9. Тепловое аккумулирование энергии

Энергетический баланс теплового аккумулятора

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.

На рисунке 48 показан процесс теплового аккумулирования с использованием сосуда–аккумулятора. Баланс энергии для этого процесса в общем виде можно записать

E_вх−E_вых=E_ак, (72)

где: Е_т – подведенная энергия,

E_вых – отведенная энергия,

E_ак – аккумулированная энергия.

Рисунок. 48 Энергетический баланс аккумулятора.

Применяя первый закон термодинамики для подведенной и отведенной энергии к этой открытой системе, получим основное уравнение аккумулирования энергии для открытых систем в дифференциальной форме:

(73)

где: m_ак – масса аккумулирующей среды;

u – внутренняя энергия (отсчитываемая от произвольного нулевого уровня);

p – давление;

v – удельный объем;

g – ускорение силы тяжести;

H – высота (отсчитываемая от произвольного нулевого уровня);

gH – удельная потенциальная энергия;

c – скорость течения;

– удельная кинетическая энергия;

dQ – тепло, подведенное к системе;

dW – работа системы, не зависящая от переноса массы (например, при движении стенок системы, электрическая энергия, энергия вала двигателя).

Исследование общего уравнения (73) 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.

Если накопление и кинетической, и потенциальной энергии исключено (c_ак =0, H = 0) и если, кроме того, члены уравнения (73), соответствующие кинетической и потенциальной энергиям подводимой и отводимой масс, пренебрежимо малы, а работа ограничена движением поверхностей, ограничивающих систему, т. е. если

dW = p_акdV_ак, (74)

где: V_ак – объем аккумулятора;

p_ак – давление в аккумуляторе, то уравнение (73) преобразуется к виду, справедливому для аккумулятора тепла:

. (75)

Используя определение энтальпии, имеем

h = u + pν, (75 а)

и, следовательно, энергетический баланс (72) принимает вид

. (76)

Соответственно баланс массы запишется как

dm_вх − dm_вых = dm_ак. (77)

Процессы зарядки и разрядки описываются в общем виде уравнениями (74) или (76) и (77). В простых случаях возможно аналитическое решение. В других, более сложных случаях могут быть получены численные решения (в особенности это относится к процессу разрядки).

Паротурбинные СЭС

В 70-е годы ХХ века Советским Союзом в Крыму и Соединенными Штатами в Калифорнии построены паротурбинные СЭС, устройство которых схематически показано на рисунке 49 На башне 2 установлен котел 3, на котором фокусируется солнечное излучение, собираемое с нескольких гектаров земной поверхности зеркалами-гелиостатами. Гелиостаты 1 отслеживают движение Солнца по небосводу. Зеркала каждого гелиостата площадью в несколько квадратных метров направляют солнечные лучи на стенки теплообменника котлоагрегата, в котором вырабатывается пар с температурой до 510 °С. По паропроводу 5 пар направляется в машинный зал, где электроэнергия производится в традиционном паротурбинном цикле. Установка имеет накопитель теплоты 4 – емкость объемом в несколько тысяч м³, заполненную щебнем, который нагревается «острым» паром в часы максимума интенсивности солнечного излучения и отдает теплоту после захода Солнца. Общее количество теплоты, воспринятой парогенератором СЭУ, составляет

Q = η_и n F I, Вт (78)

где η_и – коэффициент эффективности использования солнечного излучения (изменяется в пределах 0,35…0,5),

n – количество гелиостатов,

F – площадь зеркал одного гелиостата, м²,

I – интенсивность солнечного излучения, Вт/м².

Р абота килограмма пара в паротурбинной установке в цикле Ренкина равна

l = h₁ – h₂ , кДж/кг

термический КПД

η_t = (h₁ – h₂)/(h₁ – h_к ), (79)

где h₁ – энтальпия острого пара,

h₂ – энтальпия отработавшего в турбине пара (определяются по h–s диаграмме водяного пара),

h_к – энтальпия конденсата (определяется по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара).

Т

Рисунок 3.2. Схема СЭС:

Рисунок 49 1 – гелиостаты; 2 – башня; 3 – солнечный котел; 4 – теплоаккумулятор; 5 – трубопровод острого пара; 6 – трубопровод питательной воды

еоретическая мощность паротурбинной СЭУ составит ,

Nпт = η t η_0i η_э Q , Вт, (80)

где η_0i – относительный внутренний КПД турбины,

η_э – КПД электрогенератора (в пределах 0,92…0,96).

