рассмотреть две важные особенности
регулирования.
1. В энергоаккумулирующей установке должна
регулироваться не только мощность разрядки (положительная), но
и мощность зарядки (отрицательная).
2. Условия зарядки аккумулятора весьма важны для опти*
мальной работы. Они должны быть известны оператору,
управляющему внешней нагрузкой, или включены в схему
внутреннего регулирования нагрузки. Сам принцип
регулирования должен соответствовать условиям работы и типу
аккумулирующей системы [3.6].

110 Глава 3
I
(РН
%
+ L_
Т
иЬ
Рис. 3.14. Регулирование нагрузки
автономной аккумулирующей
установки.
РН — регулятор нагрузки; РД —
регулятор давления; / — аккумулятор; 2 —
клапан турбины.
ЗАЛ. Автономные аккумулирующие установки
Простой метод регулирования нагрузки в автономной
аккумулирующей установке со своим преобразователем
энергии и отдельной турбиной реализуется посредством входного
клапана на турбине. Он аналогичен методу поддержания
постоянного давления в паросиловой установке. Рис. 3.14
поясняет этот принцип.
Регулятор турбины может действовать по сигналу
нагрузки (в результате сравнения заданной и текущей
нагрузок) или по сигналу из сети (например, о частоте).
Ограничение по скорости изменения нагрузки обычно не требуется.
Для аккумулирующих систем со скользящим давлением
уменьшение давления во время разрядки становится
сигналом возмущения, который может быть скомпенсирован
(штрихпунктирная линия на рис. 3.14) или устранен
введением дополнительного дросселирующего клапана,
контролируемого по давлению (пунктирная линия).
На рис. 3.15 показана подробная схема регулирования
нагрузки безнасосной системы аккумулирования с отдельной
пиковой турбиной. В составе системы имеется вытеснитель-
ный аккумулятор, снабжаемый горячей водой из
смешивающего подогревателя, который в свою очередь получает пар
из парогенератора. Для разрядки система снабжена рядом
устройств мгновенного вскипания, аналогичных А\ на рис. 3.2.
Сигнал нагрузки поступает на клапан турбины У5.
Аккумулирующая система, находящаяся при постоянном давлении,
и дроссельный клапан V6 (перед быстрым испарителем
высокого давления), поддерживающий постоянное давление, не
требуют специальных средств компенсации.
Следующие дроссельные клапаны 1/7, 1/8 и У9
контролируют уровень воды в быстрых испарителях. Этот контроль
уровня может быть трехэлементным (как для
циркуляционного котла), воздействующим на массовые расходы в быстрых
испарителях и их разность. Последний быстрый испаритель

Давление
Потребляемая мощность
*Й$Н—| Турбины аккумулирующей установка
Врызгальный
конденсатор
. Лодача
избыточнойijjapa_
Подача пара из
главного котла
Рис. 3.15. Система регулирования аккумулирующей установки вытеснительного типа [4.11].

112 Глава 3
Г"
70-
—^—LT
^
ь©
Рис. 3.16. Регулирование нагрузки паротурбинной установки без
аккумулятора.
а — регулирование в разомкнутом контуре; б -— регулирование с обратной связью
при работе котла с постоянным давлением. / — клапан турбины; 2 — топливный
клапан; 3—сигнал требуемого расхода топлива; 4 — ограничивающий сигнал
работает как деаэратор и снабжен приборами контроля
уровня и температуры [4.11].
В пневматических насосных аккумулирующих
установках регулирование мощности зарядки возможно, но пределы
регулирования ограничены характеристиками компрессора.
3.4.2. Энергоустановка с аккумулирующей частью
Требуемая нагрузка в' объединенных базисно-аккумули-
рующих установках обеспечивается совместно базисной
энергоустановкой и собственно аккумулирующей (пиковой)
установкой. Важно распределение нагрузки между двумя этими
частями системы энергоснабжения.
Два основных возможных варианта регулирования
нагрузки паросиловой установки без аккумулятора показаны
на рис. 3.16:
а) Система регулирования нагрузки воздействует на
подачу топлива, тогда как турбина использует подаваемый пар
более или менее без регулирования (рис. 3.16, а). Скорость
изменения нагрузки должна быть ограничена с учетом
инерционности системы.
б) Система регулирования нагрузки воздействует на
клапан турбины, тогда как регулятор котла обеспечивает
постоянное давление острого пара (рис. 3.16,6). Скорость
изменения нагрузки должна быть ограничена с тем, чтобы
ограничить изменения температуры, обусловленные
перепадами давления в турбине.
Для регулирования нагрузки энергоустановки с
аккумулирующей частью характерны некоторые особенности.

Системы аккумулирования 113
г— * 4
^ь
■ ■ cbL
Нагрузпа
UBL
Разрядка
'^rtrBL
^lllAlliiYr-
St
-j— Зо рядка
TL
Время
| Уровень
Установочный
Г
Рис. 3.17. Распределение нагрузки между котлом и аккумулятором.
а — система регулирования, б — реакция системы на ст>пенчатое изменение
нагрузки. / — аккумулятор; 2 —клапан турбины; 3 — топливный клапан, 4 — сигнал
требуемой мощности; 5 — ограничивающий сигнал; 6 — дифференциальный усилитель;
7 — неограниченный сигнал нагрузки котла; 8 — сигнал нагрузки котла
(ограниченный), 9 — действительная нагрузка котла; /0 —сигнал нагрузки аккумулятора; // —
зарядный клапан; 12 — разрядный клапан; 13 — регулятор уровня аккумулятора;
TL — нагрузка турбины, UBL — неограниченная нагрузка котла; BL — нагрузка
котла; St — нагрузка аккумулятора; L — уровень жидкости в аккумуляторе (/ —
полный, е — опорожненный).
1. Если аккумулирующая часть воспринимает быстрые
изменения, то нет необходимости в ограничениях изменения
нагрузки.
2. Условия зарядки аккумулирующей системы в качестве
дополнительного сигнала вводятся в систему регулирования
котла, так как котел должен снабжать паром не только
турбину, но и аккумулирующую часть энергоустановки.
3. Система регулирования должна распределять полную
нагрузку между базисной и аккумулирующей (пиковой)
частью энергоустановки в соответствии с их
характеристиками.
На рис. 3.17 показано распределение нагрузки между
парогенератором и аккумулятором в паровой энергоустановке
с аккумулирующей частью. Сигнал от регулятора нагрузки
сравнивается с мгновенной текущей нагрузкой
парогенератора. По разности нагрузок генерируется сигнал, идущий на
зарядно-разрядное оборудование аккумулятора, которое
должно покрыть эту разность (рис. 3.17, а). Сигнал нагрузки

114 Глава 3
Рис. 3.18. Регулирование нагрузки
паросиловой установки с
буферным аккумулированием.
1а — буферный аккумулятор ВД; /б —
буферный аккумулятор СД, 2а —
клапан турбины ВД; 26 — клапан
турбины НД.
и сигнал зарядки аккумулятора комбинируются для
формирования сигнала на изменение нагрузки парогенератора.
На этот сигнал нагрузки парогенератора накладываются
ограничения по величине и скорости изменения с тем, чтобы
избежать перегрузки парогенератора или неэкономичной
работы в экстремальной части графика нагрузок. Управление
распределением нагрузки парогенератора и простое ее
ограничение были показаны на рис. 1.4. Для случая внезапных
изменений энергопотребления на рис. 3.17,6 показана
реакция аккумуляторной установки и парогенератора.
Оказывается, что даже аккумулятор небольшой емкости
может при наличии регулирования мощности значительно
улучшить характер нагрузки. Для базисной части нагрузки
должен быть выбран простой принцип регулирования,
возможно даже без регулятора турбины (если аккумулирующая
установка полностью обеспечивает все быстрые изменения
нагрузки).
Существуют другие возможности распределения нагрузки
между базисной и аккумулирующей частями энергоустановки.
Например, измеряется скорость изменения нагрузки и в
аккумулирующую часть энергоустановки подается упреждающий
сигнал, который корректирует ее текущую нагрузку. Это
устраняет необходимость формирования общего сигнала на
изменение (более медленное) режима работы установки
базисной нагрузки [3.6]. Однако при этом необходимо
соблюдать осторожность, чтобы не допустить перерегулирования
аккумулирующей установки, так как в этой ситуации
установка базисной нагрузки получит ложный сигнал на
уменьшение нагрузки.
3.4.3, Паросиловая установка с буферным аккумулятором
Задача буферного аккумулирования состоит в обеспечении
возможности быстрых изменений нагрузки турбины без
изменений нагрузки парогенератора и его камеры сгорания. Для
©1
iz.
Т.
a a
кэ

Системы аккумулирования 115
того чтобы удовлетворить ожидаемым уменьшениям и
увеличениям нагрузки, условия зарядки при нормальной работе
должны быть средними. Буферное аккумулирование по
своему характеру кратковременно; более продолжительные
изменения должны компенсироваться системой регулирования
нагрузки парогенератора.
На рис. 3.18 показана схема паросиловой установки с
аккумулятором, работающим при скользящем давлении,
который соединен с магистралью острого пара и/или холодного
пара перегрева. Регулятор нагрузки воздействует на клапан
турбины перед корпусами ВД и НД. Система регулирования
парогенератора устанавливает давление острого пара и,
следовательно, условия зарядки сосуда аккумулятора со
скользящим давлением. Если в клапане турбины не допускаются
высокие потери на дросселирование, то полезные изменения
давления весьма малы.
Регулирование в случае внезапного увеличения
потребления осуществляется следующим образом: клапан турбины
открывается, давление пара в трубопроводах до клапана
турбины уменьшается и происходит разрядка пара из
аккумулирующего сосуда. Это обеспечивает увеличение нагрузки на
короткое время. В конечном счете система регулирования
парогенератора увеличивает его нагрузку с учетом ограничений
на предельную величину нагрузки и скорость ее изменения.

4. Аккумулирующие сосуды
Сосуд аккумулятора является важной частью системы
аккумулирования тепла. Если сосуд находится под давлением,
то по отношению к нему должны строго соблюдаться
соответствующие государственные стандарты и требования техники
безопасности. Сосуд аккумулятора должен выполнять
несколько функций, а именно [4.1]:
а) изолировать аккумулирующую среду от окружающей;
б) допускать массо- и теплообмен в процессах зарядки
и разрядки;
в) выдерживать давление аккумулирующей среды,
включая гидростатическое или (в случае косвенного
аккумулирования) давление теплоносителя, при сохранении своей формы;
г) сводить к минимуму тепловые потери в окружающую
среду посредством соответствующей внешней или внутренней
изоляции;
д) противостоять коррозии, вызываемой химическим
воздействием аккумулирующей среды.
Способ, каким обеспечивается выполнение этих функций,
определяет типаж аккумулирующих сосудов.
Сварные цилиндрические или сферические сосуды,
работающие под давлением, сравнительно просты и имеют всего
несколько сварных швов. Стенки сосуда обеспечивают
изоляцию и выдерживают давление, обеспечивая стабильность
формы и размеров. Для защиты от коррозии используется
внутреннее защитное покрытие, а в случае медленной
коррозии с постоянной скоростью предусматривается увеличение
толщины стенок. При высоких температурах тепловая
изоляция обычно размещается на внутренней поверхности
(таким образом, сосуд подвергается только тем нагрузкам,
которые создаются давлением); при низких и средних
температурах она обычно находится снаружи (так что сосуд
подвергается нагрузкам, вызываемым как давлением, так и
температурой).
Подземные сосуды, работающие под давлением,
проектируются таким образом, чтобы окружающие породы
(подпочвенный грунт, скальная порода, соляные пласты и т. д.) брали
на себя хотя бы часть нагрузки. Недавно было предложено

Аккумулирующие сосуды 117
сооружать при благоприятных геологических условиях
подземные полости очень больших размеров. Для
аккумулирования энергии посредством накопления сжатого воздуха было
создано несколько таких хранилищ.
Предварительно напряженные сосуды больших размеров
недавно начали использоваться для наземного
аккумулирования энергии при очень больших давлениях. В этом случае
нагрузка воспринимается высокопрочной арматурой, в
которой создается предварительное напряжение, так что стенки
сосуда находятся под действием сжатия. Это позволяет
использовать в качестве материала стенок сосуда бетон или
чугун. Созданы и применяются предварительно напряженные
чугунные сосуды высокого давления.
Основную нагрузку в аккумулирующих сосудах,
работающих при нормальном давлении, создает гидростатическое
давление жидкости. Кроме того, могут возникнуть вторичные
напряжения из-за различного термического расширения
материалов. Созданы и используются различные сосуды,
работающие без избыточного давления, от стальных и
герметизированных бетонных резервуаров до бассейнов с горячей
водой и полостей истощенных месторождений нефти или
газа.
4.1. Форма сосуда
Обычно сосуды давления имеют форму тел вращения,
главным образом сферическую или цилиндрическую с
выпуклыми днищами. Сосуды атмосферного давления также обычно
бывают цилиндрическими с плоским нижним днищем и
слегка коническим верхним.
Важной характеристикой цилиндрических сосудов служит
относительная длина
S = H/D, (4.1)
где Н — внутренняя высота вертикального (длина
горизонтального) сосуда, a D — внутренний диаметр.
Форма, относительная длина и объем определяют
капитальные и эксплуатационные затраты на сосуд [4.2, 4.3].
Удельные затраты в общем уменьшаются с увеличением
объема сосуда; однако при этом появляются технические
и экономические ограничения (определяемые, например,
толщиной стенок, диаметром, высотой и массой).
4.1 Л. Оптимальное использование материала
Для сосудов, внутреннее давление в которых важно по
сравнению с гидростатическим, можно ввести понятие
удельного расхода материала V*B9 который зависит от S, но не

118 Глава 4
Рис. 4.1. Удельный расход
материала VB — VBG/VLp
цилиндрических сосудов с полусферическими
днищами в зависимости от
удлинения S — H/D в соответствии с
уравнением (4.11).
сосуды с толщиной днища,
равной половине толщины стенки
цилиндра; сосуды с толщиной
днища, равной толщине стенки
цилиндра, цилиндрическая обечайка
V 2 4 6 8 10 12 сосуда.
S'H/Л
от объема, давления или прочности. Этот параметр
определяется соотношением
VB = VBo/VtPi9 (4.2)
где Vb — объем материала стенки, а —предел прочности
(Н/мм2, МПа), Vi — внутренний объем сосуда, pi—
расчетное давление (Н/мм2, МПа), Vipi— «объем давления» сосуда,
Vbo—находящийся под напряжением объем стенки сосуда.
Для цилиндрического сосуда, имеющего два
полусферических днища,
Vt = (D2jt/4)(tf - D) + (4/3) лф/2)3 = (D3n/4)(S - 1/3), (4.3)
OliliJl = Dn(H-D) = D2n(S-l), (4.4)
Om = D4y (4.5)
«ци1 = 2 (Klv)v + pt + Ci + C2> 5дн = 4 (K/v)av + Pi +C,+C2, (4.6)
где О — площадь поверхности, s — толщина стенки (в
соответствии со стандартом [4.4]), Da — внешний диаметр, pt—
расчетное давление, |3—коэффициент формы (р = 1 для
полусферического днища), /С — предел текучести (Н/мм2, МПа),
v—коэффициент запаса (>1), v— коэффициент прочности
сварных швов (<1), С\ — дополнительная толщина стенки
на отрицательный допуск, С2 — дополнительная толщина
стенки на коррозию.
Принимая упрощения
С{=С2 = 0, /(>р и s<Da,

Аккумулирующие сосуды 119
получаем
о =(K/v)i>, (4.7)
8w = DPi/2o, (4.8)
5д„ = Р(^/4(т), (4.9)
VB = Оцил5цил + Одн5дн. (4.10)
Окончательно выражение для удельного расхода материала
Vb на цилиндрический сосуд с полусферическими днищами
принимает вид
rB = (2S-2+p)(S-l/3). (4.11)
Из рис. 4.1 видно, что при S= 1 получается сфера с V*B = 1,5.
Приведены кривые V*B для сосудов с полусферическими
днищами и с толщиной днища, равной половине толщины стенки
цилиндра (Р = 1), а также с толщиной днища, равной
толщине стенки цилиндра ((3 = 2). Днища, выпуклость которых
меньше, чем у полусферических, требуют соответственно
вдвое больше материала (р = 2). В этом случае выгодны
высокие значения S, тогда как при р = 1 они нежелательны.
В любом случае VB стремится к 2,0 для очень вытянутых
сосудов (S->oo). Для больших вертикальных сосудов
гидростатическое давление становится существенным, сдвигая
оптимум в сторону меньших значений S.
4.1.2. Оптимальная площадь поверхности
Площадь поверхности сосуда оказывает влияние на
начальные затраты как сама по себе, так и через
дополнительную толщину стенок, возможную облицовку или защитное
антикоррозионное покрытие и теплоизоляцию. Площадь
поверхности тоже влияет на текущие затраты, так как от нее
зависят тепловые потери. Поэтому нужно стремиться к тому,
чтобы площадь поверхности была по возможности меньше.
Удельную площадь поверхности можно определить
следующим образом:
СГ = 0/1/Р, (4.12)
0 = 0^ + 0^. (4.13)
На рис. 4.2 она показана для полусферических и плоских
днищ в зависимости от S, при этом опять принято, что s <^ Da
(«тонкая» стенка). И в этом случае сферическая форма
остается наилучшей. Однако в отличие от удельного' расхода

120 Глава 4
Рис. 4.2. Удельная площадь
поверхности О* цилиндрических
сосудов в зависимости от удлинения
S = HID.
1 — сосуд с полусферическими
днищами; 2 — цилиндрическая часть сосуда
с полусферическими днищами; 3 —
сосуд с плоскими днищами; 4 —
цилиндрическая часть сосуда с
плоскими днищами.
материала V*B удельная площадь поверхности сосуда не
приближается к асимптотическому значению, а монотонно
возрастает с увеличением 5 и, более того, зависит от
абсолютного объема сосуда
o = 0/Vi = 0*/Vlt. (4.14)
Поэтому с точки зрения минимизации площади поверхности
один большой сосуд лучше, чем несколько малых.
4.1.3, Ограничения
Существуют, конечно, технологические и экономические
ограничения размеров сосудов. Они обусловлены рядом
факторов.
а) Ограничения могут налагаться на толщину стенок. Они
связаны с тем, что свыше определенной толщины sMaKC
(задаваемой стандартом) может потребоваться отжиг стенок
или всего сосуда. Это значительно увеличивает стоимость
сосуда, особенно если некоторые из сварных швов
выполнены по месту. Для данной марки стали это ограничение
может быть выражено количественно в ограничении диаметра
сосуда, которое задается соотношением
£><£>ма
: 2sMaKCa/p^
(4.15)
б) Ограничения на диаметр сосуда могут налагаться и
возможностями изготовления или транспортировки.
Для сосудов, работающих под нормальным давлением,
ограничения по D и Н задаются гидростатическим давлением
среды с плотностью р:
p-pgtf, (4.16)
DH < (D#)MaKC = 2Wa/P£. (4.17)

Аккумулирующие сосуды 121
в) Могут также существовать ограничения по абсолютной
высоте резервуара Н (из-за давления ветра, движения
воздушного транспорта и т. п.) или по давлению на фундамент,
которое в соответствии с (4.16) также зависит от Я.
4.1 А. Общая оптимизация
Действительный оптимум площади поверхности в
зависимости от D и Н зависит от ограничений, действующих в
данном конкретном случае. На рис. 4.3 в логарифмических
координатах показана зависимость V от D с // в качестве
параметра для цилиндрического сосуда с плоскими днищами.
Зависимости DH = const, Я = const, H/D — const
представлены семействами параллельных линий. Кроме того, показано
семейство кривых о = const, где о зависит от D, Н и S:
О DnH + 2D27t/4 4.2 1 [л . 0/сч ,. 1Q4
0 = -vT= ВЪН/4 =1Г+1Г = ТГ(4 + 2/^ <4Л8>
Из-за того что зависимость построена в логарифмических
координатах, кривые о = const конгруэнтны и располагаются
параллельно линии H/D => S = const.
Форма и размеры сосуда с минимальной площадью
поверхности получаются введением в диаграмму
соответствующих ограничений и отыскиванием оМин вдоль линий
ограничения. В результате получается действительный минимум,
определяемый касательной к о-кривой или ограничивающей
линией. В частных случаях минимум будет характеризоваться
разными точками.
Для сосуда с заданным объемом Омин находится на
касательной V/=Vi = const к о-кривой, т. е. при S = H/D =\.
Для баков без избыточного давления омин находится там, где
линия (£>#)макс касается о-линии. При S = H/D = 0,5 это
всегда будет так. Действительный минимум также может быть
найден путем подстановки (4.17) в (4.18) и приравнивания
производной нулю. Значение Омин получается при
Д = л/2 д/25макс(У , #= * a/SEE. (4.19)
Так как в расчетах используется $макс, то при омин будет
минимальным и V*B.
Для сосуда ограниченного диаметра и неограниченного
объема S = оо приводит к оМин как к ограничивающей линии
минимума. Это, конечно, не вполне корректно для
вертикальных сосудов, где следует учитывать и гидростатическое
давление.
Ограничение Н без ограничения V приводит к
ограничивающей линии минимума при S = 0, если нет другие
ограничений.

122 Глава 4
Рис. 4.3. Зависимость объема V цилиндрических сосудов с плоскими
днищами от диаметра D.
Размер и форма сосудов, выбранные в соответствии
с минимумом требуемого материала (т. е. минимумом V*B
согласно рис. 4.1), с одной стороны, и в соответствии с
минимумом площади поверхности омин (с использованием рис. 4.2 и
4.3) — с другой, нередко получаются разными. Для
окончательной оптимизации требуется специальный
параметрический анализ или по крайней мере сравнительный стоимостный
анализ некоторых перспективных альтернативных вариантов
с учетом оценок затрат на каждый вариант сосуда и его
элементов.
Обычно для вертикальных сосудов давления с выпуклыми

Аккумулирующие сосуды 123
днищами выбирается S « 4, а для горизонтальных S > 4,
в особенности если имеются ограничения по диаметру. Для
сосудов без избыточного давления с плоскими днищами
выбирается 5 « 1 (если нет ограничений по толщине стенки)
или 0,5 < S < 1 (если есть такие ограничения).
4.2. Внутренние устройства
Внутренние устройства аккумулирующих сосудов
предназначаются для обеспечения эффективных операций зарядки и
разрядки.
4.2.1. Внутренние устройства аккумулирующих сосудов
со скользящим давлением
Правильная зарядка аккумулирующих сосудов со
скользящим давлением пара, заполняющего сосуд, должна
протекать при конденсации пара с малым температурным
расслоением (или без него) и с малым перепадом давления. Лучше
всего это сделать созданием направленной циркуляции воды
в сосуде. Для организации такой циркуляции пар может
вдуваться в сосуд через его нижнюю часть. В этом случае,
однако, зарядное давление пара должно быть значительно
выше давления аккумулирования, что приводит к увеличению
перепада давления и эксергетических потерь. С другой
стороны, вдув пара в верхнюю часть сосуда (паровую подушку)
позволяет избежать существенных потерь давления. Однако
при этом нагревается (за счет конденсации) только верхний
слой воды, следствием чего становятся значительные потери
аккумулирующей емкости. Поэтому при зарядке пар обычно
вводится в верхнюю часть объема воды (рис. 1.23). Для
создания направленной циркуляции воды сосуд снабжен
сепаратором, разделяющим зоны нисходящих и восходящих токов.
В зоне восходящих токов установлены зарядные сопла. Они
направлены вверх и создают динамические силы на
поверхности нагретого слоя.
При правильной разрядке аккумулирующего сосуда со
скользящим давлением из объема воды, содержащейся в
сосуде, должен генерироваться пар с малой влажностью, а
паровая подушка должна иметь как ^ можно меньший объем
(чтобы не завышать емкость сосуда). Этот объем, однако,
должен быть достаточным для того, чтобы обеспечить
удовлетворительное разделение пара и воды гравитационными
силами. При выборе размеров сосуда должно быть учтено
повышение уровня воды в начале процесса разрядки, когда
в верхней части сосуда, а затем и в нижней будут возникать
паровые пузырьки, Поднятие уровня воды может быт*>, однако,

124 Глава 4
ш/тщу*-
Рис. 4.4. Циркуляция во время разрядки
аккумулятора со скользящим давлением [4.5]
/ — сосуд, 2 — предохранительный клапан, 3 —
проушина, 4 — лаз, 5 — линия слива, 6 — отверстие для
установки датчика уровня, 7 — линия зарядки
паром; 8 — кольцевое зарядное сопло; 9 — линия
разрядки насыщенным паром, 10 — сепараторы, // —
цилиндрическая направляющая труба, 12 — верхний
уровень воды; 13— нижний уровень воды; 14 —
направление циркуляции во время разрядки
значительно снижено созданием как можно ранее
направленной циркуляции воды. Направляющие цилиндры,
установленные для создания циркуляции воды при зарядке,
используются также во время разрядки. Они должны находиться
значительно ниже минимального уровня воды (который может
быть определен, как показано на рис. 2.3), для того чтобы
избежать нарушения циркуляции. Над ними устанавливаются
сепараторы в виде усеченных конусов с тем, чтобы
сконцентрировать паровые пузырьки и таким образом разделить зоны
восходящих и нисходящих токов в начале разрядки.
Перевернутое расположение усеченных конусов (рис. 4.4)
предпочтительнее, так как в этом случае тепло от стенок,
освобождающееся во время разрядки, стимулирует циркуляцию [4.5].
Интенсивная циркуляция сводит к минимуму подъем уровня
воды. Это важно не только в начале разрядки, но и позже,
когда давление падает, а содержание воды в парожидкостной
смеси уменьшается; при этом удельный объем пара
увеличивается, происходит разбрызгивание и вспенивание воды, что
требует для разделения фаз большей паровой подушки в
сосуде. Дальнейшее улавливание и отвод влаги происходят в
осушителе, установленном в зоне выхода пара аналогично

Аккумулирующие сосуды 125
барабанам паровых котлов. В длинных горизонтальных
сосудах для отделения влаги может быть использована
горизонтальная перфорированная разрядная труба. Сопло Вентури
на выходе будет ограничивать расход пара при разрядке в
экстремальных случаях (например, при разрушении трубы).
Кроме зарядного и разрядного оборудования
аккумуляторы со скользящим давлением снабжаются оборудованием
для контроля уровня воды. Если аккумулятор заряжается
насыщенным паром, то при разрядке получается меньшее
количество пара вследствие потерь через изоляцию.
Соответственно уровень воды повысится и время от времени
потребуется отводить жидкость. Если аккумулятор заряжается
перегретым паром, то уровень воды может либо повышаться,
либо понижаться; он понижается, если степень перегрева
превышает тепловые потери за цикл. В последнем случае в
аккумулирующий сосуд следует добавлять воду или снижать
температуру пара (например, используя дозирующий впры-
скиватель).
Зарядка аккумулирующего сосуда со скользящим
давлением с разрядкой горячей водой и внешней генерацией пара
(расширительного типа) может быть осуществлена
аналогично аккумулированию со скользящим давлением и
внутренней генерацией пара, либо заполнением горячей водой
(подобно вытеснительному аккумулированию), либо, наконец,
одновременным заполнением водой и паром (например,
путем предварительного нагрева воды в верхней части сосуда).
Для разрядки никаких внутренних устройств не требуется.
4.2.2. Внутренние устройства
для аккумулирующих сосудов с вытеснением
Внутренние устройства в сосудах с вытеснением
предназначаются для того, чтобы свести к минимуму температурное
выравнивание между горячей и холодной частями объема.
Температурное выравнивание означает потери эксергии и
емкости аккумулирования; кроме того, к концу разрядки
температура так или иначе снижается.
Существует пять механизмов температурного
выравнивания:
1) турбулентное смешение во время операций зарядки и
разрядки;
2) осевая теплопроводность от горячей аккумулирующей
среды в верхней части сосуда к холодной в нижней его части;
3) теплопроводность вдоль стенки сосуда и/или в обшивке
сверху вниз;
4) тепловые потери в окружающую среду через
поверхность цилиндрической части и днищ сосуда;

126 Глава 4
Рис. 4.5. Внутренние устройства вертикального
аккумулирующего сосуда вытеснительного типа
[6.21].
/—5 — то же, что и на рис. 4.4; 6 — отверстие для
датчиков температуры; 7 — линия холодной воды;
8 — нижнее распределительное устройство; 9 —
теплоизолированная линия горячей воды; 10 — верхнее
распределительное устройство; //— компенсатор;
12 — дренажная линия; 13 — уровень воды; 14 —
переходная зона.
5) смешение вследствие циркуляции, обусловленной
поверхностными потерями (в системах с малой высотой столба
жидкости, например в аккумулирующих прудах,
неустойчивость может быть вызвана интенсивным охлаждением
поверхностного слоя).
Для снижения потерь от турбулентного смешения (п. 1)
применяются внутренние устройства, способствующие
снижению входной скорости и распределению потока по всему
поперечному сечению. На рис. 4.5 показаны внутренние
устройства вертикального сосуда такого типа [6.21], а на рис. 4.6 —
бак нормального давления с плавающей верхней частью,
которая позволяет приспосабливаться к изменениям уровня
воды [4.6].
В отличие от процессов турбулентного смешения осевая
теплопроводность (п. 2) может быть описана аналитически
[4.7]. Одномерное уравнение теплопроводности дает
локальное распределение температур по времени в любой точке
внутри сосуда. С течением времени температура
выравнивается. На рис. 4.7 показано распределение относительной
температуры по безразмерной высоте вертикального сосуда
с безразмерным временем (число Фурье)
<z = at/X2 (4.20)

Аккумулирующие сосуды 127
Pttc. 4.6. Вытеснительный аккумулятор под атмосферным давлением с
плавающим зарядно-разрядным устройством (размеры в мм) [4.6].
в качестве параметра, где а = Х/рс —
температуропроводность (м2/с), t — время (с), X — расстояние от днища сосуда
до центра переходной зоны (м).
Например, в вертикальном сосуде с Я =12 м,
заряженном наполовину, X = Я/2 = 6 м, при рабочей температуре
260/60°С, средней температуре воды 160°С (Х=0,69 Вт/(м-К),
р = 910 кг/м3, с = 4320 Дж/(кг-К)), а = 0,69/910-4320 =
= 0,17-Ю-6 м2/с, после времени существования переходной
зоны в течение 12 сут (t =s 1036 800 с) т составляет 0,005. Если
переходную зону определить как участок, где температура
находится между 250 и 70 °С (7 = 0,95 и 0,05), то высота зоны
определяется как (0,575—0,425) Я и оказывается равной
0,15 Я, или 1,8 м.
Теплопроводность стали (35 Вт/(м-К)) примерно в 50 раз
больше, чем воды (0,698 Вт/(м-К)). Следовательно, несмотря
на меньшее поперечное сечение, передача тепла
теплопроводностью вдоль стенок сосуда больше, чем в аккумулирующей
среде. Для сосуда с диаметром 3 м и толщиной стенки 50 мм,
рассчитанного на давление 5,5 МПа, отношение площадей
поперечных сечений жидкости и стенок около 0,06 и
эффективная теплопроводность примерно в 4 раза больше, чем у
воды. Время, после которого будет достигнуто температурное
распределение, соответствующее т = 0,005, для такого сосуда
в действительности оказывается равным 3 сут.
Были предложены теплоизолированные разделяющие
тарелки, плавающие между горячей и холодной водой [4.24].

128 Глава 4
Рис. 4.7. Распределение относительной температуры по безразмерной
высоте сосуда с числом Фурье т = at/X2 в качестве параметра [4.7].
Эти тарелки уменьшают турбулентность и передачу тепла
теплопроводностью по воде, но не изменяют теплопроводности
стенок.
Как видно из уравнения (4.20), высокие сосуды позволяют
решить эту задачу другим, более простым путем.
4.3. Сварные сосуды давления
Оборудование, конструкция, испытания и работа сварных
сосудов, работающих под давлением, определяются
государственными и международными стандартами [4.4]. Отжиг
сварных швов должен проводиться при толщине стенок
^ 30 мм в соответствии со стандартами ФРГ и 38 мм
(1,5 дюйма) в соответствии с нормами ASME.
На фиг. 4.8 показан вертикальный сосуд-аккумулятор с
полусферическими днищами, работающий при скользящем
давлении, предназначенный для сталелитейного производства
в США; он обеспечивает выравнивание расхода пара, посту-

Аккумулирующие сосуды 12^
Т
Рис. 4.8. Два вертикальных
аккумулятора со скользящим
давлением, построенные для
сталелитейного комбината США (Waag-
ner-Biro AG).
/.=s=i45 м*. ^=»Ь.0МПа, размеры а мм*
пающего из котла-утилизатора печи с кислородным дутьем.
Основные данные сосуда: //=19,2 м, D = 3,2 м, S = 6,0,
Vi = 145 м3, pi = 6,0 МПа, масса 150 т (близка к предельно»
допустимой для западноевропейских железных дорог).
Паровая подушка в заряженном состоянии составляет 10%.
Сосуд имеет четыре опоры (одна из них жестко закреплена),
платформу, лестницу для осмотра и контактный осушитель.
4.4. Подземные резервуары давления
Подземным аккумулирующим резервуарам [4.8]
свойственны некоторые преимущества по сравнению с наземными,
а именно:
а) практически полное отсутствие технических и
экономических ограничений размеров;
б) меньшая удельная стоимость по сравнению с
наземными сосудами, особенно для сосудов больших размеров;
в) безопасность эксплуатации;
г) возможность использования поверхности земли над
аккумулятором для нужд станции.

130 Глава 4
Подземные аккумулирующие резервуары имеют и
недостатки:
а) дополнительные требования специальных геологических
условий;
б) затруднительность осмотра и контроля;
в) отсутствие опыта строительства горячих подземных
сосудов или сосудов с меняющейся температурой.
4.4.1. Аккумулирование сжатого воздуха в соляных полостях
Соляные полости создаются вымыванием соли (рис. 4.9)
[4.9]. Резервуары давления, изготовленные таким образом,
герметичны и могут быть использованы для аккумулирования
сжатого воздуха без облицовки. В конструкции разрядного
трубопровода и турбины необходимо учесть вынос соли во
время разрядки. Первый аккумулятор такого рода был
построен в Гунторфе (ГДР) для установки аккумулирования
энергии посредством сжатого воздуха (разд. 7.3.2 и рис. 7.5).
В табл. 4.1 приведены основные данные этих резервуаров
НД 7.6].

Аккумулирующие сосуды 131
Таблица 4.1. Основные данные работающих под давлением резервуаров
установки для аккумулирования энергии посредством сжатого воздуха
в Гунторфе [4.9, 7.6]
Число резервуаров
Тип
Общий объем
Емкость аккумулятора
Глубина (верх/низ)
Диаметр
Толщина слоя соли над полостью
Толщина слоя соли между i
Овальность полости
Тип аккумулятора
[ТОЛ остями
Рабочее давление (верхнее/нижнее)
Максимальное допустимое
Максимальная скорость
понижения давления
Максимальная скорость
повышения давления
Максимальная температура
давление
воздуха
2
Соляная полость
150 000-2 = 300 000 м3
290МВт-2 ч = 580 МВт-ч
650/800 м
80 м (макс.)
100 м (мин.)
160 м (мин.)
2: 1
Пневматический со скользящим
давлением (воздух)
6,5/4,5 МПа
10,0 МПа
1,0 МПа/ч
0,25 МПа/ч
50 °С
4.4.2. Вытеснительное аккумулирование
с использованием горячей воды в скальных пустотах
На рис. 4.10 показан предложенный Маргеном [4.10] вы-
теснительный аккумулятор на горячей воде в скальных
пустотах для генерирования пиковой мощности при работе
совместно с атомными электростанциями. Горячая вода под
давлением ~ 3,0 МПа с температурой 217/73 °С аккумулируется
на 60-метровой глубине в тонкостенном стальном резервуаре,
теплоизолированном снаружи. Для поддержания в зазоре
между стальным резервуаром и забетонированными стенками
скальной полости давления, соответствующего давлению воды
в верхней части резервуара, используется компрессор.
Выравнивание давления обеспечивается вытеканием воды иэ
резервуара в уравнительный сосуд, после которого вода
поступает в дегазатор. Таким образом, бак рассчитан только на
собственное гидростатическое давление. Для того чтобы при
разрядке избежать испарения движущейся вверх горячей
воды, производится наддув аккумулирующего сосуда.
Эта техника использовалась в Канаде (рис. 4.11, табл. 4.2
(4.11]) и была признана вполне приемлемой.

t32 Глава 4
Рис. 4.10. Вытеснительный аккумулятор на горячей воде в скальных
пустотах [4.10].
Л - уплотнение: В _ сосуд «.««^«.«"ТзЙ.Й.Г/5^"^^^^"
ГГ;адГлГвГу^ Г^4яЕ^г« яля предотвраи1ения
попадания газа; у- источник пара для создания давления.
4.4.3. Аккумулирование энергии
с использованием горячей воды
при скользящем давлении в скальных полостях
Использование сжатого воздуха для передачи давления в
шлости при аккумулировании со скользящим давлением
невыгодно В американской работе [4.8] описывается метод
пеоедГчи усилия от обшивки к стенкам полости через 12-дюи-
MOBbfft (304 8 мм) высокотемпературный высокопрочный
бетон На Рис 4 12 показана стенка подземного сферического
сосуда давления. Стальная обшивка болтами длиной ~ 1 м
связана со скальной породой, служащей теплоизоляцией.

Аккумулирующие сосуды 133
Таблица 4.2. Характеристики вытеснительного аккумулятора в скальной
полости, работающего на горячей воде [4.11]
Количество сосудов
Общий объем воды
Общий объем полости
Емкость аккумулятора
Тип аккумулятора
Температура воды
(верхняя/нижняя)
Давление насыщения
Температура воздуха в зазоре
Глубина аккумулятора
Давление вытеснения
6
15 000-6 = 90 000 м3
205 000 м3
417 МВт-8 ч~33 000 МВт-ч
Вытеснительный (вода)
265/95 °С
5,1 МПа
65 °С
550 м
9,5 МПа
Обшивка сварена по месту. Возникающий в скальной породе
тепловой поток формирует соответствующий профиль
температур. Затраты на повышенные тепловые потери во время
первых нескольких лет эксплуатации включаются в
начальные капиталовложения. Для сферического резервуара
диаметром ~ 100 м капиталовложения на дополнительное тепло
-сравнимы со стоимостью тепловой емкости такого резервуара
в скальной породе [4.8].
На рис. 4.13 показан подземный аккумулятор со
скользящим давлением. Он снабжен двумя парораспределительными
• 1
S
.:''<}'.'-У-'}'У'У
СМ
Г 1
i •....
'U::h':':.
V
1
\
'■/'. '•'•'':'.: }•:;: «-.'ЛГА»
ГГ^в&
Хх \
/ \
26м
3
и
%'
'.'•'•:'.• 4
Г
tt
fc:v:v
1
Рис. 4.11. Сосуд вытеснительного аккумулятора на горячей воде в
скальной полости [4.11].

134 Глава 4
Рис. 4.12. Стенка полости подземного аккумулятора со скользящим
давлением [4.8].
/ — водонепроницаемое отверстие, залитое цементным раствором (до тоебуемой
глубины); 2 — короткие анкерные болты (~1м) для поддержки проволочной сетки
и обшивки; 3 — изолирующие отверстия; 4 — анкерные болты (1,5—9,2 м); 5 —
проволочная сетка; 6 — высокотемпературный высокопрочный бетон (слой толщиной
~30 см); 7 — стальная обшивка; 8 — сварной шов; 9 — узел соединения с обшивкой;
10 — торкрет-бетон (или его эквивалент).
кольцами для снижения потерь давления во время зарядки;
нижнее работает на начальной стадии зарядки, а верхнее —
на конечной стадии.
Давления зарядки 7,5 МПа и разрядки 4,0 МПа выбраны
для работы аккумулятора в системе с атомными
электростанциями типа PWR и BWR и 13,0/7,5 МПа для работы с
тепловыми электростанциями на органическом топливе. В обоих
случаях температурный интервал цикла равен 40 К.
Плотность эксергии низка (25 или 29 кВт-ч/м3 соответственно), и

Аккумулирующие сосуды 135
\у/шшж$у/ ттшшш^й
Рис. 4.13. Оборудование и внутреннее устройство подземного аккумулятора
со скользящим давлением [4.8].
/ — паровые линии для подвода или вывода энергоносителя; 2 — бетонная пробка;
3 —клапан, 4 — уровень нагретой воды; 5 — нижний уровень воды; 6 — верхнее
паровое зарядное кольцо; 7 — цилиндрический сепаратор; 8 — нижнее паровое
распределительное кольцо
поэтому необходимый объем велик, но и КПД
аккумулирования высок (около 90 %).
На рис. 4.14 показано общее устройство такой станции.
Полость находится на глубине, для которой статическое
давление породы в 1,33 раза больше максимального давления
аккумулирования. Это обеспечивает сжатие породы по
границам полости и препятствует распространению трещин. Для

136 Глава 4
Рис. 4.14. Общий вид атомной электростанции, снабженной подземными
аккумуляторами со скользящим давлением.
максимального давления 7,5 МПа и плотности скальной
породы 2500 кг/м3 глубина местоположения полости равна
1,33-7,5-106/2500.9,81 « 400 м.
4.4.4. Эластичные оболочки
Предложено также [4.12] располагать аккумуляторы
горячей воды под водой или в глубине сыпучего грунта
(например, песок в пустыне), используя гидростатическое давление
для уравновешивания внутреннего давления.
Резервуар в этом случае создается посредством
эластичной мембраны с соответствующей тепловой изоляцией
(которая также должна быть эластичной) на наружной или
внутренней стороне (рис. 4.15).

Аккумулирующие сосуды 137
Рис. 4.15. Заглубленный эластичный аккумулятор.
/ — форма поверхности при разряженном состоянии аккумулятора; 2 —- сыпучий грунт
•(песок); 3 — эластичная оболочка; 4 — аккумулирующая жидкость.
При установке аккумулятора в море потребуются
надлежащие опоры. Из-за более низкой плотности морской воды и
сухого песка по сравнению со скальными породами резервуар
такого рода придется помещать даже глубже, чем скальные
пустоты, описанные выше.
4.5. Предварительно напряженные сосуды давления
4.5.1. Общие соображения
Предварительно напряженные сосуды давления
отличаются от сварных сосудов специальными элементами,
установленными для выполнения различных функций:
—пространственная устойчивость обеспечивается стенкой
сосуда, которая находится под определенным напряжением
и либо однородна, либо состоит из частей в форме колец или
секторов;
— арматура, состоящая из стальных тросов,
предварительно напряжена, так что они находятся под действием
чистого растяжения;
— внутреннее давление снижает напряжение сжатия в
стенке сосуда и до некоторой степени увеличивает натяжение
арматуры;
— изолирующие функции выполняет обшивка
(облицовка), так как сама стенка сосуда может быть негерметичной
или нестойкой к аккумулирующей среде;
— стенка сосуда должна обеспечивать достаточную
пространственную устойчивость и сопротивление сжатию при
рабочих температурах;
— материал арматуры должен иметь высокий предел
текучести при рабочих температурах и низкие остаточные
деформации;
— материал облицовки должен обладать низким модулем
упругости, высокой вязкостью и стойкостью в
аккумулирующей среде.

138 Глава 4
Еще одним важным элементом является тепловая
изоляция. Возможны различные ее варианты, которые обычно вы*
бирают из конструктивных соображений с учетом теплофизи-
ческих и механических характеристик материала.
а) Холодная облицовка. Теплоизоляция находится на
поверхности облицовки в контакте с аккумулирующей средой.
Осмотр облицовки затруднен.
б) Горячая облицовка. Теплоизоляция находится между
облицовкой и стенкой сосуда и должна поэтому противостоять
внутреннему давлению. Облицовка должна воспринимать
деформации, связанные с тепловым расширением, и поэтому
должна быть упругой.
в) Горячая облицовка/горячая стенка сосуда.
Теплоизоляция располагается между стенкой сосуда и арматурой и
поэтому должна противостоять давлению. Стенки сосуда
должны иметь высокую теплопроводность и достаточную
усталостную прочность. Более того, во время нагревания стенки
сосуда предварительно подвергаются напряжению в
результате теплового расширения.
г) Горячая облицовка/горячая стенка сосуда/горячая
арматура. Теплоизоляция находится снаружи арматуры, так
же как и на сварных сосудах, работающих под давлением.
При рабочих температурах требуется высокая прочность и
низкая пластическая деформация тросов.
Предварительно напряженные сосуды давления в
зависимости от материала стенки бывают двух видов:
— предварительно напряженные бетонные сосуды
давления (ПБСД);
— предварительно напряженные чугунные сосуды
давления (ПЧСД).
Так как прочность бетона при повышении температуры
резко снижается, для бетонных сосудов применимы только
варианты (а) и (б) конструкции. Чугунные сосуды могут
иметь любую из указанных выше конструкций.
Основное преимущество предварительно напряженных
конструкций по сравнению с подземными резервуарами давления
состоит в том, что, находясь на поверхности земли, они более
удобны в отношении обслуживания и ремонта. Так же как и
сварные сосуды, они пригодны для установки почти в любом
месте. Преимущества предварительно напряженных
конструкций по сравнению со сварными сосудами давления
следующие:
— возможность сборки на месте и, следовательно,
возможность создания и использования очень крупных сосудов;
— повышенная безопасность благодаря избыточному
количеству тросов арматуры и также из-за тенденции к
уменьшению разброса нагрузок при высоких давлениях;

Аккумулирующие сосуды 139
— более широкие технологические допуски по давлению
и объему.
4.5.2. Предварительно напряженные
бетонные сосуды давления
На основе опыта эксплуатации ПБСД для газоохлаждае-
мых реакторов [4.13] введены нормативы на проектирование
ПБСД, действующие в США [4.14], Великобритании [4.15]
и Франции [4.16]. Прочностной анализ ПБСД довольно
сложен. Теорию тонких упругих оболочек обычно нельзя
применить непосредственно; трудно также рассчитать переходные
зоны, например, от цилиндрической части к плоскому днищу.
Поэтому обязательны модельные испытания. По нормативам
ASME [4.14], например, требуются модели в масштабе 1:4
для оценки долговременных характеристик и 1 : 14 для
испытаний на нагружение и разрушение.
Напряжения классифицируются в соответствии с
категорией нагрузки. Согласно нормативам ASME, в отношении
напряжений налагаются следующие ограничения.
Бетонный наполнитель. Главные напряжения сжатия не
должны превышать 0,ЗСав, Сж, где значение С(^ 1) зависит
от того, одномерно, двумерно или трехмерно напряжение.
Напряжения растяжения не допускаются. Максимально
допустимая температура тела бетона 65 °С, а отдельных «горячих
точек» 120°С.
Арматура. Продольная нагрузка на разрыв должна быть
меньше, чем 0,7ав или 0,8а>т. Максимально допустимая
температура 65 °С.
ПБСД рассчитываются на нагрузку, превышающую
рабочее давление в 1,2 раза, и на температурный градиент в
стенке, в 1,5 раза превышающий номинальную величину. Струны
арматуры должны выдерживать напряжение, превышающее
не менее чем в 2—2,5 раза расчетное. С учетом допустимой
температуры бетона, сравнительно низкой теплопроводности
и большой толщины стенки возможен только вариант
холодной стенки сосуда. Более того, даже если в стенке нет
тепловыделения, как в сосудах атомных электростанций,
необходима система охлаждения бетона.
Условия работы аккумулирующих ПБСД горячей воды в
отношении давления, температуры и свойств среды
аналогичны условиям работы сосудов BWR или PWR. Однако ПБСД
для BWR и PWR еще не построены, хотя и существует
множество проектных вариантов; основные трудности здесь
связаны с конструкцией облицовки и тепловой изоляцией.
Некоторые варианты кратко характеризуются ниже.
а) Шведский вариант ПБСД для BWR (рис. 4.16) [4.17].
Этот сосуд имеет холодную облицовку и цилиндрический за-

140 Глава 4
Рис. 4.16. Шведский вариант ПБСД для BWR [4.17] (слева).
/ — пар; 2 —оболочка; 3 — изоляция; 4 — насыщенная вода; 5 — газ; 6 — обшивка;.
7 — бетон; 8 — охлаждаемый вход; 9 — водяной затвор; 10 — охлаждаемый выход;
// — система охлаждения обшивки.
Рис. 4.17. Западногерманский вариант ПБСД для BWR [4.18] (справа)^
/ — продольные струны; 2— опорные элементы; 3— стальная обшивка; 4 —
бетонная оболочка; 5 — облицовка, теплоизоляция; 6 — круговые струны; 7 — выход пара;
8 — вход питательной воды; 9 — болты; 10 — бетон; //— система охлаждения
облицовки; 12 — система охлаждения днища; 13 — циркуляционный насос; /4 —
направляющие трубы регулирующих стержней; 15 — привод регулирующих стержней.
зор, заполненный азотом под давлением аналогично
воздушному зазору на рис. 4.10. Теплоизоляция плоского нижнего»
днища обеспечивается несколькими слоями неподвижной
воды.
б) Вариант ПБСД фирмы «Крупп» для BWR (рис. 4.17)
[4.18]. Он имеет горячую облицовку, а также теплоизоляцию»
под давлением с керамическими шариками в качестве
наполнителя.
в) Вариант ПБСД «Зайберсдорф» (рис. 4.18) [4.19].
В этом варианте применена горячая облицовка с низким*
коэффициентом теплового расширения, а также
теплоизоляция под давлением, выполненная из пористого бетона
(LBn 450) с низким коэффициентом теплопроводности. Основ-

Аккумулирующие сосуды 141
0J40
^^^
Рис. 4.18. Австрийский (Зай-
берсдорф) вариант ПБСД с
горячей облицовкой [4.19].
Экспериментальный сосуд
(размеры в см). / — предварительна
напряженное бетонное кольцо;
2 — кольцевой зазор; 3 —
опорное кольцо; 4 — горячая
облицовка; 5 — теплоизолирующий
бетон; 6 — контроль утечек; 7 —
внутренняя охлаждающая
система; 8 — межстенный зазор; 9 —
бетон; 10 — внутренняя
изоляция; // — опорные колонны;
12 — спиральные струны; 13 —
продольные струны; 14 —
внешняя система нагрева и
охлаждения; 15 — окружные струны.
нои корпус изготовляется из устойчивого к повышенным
температурам бетона, способного работать при температурах
100—120 °С и выше.
Простота конструкции сосудов-реакторов для
аккумулирования горячей воды является важным их достоинством.

142 Глава 4
Однако частота изменений температуры и давления в них
много больше, чем в реакторе, и проблемы теплоизоляции
в случае холодной облицовки и усталостных явлений в
горячей облицовке представляют определенные трудности.
4.5.3. Предварительно напряженные
чугунные сосуды давления
В начале 1960-х гг. вариант конструкции предварительно
напряженного чугунного сосуда был разработан и
реализован фирмой Siempelkamp Giesserei KG в Крефельде (ФРГ).
В этой конструкции используются сплошные или полые блоки
подходящего размера из чугуна, обработанные механически.
Точность их взаимного расположения обеспечивается
специальными фиксаторами. В дополнение к общим
преимуществам предварительно напряженных конструкций указывается
на ряд других достоинств чугунных сосудов [4.20—4.25]:
— чугун имеет высокую прочность на сжатие (около
1000 МПа, т. е. в 20 раз больше, чем у бетона), что позволяет
уменьшить толщину стенки и массу сосуда и основания;
— чугун применим при высоких температурах, так что для
него не требуется систем охлаждения стенки или облицовки;
— ПЧСД сооружаются из стандартных блоков,
выпускаемых промышленностью, и могут быть при необходимости
демонтированы и смонтированы вновь.
ПЧСД был разработан как альтернативный вариант для
западногерманского высокотемпературного реактора THTR
мощностью 300 МВт. В 1972 г. была построена и испытана
его модель в масштабе 1:7,5 (рис. 4.19). Первым
промышленным ПЧСД был аккумулятор энергии в виде сосуда
высокого давления, который использовался в системе привода
регулирующих стержней реактора THTR (рис. 4.20 и 4.21).
Его основные данные следующие [4.25]: аккумулирующая
среда — гелий; рабочее давление 23,0 МПа; внутренний объем
17,5 м3; общая масса 200 т. Для изготовления сосуда
использовались чугун с чешуйчатым графитом и струны арматуры
диаметром 7 мм из стали 1670 (предел текучести 1470 МПа,
предел прочности на разрыв 1670 МПа).
ПЧСД больших размеров были разработаны из чугуна с
чешуйчатым или сферическим графитом для
аккумулирования воздуха и горячей воды под давлением. Были
предложены ПЧСД для аккумулирования сжатого воздуха с целью
быстрого запуска газовой турбины мощностью 100 МВт
(разд. 7.3.3 и рис. 7.7).
На рис. 4.22 показан вертикальный ПЧСД объемом
2000 м3 на давление 6,0 МПа с холодной облицовкой,
предназначенный для аккумулирования со скользящим давле-

Аккумулирующие сосуды 143
Рис. 4.19. Экспериментальный сосуд ПЧСД на 9,0 МПа, построенный
фирмой «Зимпелькамп» в 1972 г. [4.20].
Рис. 4.20. ПЧСД рис. 4.21 перед отправкой заказчику (публикуется с
разрешения фирмы Siempelkamp-Steinmuller GmbH, Крефельд),

144 Глава 4
8042 ми
Рис. 4.21. Гелиевый ПЧСД на 23,0 МПа привода регулирующих стержней
установки в Шмехаузене (ФРГ) [4.25, 4.32].
/ — чугунная поверхность стенки; 2 — предварительно напряженное кольцо; 3 —
предварительно напряженный стержень; 4 — вентиляционная труба; 5 — обшивка;
6 — крышка лаза; 7 — газовый канал; 8 — закрепленная опора; 9 — деталь
напрягающей колодки с защитными пластинами; 10 — подвижная опора; // — труба слива.
нием. На рис. 4.23 представлен горизонтальный ПЧСД,
собранный из колец промышленного производства,
предварительно напряженных на заводе для создания в них окружных
напряжений. Кольца соединяются осевыми струнами в
модульный аккумулирующий сосуд вытеснительного типа, длина
которого и соответственно емкость могут быть выбраны в
зависимости от конкретных потребностей. Турбулентное
смешение устраняется применением лабиринтной системы,
аналогичной показанной на рис. 4.25. Были разработаны [4.23])
ПЧСД объемом до 8000 м3.
Входные и выходные патрубки расположены на днищах.
Кроме основных вводов для зарядной и разрядной труб здесь

Рис. 4.22. Вертикальный ПЧСД для аккумулятора со скользящим
давлением (с разрешения фирмы Siempelkamp Giesserei GmbH, Крефельд).
Объем 2000 м3, давление 6,0 МПа, размеры в мм. а — общий вид; б — конструкция
дниша.
/ — чугунный блок цилиндрической стенки; 2 — чугунный блок днища; 3 —
окружные струны; 4— продольные струны; 5 — теплоизоляция 6 — обшиэка; 7 —
крепление обшивки.
3 ю
Рис. 4.23. Горизонтальный ПЧСД для вытеснительного аккумулятора
горячей воды (с разрешения фирмы Siempelkamp Giesserei GmbH, Крефельд),
Объем 2000 м3, давление 6,0 МПа, размеры в мм. / — чугунные блоки; 2 —
окружные струны; 3 — продольные струны; 4 — теплоизоляция; 5 — обшивка; 6 —
крепление обшивки; /—демпфер; 8 — люк лаза; 0 — фундаментная плита; 10 — отверстия
для потока воды.

146 Глава 4
могут быть расположены подсоединительные штуцеры
меньших диаметров для предохранительного клапана, датчиков
давления, дренажных труб и т. д. С целью уменьшения числа
отверстий в днищах могут быть использованы коаксиальные
патрубки.
Патрубки соединены с корпусом сосуда посредством
фланца, защищенного от возможных движений облицовки.
Трубы больших диаметров могут быть снабжены вставками
с соплами Вентури для ограничения расхода в случае
разрыва трубы.
4.6. Сосуды, работающие под атмосферным давлением
Жидкие аккумулирующие среды, которые не требуют
создания избыточного давления при рабочей температуре
(например, вода ниже 100°С или высококипящие жидкости),
могут храниться в сосудах при атмосферном давлении.
Давление в таких сосудах определяется действием
гидростатического столба, а иногда и небольшим избыточным давлением
подушки инертного газа над жидкостью.
Оптимальная форма сосуда уже обсуждалась в разд. 4.1.4.
Относительная стоимость теплоизоляции, облицовки (если
таковая имеется) и коррозионной защиты в этом случае выше,
чем для сосудов давления. Поэтому сосуды, работающие при
атмосферном давлении, различаются в зависимости от
аккумулирующей среды и рабочей температуры.
4.6Л. Высокотемпературные сосуды
атмосферного давления
В случае высокотемпературных рабочих тел обычно
используются наземные резервуары, сделанные из
нержавеющей стали, если это необходимо в целях защиты от коррозии.
При аккумулировании расплавов солей, масел и жидких
металлов требуется атмосфера инертных газов. Такие сосуды
обычно работают под небольшим избыточным давлением,
чтобы предотвратить попадание воздуха.
В качестве примера на рис. 4.24 показан аккумулятор
теплоты фазового перехода, предложенный фирмой «Боинг» для
солнечных газотурбинных установок [2.30] как альтернатива
твердотельному аккумулятору, работающему под давлением.
Аккумулирующей средой служит эвтектическая соль 63NaF/
/37ZnF2, имеющая температуру плавления 640 °С. Она
находится в бетонном сосуде квадратного сечения объемом 722 м3;
сосуд теплоизолирован изнутри и герметизирован облицовкой
из сплава хастеллой-N. Тепло подводится к рабочему телу
(гелий под давлением 3,4 МПа) и отводится от него через

I
Аккумулирующие сосуды 147
XZ
~^J
He
Рис. 4.24. Аккумулятор теплоты
фазового перехода, предложенный
фирмой «Боинг» [2.30].
Ванна с расплавом фтористой соли
(Гпл=*640°С, рСр = 2,78 МДж/(м3-К),
Лпл=599,17 кДж'кг, fc = 4,3 Дж/(см-К),
Цена 0,97 долл/кг). температурный
перепад 267° С. / — крышка; 2 — уровень
земли; 3 — коллектор; 4 — соляная
ванна; 5 — теплообменные трубы; 6 —
коллектор.
Рис. 4.25. Аккумулятор вытеснительного типа с лабиринтными
разделителями.
/ — датчик автоматического выключения насосов; 2 — перепад уровней для
последнего водослива; 3— перепад уровней при максимальном расходе; 4 —
демпфирующая подушка; 5—зона смешения.
стенки труб. Аккумулятор обеспечивает работу солнечной
газовой турбины с выходной мощностью 50 МВт в течение
6 ч в отсутствие солнечного излучения.
4.6.2. Низкотемпературные сосуды
атмосферного давления
Вода — наиболее распространенная среда для
низкотемпературного аккумулирования энергии. Охлажденная вода,
используемая, например, в установках кондиционирования
воздуха, обычно имеет температуру ~5—15°С; для
аккумулирования энергии с целью обогрева и домашних нужд
используется горячая вода при температуре 30—95°С.

148 Глава 4
165 4 3 г
*&
* *
•;*; -к>;ч
Рис. 4.26. Стальной мембранный резервуар [4.27].
/—•герметичная крышка; 2 — ребро жесткости стенки; 3 —опоры днища; 4 —
опорные стойки крышки; 5 — теплоизоляция; 6 — опорные стойки стенки; 7 — боковая
стенка резервуара; 8 — уровень земли; 9 — уровень грунтовых вод.
Рис. 4.27. Скальная полость для
аккумулирования горячей воды в
Ликебю (Швеция) [4.28].
Объем 100 000 м3, перепад температур
90/40 °С. / — скальная полость; 2 —
туннель для ремонта и обслуживания;
3 — туннель для вывоза грунта; 4 —
трубопроводы зарядки и разрядки.
Разности температур и плотностей аккумулирующей и
обратной воды довольно малы. Однако если необходимо
избежать смешивания, могут быть рассмотрены варианты двух
(разд. 2.3.2 а) и более (разд. 2.3.26) аккумулирующих
сосудов или аккумуляторов с одним сосудом, снабженным
плавающим разделяющим диском. Если допускается некоторое
смешение, то применим лабиринтный разделитель (рис. 4.25)
[4.26]. Смешение необходимо учитывать как в
сосудах-аккумуляторах горячей воды (которые обычно имеют малые зна-

Аккумулирующие сосуды
nAq/WlTVWWtrWt^
Рис. 4.28. Прототип системы аккумулирования солнечной энергии в
грунтовых впадинах в Студсвике (Швеция), 640 м3, 70/30°С [4.27, 4.29].
7 — поворотная крышка; 2 — солнечный коллектор; 3 — теплоизоляция; 4 — горячая
вода; 5 - защитное покрытие; 6 — труба слива; 7 — водяные трубы; 8 — рефлектор.
чения H/D и большие площади смешивания), так и в
стальных мембранных резервуарах типа показанного на рис. 4.26
[4.27, 4.30].
Аккумулирующий резервуар горячей воды емкостью
25 000 м3 с Я/О = 0,43 (рис. 4.6) был переделан из большого
нефтяного танка [4.6]. Он используется в районных
теплосетях. Подводящая трубка — плавающая, так что она может
следовать за изменениями уровня воды. В верхней части
резервуара находится пар под небольшим избыточным
давлением (0,3 кПа), что позволяет избежать проникновения
воздуха. Стоимость заново построенного сосуда такого типа
оценивается в 107 марка/м3 (марки ФРГ по курсу 1979 г.) для
средних и 58 марка /м3 для очень больших сосудов.
На рис. 4.27 показана полость в скальных породах,
находящаяся в Ликебю (к северу от Уппсалы, Швеция). Полость
оборудована для сезонного аккумулирования солнечной
энергии, содержит 100 000 м3 воды, имеет кольцевую форму и не
теплоизолирована [4.28]. Интервал рабочих температур

Теплая вода (60 °С)
Зима
Л
Разделяющая
линия
Лето
Прохладная вода(~~ 25 Т)
Холодная вода(~ 8 °с)
1
Рис. 4.29. Шпедская схема озерного аккумулирования [4.31].
J — прозрачное покрытие; 2 — вода для охлаждения солнечного коллектора; 3 —
плавающие теплоизолирующие блоки из пенопласта; 4 — слой, поглощающий
солнечное излучение; 5 — поплавок; 6 — многослойный занавес с пенопластовой
изоляцией и стальными тросами для крепления грузил; 7 — вспомогательный якорь для
компенсации силы ветра; 8 — грузило; 9 — основной якорь.

Аккумулирующие сосуды 15J
90/40 °С. Прилежащие к полости слои скальной породы
принимают участие в тепловом аккумулировании энергии.
Предлагалось также использовать скальные полости
(и скважины), частично заполненные камнями. Такие
аккумулирующие системы несколько дешевле, и температурное-
расслоение в этом случае улучшается.
Другие схемы, такие, как резервуары в грунтовых
впадинах (рис. 4.28) [4.29], пруды с покрытием [4.30] и озера
с плавающими мембранами (рис. 4.29) [4.31], не являются;
сосудами в строгом смысле этого слова.
Другие схемы низкотемпературного теплового
аккумулирования могут даже не иметь четко очерченных границ,
например водоносные слои с аккумулированием посредством
горячей воды, подпочвенные слои гравия для тепловых
насосов и т. д. Эти схемы описаны в разд. 6.7.

5. Тепловое аккумулирование в промышленности
6.1. Общие соображения
Тепловое аккумулирование энергии (ТАЭ) используется в
промышленности уже в течение многих десятилетий [5.1, 5.2].
Более того, усовершенствованные методы экономии энергии
находят применение во все новых областях. Хотя тепловое
аккумулирование энергии само по себе не «экономит»
энергию в прямом смысле этого слова, а наоборот, ведет к эксер-
гетическим, а иногда и энергетическим потерям (гл. 3), оно
позволяет значительно облегчить управление потреблением
энергии в промышленности и соответственно снизить во
многих случаях потребление энергии извне. Как и у
энергетических установок, у систем ТАЭ три задачи:
а) покрытие пиковых тепловых нагрузок, например, в
случае обеспечения непрерывного теплопотребления или при
выполнении функций резервного парогенератора;
б) улучшение использования источников тепла и энергии,
например использование попутного или отработанного тепла
непрерывных процессов;
в) покрытие пиковых электрических и тепловых нагрузок
в промышленных установках комбинированной выработки
тепла и электричества.
В последнее время для ТАЭ используются отбор тепла от
дымовых газов основных кислородных печей и сухое
охлаждение (гашение) раскаленного кокса. В этих случаях
необходимо устранять негативный экологический эффект, т. е.
загрязнение воздуха, потребление воды на охлаждение,
гашение и т. д.
Из табл. 5.1 видно, что в промышленности нашли
применение в основном твердотельные высокотемпературные
аккумуляторы и аккумуляторы пара/горячей воды с
температурами до 300 °С [2.15]. Несколько типичных применений
описаны в последующих разделах.
В целлюлозно-бумажной промышленности системы ТАЭ
позволяют выравнивать нагрузку паровых котлов, в топках
которых сжигаются древесная щепа, кора и т. п. и
возможности которых поддерживать нагрузку ограниченны.
Примером другого типичного применения служит аккумулирование
пара в паровых сетях с бумагопрокатными станами в каче-

Таблица 5.1. Промышленные технологические процессы, при которых целесообразно тепловое
аккумулирование энергии
Железо и сталь
Предварительный подогрев воздуха для процесса горения
Генерирование пара с помощью продуктов сгорания
Отбросное тепло электродуговых печей
Отбросное тепло основных кислородных печей
Сухое тушение кокса
Бумага и целлюлоза
Отбросное тепло бойлеров
Бумажные барабаны
Обработка пищевых продуктов
Мойка
Обваривание
Пастеризация
Бланширование
Варка
Стерилизация
Текстиль
Подогрев красителя
Кирпич и керамика
Отходящее тепло периодических печей обжига
Нестабиль*
ность
процесса
М
Б
1 М
м
Б
Б
М
Б
Б
Б
Б
Б
Б
М
Б
Экономия
энергии
Б
Б
Б
Б
Б
Б
Б
Н
Н
Н
Н
Н
Н
Н
м
Температура,
°С
500—1350
250
500—1650
до 2000
1000
250
120—150
60
50—60
65
85
100—115
НО
90—120
250—350
Назначение
ТАЭ
ПС
ПС
ПС
ПС
ПС
ПС
ПС
пп
пи
пп
пп
пп
пп
пп
ПС
Технология
ТАЭ
р
ПА
р
1 ПА
нт
ПА
ПА
ГВ
ГВ
ГВ
ГВ
ПА
ПА
ПА
Н
Пояснение: М — небольшое; Б — большое; Н — неизвестно; ПС — переменное снабжение; ПП — переменное потребление; ПА — аккумулирование
пара со скользящим давлением: ГВ — баки горячей воды при атмосферном давлении; НТ — насадочный теплообменник; Р —
регенератор.

154 Глава 5
стве основных потребителей. В случае обрыва бумажного
.листа (который может происходить несколько раз в день) пар
будет уходить впустую в течение 5—10 мин. С помощью ТАЭ
этот пар вновь возвращается в цикл.
Существует ряд периодических процессов пищевой
промышленности, в которых используют горячую воду или пар
лри низких температурах (до 120°С). Здесь целесообразно
.аккумулирование горячей воды или пара.
В текстильной промышленности процессы отбеливания и
окрашивания тканей во многих случаях до сих пор остаются
периодическими и, следовательно, создают большие пиковые
'нагрузки.
Отметим также, что утилизация отработанного пара печей
периодического действия в керамической промышленности
•является одним из перспективных применений систем ТАЭ.
5.2. Твердотельное аккумулирование
5.2.1. Регенераторы
Регенераторы (т. е. теплообменники, аккумулирующие и
выделяющие энергию в твердой насадке (матрице), через
которую проходят попеременно два газовых потока)
используются для предварительного нагрева поступающего в топку
©оздуха. Нагрев производится горячими газами печей с
открытыми топками, стекловарочных печей, коксовых печных
батарей и печей с наддувом (3.3, 5.4]. Если твердотельная
насадка неподвижна, а два газовых потока периодически
переключаются и попеременно ее омывают, то при этом можно
использовать по крайней мере два регенератора: один — в
режиме нагрева, другой — в режиме охлаждения. Если насадка
может перемещаться по отношению к указанным газовым
потокам, то переключение не требуется.
Основное преимущество регенераторов состоит в том, что
они позволяют достичь очень высокой температуры воздуха,
•используя недорогие материалы, такие, как окиси магния
(MgO), алюминия (А120з), кремния (Si02) или чугун, без
серьезных проблем в отношении герметизации и теплового
расширения. Геометрия насадки обычно очень проста.
На рис. 5.1 показаны насадочные устройства с шахматным
и сотовым расположением элементов. В регенеративных
подогревателях стекловарочных печей следует учитывать влияние
загрязнения и износа на укладку насадки.
В газоходах используются насадки с шахматным
расположением элементов типа рис. 5.1, а, изготовляемые из окиси
магния или хрома [5.5]. Для таких насадок характерны
удельная поверхность 12—16 м2/м3, свободный объем 60—
74% и ширина каналов 140—170 мм.

Тепловое аккумулирование в промышленности 155
Рис. 5.1. Насадочные устройства регенеративных подогревателей (размеры
в мм).
а — газоход с шахматным расположением блоков регенераторов стекловарочных
печей (Veitscher Magnesit-Werke AG, Австрия [5 5]); б — насадка для газохода
горячего дутья с сотовым расположением элементов (Krupp-Koppers GmbH, Эссен); в —
блок с каналами для регенераторов коксовых батарей (Krupp-Koppers GmbH, Эссе»
15.61).