Реальная мощность СЭС меньше теоретической вследствие затрат энергии на собственные нужды (привод наосов и т.д.). Для паротурбинных СЭС характерны высокие капитальные затраты, главным образом из-за высокой стоимости автоматизированных зеркал-гелиостатов. Стоимость 1 киловатта установленной мощности на башенной СЭС «Солар – 1», как и Крымской СЭС, более чем в 10 раз превышает характерную для традиционных установок. Экономичнее оказалось другое техническое решение, реализованное в США в 1985 году. Вместо дорогих стеклянных зеркал – гелиостатов здесь используется пленка с металлическим напылением, натянутая на обручи диаметром 1,5 метра. Создавая под пленкой вакуум, придают ей параболическую форму. Эти вогнутые зеркала фокусирую т солнечное излучение на трубы, в которых нагревается и испаряется питательная вода паротурбинной установки. Таким образом, этой СЭС башня с баком-парогенератором не нужна. Стоимость одного киловатта установленной мощности снижена по сравнению с «Солар-1» в 4 раза, себестоимость киловатт-часа произведенной энергии приблизилась к характерной для угольных станций.

На СЭС «Альмерия» (Испания) в качестве теплоносителя первого контура парогенератора на вершине солнечной башни используется жидкий натрий, во втором контуре – обычная вода. В варианте СЭС, разработанном в Германии, солнечные лучи нагревают до 800 °С сжатый воздух, который приводит в действие газовую турбину. Теплота отработавшего в газотурбинной установке воздуха затем используется в паротурбинном цикле. В итоге повышается КПД использования теплоты солнечных лучей.

Ряд паротурбинных СЭС различной мощности построен во Франции и в Италии. Разрабатываются проекты СЭС с замкнутыми газотурбинными установками, в которых рабочим телом является гелий. Параметры гелиевого теплоносителя перед турбиной: температура около 600 °С, давление 0,8 Па; проектный КПД установок – около 25%.

Конструктивно солнечные электростанции бывают двух типов: башенные и модульные. В первом случае имеется центральный приемник солнечных лучей внешнего или внутреннего облучения, устанавливаемый на специальной башне и воспринимающий сконцентрированные солнечные лучи, направляемые на него системой гелиостатов, располагаемых под башней и автоматически поворачивающихся вслед за Солнцем. Каждый такой гелиостат содержит сотни, а иногда и тысячи специально ориентированных зеркал, направляющих падающие на них солнечные лучи на поверхность центрального приемника. Гелиостаты устанавливаются с северной стороны башни или вокруг нее.

У центральных приемников внешнего облучения тепловоспринимающие панели расположены на наружной цилиндрической поверхности и полученное здесь тепло идет на выработку и перегрев пара, циркулирующего по трубкам вакуумных коллекторов. В приемниках полостного типа концентрированные лучи направляются внутрь теплоизолированного цилиндрического пространства, образованного трубами с селективной поверхностью, из которых и выполняются испарительная секция, пароперегреватель и экономайзер.

На рисунке 50 приведена принципиальная схема СЭС башенного типа с центральным теплоприемником внешнего облучения. Большая часть пара, вырабатываемого в центральном приемнике, заменяющем собой паровой котел, направляется в многоступенчатую турбину, а избыток его – в систему аккумулирования. Здесь он через специальный теплообменник отдает свое тепло теплоаккумулирующему телу (гравий с песком и минеральное масло). Образовавшийся конденсат через расширительный бак попадает в деаэратор, а оттуда насосом подается снова в центральный приемник. При номинальной мощности 10 МВт тепловой аккумулятор такой станции содержит 4 тыс. т гравия и песка и 900 тыс. л термостойкого масла. Отработанный пар из промежуточных ступеней турбины направляется в экономайзеры, где нагревает эту питательную воду. В ночное время в работу включается парогенератор системы аккумулирования и тогда конденсат из конденсатора и экономайзеров направляется для питания этого парогенератора.

Рисунок 50 Принципиальная тепловая схема СЭС с центральным приемником внешнего облучения:

1 – гелиостат; 2 – центральный приемник; 3 – башня; 4 – охладитель пара, подаваемого на зарядку системы аккумулирования; 5 – промежуточный нагреватель теплоаккумулятора; 6 – расширительный бак; 7 – тепловой аккумулятор; 8 – рекуперативные водоподогреватели; 9 – парогенератор системы аккумулирования тепла; 10 – деаэратор; 11 – многоступенчатая паровая турбина; 12 – электрогенератор; 13 – конденсатор

Одной из отличительных особенностей СЭС является обязательное применение аккумуляторов тепловой или электрической энергии, что обеспечивает непрерывное функционирование станции в ночное время или в непогоду.