156 Глава 5
Рис. 5.2. Современный каупер
доменной печи с горячим дутьем
(Krupp-Koppers GmbH, Эссен)
[5.7].
/ — холодное дутье; 2 — отходящие
газы; 3 — сжигаемый (доменный) газ;
4 — горячее дутье; 5 — воздух для
процесса горения.
Существенно меньшая ширина каналов возможна в
насадках для горячего дутья (рис. 5.1,6). На практике они могут
быть шириной до 31—34 мм, что дает удельную поверхность
от 41 до 45 м2/м3 и свободный объем от 32 до 38 %. Для
регенераторов коксовых батарей недавно разработаны блоки
с большим количеством цилиндрических газовых каналов,
расположенных по сотовой схеме. Они имеют удельную
площадь поверхности примерно 100 м2/м3 и свободный объем
до 47% [5.6]. Гравийные насадки со свободной засыпкой
также обладают хорошими теплоаккумулирующими и тепло-
физическими свойствами. Однако опыт эксплуатации
показывает, что стационарные засыпки при больших
температурных изменениях подвергаются чрезмерно высоким
циклическим тепловым деформациям, что в конце концов может
привести к разрушению облицовки или гравия [2.15].
Современный каупер для доменной печи показан на
рис. 5.2 [5.7]. Его внутренний объем заполнен блоками,
расположенными в сотовом или шахматном порядке. Кроме того,
имеется отдельная топочная камера (шахта) для обеспечения

Тепловое аккумулирование в промышленности
Рис. 5.3. Вращающийся регенератор «Юнгстрём» для парогенераторов [5.4].
требуемой в некоторых случаях высокой температуры
воздуха (до 1350°С). Эта установка, таким образом,
представляет собой комбинацию регенератора и топки. Температура
топочных газов в ней составляет примерно 200—300°С; цикл
переключения около 1,5 ч. Каупер находится под избыточным
давлением.
Регенератор является важной частью коксовых печей. Он
применяется для предварительного нагрева воздуха или
бедных горючих смесей, используемых в процессе горения.
Обычно перед камерами коксования устанавливаются по два
регенератора, один из которых работает в режиме
предварительного нагрева, а другой — в режиме охлаждения печных газов
(до 250—350 °С). Продолжительность рабочего цикла 20 мин.
Температуры на выходе регенераторов с переключением
газовых потоков переменны (в период переключения они
уменьшаются). Температура потока на выходе из вращающихся
регенераторов не зависит от времени, но она локально
неоднородна вследствие вращения. Примерами вращающихся
регенераторов могут служить предварительные нагреватели
воздуха в установках кондиционирования и парогенераторах
(рис. 5.3) [5.4]. Теплообменной поверхностью в них служит
тонкая (толщиной менее 1 мм) гофрированная стальная лента,
температурные колебания в которой составляют от 5 до 20 К,
а разность температур в наиболее напряженном сечении
достигает 25 К. В непрерывно работающих (вращающихся)
устройствах всегда существует некоторое перетекание между
двумя газовыми потоками. Это малосущественно для
предварительных подогревателей воздуха парогенераторов, но
приобретает значение в подогревателях газовых турбин из-за
разности давлений. Тем не менее высокотемпературные
керамические вращающиеся регенераторы используются для
газотурбинных двигателей с открытым циклом в транспортных

158 Глава 5
Кзрадирне
о
4
^Г71
б
0»
d
т
12
J
Рис. 5.4. Система утилизации энергии отработанных газов сталеплавильной
дуговой печи [5.8].
/ — печь № 10; 2 — печь № 11; 3 — воздуходувка; 4 — рабочий аккумулятор, 5 —
смеситель; 6 — клапан; 7 — пиковый аккумулятор; 8 — теплообменник; 9 —
турбогенератор; Ю — конденсатор; // — турбонасос; 12 — коллектор.
устройствах, где существуют жесткие ограничения по массе
и габаритам.
5.2.2. Использование внутренней энергии
горячих отработанных газов
Кроме предварительного нагрева воздуха твердотельные
аккумуляторы позволяют утилизировать энергию
нестационарных потоков горячих отработанных газов. На рис. 5.4
показана система вторичного использования энергии
электродуговых печей с генерированием пара [5.8]. Периодический
поток отработанных газов (отдающих до 800 МДж тепловой
энергии на 1 т стали [5.9]) перед очисткой должен быть
охлажден разбрызгиванием воды. Вторичное использование
энергии отходящих газов осуществляется с помощью
аккумуляторов. На схеме рис. 5.4 показаны два твердотельных
аккумулятора: один из них (рабочий) выравнивает температуру^
а во втором, установленном параллельно с бойлером,
используется тепло, отбираемое у отходящих газов. Аккумулятор
работает в режимах зарядки (охлаждение отработанных газов)
или разрядки (предварительный подогрев воздуха). При этом

Тепловое аккумулирование в промышленности 159
происходит почти равномерное генерирование пара, что
позволяет использовать его для выработки электроэнергии.
Имеется и другая возможность, заключающаяся в
применении аккумуляторов со скользящим давлением, как это
практикуется в котлах-утилизаторах отходящих газов,
установленных за основными кислородными печами (разд. 5.3.2).
Кроме генерирования пара тепло отработанных газов
может быть использовано для предварительного нагрева
поступающего сырья, используемого в качестве аккумулирующей
среды. Предварительный нагрев сырья перед технологической
обработкой позволяет экономить энергию и электроды, а
также увеличить выход продукции.
5.2.3. Вторичное использование внутренней энергии
горячих твердых продуктов
Другой областью промышленного применения ТАЭ
является утилизация внутренней энергии горячих твердых тел —
продуктов периодических процессов печей обжига и других
нагревательных устройств.
Хотя сушка и предварительный нагрев материалов,
предназначенных для дальнейшей обработки в кирпичной и
керамической отраслях промышленности путем аккумулирования
тепла печей обжига, могут представлять интерес с точки
зрения экономии энергии, обычно это нерентабельно из-за
большой длительности цикла таких установок (до нескольких
суток).
Возможно вторичное использование тепла процесса сухого
охлаждения кокса (СОК) [5.10, 5.11]. Уголь по этому методу
коксуется в горизонтальных муфельных печах; в конце
операции коксования кокс выгружается из печи при температуре
~1000°С. Так как коксовая батарея состоит из большого
числа печей, интервал выгрузки составляет обычно от 10 до
20 мин. Более длительные паузы (от 30 до 90 мин) возникают
в период пересменки. Если используемое тепло идет на
генерирование пара, то выход пара составит примерно до 0,4 т
пара на 1 т кокса в зависимости от параметров пара и
питательной воды.
Метод сухого охлаждения кокса имеет более чем
50-летнюю историю. Он был разработан братьями Зульцер (Винтер-
тур, Швейцария) и применен более чем на 70 сталелитейных
комбинатах и газовых заводах Европы и США.
Усовершенствование этого метода фирмами Krupp Koppers GmbH и
Waagner Biro AG привело к разработке процесса, показанного
на рис. 5.5 [5.11]. Раскаленный кокс выгружается из печи в
вагонетку; затем, предотвращая выброс пыли наружу, кокс
сбрасывают в охлаждающую шахту.

160 Глава 5
Коллектор Л
коксовой пыли U
Пар Ъ
Шс
Рис. 5.5. Усовершенствованный процесс сухою охлаждения кокса (СОК)
[5.11].
/ — батарея коксовых печей; 2—коксовая вагонетка, 8 — направляющая коксовой
вагонетки с кожухом пылеулавливателя; 4 — линия отсоса пыли; 5 — мостовой
кран; 6 — загрузка горячего кокса; 7 — охлаждающая шахта; 8 — выгрузка
охлажденного кокса; У — конвейер; 10 — сепаратор крупных частиц; // —
котел-утилизатор, 12 — сепаратор коксовой мелочи; 13 — воздуходувка рециркулирующего газа;
14 — двухуровневая подача рециркулирующего газа; 15 — обводная линия; 16 —
сборник коксовой пыли. 17 — охлаждаемый затвор для спуска коксовой пыли; 18 —
неохлаждаемый затвор для спуска коксовой пыли; 19 — бездымное зарядное
устройство; 20 — барабан котла
Охлаждающая шахта снабжена внутренним устройством
для перемещения массы. Кокс проходит через охлаждающую
шахту за период от 2 до 4 ч. В этот период кокс охлаждается
до 200 °С и затем разгружается через воздушный затвор, а
движущийся навстречу поток охлаждающего газа нагревается
от 130 до 700°С и выше. После шахты газ проходит через
сепаратор крупных частиц и используется для нагрева котла-
утилизатора, представляющего собой водотрубный котел с
экономайзером, испарителем и пароперегревателем. Остывший
газ проходит через сепаратор мелких частиц и возвращается
обратно в охлаждающую шахту. ТАЭ в процессе СОК позво-

Тепловое аккумулирование в промышленности 161
О 200 400 600 800 1000
а Г
300
/77
150
100
50
О
t
J
-
т
1 9
5 10
\ Л
г
1
и ? \
К о -<//
■'У
! 1 1 !
k 1
/
2
о где ш #w 8оо woo
6 -с
Рис. 5.6. Профили температур кокса и газа в охлаждающей шахте
однокамерной установки СОК с пропускной способностью 60 т кокса в 1 ч.
а — непрерывная выгрузка кокса в течение паузы между загрузками кокса в шахту;
б —выгрузка кокса приостановлена в середине паузы между загрузками; к —
начало паузы между загрузками кокса; к — конец 50-минутной паузы между
загрузками.
ляет генерировать пар высоких и довольно стабильных
параметров. Такой режим сохраняется даже во время пауз между
выгрузками кокса. Горячий кокс служит аккумулирующей
средой. Здесь возможны два режима теплового
аккумулирования.
а) Однокамерный процесс. В этом процессе охлаждающая
шахта представляет собой конструктивно единый агрегат.
Аккумулирование и охлаждение происходят в одной и той же
камере. Все установки сухого охлаждения кокса системы
«Зульцер» работают на этом принципе. Емкость
аккумулирования может быть повышена путем увеличения потока газа
через охлаждающую шахту. Нестабильность выходной
температуры горячего газа может быть снижена посредством
обводной линии (15 на рис. 5.5) и/или двойной подачи газа
в нижнюю часть охлаждающей шахты (14 на рис. 5.5).
Контролируя расход газа через обводную линию и
смешивая его с горячим газом из охлаждающей шахты, можно
контролировать температуру газа на входе в котел (и, таким
образом, генерацию пара). Вся масса кокса играет роль
теплового аккумулятора со скользящей температурой. На рис. 5.6
показаны профиль температур кокса и соответствующая
температура газа установки СОК с оборотом кокса 60 т/ч на

162 Глава 5
50-минутном интервале между выгрузками кокса (режим
разрядки), в течение которого поддерживается постоянное
генерирование пара за счет отбора внутреннего тепла кокса. На
рис. 5.6, а показаны температуры во время непрерывной
выгрузки кокса, а на рис. 5.6,6 — температуры, когда выгрузка
кокса приостановлена в середине цикла. Внутренняя энергия
кокса в начале цикла пропорциональна площади /—2—3—4,
а в конце — площади 5—6—7—8. Количество отобранного у
кокса тепла характеризуется разностью этих площадей 9—2—
3—6—10 (или j—k — / — m). Как можно видеть,
аккумулирующая способность почти не зависит от скорости выгрузки
охлажденного кокса.
б) Двухкамерный процесс. В этом процессе, также
основанном на патенте Зульцеров, раскаленный кокс
первоначально накапливается в форкамере без охлаждения. В
охлаждающую камеру горячий кокс поступает одновременно с
выгрузкой кокса из охлаждающей шахты (принцип замещения).
Горячий газ выводится из охлаждающей шахты между
предкамерой и охлаждающей камерой. В процессе, разработанном
советским институтом «Гипрококс», устройство для вывода
газа снабжено рядом прорезей и концентрическими
кольцевыми коллекторами. Облицовка и огнеупорная футеровка
охлаждающего бункера довольно сложны. Расход пара не
регулируется, но в значительной степени зависит от скорости
выгрузки кокса. (Если выгрузка кокса прерывается, то
количество генерируемого пара падает примерно до 75 % за 10 мин.)
Приведенное выше показывает, что современные процессы
СОК по сравнению с первоначальным процессом Зульцеров
(без активного теплового аккумулирования) обладают
значительно улучшенными показателями в отношении
возможностей теплового аккумулирования и, следовательно, большей
гибкостью и эффективностью использования вторичных
источников тепла.
5.3. Аккумулирование с использованием горячей воды
5.3.1. Струйные насосы
В отличие от твердых тел горячая вода под давлением
может быть использована не только для теплового
аккумулирования энергии, но и в качестве рабочего тела для насосов.
Периодическая работа струйных насосов может быть
обеспечена за счет аккумулирования со скользящим давлением при
разрядке горячей водой или паром.
Испытательное оборудование с газовыми потоками (в
особенности сверхзвуковыми) требует воздуходувок большой
мощности. Работа установки в течение нескольких минут ча-

Тепловое аккумулирование в промышленности 163
Рис. 5.7. Схема испытательного стенда со сверхзвуковым воздушным
эжектором [2.7а].
J — аккумулятор расширительного типа; 2 — нагревательный змеевик; 3 — эжектор;
4 — водяной сепаратор; 5 — рабочая часть аэродинамической трубы.
сто достаточна для проведения эксперимента. В таких
случаях удобно использовать аккумулятор горячей воды. На
рис. 5.7 показана подобная установка Западногерманского
аэрокосмического института (DVFLR) в Брауншвейге (ФРГ).
Аэродинамическая труба периодического действия с
поперечным сечением 0,7 м2 работает при числах Маха от 2 до
3,3. Два горизонтальных аккумулирующих сосуда
расширительного типа (емкостью 100 м3 каждый при давлении
10,0 МПа) снабжают горячей водой в течение 7 мин эжектор
мощностью 50 МВт. После эжектора установлен сепаратор,
который уменьшает количество воды, попадающей в рабочую
часть трубы. Зарядка осуществляется через теплообменник
[2.7а].
Во многих промышленных технологических процессах
отработанные газы выделяются периодически. Если время
работы установок очистки отработанного газа невелико, то вуе-
сто установки специального вытяжного вентилятора можно
экономично скомбинировать мокрый скруббер с паровым
струйным насосом. Пар для насоса в этом случае подается от
паровой аккумулирующей установки. В качестве примера на
рис. 5.8 показан мобильный мокрый скруббер для контроля
выделений при выгрузке кокса в коксовой установке.
Аккумулятор со скользящим давлением работает при давлении
между 2,3 и 1,0 МПа, а кокс выгружается каждые 6 мин в
течение примерно 1 мин. Хотя тележка для перевозки кокса
все же приводится в движение электроэнергией через
подвижный кабель, система аккумулирования пара позволяет
уменьшить потребление энергии [5.12].

164 Глава 5
Рис. 5.8. Система контроля выделений при выгрузке кокса с мобильным
скруббером, струйным насосом и паровыми аккумуляторами [5.12].
1 — бак для шлама; 2 —трубки разбрызгивателей; 3 — воздуховоды, 4 —
экстракторы; 5 — шлам; 6 — головки разбрызгивателей, 7 — струйные насосы, 8 — клапаны;
9 — нефть; 10 — бойлер; 11 — аккумулятор; 12 — питательная труба, 13 — водяной
бак; 14 — питательная вода; 15 — дозатор; 16 — отстойник.
5.3.2. Аккумулирование, объединенное с котлом-утилизатором
отработанного тепла
Если требуется непрерывный отпуск пара или энергии, то
котел-утилизатор, работающий на тепле отработанных газов
после периодических технологических процессов, может быть
объединен с аккумулятором горячей воды. Типичным
примером такой системы могут служить котлы-утилизаторы,
установленные после основных кислородных конвертеров (ОКК)
в сталелитейных цехах.
Для таких установок характерны времена дутья 15—20 мин
с высокими пиками (до 1600°С) и очень высокими
градиентами температуры отходящих газов, интервалы 20—30 мин
и продолжительности цикла 35—50 мин. Отходящие из ОКК
газы содержат примерно 100 МДж внутренней энергии на 1 т
стали и дополнительно могут дать 500 МДж благодаря
содержанию в газах до 70 % СО [5.9]. Сгорание газообразного СО

Тепловое аккумулирование в промышленности 165
Рис. 5 9. Схема ОКК с утилизатором пара [5.16].
/•—воздушный вентилятор; 2—паровой барабан; 3 — аккумулятор; 4 —
пароперегреватель с автономной топкой; 5 — деаэратор; 6 — теплообменник; 7 — воздушный
компрессор; 8 — паровая турбина; 9 — конденсатор; 10 — насос; // — кислородная
установка; 12 — холодильная камера; 13 — расширительная турбина; 14— холодный
сжатый воздух; 15 — питательный насос; 16 — циркуляционный насос, /7 —
вспомогательная горелка; 18 — съемный кожух; 19 — охладитель уходящих газов
(парогенератор).
может быть полным (что обеспечивает самую большую
тепловую нагрузку на кожух) или частичным. В последнем случае
нагрузки на кожух минимальны, а охлаждаемый газ
аккумулируется как газообразное топливо. Даже если два
конвертера работают попеременно и возникающие короткие
паузы перекрываются обычным процессом горения,
аккумулирование пара имеет смысл. На рис. 5.9 показана установка
ОКК с полным сгоранием СО. В состав установки входят три
конвертера, два из которых находятся в работе, а третий —
в резерве. Котел — утилизатор работает при постоянном
давлении, которое много выше давления в паровой сети. Между
паропроводом острого пара котла-утилизатора и паровой
сетью установлен аккумулятор скользящего давления. Он
заряжается через регулятор давления и разряжается через
редукционный клапан. Перед паровой турбиной,
вырабатывающей механическую энергию или электричество, может быть
установлен твердотопливный пароперегреватель. Установки
этого типа широко распространены [5.13].
Иная схема аккумулирования и использования вторичных
тепловых ресурсов применена на японском сталелитейном

166 Глава 5
r-S-&
В
Рис. 5.10. Схема ОКК-установки с вытеснительным аккумулятором и
циклом Ренкина на органическом теплоносителе [5.14].
/ — конвертер; 2 — высокотемпературный бак; 3 — низкотемпературный бак; 4 —
греющая вода; 5 — турбина; 6 — генератор 2900 кВт; 7 — охлаждающая вода; 8 -•
хладоновый насос; 9 — конденсатор; Ю — предварительный подогреватель; // —
испаритель; 12 — теплообменник.
комбинате с ОКК (рис. 5.10) [5.14]. Вода нагревается до
98°С в кожухе котла-утилизатора и направляется для
хранения в бак с более высокой температурой и нормальным
давлением. Горячая вода непрерывно отдает тепло в цикл
Ренкина с хладоном-11 в качестве рабочего тела. Пар хла-
дона (0,46 МПа, 75 °С) приводит в действие турбину, затем
конденсируется, а конденсат возвращается в цикл [5.14].
Мощность турбины сильно зависит от температуры
охлаждающей воды. Зимой (температура охлаждающей воды 8°С)
мощность составляет 2,9 МВт, а летом (температура
охлаждающей воды 29 °С) [5.15] —только 1,4 МВт. Термический
КПД ее ниже 9 %, что в три раза меньше по сравнению с
предыдущей схемой. Следует учесть, однако, что
котел-утилизатор и аккумулирующая система работают при низком уровне
давления.
5.3.3. Аккумулирование в промышленных сетях
пара и горячей воды
Аккумулирование пара применяется в промышленных
паровых сетях, если надо сгладить колебания в потреблении
или выработке пара. Давление в промышленных паровых
сетях может поддерживаться постоянным или, как в
большинстве сетей низкого давления, могут допускаться некоторые

Тепловое аккумулирование в промышленности 167
Рис. 5.11. Установка паровых аккумуляторов в паровых сетях.
с —сеть во скользящим давлением; б — паровой аккумулятор в боковом потоке
сетей ВД и НД; в — паровой аккумулятор в главном потоке между сетями ВД
его колебания [5.1, 5.2]. В последнем случае аккумулятор
пара может быть непосредственно присоединен к сети через
два обратных клапана (рис. 5.11,а). Тепловая емкость
аккумулятора определяется из условия максимально допустимых
колебаний давления в сети. Обычно имеются по крайней мере
две сети с различными давлениями, между которыми может
быть установлен аккумулятор пара (рис. 5.11,6). Редукторы
давления приводятся в действие давлением в верхней сети
(ВС) и поддерживают его (в пределах емкости аккумулятора
и потребностей нижней сети) на постоянном уровне без
сложной регулирующей системы. Если пар в ВС перегрет и
требуется перегрев пара в НС, то нужно устанавливать
аккумулятор с перегревом (показан штриховыми линиями). Другая
схема представлена на рис. 5.11, е. Линия ВС через регулятор
давления соединена с трубопроводом зарядки, тогда как
линия НС через редуктор давления — с трубопроводом
разрядки. Обратных клапанов не требуется, но трубопроводы
зарядки и разрядки в этом случае должны быть рассчитаны
на полный расход через регулятор и редуктор давления, тогда
как в схеме рис. 5.11,6 конструкция определяла разность этих
двух расходов.
Аналогичным образом пики потребления могут быть
покрыты аккумулированием пара. Целлюлозно-бумажная,
пищевая и текстильная отрасли промышленности относятся к
типичным отраслям с таким пиковым потреблением. Низкие
давления, характерные для этих отраслей, в данном случае
удобны, так как гистерезис давлений зарядки-разрядки и,
следовательно, удельная емкость аккумулирования могут быть
высокими. Экономия от использования пара заключается в
снижении необходимой мощности парогенератора и в
существенном уменьшении колебаний его нагрузки.
Ж
а

168 Глава 5
вд
НА
•А
I
К>
0-
Рис. 5.12. Установка комбинированной выработки тепла и электроэнергии,
а — аккумулятор пара после турбины; б — аккумулятор пара параллельно турбине.
5
5
4
4S3-fe
Ю Г1
j ^Горячая вода
ii
!! _ Холодная вода
&Г*-"
Рис. 5.13. Аккумулятор горячей воды на текстильной фабрике [5.2].
/ — котел высокого давления; 2 — турбина высокого давления; 3 — редуктор, 4 —
турбина среднего давления; 5 — котел среднего давления; 6 — релейный регулятор
уровня (максимальный уровень воды); 7 — аккумулятор горячей воды; 8 —
краситель; 9— релейный регулятор температуры (минимальный уровень воды).

Тепловое аккумулирование в промышленности 169
■-©1
Т
р)~-
©
©-
©-
— Пар
низкого
давления
(\-+Горячая
v^ вода
80JC-
180 м*
25-°С
®
о
I Холодная
вода
Рис. 5.14. Вытеснительный
аккумулятор тепла в установке
обработки мелассы.
Еще одна область промышленного применения
аккумулирования пара — это комбинированная выработка тепла и
электроэнергии. На рис. 5.12, а показана схема с турбиной между
паровыми сетями постоянного (высокого) давления ВД и
переменного (низкого) давления НД; аккумулятор пара
позволяет вырабатывать максимум электроэнергии, когда весь
требуемый в сети НД пар проходит через турбину,
рассчитанную только на средний расход пара.
На схеме рис. 5.12,6 аккумулятор пара установлен
параллельно турбине между сетями ВД и НД. Если турбина
должна работать при базисной нагрузке, то через нее проходит
только минимальное количество пара, направленного в сеть
НД; остальной пар проходит через аккумулятор.
Если имеется сеть горячей воды, как, например, на
текстильной фабрике с красильной установкой (рис. 5.13), то
аккумулятор горячей воды постоянного давления может быть
подсоединен к сети НД пара постоянного давления. В этом
случае весь пар НД расширяется в турбине [5.2].
В сетях горячей воды применяется в основном вытесни-
тельное аккумулирование. На рис. 5.14 показана схема
горячего водоснабжения установки обработки мелассы.
Горячая вода получается из пара НД, аккумулируемого в
вертикальном вытеснительном аккумулирующем сосуде, и
распределяется питательными насосами между потребителями. Пики
потребления горячей воды покрываются аккумулятором. Пики
потребления пара НД (для стерилизации ферментов)
обеспечиваются при закрытом зарядном вентиле.
На рис. 5.15 показана схема отопительной установки с
аккумулятором вытссиительного типа между питающей и
обратной линиями. При открытии клапана разрядки и закрытии
клапана зарядки основная часть обратной воды направляется

170 Глава 5
t
Рис. 6.15. Вытеснительный аккуму*
лятор в промышленной отопитель*
ной установке [5.2].
/ — котел; 2 — линия подачи; 3 -
аккумулятор; 4 — зарядный клапан; 5 —
насос; 6 — разрядный клапан; 7 —
обратная линия.
в аккумулятор, а такое же количество горячей воды
разряжается в питательную линию. В режиме зарядки часть
питательной воды из котла направляется в аккумулятор.
Циркуляционный насос должен быть рассчитан на максимальный
расход потребления и зарядки. Следовательно, для высокой
мощности зарядки мощность насоса должна быть весьма
высокой, и схема с отдельным зарядным насосом, применяемая
в районных тепловых сетях (разд. 6.6), может быть
предпочтительной. В случае котлов с двухпозиционным регулятором,
типичным для малых установок, возможна значительная
экономия топлива, в особенности при частичной нагрузке,
благодаря сниженной цикличности работы (разд. 6.2).
5.4. Заключение
В промышленных установках для кратковременного
теплового аккумулирования широко применяются твердотельные
регенераторы, которые входят в состав оборудования
промышленных печей. Для кратковременного и средней
продолжительности теплового аккумулирования используется также
горячая вода (под нормальным или повышенным давлением).
Аккумулирование в установках комбинированного
производства электроэнергии и тепла привлекает все возрастающее
внимание [1.16]. Это связано с возрастающей долей
источников вторичного отработанного тепла, которое может быть
использовано для удовлетворения возрастающих потребностей
в тепле и электроэнергии.
6S7
Ж
■е-^

6. Тепловое аккумулирование
для обогрева и охлаждения помещений
6.1. Общие соображения
Выработка тепла в отопительных системах обычно
регулируется в соответствии с потребностью в данный момент, а
проектная мощность отопительной системы определяется
максимальной потребностью. Энергия теплопроизводящих
установок, работающих на топливе, содержится в топливе до того,
как оно будет использовано для выработки энергии. В
будущем значение теплового аккумулирования преобразованной
энергии, используемой при обогреве помещений и производстве
горячей воды для бытовых нужд, еще более возрастет по
следующим причинам:
1. Проектная мощность установок преобразования энергии
и систем передачи преобразованной энергии (трубопроводы и
распределительные устройства районных тепловых сетей)
может быть снижена посредством применения ТАЭ, так как
максимальная мощность обогрева требуется лишь очень
непродолжительное время — несколько дней или даже часов в
течение года.
2. Во многих случаях устройства ТАЭ могут служить
резервным оборудованием.
3. Эффективность преобразования энергии может быть
повышена посредством теплового аккумулирования (исключение
работы с неполной нагрузкой; снижение потерь при запуске
и останове применением буферного аккумулирования).
4. В случае электрического обогрева помещений и
производства бытовой горячей воды могут быть выбраны наиболее
выгодные режимы путем сдвига потребления электроэнергии
на непиковые часы.
5. В случае солнечного обогрева и производства бытовой
горячей воды использование солнечной энергии может быть
значительно улучшено посредством кратковременного (часы,
сутки и периоды до одной недели) и долговременного (недели
и месяцы, вплоть до сезона) аккумулирования.
6. Эффективность использования тепловых насосов, для
которых окружающий воздух (или солнечное излучение)
служит источником тепла, может быть повышена путем
кратковременного аккумулирования при максимальной температуре

172 Глава 6
окружающего воздуха и минимальной потребности в тепле
(например, в середине дня).
7. Тепловое аккумулирование при использовании
комбинированных теплоэнергетических установок позволяет
подавать энергию потребителю в том виде, который наиболее
желателен в данное время. Потребность в различных видах
энергии изменяется с различной периодичностью: суточной
(связанной с температурой окружающего воздуха, солнечным
излучением, особенностями потребления),в пределах
нескольких суток (типичные метеорологические периоды),
еженедельной (низкое потребление электроэнергии промышленными
предприятиями и учреждениями во время выходных дней) и
сезонной (зимние потребности в тепле, потребности
кондиционирования воздуха летом).
Сначала мы обсудим вопросы кратковременного
аккумулирования применительно к отопительным котлам,
электрическому обогреву, солнечному обогреву, тепловым насосам и
совместному (с другими энергоустановками) генерированию
энергии. Затем будут рассмотрены некоторые общие
соображения, относящиеся к крупномасштабному долговременному
аккумулированию.
6.2. Отопительные котлы
В настоящее время автоматические отопительные котлы
на нефти и газе для односемейных домов, а также для домов
средних и больших размеров оборудованы регуляторами для
включения и выключения. Частота включения и выключения
(цикличность работы) котла зависит не только от отношения
максимальной мгновенной потребляемой мощности к
мощности котельной установки, но также от разности
соответствующих температур и емкости системы аккумулирования.
Чем выше частота включений и выключений котла, тем выше
не только абсолютные потери на пуски и остановы, но и
потери по отношению к теплу, произведенному в
рассматриваемый промежуток времени.
Кратковременное (буферное) аккумулирование, как это
показано на рис. 5.15, позволяет повысить эффективную
емкость аккумулирования системы и таким образом значительно
снизить частоту включения котла. Буферное аккумулирование
также уменьшает загрязнение теплообменных поверхностей,
которое зависит от количества включений и выключений.
Высокая частота включений котла может также оказывать
вредное влияние на градирню, не позволяя ей работать в
оптимальном режиме. Высокая частота включений приводит,
например, к таким негативным последствиям, как
продолжительные периоды работы ниже точки росы, увлажнение гра-

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 173
дирни и пониженная тяга. Для работы в режимах с сильной
недогрузкой (например, в случае работы котельной,
рассчитанной на обогрев помещений и приготовление горячей воды,
только для производства горячей воды в летний период)
важность буферного аккумулирования еще больше возрастает,
поскольку низкая эффективность котла, характерная для
таких режимов работы, может быть значительно повышена
применением буферного аккумулирования. Однако тепловые
потери процесса аккумулирования должны быть минимальными.
Аналогичны проблемы работы и котельных на твердом
топливе (уголь, кокс, дерево, отходы). Имеются, конечно,
некоторые возможности регулирования нагрузки путем
изменения тяги. Однако в большинстве случаев основным методом
остается регулирование включением и выключением котла.
Буферное аккумулирование (в пределах примерно от 50 до
100 % максимального суточного потребления) особенно
важно в случае быстрогорящих топлив, таких, как дерево,
поскольку оно повышает эффективность и упрощает работу
соответствующих котлов.
Кроме снижения потерь при пуске и останове путем
теплового аккумулирования возможна дополнительная экономия
энергии, если удается уменьшить период, в течение которого
котел поддерживается при рабочей температуре. Это
возможно не только летом, когда котельная используется лишь
для производства бытовой горячей воды, но и во время
отопительного сезона, когда работа котельной прерывается
(например, в ночное время или в выходные дни).
Рассмотрим обычный котел, поддерживаемый при
постоянной рабочей температуре и регулируемый путем включения и
выключения топки. Примем следующие обозначения: Z0—
время, в течение которого котел поддерживается при рабочей
температуре; ZTOU — время работы топки; ZXX0Jl — полезное
время работы топки; Z„0T = ZTOI} + ZUOn — время работы
топки, необходимое для компенсации тепловых потерь (через
поверхность и с уходящими газами) сверх полезного времени
работы; / = Ztqu/Zq — коэффициент нагрузки топки; q =
= ZnoT/(Zo — Znon) — коэффициент потерь при остановах;цв —
КПД котла; г)5с - сезонный КПД; /с = г)Вс/цв = Zno>1/ZTon -
коэффициент неполноты нагрузки.
Коэффициент потерь при остановах может быть переписан
в виде [6.2]
= \* — ZnoJZTon)/(Z0/ZTOn Znol/ZTOn). (6.1)
После некоторых преобразований получим
/с = Zno.,/ZTOn = (1 - q/f)/( 1 - q). (6.2)

Рис. 6.1. Зависимость коэффициента нагрузки /с
ла от коэффициента нагрузки топки / [6.2].
0-<7/f)/(l-<7) кот-
Сезонный КПД будет иметь вид
Лвс==/сЛв=-Т1Г~Лб. (6.3)
На рис. 6.1 приведена зависимость коэффициента
неполноты нагрузки /с от коэффициента нагрузки топки / и
коэффициента потерь при остановах q. Например, если для
годичного периода работы / = 0,15 и q = 0,03, то /с = 0,8/0,97 =»
= 0,825.
Тепловой аккумулятор подходящих размеров может
снизить Z0 с 8760 ч до, скажем, 5000 ч и, следовательно,
увеличить f до 0,26 и /с до 0,885/0,97 = 0,912.
Однако для случая только летней эксплуатации / снизится
до 0,05 и коэффициент при неполной нагрузке станет равным
[с = 0,4/0,97 = 0,412. Для теплового аккумулятора, нуждаю-

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 175
Рис. 6.2. Электрический
внепиковый аккумулирующий нагреватель
[6.3].
/ — аккумулирующая масса (блоки из
окиси магния); 2 — нагревательная
спираль; 3 — воздушное пространство; 4 —
вход воздуха; 5 — вентилятор; б
—выход воздуха; 7 — байпас.
щегося в работе котла лишь кратковременно и только раз
в несколько суток, f может увеличиться, скажем, до 0,5;
соответственно /с = 0,97. Такое значительное улучшение будет,
конечно, частично снижено потерями на охлаждение и через
теплоизоляцию аккумулятора. Вместе с тем оно возрастет
вследствие снижения потерь при пусках и остановах топки.
В качестве аккумулирующих сосудов в таких системах
обычно используются стандартные водяные баки,
соединенные с отопительными котлами. Для систем горячего
водоснабжения могут потребоваться коррозионно-стойкие материалы
или покрытия.
6.3. Электрический обогрев
Электрический обогрев с помощью нагревателей
сопротивления, работающих в непиковые часы, получил широкое
распространение для обогрева помещений и, более того, во
многих странах для производства бытовой горячей воды [6.3].
Для обогрева помещений используются системы
нескольких видов:
а) устанавливаемые в отдельных помещениях агрегаты,
состоящие из блоков керамических огнеупоров, например
окиси магния, с температурой аккумулирования около 600°С,
хорошо теплоизолированные, с разрядкой посредством
вентилятора, регулируемого электрическими термостатами (рис. 6.2);
б) системы электрического обогрева пола со средствами
его предохранения от полного охлаждения во время пиковой
нагрузки;

176 Глава 6
в) центральные агрегаты с блоками из окиси магния и
воздухом в качестве теплоносителя;
г) центральные агрегаты с водой (а иногда и с чугунными
насадками) в качестве аккумулирующей среды и
теплоносителя.
Тепловое аккумулирование горячей воды для бытовых
нужд осуществляется посредством как отдельных небольших
нецентрализованных водяных аккумуляторов для
умывальников, так и централизованных резервуаров горячей воды для
квартир и домов (обычно заряжаемых непиковой энергией),
а также больших агрегатов для жилых и производственных
зданий.
6.4. Солнечный обогрев
6.4,1. Общие соображения
Теплоснабжение от солнечной радиации имеет регулярный
суточный и годовой графики, на которые налагаются
случайные изменения, определяемые поюдными условиями. Эти
графики можно описать осредненными периодическими
зависимостями для определенного времени года с соответствующими
переменными дисперсиями. Например, для Центральной
Европы и других зон с умеренно континентальным климатом
такой период составляет обычно от 3 до 4 сут. Существуют
также изменения в потребности тепла. Поэтому может быть
определена соответствующая автокорреляционная функция
[6.4а, 6.4в].
В табл. 6.1 представлены потребности в энергии для
обогрева, охлаждения и горячего водоснабжения и
характеристики снабжения солнечной энергией для различных
периодов. Обычно существуют сильная обратная зависимость
между сезонным поступлением солнечной энергии и
потребностями обогрева помещений (т. е. зимой поступление
солнечной энергии низкое, а потребности в обогреве высокие), а
также сильная положительная зависимость между сезонным
поступлением солнечной энергии и потребностями в
охлаждении и осушении.
Несколько более слабая положительная связь существует
между поступлением солнечной энергии в зависимости от
погодных условий и потребностями на охлаждение. Еще более
слабая отрицательная связь, обусловленная погодными
условиями, наблюдается между поступлением солнечной энергии
и потребностями обогрева (например, температура
окружающего воздуха во время отопительного сезона при солнечной
погоде может быть более низкой, чем при облачном небе).

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 177
Таблица 6.1. Периодичность солнечного обогрева
Период
Сутки
Непогода
Неделя
Год
Поступление
энергии
Регулярное

Беспорядочное
Регулярное
Потребление энергии
Обогрев
помещений
Охлаждение
помещений
(и снижение
влажности)
С некоторой периодичностью
Отрицатель-
Положительная связь | ная связь
С некоторой периодичностью
Сильная от- Сильная
порицательная ложительная
связь связь
Горячая вода
для бытовых
нужд
Беспорядочное
(с некоторой

периодичностью)
С некоторой

периодичностью
Из табл. 6.1 следует, что роль ТАЭ в использовании
солнечного тепла многообразна и важна.
6.4.2. Аккумулирование энергии горячего теплоносителя
Типичная схема активной системы с тепловым
аккумулированием энергии для получения горячей воды (рис. 6.3)
включает первичный контур на антифризе, теплообменник в
нижней части аккумулирующего бака и дополнительный
нагреватель в верхней его части. Так как эффективность
солнечного коллектора снижается с увеличением разности
температур первичного контура и окружающей среды, температуру
первичного контура следует поддерживать на возможно более
низком уровне. Для этого следует обеспечить небольшой
перепад температур в теплообменнике, воспрепятствовать
перемешиванию в баке и обеспечить подвод тепла только в самую
холодную часть бака.
Выбор соотношения между размерами солнечного
коллектора и аккумулятора для кратковременного (горячая
бытовая вода) и долговременного (обогрев) аккумулирования
установок ТАЭ — интересная оптимизационная задача. Общий
оптимум получается, когда оптимальны характеристики как
коллектора, так и аккумулятора [6.8—6.10]. Удельные
емкости аккумуляторов для кратковременного аккумулирования
обычно составляют 50—100 кг воды на 1 м2 площади
коллектора, а для долговременного аккумулирования в
климатических условиях Центральной Европы необходимы
значения удельной емкости 1000 кг/м2.

178 Глава 6
s
■%■
х
*-
2
X
<Щ
9r[-»ri---|—j
Рис. 6.3. Схема получения горячей
воды для бытовых нужд с
использованием солнечной энергии.
/ — солнечные коллекторы; 2 —
первичный цикл (антифриз); J —
циркуляционный насос; 4 — аккумулирующий бак;
5 — солнечный теплообменник; £ —
подача холодной воды; 7 —
дополнительный нагреватель; 8 — линия подачи.
Рис. 6.4. Схема солнечного бассейна с градиентом концентрации соли [6.11J.
/ — поверхностный слой воды; 2 — поверхность земли; 3 — выход горячего соляного
раствора к потребителю тепла или к теплообменнику; 4 — конвективная
(аккумулирующая) область; 5 — возврат холодного соляного раствора; 6 — неконвективный
(изолирующий) слой.
6.4.3. Солнечный бассейн
Солнечный бассейн, где коллектор и аккумулятор
совмещены, является частным случаем аккумулирования с
использованием горячего теплоносителя (рис. 6.4). Солнечная
радиация поглощается донной поверхностью бассейна. В
теплоносителе создается и поддерживается градиент концентрации
соли (концентрация увеличивается с глубиной) между
верхним конвективным слоем (под действием ветра) и нижним
конвективным слоем (в результате отвода тепла). Благодаря
этому конвекция и связанный с ней теплоотвод к поверхности

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 179
Рис. 6.5. Блок солнечных энергоаккумулирующих стержней с 2400 кг
СаСЬ'бНгО (Гф = 27,2°С) в полиэтиленовых цилиндрах для отопления
квартиры [6.5].
подавляются, и слой толщиной ~ 1 м, в котором нет
конвекции, служит тепловой изоляцией.
Таким способом можно достичь температуры воды 100°С,
а 90 °С является обычным расчетным значением в зонах с
жарким климатом [6.10].
6.4.4. Аккумулирование посредством использования
теплоты фазового перехода
Были предложены и разработаны [6.5—6.7] системы
аккумулирования на основе использования теплоты фазового
перехода для зарядки и разрядки воздухом (рис. 6.5) или водой
(рис. 6.6). На рис. 6.7 показан вариант теплообменника с
оребренными кольцевыми каналами с раздельными контурами
зарядной и разрядной сред. Таким образом, теплообменник
позволяет проводить одновременно зарядку и разрядку.
Каждый теплообменный элемент состоит из внутренней и
наружной трубок, тепловой контакт между которыми обеспечивается
продольными ребрами из материала с хорошей
теплопроводностью (например, алюминия). Кольцевое пространство

180 Глава б
Рис. 6.6. Агрегат CALMAC для аккумулирования теплоты фазового
перехода на Na2S203-5H20 или MgCl2-6H20 [6.5].
/ — съемная крышка; 2 — двигатель для перемешивания; 3 — вход воды; 4 — гид-
рат соли; 5 — пластиковый теплообменник; 6 — бак; 7 — выход воды.
Рис. 6.7. Теплообменник с оребренными кольцевыми каналами для
аккумулирования энергии с использованием теплоты фазового перехода [6.6].
/ — элемент теплообменного блока: 2 — гермоаккумулирующее вещество; 3 —
продольное ребро; 4 — горячий теплоноситель; 5 — резервуар (кожух); 6 — холодный
теплоноситель для разрядки.

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 181
между ребрами заполнено материалом, аккумулирующим
энергию фазового перехода (равную теплоте плавления).
В этом варианте система теплового аккумулирования
работает как гибридный аккумулятор, в котором используются
теплота фазового перехода и теплота нагрева рабочего тела.
6.4.5. Пассивные системы
Коллекторы солнечного тепла иногда разделяются на
активные и пассивные; роль последних часто выполняют сами
конструкционные детали здания. Такие детали должны
обладать прозрачными внешними поверхностями (в виде окон или
прозрачных покрытий) и высокой эффективной
теплоемкостью. Правильно выбранные свойства системы ТАЭ
способствуют выравниванию температуры в помещении.
Если такие свойства солнечной системы ТАЭ, как толщина,
теплопроводность и теплоемкость коллектора, выбраны
правильно, то проходящие через внешнюю поверхность солнечные
тепловые потоки могут быть задержаны примерно на 12 ч,
что внесет, таким образом, благоприятный вклад в тепловой
баланс помещения на режимах как нагрева, так и
охлаждения.
6.5. Тепловые насосы
6.5.1. Общие соображения
Управление работой большинства современных тепловых
насосов осуществляется операциями включения и
выключения, т. е. такими же способами, как и в случае отопительных
котельных агрегатов (разд. 6.2). При этом потери в тепловых
насосах меньше, чем у отопительных котлов, так как
температура на выходе из насоса ниже и только часть системы
находится при выходной температуре; отсутствуют также
потери с уходящими газами. Однако, для того чтобы
тепловой насос вышел на расчетный режим, требуется некоторое
время, в течение которого коэффициент использования тепла
только медленно приближается к номинальной величине.
Таким образом, потери при пуске и остановке тепловых
насосов могут быть даже больше, чем для топок водогрейных
котлов.
6.5.2. Буферное аккумулирование
Системы теплоснабжения часто обеспечиваются
временными реле для снижения частоты включений. Тем не менее
применение буферного аккумулирования в линии
теплоснабжения целесообразно почти во всех случаях использования

182 Глава 6
Рис. 6.8. Буферный аккумулятор для теплового насоса [6.12].
/ — воздушно-водяной тепловой насос; 2 — вспомогательный котел; 3 — буферный
аккумулятор; 4 — аккумулятор горячей бытовой воды.
тепловых насосов для жилых помещений с водой в качестве
теплоносителя [6.11].
Для воздухо-воздушных тепловых насосов низкая частота
включения может быть достигнута только при сравнительно
большой разности между входной и выходной температурами
или путем регулирования производительности.
Обычно применяются буферные аккумуляторы вытесни-
тельного типа (рис. 6.8) с целью уменьшения эксергетических
потерь на смешение, которые ухудшают коэффициент
использования тепла увеличением выходной температуры теплового
насоса при заданной температуре теплоснабжения. В случае
перерывов в электроснабжении теплового насоса с
электроприводом буферный аккумулятор перекроет во время пиковой
нагрузки этот провал так же, как это делается в случае
электрических котлов.
Регулирование скорости тепловых насосов с
электроприводом сейчас обходится довольно дорого, но для тепловых
насосов с дизельным или газовым двигателем оно значительно
дешевле [6.13]. С другой стороны, регулирование скорости
возможно только в определенном интервале, а потери при
пусках и остановах тепловых насосов с приводом от
двигателя внутреннего сгорания даже выше, чем в случае
электропривода, вследствие значительных потерь в двигателе помимо
потерь в системе самого теплового насоса. Таким образом,
буферное аккумулирование может быть даже полезно для
тепловых насосов с регулируемыми рабочими
характеристиками.
Буферное аккумулирование применяется в системах
производства горячей бытовой воды с помощью тепловых
насосов не только для снижения частоты включений, но и для

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 183
Рис. 6.9. Воздушно-водяной тепловой насос для производства горячей бы*
товой воды [6.14J.
о— блочная установка; б —тепловой насос о раздельными агрегатами
/—вентилятор; 2 — компрессор; 3 — испаритель; 4 — дроссель; 5 — конденсатор; 6 —
аккумулятор горячей воды; 7 — линия подачи горячей бытовой воды; 4 — подача
холодной воды.
снижения проектной мощности теплового насоса, который в
противном случае должен быть рассчитан на высокое пиковое
потребление [6.13].
Теплопередача от рабочей среды к аккумулятору может
быть прямой или косвенной (рис. 6.9,а,б).
6.5.3. Низкотемпературное аккумулирование
с использованием теплоты фазового перехода
При работе тепловых насосов систем ТАЭ, в которых
используется солнечный подогрев или подвод тепла от
окружающего воздуха, может возникнуть необходимость в
дополнительном кратковременном аккумуляторе на
низкотемпературной (источник тепла) стороне [6.15].
Аккумулирование с использованием тепла фазового
перехода (замораживание воды при 0°С) является очень
эффективным методом низкотемпературного аккумулирования.
Были разработаны различные системы аккумулирования с
замораживанием воды, и сейчас они применяются во многих
странах [6.12]. Однако аккумулирование энергии
посредством льда особенно выгодно в климатических зонах, где
нагрузки на охлаждение в летнее время сравнимы с
нагрузками на обогрев в зимнее, что допускает годовое циклирова-

184 Глава 6
\
Рис. 6.10. Упрощенная схема энергетического аккумулятора с годовым
циклом [6.16].
/ — коллектор, 2 — охладитель; 3 — кондиционирование; 4 — компрессор, 5 —
конденсатор; 6 — испаритель; 7 — внутренний змеевик; 8 — горячая вода, 9 — резервуар
для льда; 10 — холодная вода, // — бак горячей воды.
ние, т. е. эффективное двойное использование системы
теплового аккумулирования.
На рис. 6.10 показана разработанная в США
энергетическая система с годовым циклом [6.16). Тепловой насос
снабжает теплом дом от водяного резервуара емкостью 70 м3.
Зимой вода замерзает и аккумулирует холод, служащий для
целей охлаждения летом. После того как весь лед растает,
тепловой насос работает в ночное время, отводя тепло через
наружный теплообменник (змеевик), и намораживает лед
для потребностей следующего дня. В этом режиме
аккумулятор работает как кратковременный аккумулятор холода.
В местностях с холодным климатом, где потребности в тепле
превышают потребности в охлаждении, для системы ТАЭ
необходим дополнительный источник тепла, например в виде
простых солнечных панелей, работающих при низкой
температуре.
Горячая вода для домашних нужд производится в
охладителе пара, выходящего из компрессора системы. С помощью
такого устройства можно обеспечить температуру воды,
превышающую температуру конденсации охладителя.
Эксперименты показали, что годовая экономия электроэнергии при
использовании описываемой системы достигает 50 % по
сравнению с системой обогрева электрическим током зимой и
электрического кондиционирования летом.

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 185
Рис. 6.И. Вертикальный грунтовой
теплообменник для
аккумулирования энергии в подпочвенном слое
с тепловой подзарядкой от
воздушного теплообменника [6.17].
/ — радиатор; 2 — воздушный
теплообменник; 3 — тепловой насос.
6.5.4. Низкотемпературное подпочвенное аккумулирование
Другим средством низкотемпературного теплового
аккумулирования могут служить подпочвенные теплообменники.
Неглубоко закопанные в землю горизонтальные трубы
являются простейшими аккумуляторами такого типа, но для
них характерны значительные тепловые потери.
Вертикальные теплообменники (рис. 6.11) обеспечивают
еще большее аккумулирование при значительно меньшей
занимаемой площади и с меньшими перемещениями грунта (что
важно в условиях плотной городской застройки). Однако
небольшой прямой теплообмен с окружающей средой и
окружающим подпочвенным слоем все же существует, и поэтому
есть необходимость подзарядки такого аккумулятора в летнее
время солнечной энергией или тепловой энергией из
окружающего воздуха, если нет грунтовых вод для подзарядки
[1.32].
6.5.5. Аккумулирование энергии,
основанное на разности концентраций
На рис. 6.12 показана схема использования
низкотемпературного подпочвенного термоаккумулятора и
пульсирующего полузакрытого теплового насоса с сухой абсорбцией и
с тепловым аккумулированием, основанным на разности
концентраций, а не на разности температур (т. е.
осуществляемым при комнатной температуре). Вода используется в
качестве рабочего тела, Na2S — в качестве абсорбента (7000 кг

186 Глава б
Рис. 6.12. Низкотемпературный аккумулятор с абсобционным тепловым на*
сосом (энергоаккумулирующая система сТепидус», Швеция) для дома на
одну семью [6.18].
/—солнечный коллектор; 2 — резервный источник тепла; 5— бытовая вода; 4 —
радиатор; 5 — насос; 6 — тепловой аккумулятор (Na2S); 7 — редуктор давления;
8 — контрольно-измерительное устройство; 9 — грунтовой теплообменник; 10 —
водяной бак о конденсатором и испарителем.
Na2S аккумулируют примерно 7000 кВт«ч). Солнечная
энергия от коллекторов площадью 40 м2 используется в качестве
высокотемпературного (45—100°С) источника тепла, а
почва— в качестве низкотемпературного источника тепла.
Температура подаваемого теплоносителя 50—60 °С, мощность
зарядки 20 кВт, мощность разрядки 10 кВт.
В качестве альтернативного варианта системы,
заряжаемой при помощи солнечной энергии, были предложены
передвижные аккумулирующие агрегаты описанного типа для
передачи тепла к источнику отработанного промышленного
тепла или от него [6.18].
6.6. Централизованное отопление районов
6.6.1. Общие соображения
Основные требования к ТАЭ для установок отопления
района аналогичны требованиям к индивидуальным
отопительным установкам. На рис. 6.13 показан график годовой
нагрузки для районной отопительной сети. Годовой
коэффициент использования централизованного отопления,
включающий и потребление горячей воды для домашних нужд в
течение года, довольно низок (34%, т. е. ~ 3000 ч/год). Из
графика видно, что пиковая тепловая нагрузка наблюдается
только в очень короткий период и что около 90 % годового

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 187
О 2000 ШО 6000 8000
Длительность нагрузки, ч/го9
Рис. 6.13. Типичная длительность годовых нагрузок для отопления района
[6.19].
/ — общая нагрузка; 2 — отопление помещений; 3 — горячая вода для домашних
нужд; 4 — потери в сети; 5 — пиковая нагрузка.
потребления энергии может быть покрыто установкой
мощностью, составляющей 45 % максимальной тепловой нагрузки
[6.19].
Как было показано в гл. 1 (рис. 1.1,а), установка ТАЭ
может быть расположена возле установки преобразования
энергии или соединена с ней протяженным трубопроводом.
Второй вариант аккумулирования (у потребителя) обходится
дороже. Оптимальная конфигурация системы зависит, кроме
того, от типа установки преобразования энергии и типа
аккумулятора, а также от характера работы сети и установки.
Высокоэффективные установки преобразования энергии,
такие, как установки комбинированной выработки тепла и
электроэнергии (теплофикационные установки), и протяженные
трубопроводы обычно не рассчитываются на максимальную
тепловую мощность, а только на 50—60 % этой мощности;
недостающая часть покрывается пиковыми и/или
аккумулирующими установками на конце протяженного трубопровода
перед теплораспределительной системой. Такие
аккумулирующие установки позволяют в той или иной мере снизить
использование пиковых установок, работающих на дорогом топливе.
Так, сезонная аккумулирующая установка может полностью
снять потребности в пиковой установке. Ниже
рассматривается только кратковременное аккумулирование (суточное
или, возможно, недельное); сезонное аккумулирование будет
рассмотрено в разд. 6.7.
Районные отопительные водяные сети могут работать в
трех разных режимах:
а) с постоянной температурой подаваемой воды и
расходом, зависящим от теплового потребления;

188 Глава в
^ZZZZZZZZZZZZZZZZZZZL г
_! I | I [ I
О 20 40 60
Объем сосуда, 103м3
Рис. 6.14. Удельные капиталовложения для аккумуляторов горячей воды
с повышенным и атмосферным давлением в зависимости от объема сосуда
[4.27].
/ — цилиндрический сосуд с давлением 2,1 МПа (200/50 °С); 2 — цилиндрический
сосуд с давлением 1,1 МПа (170/50 °С); 3 — сферический сосуд о давлением 1,1 МПа
(170/50 °С), 4 — бак под атмосферным-давлением (90/50 С).
б) со скользящей температурой подаваемой воды (в
зависимости от потребления тепла или окружающей
температуры) и постоянным расходом (по крайней мере до
минимальной температуры воды 60—70°С, необходимой для
домашних нужд);
в) в комбинированном режиме (а) и (б), т. е. с линией
подачи воды постоянной температуры, линией со скользящей
температурой и общей возвратной линией.
Горячая вода используется в системах теплоснабжения
как энергоноситель и как аккумулирующая среда. В бытовых
целях в отличие от промышленного применения вместо
аккумулирования со скользящим давлением обычно применяется
вытеснительное аккумулирование. Расчетное давление в
системе (с учетом гидростатического давления жидкости),
соответствующее температуре подаваемой воды 90—180 °С,
обычно ниже 3,0 МПа. Естественно, что сосуды, работающие
при нормальном давлении и температурах до 95°С (рис. 6.14),
менее дороги [6.20]. Для максимального использования
аккумулирующей емкости установка должна работать как можно
ближе к расчетной температуре. Работа при расчетной
температуре может быть предпочтительней и для сети со
скользящей температурой (несмотря на дополнительные эксергети-
ческие потери), даже если мгновенное значение температуры
подаваемой воды ниже.
W
I
8!
||
1

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 189
6.6.2. Типы и работа отопительных установок
и тепловых аккумуляторов
Тепловая нагрузка районных отопительных систем может
быть покрыта водогрейными котлами, установками
утилизации отработанного тепла или теплофикационными
установками, генерирующими тепло и электроэнергию.
Основное преимущество теплофикационных установок
заключается в высокой эффективности использования топлива.
Если основной задачей является теплоснабжение, то
электрическая энергия может вырабатываться в высокоэффективной
конденсационной установке. Если, наоборот, главной задачей
является выработка электроэнергии, то отработанное после
выработки электроэнергии тепло может быть использовано
для нужд отопления.
Следует, однако, отметить, что для отопления помещений
пригодно лишь отработанное тепло газотурбинных установок,
выхлопные газы которых имеют достаточно высокую
температуру. В паросиловых установках необходимо повысить
температуру отработанного теплоносителя для того, чтобы он
мог быть использован для повышения температуры воды,
охлаждающей конденсаторы, которая обычно составляет 15—
30°С, до температуры, принятой в системах теплоснабжения.
Конечно, это приводит либо к снижению выработки
электроэнергии (обычно примерно на 10—20 % от выработки тепла)
при постоянных расходе топлива и производительности котла,
либо при постоянной мощности турбины и достаточной
емкости котла к увеличению потребления топлива и выработки
пара (обычно это составляет около 30—60 % выработки тепла
и зависит в основном от температуры воды, подаваемой в сеть
районного теплоснабжения, и температуры обратной воды,
нагрузки и числа конденсационных ступеней, от которых
отбирается тепло).
На рис. 6.15, а показана суточная диаграмма тепловой и
электрической нагрузок типичного города. Очевидно, что
сглаживание пиков потребления тепла и разделение выработки
тепла и электроэнергии с использованием теплового
аккумулирования повысит гибкость системы и улучшит ее
использование.
Применительно к суточному аккумулированию
рассмотрим следующие случаи [6.20, 6.22]:
1. Выравнивание суточной тепловой нагрузки с целью
обеспечения постоянной нагрузки отопительного котла
теплофикационной установки (рис. 6.15,6). Для лучшего
использования не только системы преобразования энергии, но и
протяженного трубопровода аккумулирующая установка должна
быть размещена на его конце (рис. 1.1, случай d). Тепловой

190 Глам в
*.
100
!
о
в
го 24
I /
Y^
I—I i—I
Лак
$ ^^
i In
у^
L_ .1 .1
у-^
J— ,1,.,-...
11
Ч
Z4
Рис. 6.15. Режимы работы аккумуляторов [6.20].
0__ суточный график тепловой и электрической нагрузки; б — выравнивание
тепловой нагрузки; в — пиковая выработка мощности с противодавленческой
теплофикационной установкой; г — трапециевидный график выработки мощности для
теплофикационной установки с отбором пара; Q3~ зарядная нагрузка; Qpa3 —
разрядная нагрузка; Яак—тепловая емкость аккумулятора.
/ — потребление тепла; 2 — потребление электроэнергии; 3 — базисная тепловая
нагрузка; 4 —базисная электрическая нагрузка; 5 — выработка тепла.
анализ районных систем отопления семи городов ФРГ [6.20]
показал, что максимальная емкость аккумулятора для
суточного аккумулирования в таких сетях составляет от 0,8 до
1,5 ч максимальной тепловой нагрузки. Аккумулятор
включается при температуре окружающей среды около 0°С (ниже
этой температуры колебания нагрузки меньше из-за
усиленного ночного отопления). Максимальная мощность зарядки
и разрядки составляет 0,1—0,3 максимальной тепловой
нагрузки; процессы зарядки-разрядки проводятся при
окружающей температуре от —5 до +5°С.
2. Изменение профиля тепловой нагрузки в соответствии
с профилем потребления мощности теплофикационной
установки противодавленческого типа (т. е. без
низкотемпературного конденсатора), покрывающей электрическую пиковую и

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 191
Ф i
7
$,00*
Рис. 6.16. Аккумулирование в протяженном трубопроводе.
/ — источник тепла- 2 — линия подачи; 3 — обратная линия; 4 — потребитель; 5 —
зарядный насос; 6 — разрядный насос; 7 — смесители.
среднюю нагрузки (рис. 6.15,в). Если зарядная мощность
больше тепловой нагрузки, то аккумулирующая система
должна быть смонтирована вблизи теплофикационной
установки (рис. 1.1, случай а).
3. Изменение электрической мощности регулированием
отбора пара теплофикационной установки для максимальной
выработки электроэнергии в периоды ее пикового
потребления. В этом случае аккумулятор помещается около
теплофикационной установки. Он заряжается во время низкого
потребления электроэнергии (например, между 21 и 6 ч) и
разряжается во время периодов пиковой нагрузки (между 6 и
21 ч), обеспечивая таким образом равномерное
теплоснабжение (рис. 6.15,г). Требуемая емкость аккумулятора при этом
составляет 8,2—13,2 ч пиковой тепловой нагрузки, а
максимальная зарядная мощность 0,85—1,0 пиковой тепловой
нагрузки. Обе величины много выше, чем на рис. 6.15, г.
Температура аккумулирования либо равна температуре
подаваемого теплоносителя, либо составляет около 95°С; сосуды
аккумулятора работают под нормальным давлением с
форсированием, если это требуется, за счет теплофикационной
установки.
4. Использование самого протяженного трубопровода сети
в качестве аккумулятора влечет за собой некоторые эксерге-
тические потери, но не требует практически никаких
дополнительных вложений. Линия подачи, как и обратная линия,
может быть использована для теплового аккумулирования.
Аккумулирование в линии подачи осуществляется путем
повышения температуры воды в линии без изменения ее
расхода. В конце протяженной линии располагаются смесители
(рис. 6.16). Когда вода с повышенной температурой подходит
к пункту назначения (допустим, через 2 ч, если скорость воды
равна 3 м/с и длина трубопровода 22 км), к ней
подмешивается вода из обратной линии для поддержания постоянной
температуры в линии подачи. Таким образом одновременно
достигается снижение расхода в протяженном трубопроводе
при сохранении постоянным расхода в линии подачи воды
потребителю. При этом происходит зарядка аккумулятора. Он

192 Глава б
может быть разряжен снижением температуры в линии
подачи до нормального расчетного значения при сниженном
расходе воды. Обратная линия может быть заряжена и
разряжена аналогичным образом с использованием зарядного
насоса (рис. 6.16). Оба метода требуют некоторой гибкости
в работе теплофикационной установки и такого набора
контрольно-измерительного оборудования, который обеспечивает
оператору информацию о состоянии на любом участке
аккумулятора для принятия соответствующего решения.
6.6.3. Аккумулирование горячей воды
в установке сжигания отходов
В табл. 6.2 приведены характеристики районной
теплофикационной установки венского муниципалитета. Она состоит
из двух котлов для покрытия основной тепловой нагрузки,
отапливаемых отходами, двух котлов для покрытия
дополнительных пиковых нагрузок, работающих на нефти, и трех
небольших котлов в качестве резервных агрегатов.
Разница между выработкой тепла котлами, работающими
на отходах, и переменным теплопотреблением покрывается
9 вытеснительными аккумуляторами объемом 157 м3 каждый.
Так как сжигание отходов происходит равномерно в течение
Таблица 6 2. Характеристики районной теплофикационной
установки венского муниципалитета
Оборудование
а) Выработка энергии
Вспомогательная паровая турбина
б) Выработка тепла
2 котла на сжигаемых отходах
2 котла на нефти (пиковые)
3 котла на нефти (резервные)
в) Максимальный чистый выход тепля
г) Температура воды (подача)
(возврат)
д) Аккумулирующая система
Тип сосуда
Количество сосудов
Диаметр
Высота
Давление (рабочее/расчетное)
Объем сосуда
Общий объем
Тепловая емкость аккумулятора
Характеристики
2 МВт
2Х (20—36) МВт
2 X 52 МВт
ЗХ 19 МВт
230 МВт
150°С
75 °С
Вертикальный, вытесни-
тельный
9
3,1 м
22 м
2,0/2,5 МП а
157 м3
1413 м3
120 МВт-ч

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 193
20 40 60 80 100%
Рис. 6.17. Диаграмма потоков и эьергетический баланс газотурбинной
теплофикационной установки.
F — поток продуктов сгорания топлива; L — потери с уходящими газами и
излучением; Q — тепловая нагрузка; N — электрическая нагрузка; N/F — термически*
КПД; (Q+ Л/)//—коэффициент использования топлива.
года, излишек тепла в летнее время должен сбрасываться;
это осуществляется посредством теплообменника, который
охлаждается речной водой.
6.6.4. Аккумулирование горячей воды
в газотурбинных теплофикационных установках
Газотурбинные установки открытого цикла
характеризуются довольно низкими капитальными затратами и способны
включаться в работу довольно быстро (10—15 мин при
обычном запуске и около 6 мин при быстром запуске). Однако их
КПД сравнительно невысок (около 27%). Они работают на
дорогом топливе — легких фракциях нефти или природном
газе. Назначение установок ограничивается покрытием
пиковых нагрузок (500—2000 ч/год). Температура отходящих
газов газотурбинных установок составляет около 500 °С, что*
позволяет дополнить установку водогрейным котлом для
районного отопления без снижения электрической мощности (за
исключением сравнительно небольших потерь, связанных с
падением давления газа в котле). Нормальная работа такой
теплофикационной установки соответствует потребности в
электроэнергии для случая (б) разд. 6.6.2 и рис. 6.15, е.
Отношение электрической мощности к тепловой высокое, а
эффективность использования топлива сильно зависит от на-
грузки (рис. 6.17).

YY
•Й fb -й
фффф фф
I
Ы Г-1 Г-1 2 Г-1 Г-1 Г-
«*№
Рис. 6.18. Схема теплофикационной установки в Фрайманне, состоящей из газовых турбин и аккумулятора вытеснитель-
ного типа.
/ — котлы под давлением; 2 — сосуды-аккумуляторы горячей воды (15X310 — 4650 м3); 3 — котлы горячей воды; 4 — котлы-утилизаторы;
5—подающий коллектор; 6 — газоотводящая труба; 7 — байпасы; 8 — газовые турбины; 9 — питательные насосы; 10 — обратный
коллектор; // — расширительный сосуд; 12 — циркуляционные насосы (4 шт.); /3 —линия подачи; 14 — обратная линия: 15 — комбинированный
компенсационно-дегазационный сосуд; 16 — парогенератор 0,15 МПа; /7 —компенсационная подача воды; 18 —• компенсационные сосуды;
19 — обратные клапаны; 20 — компенсационные насосы; 21 — потребители.

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 195
Таблица 6.3. Характеристики теплофикационной установки
в Фрайманне [6.21]
Оборудование
а) Выработка электроэнергии
Газовая турбина № 1
Газовая турбина № 2 (пиковая)
Полная выработка энергии
б) Выработка тепла
Отопительный котел-утилизатор i
за отра-
ботанном тепле газовой турбины № 1
Котел на газе или нефти т 1 (пиковый)
Котел на газе или нефти № 2
ный)
в) Максимальная выработка тепла,
г) Температура воды (подача)
(возврат)
д) Аккумулирующая система
Тип сосуда
Количество сосудов
Диаметр
Высота
Расчетное давление
Объем сосуда
Общий объем
Тепловая емкость аккумулятора
(160/70°)
(резерв-
нетто
Характеристики
80 МВт
86 МВт
166 МВт
136—145 МВт
134 МВт
134 МВт
307 МВт
140—180 °С
60—80 °С
Вертикальный, вытесни-
тельный
15
3,6 м
33 м
2,7 МПа
310 м3
4650 м3
500 МВт-ч
На рис. 6.18 показана схема теплофикационной установки
в Фрайманне (вблизи Мюнхена, ФРГ), которая находится в
эксплуатации с 1972 г. Она состоит из двух газотурбинных
блоков электрической мощностью 80 и 86 МВт. Один
работает в теплофикационном режиме, а другой вырабатывает
только электрическую пиковую нагрузку. Два отопительных
котла и 15 вертикальных цилиндрических аккумулирующих
сосудов соединены параллельно с блоком теплофикационного
котла, работающего на отходящих газах турбины.
Характеристики теплофикационной установки приведены в табл. 6.3.
6.6.5. Аккумулирование горячей воды
в паротурбинных теплофикационных установках
с противодавлением
О паротурбинных теплофикационных установках с
противодавлением уже упоминалось в разд. 5.3.3. Расширение пара
в турбине ограничивается температурой насыщения, которая

196 Глава б
ч
Ди
2
ОД
->fl
z
Т
_ 2/7 АО 60 80 100
F.%
Рис. 6.19. Схема и энергетический баланс паросиловой установки для
комбинированной выработки тепла и электроэнергии (обозначения
соответствуют подписи к рис. 6.17).
выше температуры в подающей линии на разность температур
отопительного конденсатора (водоподогревателя). Если
нагрев воды происходит в нескольких ступенях конденсатора,
то первая ступень (с температурой обратной воды)
нагревается отработанным паром последней ступени турбины, тогда
как остальные нагреваются паром из отбора. Возможен и
другой вариант, когда противодавленческая турбина может
иметь два выхлопных патрубка с различными выходными
давлениями. Пар из более длинного патрубка нагревает
первую ступень, пар из более короткого — вторую ступень
водоподогревателя. Параметры пара таких установок не
экстремальные (т. е. ниже 540°С, 14,0 МПа и без перегрева). В
отличие от газотурбинной теплофикационной установки с
открытым циклом паровая установка с противодавлением не
может работать без тепловой нагрузки, так как отбор тепла
от нее производится только в отопительную сеть. Поэтому
для разделения выработки электроэнергии и тепла
необходимо тепловое аккумулирование в соответствии со схемами
разд. 6.6.2(a) или (б).
Отношение электрической мощности к тепловой здесь
ниже, чем для газотурбинных теплофикационных установок
(оно также зависит от температуры подаваемой воды, а при
нескольких подогревателях — и от температуры обратной
воды). Однако использование топлива и характеристики
работы при неполной нагрузке в этом случае лучше (рис. 6.19)
[6.21]. Котлы пиковой нагрузки включаются последовательно
за теплофикационной установкой.

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 197
15МПа,Ш°С
» ± 40П»П
Рис. 6.20. Схема теплофикационной установки с отбором пара [3.6].
6.6.6. Аккумулирование горячей воды
в паросиловых теплофикационных установках
с отбором пара
На рис. 6.20 показана схема теплофикационной установки
с отбором пара. Здесь имеется только одна ступень водоподо-
гревателей на отбираемом паре. Они работают со
скользящей температурой; пиковая температура подачи достигается
дросселированием перед ступенью низкого давления [36].
На рис. 6.21 показаны упрощенные характеристики
электрической мощности и тепловой нагрузки в зависимости от
мощности по теплоте сгорания топлива теплофикационной
установки.
Такие установки работают в соответствии со схемами
разд. 6.6.2(a) или (в) и рис. 6.15,6 или г. В последнем случае
аккумулирующая установка становится установкой пиковой
нагрузки. Для кратковременных пиков требуемая емкость
аккумулятора мала и аккумулирующая установка
экономически выгодна. Аккумулятор заряжается во время низких

198 Глава б
О 20 40 60 80 100 120%
F
Рис. 6.21. Характеристики установки комбинированной выработки
электрической энергии и тепла в зависимости от потока теплоты сгорания
топлива
« — поток теплоты сгорания топлива (F), а—Ь — потери с уходящими газами и на
излучение (L); Ъ — мощность нетто на выходе из котла (с + Q + N); сО — dO —
мощность (N) без тепловой нагрузки (работа в чисто конденсационном режиме);
с0,1 ... с0,3 — сумма тепла и электрической мощности для тепловых нагрузок от
0,1 до 0,3 (F); dO.l ... d0,3 — электрическая нагрузка для тепловых нагрузок от 0,1
до 0,3 (F); Ь—с — нагрузка с конденсатора; с—d — тепловая нагрузка (Q).
Пределы работы; / — максимальные расход топлива или нагрузка котла; 2 —
минимальные расход топлива или нагрузка котла; 3 — максимальная нагрузка
турбоагрегата; 4 — максимальная нагрузка отопительного конденсатора; 5 —
максимальный расход из отбора при комбинированной выработке электроэнергии и
тепла.
электрических и тепловых нагрузок, а разряжается в
периоды пикового электрического потребления, обеспечивая,
таким образом, полное использование электрической
мощности. Без аккумулирования потери электрической мощности
при максимальной тепловой нагрузке составили бы 17%.
Эффективность использования паросиловых
теплофикационных установок с отбором пара может быть весьма
различной. Тепловое аккумулирование экономично во многих, но
не во всех, случаях [6.21]. Например, если котел
спроектирован так, что он способен генерировать необходимое
количество пара для обеспечения полной электрической мощности
и полной (или большей ее части) тепловой нагрузки, то
потребность в тепловом аккумулировании не возникает (или
будет значительно снижена).