Солнечные электростанции модульного типа состоят из большого числа включаемых параллельно или последовательно однотипных модулей, представляющих собой концентраторы параболоцилиндрической формы, в трубках которых испаряется и перегревается рабочее тело, а образующийся пар направляется затем в турбину. У таких СЭС система автоматического слежения за положением

Солнца более простая, они компактнее, чем башенные СЭС. Такие станции могут обеспечивать мощности до 10 МВт.

Аккумулирующая и теплообменная среды.

а) Прямое аккумулирование: аккумулирующей и теплообменной является одна и та же среда. Аккумулирующая среда может быть твердой, жидкой, газообразной или двухфазной (жидкость плюс газ).

б) Косвенное аккумулирование: энергия аккумулируется только посредством теплообмена (например, теплопроводностью через стенки резервуара) либо в результате массообмена 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).

в) Полупрямое аккумулирование: процесс протекает как в случае б), за исключением того, что аккумулирующая емкость теплообменной среды играет более важную роль (например, аккумулирование горячей нефти с твер дой насадкой).

г) Сорбционное аккумулирование: в этом случае используется способность некоторых аккумулирующих сред абсорбировать газы с выделением тепла (и поглощением тепла при десорбции газа). Передача энергии может происходить непосредственно в форме тепла или с помощью газа,

Масса аккумулирующей среды.

а) Постоянная масса (dm_ак = 0): обычно это случай косвенного аккумулирования. Однако может иметь место и прямое аккумулирование, если перемещаемая часть массы после охлаждения (при разрядке) или нагрева (при зарядке) полностью возвращается в аккумулятор (вытеснительное аккумулирование).

б) Переменная масса (dm_ак ≠ 0): это всегда случай прямого аккумулирования.

Объем аккумулятора.

а) Постоянный объем (dVа_к = 0): этот случай соответствует аккумулированию в закрытых (или с малым изменением объема) резервуарах.

б) Переменный объем (dV_ак ≠ 0): этот случай соответствует аккумулированию при атмосферном давлении или со специальным компрессионным оборудованием.

Давление в аккумуляторе.

а) Постоянное давление (dp_ак = 0).

б) Переменное (скользящее) давление (dp_ак ≠ 0).

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.

Основные варианты систем аккумулирования для энергетических установок показаны на рисунке 51. В основу классификации положено деление на безнасосные и насосные системы аккумулирования энергии.

Рисунок 51 Основные варианты систем теплового аккумулирования для энергоустановок: I – безнасосные системы аккумулирования; II – насосные системы аккумулирования; 1 – первичная энергия; 2 – преобразование энергии; 3 –механическая энергия; 4 – электрическая энергия.

Безнасосные системы аккумулирования получают энергию для зарядки из теплового цикла энергетической установки. В верхней части рисунка 51 показаны четыре безнасосные системы аккумулирования:

a) система аккумулирования энергии посредством сжатых газов, в частности, для газотурбинных циклов;

b) система аккумулирования с регенеративным подогревом питатель ной воды паровых циклов;

c) система аккумулирования тепла первичного цикла для тепловых энергетических установок с раздельными теплообменным и рабочим циклами (аналогично тому, как это делается в солнечных теплоэнергетических установках);

d, e) 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 пико вой нагрузки).

Кроме того, следует отличать аккумулирование с постоянными параметрами, при котором аккумулирующая среда отбирается из процесса и вводится в него из аккумулятора в одной 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 рисунка 51 показаны насосные системы аккумулирования:

f) 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 (h) 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. Плотность запасаемой эксергии таких систем с «отрицательной эксергией» может быть весьма высока (в пределе бесконечна при 0 °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.

Тепловое аккумулирование для солнечного обогрева и охлаждения помещений

Типичная схема активной системы с тепловым аккумулированием энергии для получения горячей воды (рисунок 52) 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.

Рисунок. 52 Схема получения горячей воды для бытовых нужд с использованием солнечной энергии: 1 – солнечные коллекторы; 2 – первичный цикл (антифриз); 3 – циркуляционный насос; 4 – аккумулирующий бак; 5 – солнечный теплообменник; 6 – подача холодной воды; 7 – дополнительный нагреватель; 8 – линия подачи.

Выбор соотношения между размерами солнечного коллектора и аккумулятора для кратковременного (горячая бытовая вода) и долговременного (обогрев) аккумулирования – интересная оптимизационная задача. Общий оптимум получается, когда оптимальны характеристики как коллектора, так и аккумулятора. 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.