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 199
6.6.7. Аккумулирование горячей воды
в комбинированных газотурбинных и паросиловых
теплофикационных установках
В последние годы в ФРГ было построено несколько
теплофикационных установок, состоящих из комбинации газовой
турбины с паросиловым циклом (Мюнхен, Билефельд, Саар-
брюккен). Установки такого типа отличаются высоким
отношением электрической мощности к тепловой. Конечно, для
них требуется топливо, пригодное для газовых турбин.
Схема паросиловой части не отличается от обычной схемы
с отбором пара, описанной в предыдущем разделе.
Соответственно и устройство, и работа аккумулятора горячей воды
(если таковой имеется) аналогичны тем, которые приняты в
установках этого типа. Например, теплофикационная
установка в Билефельде (с газовой турбиной мощностью 25 МВт
и паровой турбиной полной мощностью 85 МВт) имеет
аккумуляторы горячей воды емкостью 8X400 м3 = 3200 м3 [6.23].
6.6.8. Комбинированный аккумулятор
для отопления района и производства питательной воды
Методы теплового аккумулирования в паросиловых
теплофикационных установках с отбором пара (разд. 6.6.6) и
аккумулирования питательной воды (разд. 7.4.2) имеют много
общего. Оба метода позволяют покрывать пиковые нагрузки,
в обоих случаях аккумулирующая горячая вода нагревается
отбираемым паром. Единственная разница заключается в том,
что в одном случае вода используется для обогрева, а в
другом— как питательная вода. Сочетание этих двух процессов,
по-видимому, возможно и открывает интересные перспективы.
6.7. Крупные сезонные тепловые аккумуляторы энергии
Системы солнечного обогрева в высоких географических
широтах нуждаются в сезонном тепловом аккумулировании.
Кроме того, как указывалось в предыдущих главах, сезонное
аккумулирование может также представлять интерес
применительно к тепловым насосам, аккумулированию
отработанного тепла и теплофикационным установкам.
Сосуды большой емкости для низкотемпературного
сезонного аккумулирования описаны в гл. 4. Для этого большей
частью используются стальные мембранные резервуары
рис. 4.26), полости в скальных породах (рис. 4.27) и водные
ассейны.
Разрабатывается метод крупномасштабного сезонного
аккумулирования, основанный на использовании системы
буровых скважин в скальной породе или глине с циркуляцией

200 Глава б
Л
/ //
/■ / /
wt*
I
460м\
' / / / / 7 /
/• / / / / / /
150м , / , /
Рис. 6.22. Система с несколькими скважинами для аккумулирования в
скальной породе [6.24].
Рис. 6.23. Сезонное тепловое аккумулирование в водоносных пластах
(подвод тепла в скважины при зарядке и отвод при разрядке) [6.5].
/—источник отбросного тепла; 2 — неограниченный водоносный слой; 3 — верхний
ограничивающий пласт; 4 — аккумулирующий слой; 5 — нижний подстилающий
пласт; 6 — система теплоснабжения района; 7 — теплая зона; 8 — горячая зона;
9 — подвод отработанного тепла; 10 — возврат отработанного тепла; // — поток
отработанного тепла; 12 ~ поток горячей воды; 13 — обратный поток.
воды для зарядки и разрядки (рис. 6.22) [6.24]. Эта система
аналогична подземной аккумулирующей системе с
вертикальными грунтовыми теплообменниками для работы теплового
насоса (разд. 6.5.3). При очень больших размерах
аккумулятора потери в окружающую среду и к прилегающим слоям

Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 201
грунта через поверхность относительно менее важны и,
следовательно, более высокие температуры аккумулирования
становятся предпочтительными.
Можно назвать еще один метод сезонного
аккумулирования— в водоносном слое, который находится между двумя
ограничивающими пластами, а заряжается и разряжается
через систему скважин (рис. 6.23).
6.8. Заключение
Существуют четыре основные причины все более широкого
использования систем ТАЭ для отопления и охлаждения
помещений:
— повышение сезонной эффективности котлов и тепловых
насосов;
— срезание пиков электропотребления с помощью
непиковых аккумулирующих нагревателей;
— возрастающее удовлетворение потребностей
применением установок солнечной энергии;
— разделение выработки тепла и электроэнергии в
установках комбинированного производства тепла и
электроэнергии.
Системы ТАЭ используются в основном кратковременно
(от нескольких часов до нескольких суток). Повсюду, где
имеются водяные системы переноса и распределения тепла,
применяется вода под нормальным или повышенным
давлением. Широкое распространение нашли как крупные, так и
небольшие системы теплового аккумулирования энергии.
Является ли или будет в перспективе экономически выгодным
долговременное, в особенности сезонное, тепловое
аккумулирование энергии для нужд отопления и охлаждения, вопрос
пока не ясен. Экономический барьер очень серьезен,
поскольку сезонный аккумулятор, как следует из названия,
используется только один раз в год, и поэтому затраты на него
должны быть на порядок меньше стоимости запасаемой им
энергии для того, чтобы применение такого аккумулятора
было экономически выгодным. Этому критерию
крупномасштабные установки удовлетворяют легче, чем мелкие.
Удельные потери также обычно меньше для крупномасштабных
аккумуляторов. Поэтому существует тенденция разработки и
применения больших аккумуляторов. До недавнего времени
максимальные размеры аккумуляторов составляли несколько
сотен кубических метров на один сосуд и несколько тысяч
кубических метров на установку. В настоящее время
создаются аккумулирующие системы объемом 104—105 м3.

7. Энергетические установки
с тепловым аккумулированием
7.1. Общие соображения
Как уже отмечалось в гл. 1, аккумулирование тепловой
энергии (безнасосное или насосное) для производства
электроэнергии может быть использовано для таких целей, как:
а) экономичное покрытие пиковых нагрузок;
б) создание запаса энергии;
в) служба резерва при остановках, которая вводится в
действие путем быстрого запуска или подключения
вращающейся на холостом ходу турбины;
г) кратковременное аккумулирование для облегчения
управления с помощью буфера (т. е. интегральное
аккумулирование для увеличения резерва в цикле).
Аккумулирование энергии обеспечивает ряд
положительных эффектов, к которым относятся:
— более низкие капитальные затраты (устранение
необходимости в специальных установках пиковой нагрузки путем
лучшего использования установок базисной нагрузки);
— более низкая стоимость топлива базисных установок по
сравнению с пиковыми установками и возможность замены
нефтепродуктов;
— потенциально лучший общий КПД, чем при
использовании пиковых установок;
— улучшение режимных характеристик (уменьшение
колебательных и устранение экстремальных нагрузок);
— уменьшение воздействий на окружающую среду (если
установка базисной нагрузки относится к типу установок с
меньшими выбросами или она лучше оснащена приборами
контроля выброса).
В последующем речь будет идти в первую очередь о
насосном тепловом аккумулировании рабочей среды из сети
(т. е. о насосном аккумулировании пара, пневматическом
аккумулировании, аккумулировании энергии посредством сжатого
воздуха с дополнительным участием его в процессе горения
и аккумулировании в системе газовой турбины быстрого
запуска). Затем будут рассмотрены интегральные насосные
(с приводом от вала турбины) и безнасосные системы
аккумулирования в соответствии с видом топлива (уголь, ядерное
топливо, солнечная энергия).

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 203
-* Зарядка
—► Разрядка
Рис. 7.1. Схема насосной установки аккумулирования пара [3.4].
М/Г — двигатель/генератор, К — компрессор; Т — паровая турбина; В АД -- верхний
аккумулятор давления, АП — аккумулятор-пароперегреватель, НАД - нижний ак-
к>мулятор давления, Vt - i , —быстрые испарители, Сх — С4 — конденсаторы; ЦТ-
отвод тепла, Р — насосы.
7.2. Паровой насосный аккумулятор
Идею насосного аккумулятора пара (как уже упоминалось
в разд. 3.1.6) предложил Маргуэрре [3.4]. Была
спроектирована и, по-видимому, построена пиковая энергетическая
установка мощностью 15 МВт с продолжительностью полной
разрядки 2 ч (4 ч для треугольного профиля нагрузки), в состав
которой входил паровой компрессор мощностью 7,5 МВт (т. е.
зарядное отношение установки составляло 1:2). Система
такого типа не имеет выхлопа в окружающую среду, так как
в ней не сжигается топливо. Сосуд аккумулятора низкого
давления в течение периода пиковой нагрузки действует как
теплоприемник. Наземные сосуды-аккумуляторы таких систем
можно располагать в любом удобном месте, в том числе в

204 Глава 7
самих местах потребления либо вблизи них. В результате
этого лучше используется не только установка базисной
нагрузки, но и вся сеть.
На рис. 7.1 представлена схема установки, о которой
говорилось выше. Зарядка осуществляется в несколько стадий
впрыском горячей воды из аккумулирующего сосуда низкого
давления. Пар низкого давления затем сжимается и
перегревается в многоступенчатом паровом компрессоре. Сосуд
высокого давления рассчитан на давление не более 1,3 МПа и
выполнен в соответствии с давно освоенным уровнем
технологии. Промежуточное охлаждение отсутствует, хотя перегрев
в ступенях высокого давления уменьшается путем впрыска
воды. Энергия перегрева последней ступени аккумулируется
в сосуде-аккумуляторе перегрева, заполненном маслом или
твердой матрицей в качестве аккумулирующей среды. Для
разрядки установки двигатель-генератор соединяется с
турбиной.
Эффективность аккумулирования (общий КПД) этой
системы довольно низка (около 50%). Это объясняется
главным образом потерей энергии в компрессоре и турбине,
вследствие чего в избытке генерируется низкотемпературное
тепло. Это тепло должно быть рассеяно в окружающей среде,
но может быть использовано и в системах районного
отопления.
7.3. Аккумулирование в газотурбинных
энергетических установках
7.3.1. Пневматические насосные аккумуляторы
В системах пневматического насосного аккумулирования
в качестве рабочей и аккумулирующей среды может быть
использован атмосферный воздух (разд. 3.15). Это упрощает
систему, в которой, таким образом, функцию аккумулятора
низкого давления может выполнять окружающая среда. На
рис. 7.2 показана схема установки такого типа [7.1] с
пиковой мощностью 169 МВт и длительностью полной разрядки
2 ч. Для разрядки сосуда воздушного аккумулятора имеется
двухступенчатый компрессор. Температура воздуха в ступени
низкого давления (НД) повышается, но ее снова понижают
в промежуточном воздухоохладителе с тем, чтобы уменьшить
затрату энергии в ступени высокого давления (ВД). После
ступени ВД (т. е. перед входом в аккумулирующий сосуд)
воздух охлаждается снова, в этот раз для того, чтобы
повысить емкость аккумулятора. Однако тепло, отбираемое в двух
воздухоохладителях, не рассеивается в окружающей среде,
а аккумулируется в системе теплового аккумулирования.

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 205
Зарядка
Разрядка
Рис. 7.2. Насосный пневматический аккумулятор [7.1].
В рассматриваемом случае аккумулятор представляет собой
систему из двух сосудов с маслом в качестве
аккумулирующей среды. На рис. 7.2 показаны температурные параметры
и массовые скорости при работе аккумулятора в режиме
разрядки.
Общий КПД системы составляет ~ 65—70%. Он выше,
чем КПД системы насосного аккумулирования пара,
поскольку изменения давления в аккумулирующей системе
(верхнее давление) невелики, а при использовании
окружающей среды в качестве системы нижнего давления равны нулю.
Тем не менее плотность аккумулирования довольно низкая,
и поэтому в системе целесообразно использовать недорогой
подземный сосуд-аккумулятор. В рассматриваемом случае он
представляет собой полость в соляном пласте, действующую
при скользящем давлении. Таким образом, эта система в
противоположность насосной системе парового аккумулирования
привязана к определенному месту.

206 Глава 7
Насосная система пневматического аккумулирования
может быть использована не только для срезания
запрограммированных пиков нагрузки, но и как установка быстрого
резерва, так как время ее запуска может быть намного меньше,
чем у тепловой энергетической установки.
Насосная установка пневматического аккумулирования
требует более высоких капитальных затрат, чем установка
аккумулирования энергии на основе сжатого воздуха. Она
также расходует больше электроэнергии (непиковой) на
перекачивание, однако для нее не требуется топлива. Таким
образом, подобная установка оказывается экономичной лишь
при условии, что цена топлива очень высокая, а расходы
электроэнергии низкие [7.1, 7.2].
Установка пневматического аккумулирования (с
отдельным использованием тепла, выделяемого в компрессоре при
«сжатии, для аккумулирования энергии) может быть
скомбинирована с газовой турбиной открытого цикла, работающей
на ископаемом топливе или солнечной энергии. В этом случае
для аккумулирования энергии может быть использовано не
только тепло, выделяемое в компрессоре, но и
высокотемпературное тепло цикла. Для солнечной газовой (или
воздушной) турбинной энергетической установки в дополнение к
аккумулятору сжатого воздуха был предложен подземный
теплозой аккумулятор с засыпкой гранитной гальки
диаметром частиц около 13 мм и рабочей температурой между 500
« 800°С.
7.3.2. Пневматический аккумулятор энергии (ПАЭ)
на основе сжатого воздуха
Систему ПАЭ (разд. 3.1.4) можно рассматривать как
насосную систему пневматического аккумулирования с камерой
•сгорания на жидком или газообразном топливе между
сосудом-аккумулятором и турбиной. Рабочей средой при этом
служит смесь продуктов сгорания и воздуха. Мощность
турбины пропорциональна абсолютной температуре газа на входе
в турбину.
В другом варианте система ПАЭ может представлять
собой газотурбинную установку с аккумулированием сжатого
воздуха после компрессора, в которой разделены периоды
работы компрессора (зарядка) и турбины (разрядка).
Преимущество такой установки определяется как
возможностью ее использования в качестве энергоустановки, так и
тем, что ее можно переключить на работу в режиме разрядки
•с примерно втрое более высокой мощностью. Однако
оптимизационные исследования [7.4] показывают, что оптимум
давления в таком аккумуляторе лежит между 4,0 и 9,0 МПа, а

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 20Г
Рис. 7.3. Четыре варианта подземного аккумулирования сжатого воздуха
а — выработка в горной породе с гидростатической компенсацией; б — полость»
вымытая в соляном пласте; в — выработанное газовое или нефтяное
месторождение, г — пористая, заполненная водой структура (водоносный слой).
это намного выше оптимального давления для газовых
турбин открытого цикла. Работа без аккумулирующей системы
привела бы, таким образом, к снижению КПД. Кроме того,
начальные затраты могут быть значительно снижены, если
зарядную мощность компрессора выбрать низкой. В
настоящее время отношение мощностей зарядки 1 :4 считается
оптимальным. Таким образом, установка ПАЭ открывает
возможности работы без дополнительной аккумулирующей системы.
Она может быть использована в качестве пиковой установки,
предназначенной для покрытия запланированных пиков
нагрузки в течение нескольких часов в сутки, или резервной
установки со временем включения в работу порядка
нескольких минут; однако она не предназначена для использования,
в качестве горячего резерва.
Рассматриваемые установки ПАЭ требуют, как правило,
несколько меньшего объема аккумулятора, чем насосные
пневматические аккумулирующие установки; тем не менее
плотность аккумулирования у них все-таки мала (около
2 кВт-ч/м3), вследствие чего для них также нужны недорогие

208 Глава 7
Рис. 7.4. Схема установки пневматического аккумулирования энергии
(ПАЭ) в Гунторфе [7.6].
/ — полость аккумулятора; 2 — камера сгорания высокого давления, 3 — турбина
высокого давления; 4 — камера сгорания низкого давления; 5 — турбина низкого
давления; 6 — двигатель-генератор, 7 — компрессор, 8 — промежуточный
воздухоохладитель; 9 — компрессор высокого давления; 10 — концевой охладитель, // —
редуктор.
подземные сосуды-аккумуляторы. В качестве таких сосудов
предложены следующие варианты (рис. 7.3) [7.5]:
а) полость в скальной породе, частично заполненная
водой, действующая как аккумулятор вытеснительного типа с
постоянным давлением;
б) полость, сделанная в соляном пласте и действующая
как система со скользящим давлением;
в) выработанная полость нефтяного или газового
месторождения, действующая как система со скользящим
давлением;
г) водоносный горизонт с непроницаемым колпаком,
действующий как вытеснительный аккумулятор.
Построенная в Гунторфе (вблизи Бремена) первая
западногерманская установка ПАЭ эксплуатируется с 1978 г.
[7.6]. На рис. 7.4 представлена ее схема.
Двигатель-генератор через редуктор приводит в действие компрессор;
установка имеет три промежуточных воздухоохладителя и один
концевой. Для зарядки от электрической сети требуется
мощность 60 МВт. Процесс повышения давления воздуха в
соляной полости (общим объемом 300 000 м3) с 4,5 до 6,5 МПа
занимает 8 ч. Во время разрядки камеры сгорания высокого
и низкого давления, размещенные соответственно перед
турбинами ВД и НД, находятся в работе. Общая электрическая
мощность составляет 290 МВт, а емкость аккумулятора —
580 МВт-ч, или 2 ч полной нагрузки. В табл. 7.1
представлены более подробные данные, а на рис. 7.5 показано общее

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 209
Таблица 7.1. Основные характеристики пневматического
аккумулятора энергии установки в Гунторфе
Газовая турбина
Тип
Мощность
Частота вращения
Расход воздуха
Продукты сгорания
на входе в турбину: ВД
НД
Температура уходящих газов
Топливо
Теплота сгорания
Одновальная с
вом пара
290 МВт
3000 об/мин
417 кг/с
4,0 МПа/550 °С
1,0 МПа/825°С
395 °С
Природный газ
31 700 кДж/м3
перегре
Компрессор
Тип
Скорость: НД
ВД
Мощность на валу
Воздух на входе
Воздух на выходе
Расход воздуха
Число промежуточных холодильников
Число охладителей
Двухкорпусный, с
редуктором
3000 об/мин
7622 об/мин
60 МВт
0,1 МПа/10°С
6,0 МГ/Па/50°С
108 кг/с
3
1
Воздушный аккумулятор
Охлаждающая вода
Тип охлаждающего устройства
Расход воды: зарядка
разрядка
См. табл 4.1
Градирня
5600 м3/ч
1100 м3/ч
Характеристики аккумулятора
а) Зарядка
Мощность компрессора
Длительность работы
Энергия зарядки
б) Разрядка
Мощность разрядки
Длительность разрядки (полная
нагрузка)
Энергия разрядки
Полная энергия
в) Пусковые характеристики
Нормальное время запуска (до полной
нагрузки)
Время быстрого запуска
Время пуска компрессора
Максимальная скорость нарастания
нагрузки
60 МВт
8 ч
468 МВт-ч
290 МВт
2 ч
580 МВт-ч
945 МВт-ч
11 мин
6 мин
6 мин
88 МВт/мин

210 Глава 7
Продолжение
г) Безразмерные характеристики
аккумулятора
Отношение времен зарядки/разрядки 8/2 = 4
Отношение энергии разрядки/зарядки 580/468 = 1,24
Отношение энергии разрядки к тепло- 580/945 = 0,615
те сгорания топлива
Полный КПД1) Т1ак= 0,55
') При тепловом КПД газовой турбины с рекуперативным подогревом, равном 0,34,
полный КПД аккумулирования Т) =(580—0,34-945)/468=0,55.
устройство установки в Гунторфе с учетом геологических
особенностей. Аналогичная установка ПАЭ строится в
Соединенных Штатах [3.3].
Дальнейшие усовершенствования систем пневматического
аккумулирования энергии в направлении повышения
удельной емкости аккумулятора, отношения пиковой энергии к
энергии на перекачивание, отношения пиковой энергии к
теплоте сгорания топлива и КПД аккумулятора
могут быть достигнуты одним или несколькими из следующих
способов [7.7]:
1. Регенеративный подогрев воздуха продуктами сгорания,
как показано на рис. 7.6, а, может повысить отношение
пиковой энергии к теплоте сгорания топлива с 0,60—
0,65 до 0,8—0,85 [7.8] и КПД аккумулятора с 0,55 до 0,67—
0,80.
2. Отдельное тепловое аккумулирование может также
улучшить эти показатели, однако ценой некоторого
уменьшения эффекта от регенеративного подогрева воздуха
продуктами сгорания.
3. Для уменьшения потерь на дросселирование в системе
аккумулирования со скользящим давлением могут быть
использованы эжекторы. На рис. 7.6,6 и в показан эжектор,
установленный между аккумуляторами и турбиной; его
всасывающий канал соединен либо с окружающей атмосферой
(рис. 7.6,6), либо с полостью, из которой происходит
разрядка (рис. 7.6,в), благодаря чему уменьшается давление
разрядки [7.10]. Такие эжекторы, если они имеют переменное
поперечное сечение, могут использоваться для работы при
переменных давлениях. Экономия от применения эжекторов
может быть значительной. При КПД эжектора около 50 %
увеличение удельной емкости аккумулятора составляет 28%,
а уменьшение затрат энергии на работу компрессора 2 °/о
[7.10].
4. Предложены также камеры сгорания для сжигания
угля в кипящем слое, что позволяет использовать и твердые
топлива [7.11].

Рис. 7.5. Схема общего устройства установки пневматического
аккумулирования энергии в Гунторфе [7.6].
Рис. 7.6. Аккумулирование энергии посредством сжатого воздуха.
а— схема с регенеративным подогревом воздуха; б —схема с эжектором,
работающим на атмосферном воздухе; в — схема с эжектором, работающим на
воздухе разряжающейся полости.

212 Глава 7
7.3.3. Аккумулирование сжатого воздуха
для газовых турбин открытого цикла
с быстрым запуском
Еще одним применением аккумулирования сжатого
воздуха в энергетических установках является использование
его для быстрого запуска турбин резерва [7.12]. По
сравнению с другими теплоэнергетическими установками газовые
турбины могут быть включены в работу довольно быстро
(минимальное время запуска около 1 мин) даже без
аккумулятора сжатого воздуха. Однако долговечность (моторесурс)
турбины при таких быстрых запусках резко снижается.
Поэтому на практике стараются избегать таких быстрых
запусков, а если это возможно, то исключить их вообще. Газовая
турбина вследствие этого теряет свои качества энергетической
установки быстрого резерва, и резервную мощность
приходится обеспечивать иным способм. В этом случае может
оказаться полезным аккумулятор сжатого воздуха. Газовая
турбина открытого цикла с аккумулятором сжатого воздуха, как
показано ниже, запускается очень быстро и выдает
электроэнергию в сеть почти немедленно. В отличие от системы
аккумулирования сжатого воздуха, описанной выше, здесь
требуется относительно небольшой объем аккумулятора, так что
может быть использован наземный аккумулятор сжатого
воздуха (например, типа ПЧСД).
Основное требование к запуску газовой турбины состоит
в том, чтобы повышать температуру при пуске как можно
медленнее, для того чтобы избежать сколько-нибудь
заметного уменьшения долговечности. В то же время можно
немедленно достигать состояния, при котором будет выдаваться
полная мощность (это значит, что скорость возрастания
выдаваемой мощности у турбины должна быть не ниже, чем у
генератора). Следует отметить, что в отсутствие
аккумулирующей системы энергию для работы пускового двигателя
придется брать из сети в наиболее критический для нее период.
На рис. 7.7 показана схема такой установки. Для
обеспечения быстрого запуска одновальная газовая турбина
открытого цикла имеет следующее оборудование:
— пусковой вентиль / перед компрессором;
— обратный клапан 2 после компрессора;
— дренажный клапан 3 между компрессором и обратным
клапаном;
— сосуд-аккумулятор сжатого воздуха высокого
давления 4\
— дросселирующий клапан 5 для регулирования расхода
воздуха из сосуда-аккумулятора;

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 213
Рис. 7.7. Газотурбинная установка
быстрого запуска с ПЧСД-аккуму-
лятором сжатого воздуха [7.12].
/ — пусковой вентиль, 2 — обратный
клапан; 3 — дренажный клапан; 4 —
аккумулятор ПЧСД; 5 —
дросселирующий клапан; 6 — компрессор для
зарядки.
— зарядный блок 6 для системы аккумулирования
сжатого воздуха, состоящий из относительно небольшого
зарядного компрессора (или нескольких последовательно
соединенных компрессоров, вступающих в работу один за другим по
мере повышения давления в аккумуляторе) и обратного
клапана. Процедура запуска газотурбинной установки
мощностью 100 МВт представлена на рис. 7.8. Перед пуском
дросселирующий клапан 5 и пусковой вентиль / закрыты, а
дренажный клапан 3 открыт.
Пуск осуществляется в следующей последовательности:
1. Открывается дросселирующий клапан 5; установка
набирает обороты; открывается топливопровод; температура
на входе в турбину определяется массовым расходом топлива.
2. Синхронизируется генератор.
3. Дросселирующий клапан 5 продолжает открываться
вплоть до того, пока не будет достигнута заданная или
максимальная мощность; давление перед турбиной в это время
ниже заданного, поскольку компрессор работает вхолостую.
4. Дренажный клапан 3 закрывается.
5. Пусковой вентиль / медленно открывается до тех пор,
пока давление перед турбиной не достигнет заданного уровня,
а дросселирующий клапан 5 медленно закрывается таким
образом, чтобы выдаваемая мощность сохранялась
постоянной.
Требуемая температура на входе в турбину обычно
достигается примерно через 10 мин; пусковой вентиль при этом

214 Глава 7
| Пуск
Фаза!
П
Ш
1 1 1 г-
5
Установившийся
режим
10мин
3000-\30О
с6)мин
Л 200
Рис. 7.8. Процедура запуска газотурбинной установки с ПЧСД-аккумуля-
тором сжатого воздуха [7.12].
7 — давление на входе; 2 — температура на входе; 3 — температура на выходе; 4 —
давление на выходе; 5 — скорость; 6 — мощность турбины; 7 — мощность
компрессора.
полностью открыт, а дросселирующий клапан 5 полностью
закрыт. Камера сгорания обеспечивает полную мощность, и
процедура пуска на этом завершается.
В приведенном примере давление подаваемого воздуха в
конце разрядки составляет ~ 0,8 МПа. Давление в
аккумуляторе, таким образом, должно быть значительно выше.
Поскольку повышение давления в аккумуляторе позволяет
запасать соответственно больше воздуха (разд. 2.6), следует
использовать как можно более высокие давления. Большая

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 215
масса воздуха в сосуде необходима также для того, чтобы
ограничить понижение температуры воздуха при разрядке.
Оба этих условия определяют целесообразность
использования ПЧСД.
В примере (мощность на валу 10 МВт, время запуска
10 мин) необходимая масса воздуха составляет 150 т. Если
принять давление в аккумуляторе равным 15 МПа, то в
соответствии с графиком рис. 2.14 необходимый полезный объем
сосуда давления должен составлять 150 000/164 = 920 м3.
Оценка капитальных затрат показывает, что ПЧСД, который
не требует теплоизоляции, может стоить (включая клапаны,
трубопроводы, зарядный компрессор и
контрольно-измерительные приборы) примерно в 5 раз дешевле газотурбинной
установки и соответственно дешевле комбинированной
парогазовой установки. С учетом возможности быстрого запуска
без снижения долговечности газовой турбины этот вариант
должен быть признан заслуживающим внимания.
7.4. Тепловое аккумулирование
в теплоэнергетических установках, работающих на угле
Тепловое аккумулирование в энергетических установках,
работающих на угле, применяется уже несколько
десятилетий. Первая задача теплового аккумулирования в установках
на угле состояла в выравнивании нагрузки котла. Позднее
аккумуляторы стали применяться также для создания
мгновенного резерва Y. снятия пиковых нагрузок. Иногда в
качестве резервной энергоустановки использовались турбины с
отдельным аккумулятором.
Впоследствии, когда котлы были оборудованы легко
управляемыми пылеугольными топками и, следовательно,
стали более гибкими в эксплуатации (к этому же времени
были созданы мощные электрические сети), потребность в
тепловом аккумулировании уменьшилась. Осталась
необходимость в сооружении лишь сравнительно небольших
аккумулирующих установок для целей регулирования и запуска
[7.13].
В последнее время интерес к тепловым аккумуляторам
в энергоустановках, работающих на угле, вновь усилился.
Этому есть свои причины, а именно:
— необходимость экономии дорогостоящего топлива,
такого, как нефтепродукты или газ, которые использовались
прежде для покрытия пиковых и средних нагрузок;
— необходимость лучшего использования угольных
теплоэнергетических установок, которые становятся все более
сложными и дорогостоящими вследствие применения
оборудования по защите окружающей среды, такого, как электроста-

•216 Глава 7
3,5МПа
4К 16*312м*
Рис. 7.9. Схема установки аккумулирования пара в Шарлоттенбурге (Зап.
Берлин) [7.14].
/ — аккумулятор (Рутса) со скользящим давлением; 2 — турбина аккумулятора;
3 - аккумулятор кондексата; 4 — дегазатор подпитки аккумулятора; 5 — основной
конденсатор; 6 — регулятор давления; 7 — турбина противодавления; 8 — бойлерная
установка ВД, 9 — бойлерная установка НД; 10 — турбины НД; // — подпиточная
зода; 12 — районная отопительная система; 13 — редуктор давления; 14 — зарядная
линия; 15— разрядная линия.
тические фильтры и установки по очистке топочных газов от
соединений серы.
В энергоустановках, работающих на угле, применяются
аккумуляторы на скользящем давлении (с аккумулятором
перегрева или без него), прямое или косвенное
аккумулирование питательной воды и каскадное аккумулирование.
7.4.1. Пиковые установки и установки мгновенного резерва
а) Аккумулирование со скользящим давлением. Первое
применение аккумуляторов со скользящим давлением
(аккумулирование пара) в энергоустановках было осуществлено
ла электростанции Мальме, Швеция. Это была установка
мгновенного резерва мощностью 3,75 МВт с давлением в
аккумуляторе от 0,8 до 0,2 МПа, перекрывающая 50-минутную
паузу между сбросом нагрузки гидравлической установки и
набором мощности теплоэнергетической установки в процессе
холодного запуска.
Впоследствии некоторые тяговые подстанции для
электрифицированных железных дорог с максимальными нагрузками
в час пик были оборудованы аккумуляторами со скользящим
давлением. Эти аккумуляторы имели мощность порядка
нескольких МВт, объем в несколько сотен м3 и верхнее
давление до 1,7 МПа.
Последней системой этого типа и в то же время самой
большой из построенных является установка аккумулирова-

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 217
Рис. 7.10. Турбина с несколькими впусками («аккумуляторная турбина»)*
мощностью 20/25 МВт [7.14].
ния пара в Шарлоттенбурге (гл. 1, рис. 1.22 и 1.23). На
рис. 7.9 показана схема этой установки, которая была
построена в 1929 г. и до сих пор находится в эксплуатации. Пар*
из турбин с противодавлением заряжает 16 вертикальных
аккумулирующих сосудов емкостью 312,5 м3 каждый (общая
емкость 5000 м3). Верхнее давление в аккумуляторе 1,4 МПа,.
нижнее — 0,15 МПа. В период пиковых нагрузок пар из
аккумулятора поступает в две турбины с электрической
мощностью 20 (25) МВт, работающие на аккумулируемом паре.
Полная производимая работа (отнесенная к низшему
давлению аккумулирования 0,45 МПа) за 1,08 ч составляет
1,08-40 = 43 МВт-ч. Общая емкость при разрядке (до
давления 0,15 МПа) равна 67 МВт-ч, что определяет объемную-
емкость аккумулирования 67 000/5000=13,4 кВт-ч/м3.
На рис. 7.10 показана одна из турбин. Она имеет два
блока регуляторов на входе, которые необходимы в связи с
большим изменением давления. Для снижения потерь на
режиме ожидания турбина имеет малое число ступеней и
сравнительно небольшую длину газового тракта.
Аккумулирование пара высокого давления, впервые
примененное в локомотивах (гл. 8), было также осуществлено-
на электростанциях. К достоинствам такого аккумулирования

218 Глава 7
-ОН
Рис. 7.11. Аккумулирующая установка высокого давления в Вене [7.15].
1 — дроссельный клапан; 2 — зарядный бойлер; 3 — питательный насос; 4 —
циркуляционный насос; 5 — зарядный теплообменник; 6 — пароперегреватель.
•относятся отсутствие потребности в специальных
аккумуляторных турбинах благодаря постоянному давлению разрядки,
высокая объемная емкость аккумулирования (если
используются сосуды с горячими стенками, то 25—35 % тепла
аккумулируются в его стенках), малая занимаемая площадь и
низкие потери в изоляции.
Установка мгновенного резерва такого типа была введена
в эксплуатацию в 1938 г. на электростанции «Зиммеринг»
венского муниципалитета. Установка служила для
перекрытия 15-минутной паузы, в течение которой работающий на
угле бойлер с вынужденной циркуляцией, обеспечивающий
производительность 100 т пара в час, давление 4,0 МПа и
температуру 425—450°С, запускается из холодного
состояния с помощью нефтяных горелок [7.16].
На рис. 7.11 показана схема этой установки. Ее верхнее
давление равно 12,0 МПа, а нижнее давление соответствует
нормальному давлению турбины 32 МПа. Установка имеет
шесть барабанов высокого давления длиной 9,25 м и
внутренним диаметром 1,25 м с толщиной стенки цилиндрической
части 72 мм и толщиной плоских днищ 300 мм. Общий объем
барабанов 63 м3. Четыре нижних барабана целиком
заполнены водой, а два верхних работают с паровой подушкой.
Установка имеет в своем составе также два
аккумулирующих сосуда с перегревом на давление 12,0 МПа общим
объемом 19 м3. Зарядка производится с помощью небольшого
«бойлера или теплообменника, которые частично снижают пе-

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 219
Рис. 7.12. Установка аккуму-
> 1 16 лирования питательной воды в
Мангейме [7.17].
/ — регулятор уровня; 2 —
питательный насос; 3 — циркуляционный
насос; 4, 5 — подогреватели
питательной воды; 6—регулятор; 7 —
зарядное устройство со смесителем
и подогревателем, 8 —
сосуд-аккумулятор, 9 — питательный насос;
10 — бойлер; // — перегреватель;
12 — подогреватель, 13 — турбина с
противодавлением, 14 —
регенеративная турбина;
15—конденсационная турбина; 16 — конденсатор.
регрев острого пара в байпасной линии («паровой
трансформатор»). Емкость аккумулирования установки 4 МВт-ч,
удельная объемная емкость 49 кВт-ч/м3. Фотоснимок сосудов
установки без теплоизоляции показан на рис. 1.25.
б) Аккумулирование с постоянным давлением (вытесни-
тельное). На паровых электростанциях (включая
теплофикационные) с регенеративным подогревом питательной воды
паром из отбора уже давно нашли применение вытеснитель-
ные (на постоянном давлении) аккумулирующие системы с
вертикальными сосудами. Это в полном смысле слова
безнасосная аккумулирующая система (гл. 3). Поэтому полная
эффективность установки, как и объемная емкость
аккумулирования, достаточно высока.
Широко известна аккумулирующая установка
электростанции в Мангейме, работающей на угле [7.17]. Мощность этой
станции составляет 21,15 МВт без аккумулирования и
25,4 МВт (+20%) во время разрядки вытеснительного
аккумулятора. Сосуд аккумулятора имеет диаметр 3 м, высоту
20 м, объем 135 м3, рабочее давление 2,0 МПа, рабочую
температуру 250/70—80 °С, емкость 5 МВт-ч и удельную
объемную емкость 37 кВт-ч/м3.
Зарядка аккумулятора допускает снижение электрической
нагрузки до 12,25 МВт. Это означает, что отношение
зарядной и разрядной мощностей аккумулятора равно 8,9/4,25 =
= 2,1, т. е. значительно выше, чем для насосных систем.
Схема установки показана на рис. 7.12 [7.21]. Регулирование
работы аккумулирующей системы осуществляется вентилем

220 Глава 7
Рис 7.13 Совмещенное аккумулирование питательной воды [3.6].
J — котел; 2 — подогреватель; 3 — турбины ВД, СД, НД; 4 — конденсатор; 5, 6 —•
лонденсатные насосы, 7 — холодный аккумулятор; 8 — охладитель конденсата; 9—
// — подбгреватели питательной воды; 12 — аккумулирующий сосуд питательной
воды со смесительным конденсатором и дегазатором, 13 — питательный насос; 14 —
пароохладитель, 15—17 — подогреватели питательной воды; 18—аккумулятор
горячей воды с дегазатором, 19 — обводная линия острого пара и пароохладитель, 20 —
.обводная линия малой нагрузки; 21—23 — быстрые испарители; 24, 25 — обводная
линия среднего давления и пароохладитель; 26, 27 — обводные линии; 28 —
выпускной клапан аккумулятора; 29 — разрядный клапан, 30 — регулятор уровня воды;
81—33 — сигналы регулирования аккумулятора; 34 — основной регулятор турбины;
35 — быстродействующий регулятор турбины; 36 — быстродействующие регуляторы
отбора пара; 37 — обратные клапаны отбора, 38 — 42 — клапаны разрядки водой; 43 —
питательный насос аккумулятора, 44, 45 — подогреватели питательной воды
аккумулятора; I — VI — ступени отбора пара и водоподогревателей.

Энергетические установки с тепловым аккумулированием
6. Когда вентиль открыт, избыток питательной воды
аккумулируется (зарядка); когда он закрыт, вся питательная вода
вытесняется из аккумулятора холодной водой (разрядка).
Уровень воды регулируется краном холодной воды //.
в) Буферное аккумулирование. Буферное
аккумулирование применяется на паровых электростанциях для увеличения
интервала, и в особенности скорости изменения нагрузки
[7.13]. На рис. 3.18 показан буферный аккумулирующий
сосуд со скользящим давлением, который соединен с холодной
линией подогрева (разд. 3.4.3). Такие буферные
аккумуляторы применялись на типовых электростанциях уже в
1940-х гг.
На рис. 7.13 показан буферный аккумулятор
расширительного типа в линии питательной воды [3.6]. Горячая вода
отбирается из аккумулятора и впрыскивается в несколько
быстрых испарителей (на рисунке их два); затем пар
поступает в подогреватели питательной воды и, если требуется,
даже в турбину. Линия питательной воды используется для
зарядки аккумулятора. Система регулирования
спроектирована таким образом, что во время нормальной работы
энергетической установки не происходит ни зарядки, ни разрядки,
я в аккумуляторе поддерживается средний уровень воды.
Аккумулирующая система используется только в случае
быстрых изменений нагрузки.
Аккумулирование для осуществления быстрого запуска
может рассматриваться как специальный случай буферного
аккумулирования. Избыток пара, выработанный с момента
пуска котла до запуска турбины и генератора (и в случае
•сброса нагрузки), аккумулируется для экономии тепла и
конденсата.
7.4.2. Новые схемы теплового аккумулирования энергии
Для электростанций, работающих на угле,
разрабатываются новые системы теплового аккумулирования энергии с
целью удовлетворения пиковых нагрузок.
а) Подземные аккумуляторы со скользящим давлением.
На рис. 7.14 показана пиковая аккумулирующая система с
полостями в скальных породах (разд. 4.4), а на рис. 7.15
лредставлена ее схема [7.18]. В ней предусматривается
использовать 5 специальных сосудов высотой 38 м. Они будут
работать как аккумуляторы со скользящим давлением от
4,8 МПа (давление на выходе турбины ВД) до 2,4 МПа
(постоянное давление на входе в пиковую турбину). Несмотря
яа потери дросселирования во время зарядки и разрядки,
полный КПД аккумулирования составит —80%.
б) Косвенное аккумулирование питательной воды.
Экономичность угольной энергетической установки с косвенным

222 Глава 7
<Р r
Рис. 7.15. Схема установки, показанной на рис. 7.14 [7.18].
; —подземный высокотемпературный аккумулятор; 2 — пиковая турбина (2 потока;;
3 — сепаратор влаги; 4 — подпитка конденсата и аккумулятор; 5 — насос; 6 —
генератор (1800 об/мин); 7 — конденсатор; 8 — турбины низкого давления (4 потока),
аккумулированием питательной воды путем использования
горячего масла в качестве аккумулирующей среды была
исследована Бехтелом [7.19]. Схема установки показана на
рис. 7.16. Аккумулятор позволяет увеличить мощность
энергоустановки с 595 МВт до 571 + 120 = 691 МВт (т. е.
примерно на 16%) в течение 8 ч. Параллельно всей цепи
подогревателей питательной воды установлены водомасляные
теплообменники. Наливное хозяйство состоит из трех
резервуаров диаметром 36,6 м и высотой 18,3 м, заполненных
гравийной засыпкой. Два резервуара в заряженном состоянии
заполнены маслом, а третий — пустой (заполнен инертным

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 223
Смеситель
Пиковая
турбина
-Q120 МВт
'онденсатор
Теплообменники аккумулятора.
Рис. 7.16. Угольная теплоэлектростанция с косвенным аккумулированием
питательной воды [7.19].
газом). В качестве теплообменной и аккумулирующей среды
используется теплоноситель Exxon Caloria НТ-43.
Питательная вода в процессе разрядки предварительно
нагревается в масловодяном теплообменнике, что позволяет
почти полностью перекрыть линии отбора. В связи с этим
выход пара увеличивается почти на 50%. Это требует
применения пиковой турбины, так как базисная турбина не
может принять увеличенный поток пара. Зарядка производится
нагревом дополнительного количества питательной воды и
передачей от нее тепла через теплообменники маслу. Полный
КПД аккумулирования составляет 61 %. Однако применение
ТАЭ на действующей энергоустановке требовало ее
выключения на 16 месяцев, вследствие чего от этого отказались.
Аналогичная система (рис. 7.17) была исследована
фирмой «Дженерал электрик» [7.18] применительно к
энергоустановке с базовой нагрузкой 741 МВт и пиковой нагрузкой
400 МВт. Предлагается вести процесс на сверхкритических
параметрах пара без перегрева. Теплообмен при этом
происходит между паром СД и маслом, что позволяет увеличить
пиковые нагрузки на 54 %. Расчетный общий КПД составляет
66%.

Рис. 7.17. Установка косвенного
теплового аккумулирования
[7Л8].
/ — котел; 2 — дроссельный клапан;
3 •— генератор, 3600 об/мии; 4 —
сепаратор влаги; 5 — генератор,
1800 об/мин; 6 — конденсатор; 7 —
турбины НД (4 потока); 8 —
насос; 9 — турбина с механическим
приводом; 10 — питательный насос
котла; // — турбина СД; 12 —
турбина ВД; 13 — зарядный
теплообменник теплового аккумулятора
14 — разрядный насос; 15 —
обратный клапан; 16 — масляно-гравий-
ный тепловой аккумулятор; 17 —
охладитель; 18 — зарядный насос;
19 — парогенератор пиковой
турбины; 20 — предварительный
нагреватель; 21 — пароперегреватель; 22 —
деаэратор.

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 225
Рис. 7.18. Аккумулятор питательной воды ПЧСД для энергосиловой
установки мощностью 150 МВт [4.24].
/ — котел; 2 — турбина ВД; 3 — пароперегреватель; 4 — турбина СД; 5 — турбина
НД; 6 — конденсатор; 7 — дегазатор; 8 — серия подогревателей" питательной воды
НД; 9 — серия подогревателей питательной воды ВД; 10 — аккумулятор горячей
воды под давлением; // — нагнетатель
в) Прямое аккумулирование питательной воды. Было
также предложено покрывать пиковые нагрузки с помощью
прямого аккумулирования питательной воды. Для этого
требуются сосуды давления вместо танков (резервуаров
атмосферного давления), но по сравнению с косвенными
системами достигается экономия в затратах на теплообменники и
масло, а также снижение потерь эксергии в них. На рис. 7.18
показана предлагаемая схема для существующей установки
мощностью 150 МВт, позволяющая увеличивать ее мощность
на 13,5% в течение 3 ч [4.24]. Предварительно напряженный
чугунный сосуд (ПЧСД, разд. 4.5.3) с расчетными
параметрами 7,0 МПа, 242/47 °С, 2000 м3 снабжен теплоизоляцией
с внутренней стороны. Считается, что полный КПД
аккумулирования составит 95 %. Эта система становится экономически
выгодной по сравнению с пиковой газовой турбиной и
гидравлическими насосными аккумулирующими системами при
длительности разрядки от 3 до 5 ч в сутки и 150—200 полных
циклах в год.

226 Глава 7
Рис. 7.19. Принципиальная схема каскадного акккумулирования
питательной воды и пара [4.23].
/ — источник тепла; 2 — ПЧСД расширительного типа; 3 — главная турбина ВД;
4— главная турбина СД; 5 — главная турбина НД; 6 — главный конденсатор; 7 —
бак питательной воды (холодное аккумулировние); 8 — подогреватель питательной
воды, 9 — быстрый испаритель; 10 — пиковая турбина ВД; //—-пиковая турбина
НД; 12 — пиковый конденсатор.
г) Совместное аккумулирование питательной воды и пара.
Чтобы улучшить характеристики системы аккумулирования
при неполных нагрузках и в то же время увеличить
возможности систем аккумулирования воды (разд. 3.3.3) в
отношении пиковых нагрузок, была предложена совместная
(рис. 7.19) система аккумулирования питательной воды и
пара (каскадная) [4.23,7.23,7.25].
Температура насыщения в аккумуляторе в этом случае
выше конечной температуры питательной воды. Поэтому во
время зарядки питательная вода должна быть нагрета до
температуры аккумулирования (например, путем смешения
с острым или перегретым паром) в верхней части сосуда.
Потери на дросселирование оказываются при этом меньше выгод
от аккумулирования при постоянной температуре, поскольку
при аккумулировании только питательной воды потребуются
дополнительные нагреватели.
Во время разрядки горячая вода (в соответствии с
принципом расширительного аккумулирования) отбирается из
сосуда и испаряется до давления пара верхнего отбора. Пар
подводится к соответствующей ступени турбины, а горячая
вода заменяет (частично или полностью) питательную воду.

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 227
Потери при смешении в потоке питательной воды отсутствуют,
так как вода из быстрого испарителя и из серии
подогревателей питательной воды всегда имеет одну и ту же
температуру.
В системе предлагается использовать ПЧСД. Поскольку
(в противоположность ситуации при вытеснительном
аккумулировании со скользящим давлением) в системе нет заметных
тепловых градиентов, ПЧСД может быть спроектирован с
холодными или горячими стенками, т. е. с внутренней или с
наружной теплоизоляцией. Стоимость ПЧСД увеличивается
в зависимости от давления медленнее, чем по прямой
пропорциональной зависимости. Это делает экономически выгодным
создание аккумулирующих сосудов высокого давления и
перекрытие с их помощью больших пиковых нагрузок.
Соответственно здесь становятся приемлемыми пиковые нагрузки,
которые слишком велики для систем аккумулирования только
питательной воды (разд. 3.3.3).
7.5. Тепловое аккумулирование
на атомных электростанциях
Тепловое аккумулирование на АЭС еще более
перспективно, чем для станций, работающих на угле. Это
объясняется следующими соображениями:
а) аккумулирование энергии на АЭС позволяет
избавиться от использования не только нефтепродуктов, но и
органического топлива вообще;
б) ядерное топливо сравнительно недорого;
в) начальные затраты на реакторный блок очень высоки,
и аккумулирование энергии позволяет максимально
использовать эту существенную составляющую затрат;
г) циклическая работа атомного реактора вредна для
топливных элементов, а аккумулятор позволяет снизить до
минимума температурные колебания.
Таким образом, аккумулирование энергии обеспечивает
наиболее безопасный и экономичный режим работы реактора
[7.20, 7.21]. Использование АЭС с аккумулированием энергии
для покрытия пиковых нагрузок снизит также потребность в
специальных пиковых установках, а также использование
дефицитных и дорогих сортов топлива для покрытия пиковых
нагрузок (легкие фракции нефти, керосин и природный газ).
Тепловое аккумулирование в пределах самой АЭС
представляется одним из наиболее перспективных вариантов
аккумулирования энергии. Однако существуют ограничения:
а) по соображениям радиационной безопасности будет
Трудно обеспечить тепловое аккумулирование в первичном
контуре;

228 Глава 7
б) аккумулирование затруднительно, если турбина и
генератор уже работают на предельной мощности.
Последнее ограничение относится к водо-водяным
реакторам, мощность единичных блоков которых в настоящее
время достигает 1200—1300 МВт, но не касается некоторых
типов реакторов, например канадского реактора на тяжелой
воде CANDU с единичной мощностью около 600 МВт.
Поэтому для применения совмещенного теплового
аккумулирования в некоторых случаях будет достаточно имеющихся
турбин, выдерживающих перегрузку, для других же
потребуются специальные пиковые турбины. Даже если перегрузка
основной турбинной установки в принципе возможна, тем
не менее существует тенденция к разделению агрегатов
базисной нагрузки и пикового оборудования. Однако и при
использовании теплового аккумулирования связь между
агрегатами базисной нагрузки и пиковой станцией может быть
сведена к нескольким трубопроводам для зарядки аккумулятора
и возврата конденсата.
Исследование систем совмещенного ТАЭ на АЭС
проводится уже с 1950-х гг. Смидт указал на основные
экономические преимущества такого подхода [7.20J. Маргуэрре в
этой связи предложил использовать вытеснительное
аккумулирование питательной водой в сферических сосудах [7.21].
Марген [4.10, 7.22] и позже Дули [4.8] рассматривали
возможности теплового аккумулирования энергии в пустотах
скальных пород. Пако [3.5] разработал схему насосной
паровой системы аккумулирования с непосредственным приводом
парового компрессора. Гилли и Бекман [2.9] предложили
системы аккумулирования расширительного типа. Бехтел
[7.19] и Холл [1.25, 7.18] описали метод косвенного ТАЭ в
скальной полости и в нефтяных аккумулирующих танках.
Было предложено вытеснительное аккумулирование с
внешним генерированием пара путем впрыска (быстрого
испарения) для использования с реактором CANDU [4.11]. Гилли
и Бекман [4.23, 7.25] и Оплатка [7.23] рассматривали
каскадную систему с аккумулированием пара и питательной
воды.
Основные из упомянутых систем описываются ниже.
7.5,1. Аккумулирование питательной воды
Маргуэрре [7.21], как и Марген [7.22], предложил
систему только на питательной воде. Однако последний
ограничил применение этой системы температурами выше 73°С (т. е.
без использования первых двух подогревателей питательной
воды). Возможно, существуют веские причины для принятия
именно такого решения, но это снижает возможную пиковую
нагрузку.

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 229
Холл [1.25] и др. [7.18] обсуждали также
аккумулирование питательной воды в ПЧСД при давлении 4,0 МПа для
АЭС с водяными реакторами.
7.5.2. Косвенное аккумулирование питательной воды
Система косвенного аккумулирования Exxon Caloria НТ-43
( в которой в качестве аккумулирующей среды используются
масло и каменная насадка), предложенная Бехтелом для
теплосиловых установок, работающих на угле [7.19],
рассматривалась Холлом [1.25] и другими авторами [7.18]
применительно к АЭС.
7.5.3. Системы аккумулирования пара
Системы аккумулирования питательной воды существенно
ограничены в отношении пиковой мощности и оказывают
сильное влияние на основную систему. В противоположность
этому системы аккумулирования пара теоретически не
ограничены по пиковой мощности и представляют собой, по
существу, отдельные установки, связанные с основной станцией
только линиями зарядки и возврата конденсата.
Применительно к АЭС это может рассматриваться как преимущество.
К таким системам относятся (гл. 3) системы с внутренней
генерацией пара (схема Рутса) и системы с внешней
генерацией пара (расширительного или вытеснительного типа).
Чистое аккумулирование со скользящим давлением
(схема Рутса) было предложено для аккумулирования в
пустотах скальных пород [4.8]. Схема такой аккумулирующей
установки с последовательным вводом и небольшим
перегревом показана на рис. 7.20 [7.24].
Из систем с внешней генерацией пара наряду с системами
многоступенчатого испарения было предложено также вытес-
иительное аккумулирование, схема которого показана на
рис. 3.15 [4.11].
7.5.4. Сравнение турбин, работающих с перегрузкой,
и специальных пиковых турбин
Если снижение потока отбора в АЭС считается
недопустимым, а перегрузка турбинной установки невозможна, то
требуется специальная пиковая турбина. По конструкции она
может быть подобна турбине установки, работающей на угле
(рис. 7.19).
К преимуществам специальной пиковой турбины относится
устранение ограничений мощности, вызванных
аккумулированием питательной воды и/или ограничениями впуска пара

230 Глава 7
Рис. 7.20. Схема аккумулирования со скользящим давлением,
последовательной разрядкой и специальной пиковой турбиной [7.24].
/ — реактор (PWR); 2 — парогенератор; 3 — основная (базисной нагрузки) турбина;
4 — основной конденсатор; 5 — серия подогревателей питательной воды; 6 —
зарядная линия; 7 — основные аккумуляторы; 8 — аккумулятор перегрева; 9 —
пароперегреватель; 10 — разрядные паропроводы; // — турбина пиковой нагрузки; 12 —
пиковый конденсатор; 13 — градирня; 14 — аккумулятор конденсата.
основной турбины. Тот факт, что система ТАЭ с основным
блоком образует горячий резерв, может быть отнесен к
преимуществам этой системы. Однако поддержание пиковой
турбины на холостом ходу также возможно (хотя и с некоторыми
энергетическими потерями).
7.5.5. Совместное аккумулирование питательной воды
и пара (каскадное аккумулирование)
Для того чтобы преодолеть ограничения мощности,
присущие системам аккумулирования питательной воды, Маргуэрре
17.17] предложил серию внешних парогенераторов,
производящих пар низкого давления за счет тепла, отбираемого в
сосудах-аккумуляторах питательной воды, и подающих его
через линии отбора к основной турбине. В модифицированном
варианте этой схемы (рис. 7.21) серия подогревателей
питательной воды (за исключением последнего подогревателя)
используется в качестве парогенерирующей системы
комбинированным способом: генерация пара происходит на тепло-
обменной поверхности подогревателей благодаря обратной
прокачке через подогреватели аккумулирующей горячей
питательной воды и одновременному испарению на паровой
стороне. При этом не только уменьшается или прекращается

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 231
_ Рис. 7.21. Комбинированная
система аккумулирования питательной
воды и пара [7.21].
/ — парогенератор; 2 —турбина; 3 —
конденсатор; 4 — серия
парогенераторов/подогревателей питательной воды;
5 — аккумулятор; 6 — конденсатный
насос; 7 — циркуляционный насос; 8 —
питательный насос.
расход отбора, но даже возникает обратный поток пара через
линии отбора (кроме последней) к ступеням турбины.
Однако этот поток ограничивается допустимым расходом на
входе в основную турбину и основной конденсатор, а также
расходом на регулирование влажности в ступенях турбины.
В особенности это относится к турбинам АЭС, работающим
на насыщенном паре. В противном случае должна быть
использована специальная пиковая турбина. В некоторых
случаях при этом оказывается возможным увеличить мощность
разрядки примерно вдвое по сравнению с чистым
аккумулированием питательной воды.
Другая возможность увеличения пиковой мощности, при
которой сохраняются преимущества аккумулирования
питательной воды, заключается в совмещении аккумулятора
питательной воды с быстрым испарителем в качестве последней
ступени процесса (разд. 3.12). В качестве примера на рис. 7.22
показана каскадная схема, применяемая на АЭС (с водяным
реактором под давлением — PWR), турбина которой
допускает перегрузку [7.25]. В этом случае к установке базисной
нагрузки добавляются ПЧСД, быстрый испаритель,
увеличенный бак питательной воды (или отдельный бак,
аккумулирующий холодную воду) и трубопроводы. Зарядка ПЧСД

232 Глава 7
Рис 7.22. Схема ядерной энергетической установки с централизованным
тепловым аккумулятором каскадного типа и турбинной установкой,
способной к перегрузкам [7 25].
осуществляется острым паром и горячей питательной водой,
которые смешиваются в ПЧСД. Вода, содержащаяся в ПЧСД,
испаряется во время разрядки. Образующийся при этом пар
по трубопроводам направляется к самой высокой точке
отбора, по возможности после некоторого перегрева. Часть
этого пара используется для догрева некоторого количества
питательной воды, которая не может быть замещена водой из
ПЧСД. Это связано с необходимостью использования влаги,
выделяющейся в сепараторе, и горячего конденсата из
подогревателя. Кроме того, небольшое количество питательной
воды должно быть догрето минимальным количеством пара,
отобранного из нижних точек отбора, что необходимо для
регулирования влажности на холодном конце турбины.
Вместо аккумулирующих систем расширительного типа в
каскадной схеме может быть использована вытесиительная
система с внешней генерацией пара. При этом нет особой
необходимости в холодном аккумуляторе, но ПЧСД должен
иметь внутреннюю тепловую изоляцию. Кроме того, часть
мощности тратится на работу насосов.
7.5.6. Объединенная насосная система аккумулирования пара
В соответствии со схемой Пако (разд. 3.1.2, рис. 5 8)
паровой компрессор, объединенный с основным блоком, ежи-

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 233
мает острый пар от 6,4 до 20,0 МПа; при этом температура
пара повышается от температуры насыщения (300°С) до
450 °С. Тепло пара передается горячему воздуху при
атмосферном давлении, а затем твердотельному аккумулятору
тепловой энергии, выполненному из кирпичей. Разрядка
происходит с помощью обратного потока сжатого воздуха и
слегка перегретого пара среднего давления, который при этом
перегревается еще больше — с 200 до 350 °С.
Таким путем возможно увеличение мощности с 752 до
1000 МВт. Однако общий КПД окажется, по-видимому,
невысоким с учетом четырехкратного теплообмена и потерь в
компрессоре и воздуходувке.
7.6. Тепловое аккумулирование
в солнечных энергетических установках
7.6.1. Общие соображения
По сравнению с тепловыми энергоустановками,
потребляющими топливо, солнечные энергоустановки обладают
некоторыми, специфическими особенностями, которые делают
целесообразным применение совмещенных систем теплового
аккумулирования [7.26].
а) Аккумулирование, аналогичное хранению топлива,
здесь невозможно. Регулирование подвода солнечной энергии
было бы возможно (например, путем дефокусировки
солнечных элементов), но в противоположность установкам на
органическом топливе это влечет за собой энергетические потери
и поэтому не применяется.
б) Как и для ветряных, прилирных и гидравлических
электростанций, поступление первичной энергии здесь
изменяется в соответствии с суточным и годовым циклами и, кроме
того, зависит от погодных условий. Это означает, что
неравномерен не только график потребления, но и график
выработки. Вследствие этого необходимость в аккумулировании
энергии возрастает, за исключением того редкого случая,
когда оба графика согласуются. Разрядка теплового
аккумулятора может быть связана не только с пиком потребления,
но и с дефицитом выработки энергии (низкая или нулевая
инсоляция), а зарядка оказывается возможной не только при
низком потреблении, но и при избыточном поступлении
солнечной энергии. Таким образом, тепловое аккумулирование
солнечной энергии будет служить для сглаживания не только
пиков, но и провалов.
в) Во многих практических случаях не только подводимая
мощность, но и работа системы отдачи тепла теплоприемнику
имеют циклический или случайный характер. В особенности

234 Глава 7
Первичный
K&imyp
Рис. 7.23. Возможности балансировки нагрузки в солнечной энергетической
установке.
это относится к установкам с воздушным охлаждением
(работа градирен паросиловых установок). Это общий
недостаток многих теплоэнергетических установок, для которых пики
энергопотребления соответствуют дневному времени (т. е.
высоким температурам окружающего воздуха). Однако при
использовании тепловых аккумуляторов это становится
преимуществом солнечных установок, если часть потребления
мощности смещена в сторону вечерних и ночных часов (т. е.
в сторону более низкой температуры и, следовательно, более
высокой эффективности).
г) Система кратковременного теплового аккумулирования
необходима во многих климатических зонах для компенсации
влияния на солнечную энергоустановку внезапных
метеорологических изменений, таких, как появление облачности. Для
таких случаев достаточна емкость аккумулирования,
составляющая около получаса полной нагрузки.
д) В некоторых солнечных энергоустановках применяется
дополнительный первичный теплообменный контур.
Первичной средой могут быть теплообменное масло, расплавы солей

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 235
(HITEC) или жидкий щелочной металл (например, натрий).
Эти вещества пригодны также в качестве
высокотемпературной аккумулирующей среды. Схема двухконтурной
установки с совмещенным тепловым аккумулированием показана
на рис. 7.23.
е) Аккумулирование с использованием одной только
питательной воды для солнечных паровых энергоустановок
неприемлемо, поскольку при этом в период отсутствия
солнечного излучения паровая турбина будет получать не пар, а
подогретую воду.
ж) Коэффициент использования солнечных
энергоустановок без теплового аккумулирования довольно низок
(~3000 ч/год в пустынном климате, ~2000 ч/год в
юго-восточных штатах США и в средиземноморском климате и
~ 1000 ч/год в условиях Центральной Европы). За счет
теплового аккумулирования коэффициент использования всех
остальных компонентов солнечной энергоустановки может
быть повышен. Таким образом, расчет и компоновка
солнечных элементов или панелей, турбины и аккумулятора
представляют собой интересную оптимизационную задачу [7.26].
7.6.2. Одноконтурная солнечная паровая установка
с прямым тепловым аккумулированием
Одноконтурная солнечная паровая установка с прямым
тепловым аккумулированием показана на рис. 7.24. Линия
острого пара и коллекторная линия солнечной энергосистемы
соединены с аккумулятором, работающим при скользящем
давлении. На схеме показаны смесительный конденсатор и
устройство сухого охлаждения. Дополнительная гибкость
функционирования достигается соединением линии
питательной воды аккумулятора с основной магистралью питательной
воды [7.26].
Три типичных режима работы такой установки,
показанные на рис. 7.25, а, б и в, демонстрируют принцип выбора
расположения и оптимизации размеров парогенератора,
аккумулятора и турбины. Нужно отметить, что только парогенератор
(но не турбины высокого и низкого давления и
конденсатор/охладитель) должен быть рассчитан на пиковое солнечное
излучение. Важным расчетным параметром служит
коэффициент располагаемой мощности турбины г|э, определяемый как
отношение выбранной максимальной мощности турбины к ее
пиковой мощности, которую она могла бы развить при полной
мощности парогенератора (пиковое солнечное излучение).
На рис. 7.25, а (г|) = 0,28) показан случай базисной
нагрузки. Соответствующая постоянная выходная мощность
может обеспечиваться непрерывно. В ночное время турбина низ*

236 Глава 7
Рис. 7.24. Солнечная
энергетическая установка с ПЧСД-аккумуля-
тором скользящего давления для
немедленного резерва,
действующим (попеременно или
одновременно) и как расширительный
аккумулятор питательной воды
[7.26].
/ — солнечный парогенератор; 2 —
турбина ВД; 3 — турбина НД; 4 —
аккумулятор (ПЧСД); 5 — смесительный
конденсатор; 6 — сухой охладитель;
7 — подогреватель питательной воды.
кого давления (НД) несет нагрузку, а весь пар поступает из
установки аккумулирования пара. С восходом солнца
вступает в работу турбина ВД, работающая на паре высокого
давления от солнечного парогенератора; пар используется и
для зарядки аккумулятора. Входной клапан НД постепенно
прикрывается, снижая тем самым выходную мощность
турбины НД. Вечером операции осуществляются в обратном
порядке. Заштрихованные площади.характеризуют необходимую
емкость аккумулирования. Выходная мощность НД несколько
меньше аккумулированной энергии, так как КПД
аккумулирования меньше единицы (примерно 0,7—0,75).
На рис. 7.25, б (г|? = 0,44) показана несколько другая
ситуация. Форма кривой подачи энергии аналогична графику
суточного потребления (большая нагрузка в дневные часы и
более низкая ночью). В отличие от рис. 7.25, а турбина НД
в течение суток работает без перерыва, хотя ее мощность
немного снижается в середине дня в соответствии с
повышенным давлением в конденсаторе. Турбина ВД работает
аналогично случаю рис. 7.25, а, за исключением того, что теперь
только часть пара используется для зарядки парового
аккумулятора, остальная же часть служит рабочим паром для
турбины НД. Входной клапан низкого давления и входной
клапан на линии аккумулятора при этом используются для
регулирования как выходных параметров НД, так и процесса
зарядки.
На рис. 7.25, в (я|) = 0,6) мощность турбины еще выше,
а объем аккумулятора соответственно меньше. Среднее
значение мощности турбины НД в ночное время поэтому
значительно ниже ее максимальной мощности (которая, как и

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 237
Рис. 7.25. Режимы работы и
графики загрузки блоков установки.
а) г|> = 0,28; б) ф - 0,44; в) ф - 0,6;
/ — инсоляция; 2 — аккумулированная
энергия; 3 — генерируемая мощность.
раньше, в некоторой степени зависит от температуры
окружающей среды). Тем не менее пики потребляемой мощности
относительно небольшой длительности могут укладываться в
пределы максимальной мощности турбины НД, как показано
на рис. 7.25, в штриховой линией для вечернего времени около
20 ч (пик работы телевизоров). Предельный случай г|)^1,0
(отсутствие аккумулирования) не показан на рис. 7.25, но
характер соответствующих графиков ясен.
На рис. 7.26 схематично показана зависимость начальных
капиталовложений от коэффициента располагаемой мощности

238 Глава 7
Рис. 7.26. Стоимость турбины (/) и аккумулятора (2) в зависимости от
коэффициента располагаемой мощности турбины ф [7.26].
турбины г|). Стоимость турбины, снабженной устройством
сухого охлаждения, имеет явный минимум для случая II
(рис. 7.25,6), что вполне понятно, так как это единственный
случай, в котором дорогостоящая турбина НД и сухой
охладитель используются все 24 ч в сутки. Стоимость системы
аккумулирования при \р = 1,0, естественно, равна нулю и
возрастает почти линейно, пропорционально 1 —1|). Необходимая
емкость аккумулятора (например, для случая рис. 7.25,6)
равна 260 МВт-ч при максимальной выходной мощности
турбины 44 МВт. Стоимость турбины и аккумулятора также
показана на графике. Наименьшее значение этой суммарной
стоимости соответствует \J? = 1,0; она увеличивается с
уменьшением i|) вначале медленно, а затем, при низких значениях ф,
более быстро. Для приведенного выше отношения стоимости
аккумулятора к стоимости турбины начальные
капиталовложения, как и следовало ожидать, оказываются минимальными
для системы без аккумулятора энергии.
Результаты получаются другими, если выбирать более
высокие значения аккумулированной пиковой энергии. Опти*

Энергетические установки с тепловнм аккумулированием 239
-ф-^-1-©—с~~2
Рис. 7.27. Одноконтурная солнечная паровая энергетическая установка с
аккумулированием насыщенного пара [7.27].
ф-€н
Рис. 7.28. Солнечная паровая электростанция с аккумулированием
перегретого пара [7.27].
мальное значение коэффициента располагаемой мощности
сильно зависит от тарифных ставок, и в особенности от
отношения тарифов на аккумулированную и на непосредственна
подаваемую электрическую энергию.

240 Глава 7
flap из ресивера
(510°С,10,1МЛа)
-*э_
Охладитель
Ш°С)
Блок наддува
Нагреватель
теплового
аккумулятора
Э~
Возврат
коноенсата
зврсх
чоен
(226 °С)
Пар к турбине
(217X2,7 МПа)

Парогенератор
Т£-
Питательная вода
(127 °С)
Рис. 7.29. Косвенный тепловой аккумулятор солнечной установки на
10 МВт в Барстоу, Калифорния [7.29].
На рис. 7.27 показана схема одноконтурной солнечной
паровой энергетической установки с аккумулятором
насыщенного пара расширительного типа и прямым генерированием
пара в ресивере. Зарядка производится острым паром и
питательной водой, а нормальная разрядка — с помощью серии
быстрых испарителей [7.27]. Кроме того, в периоды очень
высокого потребления энергии система может работать как
аккумулятор со скользящим давлением при низком или нулевом
солнечном излучении или как аккумулятор питательной воды
при среднем или низком солнечном излучении.
Схема с внутренней генерацией пара рассматривается
применительно к первой в СССР солнечной электростанции в
Крыму электрической мощностью от 3 до 5 МВт [7.28].
7.6.3. Одноконтурная солнечная паровая установка
с косвенным тепловым аккумулированием
На рис. 7.28 показана проектная схема, аналогичная
показанной на рис. 7.27. Эта схема наряду с системой
непосредственного аккумулирования пара снабжена дополнительной
системой аккумулирования и перегрева пара косвенного типа
(например, путем теплообмена с маслом или расплавленной
солью [7.27]).

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 241
.О,
О
HD
2
L-e-o-J
Рис. 7.30. Двухконтурная солнечная паровая энергетическая установка с
тепловым аккумулятором в первичном теплообменном контуре [1.29J
ф2660мм
^Ш
Чугунные
блоки
(см.раа. Ц]
справа)
гт
ч*
V
мм
Рис. 7.31. Теплообменный аккумулятор с чугунными отливками и маслом
для солнечной энергетической установки IEA в Алмерии, Испания [4.25].
/ — стенка сосуда; 2 — фланцевое соединение; 3 — чугунные блоки; 4 — поток масла;
5 — уплотнение.

242 Глава 7
Рис. 7.32. Аккумулятор горячей воды солнечной энергетической установки
мощностью 10 кВт [7.31].
Р — рекуператор. А — бак аккумулятора; ПП — предварительный подогреватель;
И — испаритель; АП — аккумулятор пара; Т — турбина; К — конденсатор; О
—резервуар охладителя; HI и Н2 — насосы коллектора; НЗ — насос хладагента; Н4—
насос охладителя, Д — двигатели насосов; ПБ — вспомогательная пусковая батарея
(110 В); БР — батарея системы регулирования (24 В); Г—генератор
Косвенный тепловой аккумулятор солнечной установки на
10 МВт (Барстоу, Калифорния) показан на рис. 7.29. В
системе имеется один цилиндрический сосуд объемом 3058 м3,
который содержит 6100 т гранитной щебенки и 712 м3
теплоносителя-масла марки Caloria НТ-43. Сосуд аккумулятора
заряжается острым паром под давлением 10,1 МПа при
температуре 510°С, который затем охлаждается до 348°С; конденсат
покидает систему при 226°С. В режиме разрядки питательная
вода с температурой 127 °С поступает в разрядный
теплообменник, где образуется слегка перегретый пар, имеющий
температуру 277 °С и давление 2,7 МПа, который направляется
к турбине с двойным впуском [7.29].
7.6.4. Двухконтурная солнечная паровая установка
На рис. 7.30 показана принципиальная схема двухконтур-
ной солнечной паровой установки с ТАЭ в первом (теплооб-
менном) контуре. Теплоноситель (теплообменное-масло,
расплавы солей или натрий) обычно используется и в качестве
аккумулирующей среды. Горячий и холодный
аккумулирующие сосуды образуют теплообменное устройство [1.29].
Натрий применяется в башенной энергетической солнечной
установке Международного энергетического агентства (IEA) в
Алмерии, Испания [7.30]. Теплообменное масло в сочетании
с чугунными отливками, уложенными в виде лабиринта (для
увеличения объемной емкости аккумулирования и уменьше-

Энергетические установки с тепловым аккумулированием 243
ния требуемого количества масла, которое должно время от
времени заменяться), используется в теплообменном
аккумуляторе (рис. 7.31) солнечной энергоустановки с
рассредоточенными коллекторами мощностью 500 кВт IEA в Алмерии
[4.25]. Масло HITEC используется во французской солнечной
энергоустановке THEMIS. Вода используется как
аккумулирующая среда в малых низкотемпературных солнечных
энергоустановках, где в качестве рабочего тела находят
применение низкокипящие жидкости. На рис. 7.32 показана схема
установки такого типа мощностью 10 кВт [7.31].
7.6.5. Солнечные газовые турбины
На рис. 3.3 показана принципиальная схема солнечной
установки открытого цикла Брайтона. Высокотемпературное
твердотельное тепловое аккумулирование используется вместо
пневматического (как в разд. 7.3.1), поскольку рабочее
давление газовой турбины открытого цикла намного ниже
расчетного оптимального давления пневматического
аккумулятора [7.32].
Аккумулирующей насадкой может служить камень,
магнезит или чугун. Чугун более дорог, но он позволяет
использовать сосуд со значительно меньшим давлением и снизить
общую стоимость аккумулятора. Зарядка производится горячим
воздухом, подаваемым из ресивера с помощью нагнетателя.
Во время разрядки аккумулирующая установка нагревает
воздух, служащий теплоносителем (т. е. она выполняет роль
ресивера).
7.6.6. Солнечные газовые турбины замкнутого цикла
В солнечных установках, работающих по замкнутому циклу
Брайтона (рис. 7.33), предполагается использовать
совмещенную твердотельную высокотемпературную систему
аккумулирования, аналогичную применяемой в установках открытого
цикла. Рабочее давление при этом значительно выше, чем в
системах открытого цикла. Поэтому выигрыш в полной
стоимости конструкции с чугунными блоками по сравнению с
конструкцией, имеющей магнезитовые блоки, будет еще более
заметным.
Недавно проведено исследование системы ТАЭ для
солнечных газотурбинных энергоустановок, в которых рабочим телом
служит гелий [7.32]. Одним из исследованных вариантов было
тепловое аккумулирование с помощью нагретых твердых тел
в сосуде давления с внутренней теплоизоляцией. В качестве
теплоносителя использовался гелий с параметрами 816/440 °С
и 3,7 МПа. Для установки с выходной электрической мощ-

244 Глава 7
Рис. 7 33. Система ТАЭ в
солнечной газотурбинной установке
замкнутого цикла.
ностью нетто 50 МВт необходим сосуд давления объемом
1200 м3, измеренным по внутренней поверхности тепловой
изоляции, с длительностью разрядки 6 ч. В этом случае полная
выходная мощность может выдаваться в сеть с 17 до 23 ч.
7.7. Заключение
Системы теплового аккумулирования энергии в
энергетических установках нашли широкое применение и
продолжают представлять интерес. Основания для их дальнейшего
использования заключаются в следующем:
а) возрастающее параллельное использование недорогих
топлив (ядерное топливо, солнечное излучение) и дорогих
(нефтепродукты, газ);
б) возрастающая важность работы энергетических
ядерных реакторов с постоянной нагрузкой;
в) возрастающее использование энергоустановок с
большими капитальными затратами (ядерных и солнечных).
Хотя основные принципы теплового аккумулирования
энергии были сформулированы еще в прошлом столетии, системы
ТАЭ имеют широкие перспективы применения независимо от
того, какая роль в энергетике последующих десятилетий будет
принадлежать традиционным источникам энергии, атомной
энергетике, термоядерному синтезу, солнечной энергетике и
другим источникам энергии.