Солнечный бассейн, где коллектор и аккумулятор совмещены, является частным случаем аккумулирования с использованием горячего теплоносителя (рис. 5.4.2). 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 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.

Рисунок. 53 Схема солнечного бассейна с градиентом концентрации соли: 1 –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.

Были предложены и разработаны системы аккумулирования на основе использования теплоты фазового перехода для зарядки и разрядки воздухом (рисунок 54) или водой (рисунок 55). На рисунке 56 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 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.

Рисунок 54 Блок солнечных энергоаккумулирующих стержней с 2400 кг СаСl₂^·6H₂O (T_ф=27,2 °С) в полиэтиленовых цилиндрах для отопления квартиры.

Рисунок 55 Агрегат CALMAC для аккумулирования теплоты фазового перехода на Na₂S₂O₃-5H₂O или MgCl₂-6H₂O: 1 – съемная крышка; 2 – двигатель для перемешивания; 3 – вход воды; 4 – гидрат соли; 5 – пластиковый теплообменник; 6 – бак; 7 – выход воды.

Рисунок 56 Теплообменник с оребренными кольцевыми каналами для аккумулирования энергии с использованием теплоты фазового перехода: 1 – элемент теплообменного блока: 2 – термоаккумулирующее вещество; 3 – продольное ребро; 4 – горячий теплоноситель; 5 – резервуар (кожух); 5 – холодный теплоноситель для разрядки.

Коллекторы солнечного тепла 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.

Аккумуляторы тепловой энергии гелиоустановок

Суточная периодичность поступления солнечной радиации заставляет искать способы аккумулирования полученного от Солнца тепла с тем, чтобы использовать это тепло потом в соответствии с графиком потребления для бытовых и производственных целей. Например, максимум солнечной радиации приходится на полдень, а потребность в горячей воде и электроэнергии достигает максимума в вечерние часы. Также не соответствуют и сезонные возможности и потребности. Летом, когда солнечное излучение наибольшее, необходимость в отоплении отсутствует, а зимой – все наоборот. Поэтому избыток поступающего тепла стараются аккумулировать, чтобы при недостаточном поступлении его от Солнца пополнять тепловой поток за счет запасенного тепла. В качестве аккумуляторов тепла применяются регенеративные теплообменники, которые работают всегда в циклическом режиме, чередуя нагрев промежуточного теплоносителя (а значит, и некоторый запас тепла) с его последующим охлаждением и отдачей аккумулированного тепла.

В зависимости от продолжительности рабочего цикла различают часовые, суточные и сезонные аккумуляторы теплоты. Различаются они и по температурному диапазону: в системах воздушного отопления температура аккумулятора примерно 30 °С, в системах горячего водоснабжения 45…60 °С, в системах водяного отопления – до 90 °С, а на гелиоэлектростанциях она может достигать и 150 °С.

По принципу действия тепловые аккумуляторы делятся на два класса. В первом из них накопление теплоты происходит только за счет нагревания теплоаккумулирующего материала без изменения его агрегатного состояния. Более эффективными являются устройства, в которых тепло в основном расходуется на плавление твердого теплоаккумулирующего материала, т.е. на осуществление фазового перехода первого рода. В случае необходимости это тепло забирается потом промежуточным теплоносителем в процессе его выделения при затвердевании расплава.

На рис. 2.5 приведены схемы типичных тепловых аккумуляторов. На схеме а показана конструкция, в которой в качестве аккумулирующего теплоносителя используется вода из контура потребления тепловой энергии. Основу конструкции составляет теплоизолированный бак с горячей водой, внутри которого расположен рекуперативный трубчатый теплообменник. Внутри трубок циркулирует горячий теплоноситель из коллекторов солнечного излучения. Бак соединен трубами с потребителем тепловой энергии (ПТЭ). Достоинством такой схемы является полное разделение потоков теплоносителей и поэтому она удобна для систем горячего водоснабжения. Движение теплоносителей может быть как естественным, за счет разности плотностей нагретых и холодных слоев теплоносителя, так и принудительным, под действием циркуляционных насосов.

Для повышения интенсивности теплоотдачи высота бака h обычно делается гораздо больше его диаметра d: h/d = 3…5. По высоте бака устанавливаются одна или две перфорированные перегородки, обеспечивающие расслоение воды: внизу сосредотачиваются более холодные объемы, вверху – более нагретые (это называется стратификацией теплоносителя). В результате к потребителю идет более нагретая вода, в к солнечным коллекторам – с наименьшей температурой.