8. Тепловое аккумулирование энергии
в транспортных средствах
8.1. Общие соображения
Применение аккумулирования энергии в транспортных
средствах представляет собой частный случай
аккумулирования энергии для получения дополнительной мощности там, где
обычно в дополнение к временному несоответствию возникает
и локальное несоответствие между подачей и потреблением
энергии. Зарядка автономного транспорта осуществляется на
зарядной станции, а разрядка происходит в пути.
Дополнительная зарядка может быть произведена в процессе
торможения некоторых транспортных средств. Для этого особенно
подходят транспортные средства с электрическим приводом.
Однако имеются транспортные средства с
аккумулированием, в которых нет локального несоответствия. К ним
относятся так называемые гибридные транспортные средства, в
которых зарядка аккумулятора производится от теплового
двигателя в пути, а мощность разрядки используется для
покрытия пиковых нагрузок (при трогании с места, при ускорениях,
при преодолении подъемов) и/или для удовлетворения
требований охраны окружающей среды при проезде через города
и другие густонаселенные местности.
Объем и масса аккумулятора являются определяющим
фактором применения аккумулятора на транспортных
средствах. Плотность эксергии систем теплового аккумулирования
может быть определена по рис. 2.18. Зависимость удельной
массовой эксергии от верхней рабочей температуры или
давления показана на рис. 8.1. Учтена масса не только рабочего
тела, но и цилиндрического сосуда, рассчитанного на
определенное давление. Толщина стенки оценивается по техническим
нормам ФРГ для мелкозернистой стали WStE47 с пределом
текучести 461 МПа при 20 °С и 294 МПа при 300 °С
(расчетное напряжение 1,1р, s ^ 70 мм, v = l,5, v = 0,8, V*B =2, см.
разд. 4.1; минимальная удельная масса сосуда 100 кг/м3).
Аккумулятор горячей воды под давлением и аккумулятор
сжатого воздуха характеризуются относительно низкой
плотностью аккумулируемой энергии, но высокой удельной
массовой эксергией. Это справедливо также для некоторых фазопе-
реходных систем аккумулирования и термохимических
аккумуляторов. При выборе систем аккумулирования для тран-

246 Глава 8
1000 сг
200 400 80Q
°й
\0 Щ)
МПа.
юр ЩО
Рис. 8.1. Удельная массовая эксергия аккумулирующей среды.
спортных средств дополнительно учитываются такие
характеристики, как безопасность, легкость зарядки, высокая
мощность зарядки и разрядки.
Тепловые и пневматические аккумуляторы энергии могут
использоваться в транспортных средствах наряду с
электрохимическими аккумуляторами, маховичными накопителями
кинетической энергии и аккумулированием топлива.
8.2. Воздушные и водные транспортные средства
Системы теплового аккумулирования энергии,
предназначенные для воздушных и водных транспортных средств,
ограничиваются применением в частных случаях очень короткого
времени (или расстояния) транспортировки и очень высокой
мощности разрядки. В таких случаях системы
аккумулирования со скользящим давлением имеют превосходство перед
электрическими и механическими системами.
8.2.1. Ракета с двигателем на горячей воде
Реактивный двигатель, работающий на горячей воде, был
применен во время второй мировой войны как стартовый
ускоритель истребителя М-262 [8.1]. Позднее он был использован
в почтовой и метеорологической ракетах. К преимуществам
таких ракет относятся невысокие эксплуатационные расходы,
возможность повторной зарядки и долговечность.

Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах 247
Двигатель на горячей воде снабжен сосудом, который
заполняется горячей водой под давлением. Эта вода
впрыскивается в камеру и расширяется в сопле по законам
термодинамики. Часть воды в сопл* испаряется. Удельный
импульс таких двигателей ниже, чем у химических (при
давлении в аккумуляторе 5,0 МПа и давлении окружающей
среды 0,1 МПа адиабатный перепад энтальпии составляет
1155—1020= 135 кДж/кг; теоретическая скорость истечения
и= У(2)(135 000) =517 м/с; при этом удельный импульс
равен 517 Н-с/кг в расчете на 1 кг/с массового расхода воды).
Достигаемая при этом скорость движения достаточна для
некоторых применений.
8.2.2. Паровая катапульта
Истребитель, взлетающий с авианосца, ускоряется до
требуемой скорости с помощью катапульт на ВПП длиной 100 м
за 2,5 с. Это требует примерно 100 МДж энергии и,
следовательно, мощности 100/2,5 = 40 МВт.
Для этой цели можно применить аккумулятор пара со
скользящим давлением. Истекающий из аккумулятора пар
через быстродействующий клапан воздействует на поршень
катапульты. Сосуды-аккумуляторы наполняются либо на 50 %
горячей водой («мокрое» аккумулирование), либо —
полностью— паром (сухое аккумулирование). При рабочем
давлении, например, 6,7/5,0 МПа требуется сосуд-аккумулятор
объемом 54 м3 для «мокрого» аккумулирования и объемом
76 м3 для сухого аккумулирования (потребление пара на
запуск составляет 862 кг) [8.2].
Поскольку число циклов работы катапульты может быть
довольно велико и скорость истечения также высока,
необходимо рассчитывать конструкцию на усталость с учетом
термических напряжений.
8.2.3. Торпеды
Аккумулирование сжатого воздуха высокого давления
применяется в торпедах с середины XIX столетия (торпеды
Уайтхеда [8.3]). В такой торпеде аккумулятор снабжает
сжатым воздухом двигатель, который через редуктор передает
движение двум винтам, вращающимся в противоположные
стороны. Типичные характеристики торпеды Уайтхеда
(рис. 8.2): длина 5 м, диаметр 0,45 м и стартовая масса
530 кг.
Давление аккумулирования —15,0 МПа снижается
дросселированием до 3,8 МПа перед пневматическим двигателем.
Дальность действия торпеды составляет 6 км при скорости

248 Глава 8
Рис. S.2. Торпеда Уайтхеда (Вена, Музей военной истории).
27 узлов (50 км/ч) или 1 км при скорости 42 узла (78 км/ч).
Путем подогрева воздуха после дросселирования может быть
достигнуто увеличение дальности и скорости.
8.3. Железнодорожные локомотивы
Применение теплового аккумулирования в локомотивах
вместо паровых (топочных) или дизельных двигателей
позволяет сократить эксплуатационные расходы (благодаря низкой
стоимости топлива, используемого в стационарном котле),
упростить обслуживание и — в специальных случаях —
повысить безопасность.
8.3.1. Локомотивы на сжатом воздухе
Локомотивы, работающие на сжатом воздухе,
используются в шахтах, если электровозы не родятся по условиям
взрывоопасное™. К их преимуществам относятся отсутствие
отработанных газов (даже наоборот, поступление свежего
воздуха), отсутствие тепловыделения (скорее наблюдается
охлаждающий эффект в результате выхлопа холодного воздуха
и теплообмена) и простота работы и ухода.
На рис. 8.3 показана схема силовой установки такого
локомотива. Воздух, поступающий из баллонов аккумулятора
с давлением 20,0 МПа, дросселируется до рабочего давления
1,4—2,0 МПа, расширяется в цилиндре высокого давления
(ВД), подогревается вследствие теплообмена с окружающим
воздухом в кожухотрубчатом теплообменнике и затем снова
расширяется в цилиндре низкого давления. Отработавший
воздух используется в эжекторе для прокачки окружающего
воздуха через подогреватель [8.4]. Кроме этой
комбинированной машины (с цилиндрами ВД и НД двойного действия)
небольшие локомотивы оборудованы сдвоенными машинами

Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах
Рис. 8.3. Схема воздуховодов локомотива, работающего на сжатом
воздухе [8.4].
/ — предохранительный клапан за регулятором давления; 2 — регулятор давления
(разрядный клапан); 3 — запорный вентиль; 4 — манометр (диапазон 0—3,6 МПа);
5 — зарядный клапан; 6 — воздушный клапан; 7 — манометр аккумулятора сжатого
воздуха, 8 — манометр (диапазон 0—1,6 МПа); 9 — управляющий вентиль; 10 —
подогреватель; // — цилиндр ВД; 12 — предохранительный клапан перед цилиндром
ВД; 13 — промежуточный сосуд; 14 — цилиндр НД; 15 — предохранительный
клапан перед цилиндром НД.
(прямого действия и однократного расширения). Зарядка
осуществляется с помощью эластичных шлангов на зарядных
станциях, которые снабжаются сжатым воздухом от
компрессора.
В процессе разрядки (в особенности при быстрой
разрядке) все компоненты системы, находящиеся в контакте со
сжатым воздухом, охлаждаются и могут даже покрыться
инеем. Это затрудняет теплообмен с окружающим воздухом
и приводит к снижению мощности. Во время остановок
давление аккумулирования слегка повышается вследствие
приближения температуры воздуха в аккумуляторе к температуре
окружающей среды.
Построенные до настоящего времени локомотивы на
сжатом воздухе имели давление в аккумуляторах ~20 МПа,
объем аккумуляторов (1—3 сосуда) до 25 м3 и дальность
пробега до 6 км. На рис. 8.4 показан локомотив мощностью
70 л. с. (51 кВт) с тяговым усилием 12,5 кН и цепной
передачей.

250 Глава 8
Рис. 8.4. Локомотив, работающий на сжатом воздухе, мощностью 70 л с.
Удельная работа такого локомотива при верхнем давлении
в аккумуляторе 12,0 МПа и нижнем давлении 2,3 МПа
составляет около 10 000 кДж/м3 [8.5]; теоретически удельная
работа в этом интервале давлений равна примерно
42 000 кДж/м3. Таким образом, КПД разрядки близок
к 24 %. Потери составляются из трех примерно равных
основных частей: 1) потери при дросселировании в редукторе;
2) потери вследствие неизотермического расширения; 3)
потери на дросселирование, механические и с отработавшим
воздухом. Поэтому КПД локомотива, работающего на сжатом
воздухе, ниже, чем у любого электровоза, локомотива,
работающего от электроаккумуляторов, или дизельного тепловоза.
8.3.2. Локомотив с термохимическим аккумулированием
Принцип термохимического аккумулирования нашел
применение в локомотивах и локомобилях (рис. 1.18 и 1.19). На
рис. 2.16, г показана принципиальная схема работы силовой
установки локомотива Хонигмана [8.6, 8.7]. Отработавший
пар реагирует с NaOH, снижая концентрацию щелочи с 82 до
65 % и выделяя тепло, которое в свою очередь генерирует пар
с давлением 0,55 МПа. Такая система теплового
аккумулирования не только исключает сжигание топлива на борту, но
и вообще работает без выхлопа в окружающую среду.
8.3.3. Локомотив с аккумулированием пара
Локомотив с аккумулированием пара снабжен сосудом-
аккумулятором со скользящим давлением вместо котла и

Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах 251
Рис 8.5. Принципиальная схема локомотива Гилли с аккумулятором пара
высокого давления [8.12].
/ — главный отсечной клапан, 2 — редуктор давления; 3 — аккумулятор высокого
давления; 4 — буферный аккумулятор низкого давления; 5 — золотниковый клапан;
6 — цилиндры паровой машины; 7 — редуктор давления; 8 -— перепускной клапан;
9 — отбор пара на вспомогательные нужды; 10 — предохранительный клапан, //—
вентиль слива; 12 — зарядный клапан; 13 — указатель уровня воды; 14 — манометр
аккумулятора; /5 —манометр буферного аккумулятора.
топки, в которой сжигается уголь или нефтепродукты. При его
эксплуатации не образуется ни дыма, ни искр. Поэтому
локомотив с аккумулированием пара может использоваться на
предприятиях, где существует опасность возгорания. Он также
удобен для маневровой работы, где требуется высокая
пиковая, но низкая средняя мощность (только 7,5—10% от
пиковой). Зарядка такого локомотива занимает от 10 до 30 мин;
зарядные станции снабжаются непосредственно от парового
котла, от сети паропроводов или от зарядного аккумулятора,
который в свою очередь может быть заряжен непосредственно
или через теплообменник [8.8—8.14].
Давление в аккумуляторе такого «бестопочного»
локомотива изменяется от максимального рабочего давления,
составляющего примерно 1,3 МПа, до менее чем 0,3 МПа.
Эффективная эксергетическая емкость аккумулятора невелика
(составляет только ~3—2,2 кВт-ч/м3); довольно низок и КПД
разрядки (эксергетический от 11 до 15%, энергетический от
3,5 до 4,8%). Также невелика и дальность пробега,
составляющая 10—20 км (в зависимости от нагрузки).

262 Глава 8
1,3 1,4 0 1,6 1,1 1,8
Энтропия, кш/кг
Рис. 8.6. Диаграмма расширения в локомотиве с аккумулированием пара
высокого давления [8 9].
Бестопочный локомобиль, изобретенный д-ром Ламмом,
был впервые пущен в эксплуатацию в качестве транспортного
средства в Новом Орлеане в 1873 г. Уже в 1875—1876 гг.
маршрутные локомобили такого типа, сконструированные
Л. Франком, в которых были использованы дросселирование
и перегрев рабочего пара, курсировали между Сент-Огюсте-
ном и Нейи (Франция) и несколько позднее в Батавии
(Индонезия) [8.10]. Перегрев не применялся во многих
бестопочных локомотивах, построенных в последующие десятилетия в
Германии и других странах. Такие локомотивы имели рабочее
давление около 3 МПа, объем аккумуляторов до 23 м3 и
массу до 70 т [8.10].
В 1930-х годах локомотивный завод во Флоридсдорфе
(Вена) изготовил локомотив с аккумулированием пара
высокого давления, разработанный Гилли [8.8—8.14]. На рис. 8.5
показана принципиальная схема такого локомотива [8.10,
8.12]. Пар, поступающий из сосуда-аккумулятора высокого
давления (обычно от 6 до 10 МПа), дросселируется в
редукторе до рабочего давления (1,4—1,7 МПа). Затем он снова
возвращается в барабан аккумулятора, подогревается
оставшимся в сосуде паром за счет конденсации пара высокого
давления и, наконец, через золотниковый клапан
направляется к двигателю. Между пароперегревателем и
регулятором расположен небольшой буферный аккумулятор для смяг-

Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах 253
Рис. 8.7. Локомотив с аккумулированием пара высокого давления (54 т,
8,6 МПа, 100 л. с).
Рис. 8.8. Локомотив с аккумулированием пара высокого давления
{8.5 МПа), построенный фирмой GSP, Вена.
чения колебаний давления рабочего пара, особенно в период
пуска и движения с малой скоростью. Рис. 8.6 иллюстрирует
процесс для полностью и наполовину заряженного
аккумулятора в координатах энтальпия — энтропия. По сравнению с

Й4 Глава 8
типично бестопочным локомотивом плотность аккумулируемой
энергии в данном случае выше. КПД паровой машины
примерно в 2 раза выше, чем у бестопочного локомотива,
благодаря постоянству рабочего давления и перегреву пара. Длина
пробега такого локомотива примерно в 3 раза больше, чем
у бестопочного.
Первый локомотив описанного типа был построен в
1934 г. для работы в системе теплоснабжения венского
муниципалитета. Он был использован в качестве тягового
локомотива для перевозки угольных составов (1500 т) от
железнодорожной станции на расстояние ~1,5 км с уклоном до
17%, на преодоление которого требовалась тяга до 200 МН.
Локомотив имел 10 колес и весил 82 т; давление в
аккумуляторе составляло 11,8 МПа [8.9]. В период между 1934 и
1963 гг. Венским тепловозостроительным заводом во Фло-
ридсдорфе было построено около 40 таких локомотивов. Эти
локомотивы в своем большинстве были шестиколесными; их
сосуды-аккумуляторы (с давлением 4,0—10,0 МПа) были в
значительной части сварными. На рис. 8.7 показан один из
этих локомотивов [8.14].
После 1953 г. на заводе фирмы «Хеншель и сын» в Кас-
селе была построена новая серия локомотивов; кроме того,
четыре шестиколесных локомотива с давлением в
аккумуляторе 8,5 МПа (рис. 8.8) были выпущены между 1961 и
1973 гг. фирмой SGP для австрийской
нефтеперерабатывающей фирмы OMV в Швехате, близ Вены.
Вследствие высокой стоимости топлива и обслуживания
дизельных двигателей [8.10] в настоящее время локомотивы
с аккумулированием пара высокого давления должны быть
выгоднее дизельных тепловозов для маневровой работы на
больших заводах и железнодорожных станциях, не имеющих
электрической тяги. Более того, в Соединенных Штатах было
предложено такие локомотивы с аккумулированием пара
высокого давления заряжать солнечной энергией [8.15].
8.4. Дорожные транспортные средства
Основными побудительными мотивами для применения
аккумулирования энергии в маршрутных транспортных
средствах были экономия горючего, уменьшение загрязнения
окружающей среды (особенно в городах) , покрытие пиковых
нагрузок при трогании с места и ускорении движения, а также
утилизация энергии торможения. Создание необходимой сети
зарядных станций для таких транспортных средств может
представить некоторые трудности.
С другой стороны, выхлоп из аккумулятора пара
дорожного транспортного средства может вызвать образование ту-

Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах 255
\ Двигатель
'Ч
J
W
А
Насос
переменных
оборотов
Системе
i
управления
Аккумулятор
энергии
Сосуд и
теплообменник
В
Двигатель
переменных
оборотов/насос
Рис. 8.9. Схема гибридного привода автомобиля с аккумулированием
сжатого газа [8.17].
мана и намерзание льда. Для городского транспорта были
предложены и другие варианты (аккумуляторы сжатого
воздуха, термохимические и фазопереходные аккумуляторы в
сочетании с двигателем Стирлинга); было построено несколько
опытных образцов таких систем.
8.4.1. Дорожные транспортные средства
с аккумулированием сжатого воздуха
В последнее время для транспортных средств были
предложены аккумуляторы сжатого воздуха. Небольшой опытный
образец с ротационным двигателем однократного (прямого)
расширения, рабочее давление в котором составляет 0,45 МПа,
был построен в Австрии. Энергия торможения
утилизировалась посредством компрессора, который использовался также
для подзарядки при помощи электродвигателя. В другой
схеме баллоны со сжатым воздухом могли быть заменены или
подзаряжены от стационарного компрессора. Так как обычно
при подзарядке используется электроэнергия, автомобиль на
сжатом воздухе можно рассматривать как один из частных
случаев электромобиля [8.16].
Аккумулятор на сжатом воздухе или азоте был также
предложен для утилизации энергии торможения, а также для
покрытия пиков нагрузки при трогании с места и ускорении
движения [8.17]. Это позволяет уменьшить требуемую
мощность двигателя в два с лишним раза. Требуемая емкость
аккумулятора невелика; для трогания с места и ускорения
автобуса массой 1800 кг до скорости 60 км/ч требуется всего
лишь 0,1 кВт-ч (360 кДж) механической энергии. На рис. 8.9
показана принципиальная приводная схема такого автобуса*

256 Глава 8
Двигатель внутреннего сгорания вращает гидравлический
масляный насос с переменными оборотами, который также
выполняет роль коробки перемены передач. Масло под
давлением приводит в действие масляный двигатель, который
непосредственно передает вращение колесам; в процессе
торможения масляный двигатель работает как насос. Стороны
высокого и низкого давления двигателя-насоса соединены с
гидравлическим аккумулятором, максимальное давление в
котором составляет 35,0 МПа. Благодаря постоянной нагрузке
двигателя и бесступенчатой передаче средний КПД двигателя
выше, чем у обычных приводов. Кроме того, около 50 %
энергии торможения может быть утилизировано.
8.4.2. Автомобили с термохимическим аккумулированием
Термохимическое аккумулирование для автомобилей было
предложено сравнительно недавно. В Японии был построен и
испытан небольшой автомобиль с паровым двигателем
мощностью на валу 0,4 кВт (начальное давление пара 0,5 МПа,
давление на выхлопе 0,25 МПа) [8.18]. В отличие от
натриевого локомотива, описанного в разд. 8.3.1, в японском
автомобиле используется водный раствор 40 % СаС12/60 % LiCl.
Другое отличие этой системы состоит в возможности зарядки
не только путем подвода тепла, но и с помощью механической
или электрической энергии от парового двигателя,
действующего как компрессор. Этот автомобиль также можно
рассматривать как разновидность электромобиля.
8.4.3. Автомобили с аккумулированием теплоты
фазового перехода или тепла нагретого теплоносителя
Использование высокотемпературных аккумуляторов на
базе тепла фазового перехода в двигателях Стирлинга было
предложено для автобусов и легковых автомобилей [8.19—
8.22]. Фирмой Sigma Research Inc. разработан проект
автомобиля с дальностью пробега 160 км при скорости 88 км/ч или
120 км на городских маршрутах. При КПД двигателя
Стирлинга 40 % тепловая емкость аккумулятора должна
составлять 102 кВт-ч. На рис. 8.10 показана принципиальная схема
этой системы. Эвтектическая смесь солей (LiF + MgF2) с
температурой плавления 741 °С используется в температурном
интервале между 825 и 600°С (т. е. с фазовым переходом). При
этом емкость аккумулятора увеличивается на одну треть по
сравнению с аккумулированием одного лишь тепла фазового
перехода. Возможно, по-видимому, использование и более
широкого температурного интервала. Соль содержится в трубах
из нержавеющей стали 316 L, которые помещаются в гори-

Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах 257
Рис. 8.10. Привод автомобиля с аккумулированием тепла фазового
перехода и двигателем Стирлинга [8.21].
/—-высокоэффективная теплоизоляция; 2 — сосуд-аккумулятор (инконель-617); 3 —
выход пара; 4 — двигатель Стирлинга; 5 — возврат конденсата; 6 —
электромагнитный калиевый насос; 7 — электрическое сопротивление для подзарядки; 8 — капсулы
с LiF/MgF? из нержавеющей стали 316L.
Рис. 8.11. Общее устройство легкового автомобиля с тепловым
аккумулированием [8.20].
/«—двшатель с качающейся шайбой; 2 — тепловая труба; 3 — тепловой аккумулятор.
зонтальный цилиндрический сосуд-аккумулятор,
изготовленный из инконеля-617. Аккумулированное тепло передается с
помощью контура (состоящего из электромагнитного
калиевого циркуляционного насоса, линии калиевого пара и линии
возврата конденсатора) нагревателю двигателя Стирлинга.
Масса соляного аккумулятора составляет 500 кг, а объем
0,4 м3. Он имеет вакуумную теплоизоляцию с наполнителем
из высокопористой окиси кремния [8.21].
В основу других проектов положен принцип тепловой
трубы J8.19, 8.20, 8.22]. Нагрузка двигателя регулируется путем
изменения давления теплоносителя тепловой трубы. В случае

258 Глава 8
применения двигателя с качающейся шайбой регулирование
нагрузки достигается изменением подачи. На рис. 8.11 [8.20]
показано возможное расположение теплового аккумулятора
в легковом автомобиле.
Зарядка аккумулятора осуществляется с помощью
стационарного газового подогревателя или предпочтительнее
посредством электроэнергии. Таким образом, этот автомобиль тоже
может быть отнесен к электромобилям. Общий КПД
автомобиля составляет 20 % при подзарядке от газовой горелки и
32 % при электрической подзарядке. Кроме этих довольно
сложных систем с аккумуляторами теплоты фазового
перехода были предложены и построены также системы
аккумулирования горячего теплоносителя. Радиус действия таких
систем меньше (в соответствии с меньшей плотностью
запасаемой ими энергии). В автомобиле с паровым двигателем [8.23]
аккумулирующей средой служит масло с диапазоном
температур 315—177 °С. Пробег автомобиля составляет 56 км при
скорости 88 км/ч. На зарядной станции используется газовая
горелка. Для этого автомобиля было предложено также
использовать солнечную энергию.
Описанные выше транспортные системы с тепловым
аккумулированием могут работать и как гибридные системы,
например, с применением небольшой топки на борту, в которой
сжигается сравнительно недорогое топливо (например, мазут);
таким способом можно подзаряжать относительно небольшой
аккумулятор (емкостью на порядок меньше емкости основного
теплового аккумулятора автомобиля).
8.5. Заключение
Тепловое аккумулирование нашло применение на
воздушных, водных, железнодорожных и обычных дорожных
транспортных средствах. Значительные усилия в области
транспорта будут направлены на разработку энергосберегающих
транспортных средств. Это будет достигнуто путем замены
ценных видов топлива более дешевыми, электрификации и
аккумулирования энергии. Тепловое аккумулирование на
транспортных средствах будет применяться главным образом
в автомобилях, а также в локомотивах для маневровых работ
на неэлектрифицированных железнодорожных линиях.

ЛИТЕРАТУРА
Кгл. 1
1.1. ETE-MEE-EGI Conference on Peak-Load Coverage (Budapest, Hungary, November
18-20,1969).
1.2. Speichersysteme fur Sekundarenergie (Stuttgart, 1974). (VDI-Berichte 223.) Dusseldorf:
VDI-Verlag. 1974.
1.3. Proceedings of the Second Annual Thermal Energy Storage Contractor's Information
Exchange Meeting (September 29-30, 1977, Gatlinburg), CONF-770955. Springfield,
Va.:NTIS.1977.
1.4. Proceedings of the Third Annual Thermal Energy Storage Contractor's Information
Exchange Meeting (December 5-6,1978, Springfield, Va.),CONF-781231. Springfield,
Va.: NTIS. 1978.
1 5 Thermal Energy Storage, Report of a NATO Science Committee Conference (Turnberry,
Scotland, March 1-5,1976) (Kovach, E. G., ed.). Oxford: Pergamon Press. 1976.
1.6 Rationelle Energienutzung durch Warme-Speicherung (Stuttgart, 1977). (VDI-Berichte
288.) Dusseldorf: VDI-Verlag. 1977.
1.7. Thermal Storage and Heat Transfer in Solar Energy Systems (ASME Winter Annual
Meeting, San Francisco, 1978) (Kreith, F., et al., eds.). New York: ASME. 1978.
1.8. Energy Storage-A Vital Element in Mankind's Quest for Survival and Progress (Pro-
ceedings of the First International Assembly on Energy Storage, Dubrovnik, May 27—
June 1,1979) (Silverman, J., ed.). Oxford: Pergamon Press. 1980.
1.9. Peaking Power Generation (ASME Winter Annual Meeting, Chicago, 1980)(MiliarastE.S.,
ed.). New York: ASME. 1980.
1.10. International Seminar on Thermochemical Energy Storage (Stockholm, January 7—9,
1980) (Wettermark, G., ed.). Stockholm: Swedish Council for Building Research. 1980.
1.11. Thermal Storage of Solar Energy (Proc. Int. TNO Symposium, Amsterdam, November
5-6,1980) (Den Ouden, C, ed ). The Hague-Boston-London: M. Nijhoff. 1981.
1.12. Proceedings of the DOE Thermal and Chemical Storage Annual Contractor's Review
Meeting (October 14-16, 1980, McLean, Va), CONF-801055. Springfield, Va.: NTIS.'
1981.
1.13. Energy Storage and Transportation-Prospects for New Technologies (Lectures of a
Course Held at the'Joint Research Centre, Ispra, October 22-26,1979) (Beghi, G., ed.).
Dordrecht-Boston-London: D. Reidel. 198f.
1.14. Proceedings of the International Conference on Energy Storage (Brighton, 1981), 2 Vols.
(Stephens, H. S., Jarvis, В., eds.). Cranfield-Bedford: BHRA Fluid Engineering. 1981.
1.15. Thermal Energy Storage (Lectures of a Course Held at the Joint Research Centre,
Ispra, June 1-5,1981) (Beghi, G., ed.). Dordrecht-Boston-London: D. Reidel. 1982.
1.16. Second International BHRA Fluid Engineering Conference on Energy Storage for Energy
Management (Stratford-upon-Avon, 1983). Cranfield-Bedford: BHRA Fluid Engineering,
1983.
1.17. Pauer, W.; Energiespeicherung, Dresden-Leipzig; Та. Stemkopf. 1928.

260 Литература
1.18. Musil, L.: Die Wirtschaftlichkett der Energiespeicherang fur Elektrizitatswerke. Berlin:
Springer. 1930.
1.19. Goldslern, W : Dampfspeicheranlagen - Bail, Berechnung und Betrieb industrieller War-
mespeicher, 2. Aufl. Berlin-Gottingen-Heidelberg: Springer. 1963.
1.20. Goldstern, W.: Steam Storage Installations (International Series of Monographs in Mech.
Engineering, Vol. 4). Oxford: Pergamon Press. 1970.
1.21. Criteria for Energy Storage R&D. Washington: National Academy of Sciences. 1976.
1.22. Wettermark, G., et al.: Storage of Heat-A Survey of Effects and Possibilities, Document
D2: 1979. Stockholm: Swedish Council for Building Research. 1980.
1.23. Bylin, F.: Low Temperature Thermal Energy Storage: A State-of-the-Art Survey, SERI/
RR-54-164. Springfield, Va.: NTIS. 1979.
1.24. Atterkvist, St.: Swedish Energy Storage Prospects 1979;D19:1980 Stockholm: Swedish
Council for Building Research. 1980.
1.25. Hall, E. W., et al.: Conceptual Design of Thermal Energy Storage Systems for Near Term
Electric Utility Applications, Final Report, DOE/NASA/0012-79/2. Springfield, Va.:
NTIS. 1979.
1.26. Steiner, D., et al.: Studie iiber thermische Energiespeicher fur den Temperaturbereich
200 °C bis 500 °C, BMFT-FB-T 82-105. Karlsruhe: FIZ. 1982.
1.27. Euler, K.-J.: Energiespeicher. (Haus der Technik - Vortragsveroffentlichungen, Heft
451.) Essen: Vulkan-Verlag Classen. 1982.
1.28. Sauer, E., Zeise, R.: Energietransport, -speicherung und -verteilung. (Handbuchreihe
Energie, Vol. 11.) Grafelfing/Koln: Resch/TOV Rheinland. 1982.
1.29. Gilli, P. V., Beckmann, G.: Thermal Energy Storage for Peaking Power Generation,
[1.15], 265-300.
1.30. Proceedings of the DOE Physical and Chemical Energy Storage Annual Contractor's
Review Meeting (August 23-26, 1982, Arlington, Va ), CONF-820827. Springfield,
Va.: NTIS. 1982.
1.31. Berman, I. M.: Developments in Energy Storage Technology. Power Engineering, July
1983,46-54.
1.32. Proceedings of the International Conference on Subsurface Heat Storage in Theory and
Practice (Stockholm, June 6-8, 1983). Stockholm: Swedish Council for Building
Research. 1983
Кгл.2
2.1. Baehr, H. D.: Thermodynamic 4th ed. Berlin-Heidelberg-New York: Springer. 1978.
2.2. Brown, G. В., Siiepcevich, C: Practical Thermodynamics. Chemical Engineering Progress
45,493-496(1952).
2.3. Fohl, C: t)ber die Ladung von Ruthsspeichern. Ingenieur-Archiv 7, 403-443 (1930).
2.4. Gilli, P. R.: Hochdruckdampfspeicher fur feuerlose Lokomotiven. Dissertation, Tech"
nische Hochschule Wien,-1933.
2.5. Beckmann, G.: Dampfspeicher zur wirtschaftlichen Spitzenlastdeckung mit Kernkraft»
werken. Dissertation, Technische Hochschule Graz, 1973.
2.6. Beckmann, G.: Die Entladekapazitat von Gefallespeichern. Warme 82,110-117 (1976).
2.7a Hardegen, H.: Zur Berechnung der Arbeitskreise von Heifiwasserspeichern. (DLR-For«
schungsbericht 72-24.) Porz-Wahn: Deutsche Forschungs- und Versuchsanstalt fur Luft-
und Raumfahrt e. V. 1972.
2.7b. Hardegen, H.: Naherungsweise Berechnung der Zustande in Wasserspeichern mit sie-
dendem und nichtkonstantem Inhalt bei Dampf- bzw. Dampf-Luft-Entnahme. Forsch.
Ing.-Wes.40, 47-59 (1974).
2.8. Schmidt, E., Grigull, U.: Properties of Water and Steam in SI Units, 2nd printing, Berlin-
Heidelberg-New York-Munchen- Springer/R. Oldenbourg. 1979.
2.9 Gilli, P. V., Beckmann, G.: Covering Peak Load by Means of Thermal Energy. (VDl*
Berichte 236: Lines of Development in Energy Engineering/Energy Engineering Convert'
tion 1975.) Diisseldorf: VDI-Verlag. 1975.

Литература 261
2.10. Eisenmann, С, Hahne, Е.: Energiespeicherung. Brennstoff-Warme-Kraft 29% 151-154
(1977).
2.11. VDI-Warmeatlas, 2nd ed. Diisseldorf: VDI-Vcrlag. 1977.
2.12. Bauer, H. C, Alefeld, G.: Erhohung der Warmekapazitat yon Heifiwasserspeichern,
Warme &?, 35-36 (1977).
2.13. Ullmanns Encyklopadie der Technischen Chemie, 4th ed., Vol. 2: Verfahrenstechnik I
(Grundoperationen). Weinheim/Bergstr.: Verlag Chemie. 1975.
2.14. Mancini,N. A., Simone, F.: Sensible Heat Storage, [1.15], 21-32.
2.15. Wood, R. J.: Thermal Energy Storage for the Recovery of Industrial Waste Heat, [1.15],
219-263.
2.16. Dubbel - Taschenbuch fur den Maschinenbau, 15. Aufl. Berlin-Heidelberg-New Yorkt
Springer. 1983.
2.17. Kesselring, P.: Zur Energiedichte im Latentwarmespeicher - einige grundsatzliche Ober*
legungen, [1.6], 8.7.-95.
2.18. Maru, H. C, et al.: Molten Salt Thermal Energy Storage Systems: Salt Selection, US/
ERDA-Report C00-2888-1. Springfield, Va.: NTIS. 1976.
2.19. Petris, R. J., Claar, T. D.: High Temperature Molten Salt Thermal Energy Storage Sys-
terns for Solar Applications, [1.12], 60-64.
2.20. Schreder, J.: Energiespeicherung in Form von Warme. Warme 79180-81 (1973).
2.21. Birchenall,C. E.: Heat Storage in Alloy Transformations, [1.12], 73-78.
2.22. Biswas, D. R.: Thermal Energy Storage Using Sodium Sulfate Decahydrate and Water.
Solar Energy 19,99-100 (1977).
2.23. Nemecek, J. J., et al.: Demand Sensitive Energy Storage in Molten Salts. Solar Energy
20,213-217(1978).
2.24. Pierce, B. L.,et al.: Thermal Energy Storage. Proceedings of the 12th Intersociety Energy
Conversion Engineering Conference (1977); Paper 779191; 1189-1194.
2.25. Schwind, H., et al.: t)ber die Verwendung von quergerippten Rohren in Latentwarme-
speichem. vt (Verfahrenstechnik) 72, 729-734 (1978).
2.26. Alefeld, G.: Energiespeicherung durch Heterogen-Verdampfung, Part I: Physikalisch-
technische Grundlagen. Warme 81, 89-93 (1975); Part II: Ein Verfahren zur Fernwar-
mespeicherung und Spitzenstromerzeugung. Energie27,180-183 (1975).
2.27. Niebergall, W.: Arbeitsstoffpaare (Arbeitsmittel und Absorptionsmittel) fur Absorptions-
Kalteanlagen und Absorptions-Kuhlschranke. Muhlhausen/Thur.: Verlag Markewitz.
1949.
2.28. D'Ans-Lax: Taschenbuch fur Chemiker und Physiker, 3rd ed., Vol. I: Makroskopische
physikalisch-chemische Eigenschaften. Berlin-Heidelberg-New York: Springer. 1967.
2.29. Bauerle, G., et al.: Storage of Thermal Energy in Inorganic Oxides/Hydroxides, [1.10],
205-246.
2.30. Gintz, J. R., Pepper, J.: Technical and Economical Assessment of Phase Change and
Thermochemical Advanced Thermal Energy Storage (TES) Systems. EPRI-Repott
EM-256 (1976).
2.31. Schmidt, E. W., Lowe, P. A.: Thermochemical Energy'Storage Systems. Proceedings of
the 11th Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (1976); Paper 769116;
665-672.
2.32. Harth, R., et al.: EVA-ADAM System: A Method of Energy Transportation by
Reversible Chemical Reactions, [115], 358-374.
2.33. Buchner, H.: Energiespeicherung'in Metallhydriden. (Innovative Energietechiuk.)
Wien-New York; Springer. 1982.