В системах воздушного или водяного отопления, когда допускается смешивание потоков теплоносителей, могут применяться аккумуляторы с твердым теплоаккумулирующим материалом (рисунок. 57 б). В качестве насыпки используется дробленный камень или галька. В процессе зарядки через насыпку пропускается воздух, нагретый в солнечном коллекторе. Когда температура насыпки достигнет температуры этого воздуха, продувка прекращается. Для передачи аккумулированного тепла через нагретый слой прокачивается холодный воздух, направляемый затем потребителю.

На рисунке 2.5 в показано устройство аккумулятора второго типа. Здесь бак заполнен легкоплавким веществом, которое перед началом зарядки находится в твердом состоянии. При подводе тепла через рекуперативный теплообменник от солнечного коллектора это вещество сначала нагревается до температуры плавления, затем плавится, а после этого уже расплав нагревается до некоторой конечной температуры t_кон, при которой и сохраняется запасенное тепло. В период потребления тепла по другому теплообменнику пропускается холодный теплоноситель от потребителя тепла. Нагретое вещество сначала охлаждается до температуры плавления, а затем затвердевает, отдавая свое тепло этому теплоносителю (при этом в процессе затвердевания температура в баке остается сравнительно высокой и практически постоянной).

К аккумуляторам теплоты следует отнести и так называемые солнечные пруды. Солнечный пруд заполняется высококонцентрированным водным раствором соли и работает одновременно и как коллектор солнечного излучения, и как тепловой аккумулятор. Солнечные лучи проходят через толщу солевого раствора и поглощаются специально зачерненным днищем бассейна. От днища нагревается прилегающий к нему слой раствора, в результате растворимость соли в нем увеличивается, увеличивается и плотность этого слоя. Теплопроводность раствора невелика, и чем дальше от дна, тем меньше температура и плотность раствора. Так что теплопотери с поверхности пруда, где собирается почти пресная вода, оказываются незначительными, а разогрев раствора около днища может доходить до 70…100 °С. Именно в этих слоях и располагают специальный теплообменник, через который циркулирует теплоноситель, направляемый к потребителю тепловой энергии.

Рисунок. 57 Схемы аккумуляторов тепловой энергии:

1 – бак; 2 – тепловая изоляция; 3 – перфорированная перегородка; 4 – змеевик; 5 – галька; 6 – тепловоспринимающий змеевик; 7 – теплоаккумулирующее вещество; 8 – теплоотдающий змеевик.

Для инженерных расчетов важнейшими характеристиками аккумулятора являются его энергоемкость и продолжительность нагрева до рабочей температуры. Энергоемкостью называют количество тепла Q, которое аккумулируется массой m теплоаккумулирующего материала при нагревании его от температуры t₁ до температуры t₂:

(81)

Величину Q/V, где V – объем аккумулятора, называют удельной энергоемкостью:

(82)

Продолжительность зарядки τ_з зависит от интенсивности подвода солнечной энергии и характеристик КСЭ, типа аккумулятора, массы теплоаккумулирующего материала. Для аппаратов без разделения теплоносителей этот параметр определится так

(83)

где q_л – плотность потока солнечного излучения, рассчитываемая в зависимости от широты местности и времени года; η_к, η_а, η_т – КПД, характеризующие тепловые потери в коллекторе, аккумуляторе и трубопроводах, соответственно.

Продолжительность зарядки аккумулятора с внутренним рекуперативным теплообменником в цепи КСЭ (рисунок 57 а) рассчитывается из предположения, что процесс разогрева проходит в регулярном режиме нестационарной теплопроводности и температура в баке изменяется по закону экспоненты. Тогда

(84)

где k_та – коэффициент теплопередачи теплообменника; F_та – поверхность теплообмена; t – средняя температура горячего теплоносителя,

В аккумуляторах второго типа (рисунок 57 с) энергоемкость Q определяется с учетом теплоты плавления r теплоаккумулирующего материала

(85)

где с_тв и с_ж – теплоемкости теплоаккумулирующего материала в твердой и жидкой фазах, соответственно; t_пл – температура плавления. Энергоемкость таких аккумуляторов в 5 – 10 раз выше, чем у таких же по объему аккумуляторов первого типа.

Длительность разрядки аккумулятора τ_раз определяется тепловой мощностью теплоиспользующей установки q_уст и ее теплопотерями:

(86)

где: η_ак, η_уст, η_тр – КПД, характеризующие теплопотери в аккумуляторе, самой установке и подводящих трубах, соответственно.