262 Литера ура
Кгл.З
3.1. Oxley, A. J.: Methods and Means for Storing Energy.US-Patent4.227.374, filed October
20,1978.
3.2. Gilli, P. V., Beckmann, G., Schilling, F. E.: Nuclear Peak Load Plant with PCIV Thermal
Energy Storage. Technical Meeting С 1.5, "Nuclex 78" (Basel, October 3-7,1978).
3.3. Lehmann, J.: Klar zum Schwarzstart: Luftspeicher-Gasturbinen-Kraftwerke. Energie 34,
51-52(1982).
3.4. Marguerre, F.:.Das thermodynamische Speicherverfahren von Marguerre. Escher-Wyss-
Mitteilungen 5,67-76 (1933).
3.5. Pacault, P., et al.: Reducing the Cost of Energy of a PWR by the Addition of Thermal
Storage and a Steam Pump. A/CONF. 49/P 582. 4th UN International Conference on
the Peaceful Uses of Atomic Energy. Vol. 4,165-176. Wien: IAEA. 1971.
3.6. Schroder, R.: Grofie Dampfkraftwerke. Vol. 2: Die Lehre vom Kraftwerksbau. Berlin-
Gottingen-Heidelberg: Springer. 1962.
Кгл.4
4.1. Klapp, E.: Apparate- und Anlagentechnik. Berlin-Heidelberg-New York: Springer. 1980.
4.2. McLeish, R. D.: Pressure Vessel Cost Variation Depends on Shapes and Sizes. Process
Engineering 1972, 65-68.
4.3. Geipel, W., Zeitvogel, H.-R.: Die Zahlen sprechen fiir den Stahlzylinder. Energie 33,
156-161(1981).
4.4. Special Report: Worldwide Pressure Vessel Codes. Hydrocarbon Processing 57,89—101
(1978).
4.5. Beckmann, G.: Gravity-Type Steam Accumulator. US-Patent 4,027.690, filed Aug. 1975„
4.6. Vasteras Stads Warmekraftwerk AG: Warmespeicherung — Technik und Wirtschaftlich-
keit - Konventionelle Speicherung. Fernwarme International (FWI) 8,20-23 (1979).
4.7. Grigull, U.: Die Grundgesetze der Warmeubertragung, 3. Aufl. Berlin-Gottingen-Heidel-
berg: Springer. 1963.
4.8. Dooley, J. L., et al.: A Feasibility Study of Underground Energy Storage Using High
Pressure, High-Temperature Water, Prepared for the U.S. ERDA Under Contract No.
E(04-3)-1243, January 1977.
4.9. Weber, O.: Das luftbetriebene Gasturbinenkraftwerk Huntorf. Brown Boveri
Mitteilungen 62,332-337 (1975).
4 10. Margen, P. H.: Thermal Energy. Storage in Rock Chambers-A Complement to Nuclear
Power. 4th UN International Conference on the Peaceful Uses of Atomic Energy (Geneva,
1971); Vol. 4, 177-198. Wien: IAEA. 1972.
4.11. Barnstaple, A. G., et al.: Underground Thermal Energy Storage, Report No. 77113.
Toronto: Ontario Hydro, Energy Environmental Studies Department. 1977.
4.12. Powell, J. D , Powell, J. R.: A System for Undersea Energy Storage. 15th Intersociety
Energy Conversion Engineering Conference (1980); Paper 809047,233-238.
4.13. Bauer, F.: Spannbetonbauten. Wien-New York: Springer. 1971.
4.14. ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section HI, Div. 2: Code for Concrete Reactor
Vessels and Containments. American Society of Mechanical Engineers, ACI Standard
359-374(1981).
4.15. British Standard Specification for Prestressed Concrete Pressure Vessels for Nuclear
Reactors. London: British Standard Institution BS 4973.1973.
4.16. Caissons des reacteurs nucleases en beton precontract par armatures metalliques. Edite"
du Ministere du Developpement Industriel et Scientifique (June, 1970); et: Circulaire du
15 Juin 1970 relative a Tapplication de la reglementation des appareils a pression aux
caissons, des reacteurs nucleases en beton precontract. Edite du Ministere du
Developpement Industriel et Scientifique.
4.17. Margen, P. H., et al.: Nordic Studies on Prestressed Concrete Pressure Vessels for Water

Литература 263
Reactors. 4th UN International Conference on the Peaceful Uses of Atomic Energy
(Geneva, 1971), Vol. 2, 393-414. Wien: IAEA. 1972.
4.18. Bremer, F.: Entwicklung eines Spannbetonbehalters fur Leichtwasserreaktoren und zu-
gehorige Komponenten, Technische Mitteilungen, Krupp-Forschungsberichte, Heft 3;
71-78(1973).
4.19. Fritz, К , Nemet, J.: A PCPV with Elastic Hot Liner. BNES International Conference on
Gas-Cooled Reactors Today (Bristol, September 1982); Paper 26, Vol. 4, 39-48.
4.20. Beine, В., Gross, H , Schilling, F. E.: The Prestressed Cast Iron Vessel (PCIV)-lts
Applicability for Gas- and Water-Cooled Nuclear Power Reactors and for Burst Protection.
Nuclear Engineering and Design 28,387-399 (1974).
4.21 Beine, В.: Research and Development Program for Prestressed Cast Iron Pressure Vessels
(PC1V) for High-temperature Reactors, 4th International Conference on Structural
Mechanics in Reactor Technology (San Francisco, 1977), Paper H 1/7.
4.22. Gulicher, L , Schilling, F. E.: Further Fields of Application for Prestressed Cast Iron
Pressure Vessels (PCIV). 4th International Conference on Structural Mechanics in Reactor
Technology (San Francisco, 1977), Paper H 1/11.
4.23. Gilli, P. V., Beckmann, G.t Schilling, F. E.: Thermal Energy Storage Using Prestressed
Cast Iron Vessels (PCIV), ERDA-Report C00-2886-1. Springfield, Va.: NTIS. 1977.
4.24. Brandes, H , Gulicher, L.: Einsatz von Heifiwasserspeichern in Kraftwerken zur Deckung
der elektrischen Spitzenlast und des Fernwarmebedarfes, [1.6], 145—151.
4.25. 1981 PCIV:' The First Prestressed Cast Iron Vessel (Company Brochure). Krefeld:
Siempelkamp + Steinmuller GmbH. 1981.
4.26. Tamplyn, R. Т.: Thermal Storage: Resisting Temperature Blending. ASHRAE J. 1980,
65-70.
4.27. Scholz, F.: Seasonal Storage of Low Temperature Heat in Big Water Reservoir, [1.11],
221-232.
4.28. Uppsala Industriewerk, Uppsala Kraftwarme AB, Fyriskraft AB, Company brochure
(1982).
4.29. Ofverholm, E.: The Swedish Seasonal Thermal Storage Programme with Application to'
the Building Sector, [1.11], 91-98.
4.30. Scholl, G.: Warmwasser-Grofiwarmespeicher, [1.2], 33-35.
4.31. Systems for Heat Storage. Studsvik Technical News 4 (1975).
4.32. Bounin, D., Beine, В.: Prestressed Cast Iron Pressure Vessels. Developments in Pressure
Vessel Technology—4: Design for Specific Applications (Nichols, R. W., ed.). London-
New York: Applied Science Publishers. 1983.
Kra.5
5.1. Beckmann, G., Gilli, P. V.: Dampf- und Warmespeicherung in der Industrie. X. Arbeits-
tagung Verfahrenstechnik (Graz, Austria; 1981), 187—195. Wien: Osterr. Arbeitsgruppe
fur Apparatewesen und Verfahrenstechnik. 1981.
5 2. Goldstern, W.: Thermal Energy Storage in Industry and Power Stations, [1.14], 113-121.
5.3. Heiligenstaedt, H.: Warmetechnische Rechnungen furTndustriebfen, 4. Aufl. Dusseldorf:
VerlagStahleisen. 1966.
5.4. Hausen, H : Warmeubertragung im Gegenstrorr\ GJeichstrom und Kreuzstrom, 2nd ed.
Berlin-Heidelberg-New York: Springer. 1976.
5.5 Scheiblechner, G : Veitscher Chimney-type Checker Block Packing Method for Glass
Tank Regenerators Glass Technology 23, 223-229 (1982).
5 6. Durselen, H : Bemessung neuzeitlicher Koksofenregeneratoren/Techn. Mitteilungen 73,
805-809 (1980).
5.7. Krupp-Koppers GmbH. Hot Blast Stoves (Company Brochure.) Essen: 1980.
5.8 Katter, L. В., Rohnsen, P. J.: Applications of TES to Process Heat and Waste Heat
Recovery in the Iron and Steel Industry, [1 4], 327-331.
5.9. Taylor, P. В Energy Audit Series No. 16: The Iron and Steel Industry. London;
Department of Energy/Department of Industry. 1982,

264 Литература
5.10. Karas, P., et al.: Dry Coke Cooling-The Wzagner-Biro Process Iron and Steel Engineer
1981,49-54.
5.11. ENCOKE-A Process of Coke Dry Quenching from Krupp-Koppers GmbH and Waagner-
Biro AG, Waagner-Biro AG Information; Wtai, March 1982.
5.12. The Year-Book 1976 of the Coke Oven Manager's Association (C.O.M.A.). Mexborough,
Yorkshire: Year-Book Ltd. 1976.
5.13. Rasworsche'gg, H.: Konstruktion und Betriebserfahrungen von Abgas-Kuhlanlagen in
Blas-Stahlwerken. Mitteilungeh der VGB, Heft 74, Oktober 1961.
5.14. Koichi Horio, et al.: Waste Energy Recovery at Kashima Steel Works. Iron and Steel
Engineer 1982,30-36.
5.15. Younger, R. N., Haworth, D. J.: Energy Conservation in the Steelplant. (Paper No. 7,
Energy Conscious Iron- and Steelmaking. Joint Conference of the Metals Society and
Eisenhutte Osterreich, Montanuniversitat Leoben, April 21—24,1980.}
5.16» Gilli, P. V., Kemetmueller, R.: Minimizing Dust Problems in BOF Shops. Iron and Steel
Engineer 1966,193-201.
Кгл.б
6.1. IE A Conference on New Energy Conservation Technologies and Their
.Commercialization (Berlin, April 1981); Berlin:Heidelberg-New York: Springer. 1981.
6.2. Uttenbroeck, J.: Seasonal Efficiency of a Heating Plant, [6.1], 329-334.
6.3. Juttemann, H.: Elektrisch heizen und klimatisieren, 5th ed. Dusseldorf; VDI-Verlag.
1979.
6.4a. Kesselring, F., Duppenthaler, A.: The Layout of Solar Hot Water Systems, Using
Statistical Meteo- and Heat Demand Data. SUN II: Proceedings of the ISES International
Congress on Solar Energy (Atlanta, Georgia, 1979), Vol. 1, 884-888. New York:
Pergamon Press. 1979.
6.4b. Kesselring, P.: Solar Energy and Storage, Solar Energy 1982, esa SP-181, 53-58.
Paris: ESA. 1982.
6.5. Swisher, J. H., Frier, W. A.: US DOE Thermal Storage Program, [1.15], 465-500.
6.6. Zegers, P.: Overview of the Thermal Storage Work within the Energy R and D
Programme of the European Community, [1.15], 443-463.
6.7. Comly, В., et al.: Ergebnisse von Forschungs-und Betriebsarbeiten auf dem Gebiete der
thermischen Energiespeicherung be! General Electric, [1.16], 73-78.
6.8. Braun, J. E., et al.: Seasonal Storage of Energy in Solar Heating. Solar Energy 27,
* 403-411(1981).
6.9. Sillmann, S.: Performance and Economies of Annual Storage Solar Heating Systems.
Solar Energy 27,513-528 (1981).
6.10. Linzer, W., Guttenbrunner, M.: Moglichkeit und Zweckmafiigkeit des Einsatzes von
grofien Langzeit-Warmespeichern bei der Beheizung von Wohnbauten mit Sonnenenergie.
(Fortschr.-Ber. VDI-Z., Reihe 6, Nr. 104.) Dusseldorf: VDI-Verlag. 1982.
6 11. Tabor, H.: Short and" Long-Term Thermal Storage in Solar Ponds, [1.1 ^J, 179-195.
6.12. Halozan, H.: Die Aufeenluft-Warmepumpenheizung — Abtauproblematik und Spitzen-
lastdeckung. Graz: dbv-Verlag. 1978.
6 13. Edler, A.: Verbrennungsmotor-betriebene Warmepumpen. Graz: dbv-Verlag." 1982.
6.14. Schwindt, H. J.: Erfahrungen mit Warmwasser-Warmepumpenanlagen sowie Aspekte aus
Verbrauchersicht. Elektrowarme im Technischen Ausbau'(eta) 1/2/1983; A19-A30.
6.15. Van der Ree, R.: Heat Pump Combined with Thermal Storage, [1.15], 387-414.
6.16. Holman, A. S., Brantley, V. R.: ACES Demonstration-Construction, Start-up and
Performance Report, ORNL/COW-25. Springfield, Va.: NTIS. 1978; t
6.17. Berntsson, Th., et al.: The Use of Ground as Heat Source for He at Pumps in Urban Areas.
Stockholm: Swedish Council for Building Research, 1980.
6.18. Brunberg, E. A : The TEPIDUS System for Seasonal Heat Storage and for Cooling,
[1.10], 247-260.

Литература 265
6.19 Gerken, A.: Grenzkostenbetrachtung fur <Jen wirtschaftlichen Einsatz von Warmespei-
chern bei der Warme-Kraft-Kopplung, [1.6], 153-162.
6.20. Studie uber Energiespeicher in Systemen mit Warme-Kraft-Kopplung. Studie im Auftrag
des BMFT, Contract No. ET 4197A, MBB-Report No. UR-361-77 (4 Vols.). Ottobrunn:
MBB. 1977.
6.21. Schach, R.: Betrieb von Fernheiznetzeri rait und ohne Speicher, Part I: Energie 25,
157-166 (1973), Part II: Energie 25, 216-223 (1973).
6.22. Komarov, V. N/ Selection of the Operational Mode of District Hot Water Storage Tanks
(HWST) in Heating Networks. Teploenergetika 21,41-46 (Thermal Engineering 57-62)
(1974).
6.23. Gabrysch, G.: Planung und Betrieb des 25-MW-Gasturbinenblocks im Heizkraftwerk
Bielefeld. VGB Kraftwerkstechnik 60,475-486 (1980). f
6.24. Andersson, S., Erikson, A.: Seasonal Storage in Hard Rock-Multiple Well System,
[1.11], 249-258.
Km.7
7.1. Schuller, K. H., Haaland, M/.Pneumatisches Speicherkraftwerk ohne Brennstoffzufuhr.
VGB-Tagung Kraftwerke, 1977.
7.2. Knutsen, C. A., et al.: Incremental Cost Analysis for Advanced Compressed Air Energy
Storage Concepts. 14th Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (1979)?
Paper 799090,426-428.
7.3. Hamilton, N. I.: Research Studies for Adiabatic Compressed Air Storage,[1.4],265-272.
7.4. Kartsounes, G. Т., Kim, С S.: Study of Turbomachinery Options for Compressed Air
Energy Storage Plants. 14th Intersociety Energy Conversion Engineering Conference'
(1979), Paper 799095,455-458. .
7.5. Olsson, E. K. A.: 220-MW Air Storage Power Plant, ASME Paper 70-GT-34. New York:
ASME. 1970.
7.6. Herbst, H.-Ch., Mass, P.: Das 290-MW-Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk Huntorf.
VGB-Kraftwerkstechnik 60,174-187 (1980).
7.7. Vosburgh, K. G., et al.: Compressed Air Energy Storage for Electric Utility Load
Leveling. 12th Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (1977),Paper 779157,
1016-1022.
7.8. Zaugg, P.: Luftspeicherkraftwerice, Brown Boveri Mitteilungen 62,338-347 (1975).
7.9. Gutter, G.: Das "Pneumatische Druckspeicherwerk" — ein neuer Kraftwerkstyp zur
Erzeugung elektrischer Spitzenenergie. Energietechnik 25,327-332 (1975).
7.10. Otis, D. R., et al.: Ejector Augmentation of the Air Supply in a Compressed Air Energy-
Storage Plant. 13tb Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (1978),
Paper 789682,977-983.
7.11. Lessard, R. D., et al.: Coal-fired Fluid Bed Compressed Air Energy Storage Power Plant:
A Preliminary Technical Assessment. 13th Intersociety Energy Conversion Engineering
Conference (1979), Paper 799089,419-425.
7.12. Gilli, P. V., Beckmann, G.: Schnellstart von Gasturbinen mit Hilfe von VGD-Luftspei-
chern. Elektrizitatswirtschaft 75,116-118 (1976).
7.13. Gutgesell, F.: Ruths-Gefallespeicher in Hochdruck-Kraftanlagen. Allgemeine Warme-
technik5,73-81 (1954).
7.14. Schulz, E., Gropp, F.: Ruthsspeicher fur Spitzenkraftwerkerzeugung in Berlin. Elektrizi-
tatswirtschaft 29,153-162 (1930).
7.15. Mokesch, R.: Die 120-at Dampfspeicheranalyse der Wiener stadtischen Elektrizitatswer-
ke. Arch, fur Warmewirtschaft 19, 87-91 (1938).
7.16. Gilli, P. R.: Sicherung und Verbilligung der Stromversorgung durch Darhpfspeicher;
World Power Conference (Wien, 1938), Section E, Paper 92. *
7.17. Marguerre, E., Koch, J.: Gleichdruckspeicher als Ausgleich in Vorschalt- und Heizkraft-
anlagen. Warmed, 334-339 (1929).

266 Литература
7.18. Oplinger, J., Anaud, R. K.: Electric Utility Evaluation*of Near Term Thermal Energy
Storage Systems, [1.9], 43-52.
7.19. Bechtel Corp.: Retrofitted Feedwater Heat Storage for Steam Electric Power Stations
Peaking Power Engineering Study. CONS-2863-1. Springfield, Va.: NTIS. 1976.
7.20. Smidt, D.: Wirtschaftlichkeit von Warmespeichern mit Reaktorkraftwerken. Atomwirt*
schaft*, December 1958,510-511. §
7.21. Marguerre, Fr., Marguerre, Fe.: Anwendung der Warmespeicherung in Kernkraftwerken
und herkommlichen Kraftwerken. Elektrizitatswirtschaft I960,320-326.
7.22. Margen, P. H.: Thermal Storage in Rock Chambers. Nuclear Engineering 4, 259-262,
June 1959.
7.23. Oplatka, G.: Deckung der Lastspitzen mit thermisch gespeicherter Energie. Brown
Boveri Mitteilungen 67,457-464 (1980).
7.24. Gilli, P. V., Beckmann, G.: The Nuclear Steam Storage Plant. An Economic Method of
Peak Power Generation. Vol. IX; 162-174. Proceedings of the IXth World Energy
Conference (Detroit, 1974). New York: US National Committee WEC. 1975.
7.25. Gilli, P. V., Beckmann, G.: Thermal Energy Storage for Non-fossil Power Plants, [1.8],
264-278. •
7.26. Gilli, P. V., Beckmann, G.: Design and Economy of Solar Plants with Integrated Thermal
Energy Storage, "Solar Energy", Proceedings of the UNESCO/WMO Symposium (Geneva,
1976); WMO-No. 477,498-506. Geneva: WMO. 1977.
7.27. Faninger, G., et al.: Solarthermische Kraftwerke — Technische und wirtschaftliche Mog-
lichkeiten in Osterreich; ASSA FA-9. Wien: ASSA. 1979.
7.28. Sapozhnikow, F. V., et al.: Possibility of Developing Solar Power Stations in the USSR.
Teploenergetika 27,5-8 (1980) (Thermal Engineering, 123-126).
7.29. Hallett, R. W., Gervais, R. L.; The Solar Ten Megawatt Pilot Plant, SUN II: Proceedings
of the ISES International Congress on Solar Energy (Atlanta, Georgia, 1979), Vol. 2,
1137-1140. New York: Pergamon Press. 1979.
7.30. Gneuss, G.: Sonnenenergie in Kleinkraftwerken am Beispiel der Solar-Turmanlage in
Almeria/Spanien. VGB-Kraftwerkstechnik 62,1079-1085 (1982).
7.31. The Austrian 10-kWe Solar Power Plant for Developing Countries, Final Report. Wien:
Federal Press Services. 1981.
7.32. Beverly, W. D., Engle, W. W., Mahony, F. O.: Integration of High Temperature Thermal
Energy Storage into a Solar Thermal Brayton Cycle Power Plant; 12th Intersociety
Energy Conversion Engineering Conference (1977), Paper 779192,11.95-1220.
7.33. Ayers, D. L., Strong, R. E.: Compressed Air Storage-Another Answer to the Peaking,
Problem. Power Engineering, August 1975,36-39.
Кгл.8
8.1. Partel, G.: Water and Steam Rockets. Nuclear Energy 1965,84-86.
8.2. Slavin, F. J.: Aircraft Steam Catapults. Mechanical Engineering 1969,42-46.
8.3. Foss, M.: Marine-Kunde, 7th ed. Stuttgart-Berlin-Leipzig: Union Deutsche Verlagsgesell-
schaft. 1890.
8.4. Mother, W.: Druckluft-Lokomotiven fur Untertage-Betrieb. DEMAG-Nachrichten 1950,
45-47.
8.5. Fauser, H.: Die Kennlinien von Druckluftlokomotiven. Gluckauf 95, 743-757 (1959).
8.6. Riedler, A.: Die Honigmannsche Dampflokomotive mit feuerlosem Natronkessel.
ZVDI27, 729-750 (1883).
8.7. Gutermuth, M. F.: Versuche an einer Personenzuglokomotive mit Honigmannschem
Natronkessel. ZVDI 28, 533-537 (1884).
8.8. Meineke, F., Rohrs, F.: Die Dampflokomotive. Berlin-Gottingen-Heidelberg: Springer.
1949.
8.9. Gilli, P. R.: Die Hochstdruckdampf-SpeicherlokomotiYe im Gaswerk Leopoldau. Gas/
Wasser/Warme 2S 63-74 (1948).

Литература 267
8 10. Giesl-Cieslingen, A.:, ttber die Wanl der wirtschaftlichsten Lokomotivbauart im Ver-
schiebe- und Zubringerdienst unter besonderer Beriicksichtigung der Gilli-Hochdruck-
Speicherlokomotive. (Essen, February 11,1954.) (Heft No. 31.) Essen: Wiss. Verein fur.
Verkehrsweseh e. V. 1954.
$.11. Giesl-Gieslingen, A.: Die Hochdruck-Dampfspeicherlokomotive (Gilli-Lokomotivey
Lok-Magazin (Stuttgart) U8/IJI, 32-41 (1983).
8.12. SGP-Handbook. Wien: SGP (undated). .
8.13. Stockklausner, J.: Die Wiener Lokomotivfabrik Floridsdorf. Freiburg: Eisenbahnkurier-
Verlag. 1982.
8.14. "Gillf-Lokomotive. Company Brochure, Wiener Lokomotivfabriks AG, Wien, 1940.
8.15. Edmondson, W. В.: Should We Solarize the Railroads?'Solar Energy Digest 9,2-3 (1977).
8.16. Wollinger, A.: Der Fahrschrauber. Wochenpresse Nr. 46,12. November 1980.
8.17. Dunn, H. S., Wojciechowski, P. H.: High-pressure Hydraulic Hybrid with Regenerative
Braking. 7th Intersociety Energy Conversion Engineering "Conference (1972), Paper
729145,989-995.
8.18. Isshiki, N., et al.: Development of CDE (Concentration Difference Energy) System and
Engine. 14th Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (1979), Paper
799430,1998-2003.
8.19. Balkan, S.: Warmespeicherantriebe fur einen schadstofffreien Fahrzeugbetrieb, ZVDI
777,422-429(1975).
8.20. Holland, M. В.: The Stirling Engine-Power Plant of the Future? CME1979, 60-61.
8.21. Waters, E. D., et al.: The Thermal Energy Storage System for a Stirling Engine Powered
Highway Vehicle, 14th Intersociety Energy Conversion Engineering Conference (1979),
Paper 799098,475-480.
8 22. Farahat, M. M.: Thermal Energy Storage Applications for Highway Vehicles with Stirling
Engines, [1.4], 243-263.
8.23. Anon.: Has the Ideal Mid-temperature Thermal Storage Material Been Found? Solar
Energy Digest 18,2-3 (1982).
Литература основного списка, имеющаяся на русском языке
2.1. Бэр Г. Техническая термодинамика. — М.: Мир, 1977.
6.4. Хаузен X. Теплопередача при противотоке, прямотоке и перекрестном
токе. — М.: Энергоиздат, 1981.
6.22. Комаров В. Н. Теплоэнергетика, 21, 41—46 (1974),
7.28. Сапожников Ф. В. Теплоэнергетика, 27, 5—8 (1980),

Предметный указатель
Абсолютный минимум ПГСЭ 27
Аккумулирование долговременное 171
— кратковременное 171
— на основе теплоты фазового перехода
59 , 105
— низкотемпературное 171
— полупрямое 37
— посредством сжатого газа 66
— сжатого воздуха в соляных полостях
130
— со скользящим давлением 39
— теплоты плавления 59
— термодинамическое прямое 105
— энергии тепловое 13 , 28 , 45 , 153 , 171
■ буферное 171 , 172 , 173 , 181
■ на основе теплоты фазового
перехода 77
» пара 31
■ с отдельным преобразователем
171
переменным давлением 31
• тепловым насосом 171 , 171—183
■ сорбционное 71
типы систем 52
■ уравнения 41 , 42
Аккумулирующая среда 11 , 54
— установка 25
■ автономная 110
вытеснительная 33
— — — с использованием горячей
воды 131
Аккумулирующие сосуды 11
вертикальные 117
внутреннее устройство 123 , 126
■ вытеснительные 100 , 166—170
форма 117—123
Аккумулятор буферный 114 , 182
— в энергосистеме 10
— верхний 88 , 93
— гибридный 181
— гидравлический 12
— «мокрый» 247
— нижний 88 , 93
— после счетчика 10
— сухой 247
— типы 53
— холода 184
— центральный 10 , 11
— электрический 11
■— электромагнитный 11
Базисная нагрузка 9
оптимальная доля 23—28
— энергетическая установка 16 , 25 , 27
Баланс масс 41
— объемов 41
Бестопочный локомотив 30
Гидроаккумулирование 13
Годовая стоимость производства энергии
27
оптимум абсолютный 27
относительный 27
Емкость аккумулятора 11 , 50 , 59
относительная 27
Зарядка 15
— максимальная относительная 20
— мощность 11
ограничения 105
— потери 81
— трубопроводы 12
Избыточная энергия 77
Источник первичной энергии 9 , 10
Капитальные затраты 11
Классификация систем 86
КПД теплового аккумулирования 79
Локомотив 25—29 , 249—255
— бестопочный 30
— на сжатом воздухе 25 , 249
— с аккумулированием пара 250
термохимическим 25
Максимальная мгновенная потребляемая
мощность 172
Маневренность 11
Масса аккумулирующей среды 37
Насадка 154
— гравийная 156
— расположение сотовое 154 , 155
шахматное 154 , 155
Оптимизация 16
— использования материала сосуда
давления 117—121
— площади поверхности сосуда давления
119 , 121
— энергосистем с несколькими
преобразователями энергии 16
• одним преобразователем
энергии 14

Предметный указатель 269
Относительная мощность установки 28
Относительный оптимум 27 , 28
Переходная температурная зона
расширения 56
Пиковая нагрузка 16
— энергетическая установка 9 , 11 , 26
Плотность аккумулирования энергии 71 ,
77
Подземные резервуары давления 129
Подсистема преобразования энергии 10
Полная годовая стоимость производства
энергии 27
— эффективность 95
Потери на дросселирование 105
• смешение 182
— при зарядке и разрядке 81
— хранения 79
•- эксергетические при дросселировании
83
Потребитель тепла 10
Районное отопление 39 , 149—151 , 186—199 ,
204
Разрядка 13 , 15 , 37
— адиабатическая 67 , 69
~- изотермическая 68
— ограничение мощности 105 , 106
— потери 81
Регулирование и распределение
нагрузки 109
Системы аккумулирования
безнасосные 87—97
насосные 86
— распределения тепла 12
Солнечная отопительная установка 16
— паровая установка
— двухконтурная 241
» с аккумулятором насыщенного
пара 241
— косвенным тепловым
аккумулированием 240
*- одноконтурная с прямым
аккумулированием 235
Солнечные газовые турбины 243
цикла замкнутого 243
— открытого 243
Солнечный бассейн 178
— обогрев 171 , 176
Стоимость аккумулирования годовая 11 ,
12 , 16 , 17
зависящая от емкости 3 , 12 , 13
мощности зарядки 3 , 12
разрядки 11 , 12
фиксированная 12
Сосуды давления 138
— — предварительно напряженные
бетонные 139—142
чугунные 142—146
Срезание пиков 9
Струйный насос 161
Суточная нагрузка 17
Суточный и годовой графики 176
солнечной радиации 176
Тепловая нагрузка 16
Тепловое аккумулирование энергии см .
Аккумулирование энергии тепловое
с расширением 46
твердотельное 154
Тепловой насос 171 , 181
абсорбционный 153—155
Теплообменная среда 37
Термодинамические ограничения 106
Турбины с двойным впуском 242
Удельная внутренняя энергия 46
Удельные капитальные затраты 13
Удельный расход материала 118
Установленная мощность 17 , 26
Утилизация энергии торможения 254
Частота включений котла 172
Эксергетические потери 83
Эксергия аккумулятора 51 , 52
— отрицательная 88
— плотность 45 , 70 . 78
— удельная массовая 246
— эффективность 78 , 80
Электрический обогрев 175
Электромобиль 255 , 256 , 258
Энергетические потери 102
Эффективная емкость аккумулирования
172
Эффективность аккумулирования 170—172
— преобразования энергии 171

Оглавление
Предисловие к русскому изданию 5
Предисловие 8
1. Введение 9
1.1. Цель аккумулирования энергии 9
1.2. Параметры экономичности установок аккумулирования энергии 11
1.3. Оптимизация 14
1.4. Обзор практики теплового аккумулирования энергии ... 28
2. Основные положения 35
2.1. Обозначения и классификация 35
2.2. Тепловое аккумулирование энергии в насыщенных жидкостях . . 38
2.3. Тепловое аккумулирование с использованием недогретых
жидкостей под давлением .... .... 49
2.4. Аккумулирование тепла твердыми телами путем увеличения их
внутренней энергии ... 56
2.5. Аккумулирование посредством использования теплоты фазового
перехода 58
2.6. Аккумулирование посредством сжатого газа 66
2.7. Другие системы теплового аккумулирования энергии 70
2.8. Сравнение характеристик энергетической емкости различных
аккумуляторов 76
2.9. КПД теплового аккумулирования 79
8. Системы аккумулирования . 86
3.1. Системы аккумулирования для энергетических установок ... 86
3.2. Эффективность аккумулирования . . 95
3.3. Ограничения мощности зарядки и разрядки 105
3.4. Регулирование и распределение нагрузки в энергоаккумулирую-
щих установках 108
4. Аккумулирующие сосуды . 116
4.1. Форма сосуда 117
4.2. Внутренние устройства 123
4.3. Сварные сосуды давления 128
4.4. Подземные резервуары давления 129
4.5. Предварительно напряженные сосуды давления 137
4.6. Сосуды, работающие под атмосферным давлением 146
Б. Тепловое аккумулирование в промышленности 152
5.1. Общие соображения 152
5.2. Твердотельное аккумулирование 154

Оглавление 271
5.3. Аккумулирование с использованием горячей воды . . . , , , 162
5.4. Заключение 170
6. Тепловое аккумулирование для обогрева и охлаждения помещений 171
6.1. Общие соображения 171
6.2. Отопительные котлы 172
6.3. Электрический обогрев 175
6.4. Солнечный обогрев 176
6.5. Тепловые насосы . 181
6.6. Централизованное отопление районов 186
6.7. Крупные сезонные тепловые аккумуляторы энергии 199
6.8. Заключение 201
7. Энергетические установки с теплогым аккумулированием .... 202
7.1. Общие соображения 202
7.2. Паровой насосный аккумулятор 203
7.3. Аккумулирование в газотурбинных энергетических установках 204
7.4. Тепловое аккумулирование в теплоэнергетических установках,
работающих на угле 215
7.5. Тепловое аккумулирование на атомных электростанциях . . . 227
7.6. Тепловое аккумулирование в солнечных энергетических
установках 233
7.7. Заключение 244
8. Тепловое аккумулирование энергии в транспортных средствах . . 245
8.1. Общие соображения 245
8.2. Воздушные и водные транспортные средства 246
8.3. Железнодорожные локомотивы 248
8.4. Дорожные транспортные средства 254
8.5. Заключение 258
Литература 259
Предметный указатель 268

Монография
Георг Бекман, Пауль В Гилли
ТЕПЛОВОЕ АККУМУЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГИИ
Зав редакцией акад В. С Авдуевский
Зам. зав. редакцией В. И. Пропой
Ст. научный редактор Ю. Б. Воронов
Мл. научный редактор Л А Цветкова
Художник С. А Бычков
Художественный редактор Н М Иванов
Технический редактор Е. В. Алехина
Корректор Н. Н Яковлева
ИБ № 5833
Сдано в набор 25.11.86. Подписано к печати 27.04.87. Формат 60X90'/i6-
Бумага типографская № 1. Печать высокая. Гарнитура литературная.
Объем 8,5. бум. л. Усл. печ. л. 17,00. Усл. кр.-отт. 17,25. Уч.-изд. л. 16,40.
Изд. № 7/4565 Тираж 3600 экз. Зак. 414. Цена 2 р. 50 к.
ИЗДАТЕЛЬСТВО «МИР»
129820, ГСП, Москва, И-110, 1-Й Рижский пер., 2
Ленинградская типография № 2 головное предприятие ордена
Трудового Красного Знамени Ленинградского объединения «Техническая
книга» им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Государственном
комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной
торговли. 198032, г. Ленинград, Л-52, Измайловский проспект, 29.