To TYLKO informatyka
advertisement
AKUMULATORY CIEPŁA Z PRZEMIANĄ FAZOWĄ CIAŁO STAŁECIECZ Autorzy: Janusz Lichota, Kazimierz Wójs, Piotr Podkomorzy ("Rynek Energii" - kwiecień 2016) Słowa kluczowe: akumulatory ciepła, elektrociepłownia Streszczenie. W artykule omówiono różne rodzaje akumulacji ciepła oraz zaprezentowano ciekawsze wyniki ze zbudowanych układów akumulacji ciepła w przemianie fazowej ciało stałe - ciecz. Pokazano schemat termodynamiczny elektrowni THEMIS, podano podstawowe dane z analizy techniczno-ekonomicznej tej elektrowni. Omówiono również podstawowe dane techniczne akumulatora z przemianą fazową zlokalizowanego w Carboneras w Hiszpanii. 1. WSTĘP Na rynku akumulatorów ciepła stosowanych w elektrociepłowniach najbardziej rozpowszechnione są akumulatory wodne. Woda ma wiele zalet jako nośnik ciepła m.in. jest bezpieczna dla środowiska oraz można łatwo dostosować moc cieplną do zapotrzebowania. Powstaje pytanie, czy można znaleźć takie rozwiązanie akumulatora ciepła, które pozwoli na obniżenie nakładów inwestycyjnych oraz wzrost pojemności cieplnej w porównaniu do wody? Od strony badawczej od lat 80-tych XX wieku pojawiło się szereg ciekawych rozwiązań nie używających wody do akumulacji ciepła. Parametrem umożliwiającym łatwe porównanie różnych metod akumulacji ciepła jest gęstość ciepła w jednostce objętości. Definiuje ona miejsce omawianych w artykule akumulatorów ciepła z przemianą fazową ciało stałe – ciecz wśród różnych metod akumulacji. Generalnie widoczne są następujące główne tendencje badawcze: ciepło można zakumulować w przemianie fazowej, w procesie sorpcji na ciele stałym, w paliwie, w postaci przemiany chemicznej lub wewnątrz tlenków metali. Dotychczasowa ewolucja techniczna doprowadziła jak na razie do wyboru tylko dwóch z tych rozwiązań, z punktu widzenia rynku. Na rynku dostępne są akumulatory oparte o przemiany fazowe lub akumulatory adsorpcyjne wypełnione zeolitami lub silikażelami. Pozostałe technologie znajdują się w fazie badawczej. Pomimo teoretycznej możliwości osiągnięcia 500 kWh/m3 w przypadku zeolitów, w zrealizowanych instalacjach osiągnięto około 130 kWh/m3 [14] ze względu na niemożność wykorzystania pełnego zakresu od 0% do 100% nasycenia zeolitu wodą. Wykorzystywane jest około 30-40% tego zakresu. Zależy to m.in. od rodzaju źródła ciepła i rodzaju odbioru ciepła. Teoretyczna gęstość objętościowa ciepła w akumulatorze wypełnionym innym materiałem sorpcyjnym - silikażelem wynosi około 200 kWh/m3. 0.001 0.01 0.1 Gęstość ciepła, kWh/m3 1 10 100 Żwir-woda 30 Zasobniki wodne wysokotemperaturowe Sondy ziemne Zasobniki wykorzystujące warstwy wodonośne 10000 2500 2500 50 60 80 15 30 30 Woda dT=50 K Woda dT=20 K 1000 40 58.3 58.3 23.3 23.3 0.0032 0.0032 Paliwo - wodór gazowy, p = 1 bar Paliwo - wodór ciekły (-250 C) Paliwo - Wodór (gazowy, p=700 barów) Termochemiczny - Ca(OH)2 861.1 Termochemiczny - MgSO4*7H2O 777.8 Termochemiczny - SrBr2*6H2O 777.8 638.9 541.7 Termochemiczny - MgCl2/KCl/NaCl 541.7 222.2 Termochemiczny - FeCO3 222.2 722.2 Termochemiczny - Fe(OH)3 722.2 611.1 Termochemiczny - CaSO4*2H2O 611.1 388.9 Przemiana fazowa - A164 69.4 Przemiana fazowa - E117 55.6 Przemiany fazowe 69.4 55.6 200 120 Sorpcja 100 20 388.9 83.3 83.3 Przemiana fazowa - RT110 Paraffin Zasobniki ciepłej wody użytkowej 861.1 638.9 Termochemiczny - MgCL2*6H2O Zasobniki z materiałami stałymi 1305 1305 500 50 60 80 Rys. 1. Metody akumulacji ciepła i osiągane gęstości jego akumulacji. Skala logarytmiczna (opracowanie własne na podstawie m.in. [14] ) Podstawową zaletą akumulatorów ciepła z przemianą fazową ciało stałe-ciecz jest konstrukcja bezciśnieniowa oznaczająca niskie koszty zasobnika. W połączeniu ze względnie wysoką temperaturą wewnątrz zasobnika umożliwia to dołączenie obiegu parowego w celu wytwarzania energii elektrycznej. Materiały oparte o przemianę fazową ciało stałe – ciecz mogą być opisane pół-empiryczną zależnością Sizmanna z 1989 r. [7] opisującą zależność pomiędzy ciepłem przemiany fazowej Elatent oraz temperaturą przemiany fazowej Tm, K Elatent = 0.8...1.2 Tm , MJ/(m3K) gdzie: Elatent - ciepło przemiany fazowej, Tm - temperatura przemiany fazowej, K Zależność umożliwia łatwe porównanie pojemności cieplnej różnych związków chemicznych w funkcji temperatury dostępnej dla akumulatorów nisko-, średnio- i wysokotemperaturowych. Zależność zilustrowano na rysunku 2 określając jednocześnie rodzaj związku chemicznego mającego przejście fazowe I-rodzaju w funkcji temperatury. Im wyższa temperatura przemiany fazowej, tym większe ciepło przemiany fazowej. Wraz ze wzrostem temperatury należy również zmienić skład chemiczny materiału. 1300 1200 1100 Węglany Entalpia przemiany fazowej, MJ/m3 1000 Fluorki 900 Chlorki 800 Wodorotlenki 700 600 1. Eutektyki woda – sól 2. Klatraty 3. Hydraty soli 4. Parafiny 5. Kwasy tłuszczowe 6. Glikole polietylenowe Azota ny 3 500 400 Al kohole 300 2 1 200 100 Akumulator 4 5 nisko6 średnio- wysokotemperaturowy 0 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 Temperatura topnienia, C Rys. 2. Zależność pomiędzy entalpią przemiany fazowej a temperaturą przemiany dla różnych związków chemicznych (opracowanie własne na podstawie materiałów ZAE Bayern [7]) Akumulatory niskotemperaturowe mogą być realizowane w oparciu o eutektyki woda – sól, klatraty, hydraty soli, parafiny, kwasy tłuszczowe, glikole polietylenowe oraz alkohole. W akumulatorach średniotemperaturowych można zastosować alkohole, azotany i wodorotlenki. Akumulatory wysokotemperaturowe mogą być konstruowane z zastosowaniem wodorotlenków, węglanów, chlorków i fluorków. Akumulatory termochemiczne są w fazie badawczej. Obecnie następuje ich selekcja ze względu na techniczne możliwości opanowania odwracalnego procesu rozłożenia substancji C na składniki A i B. Odwracalność oznacza z reguły istnienie dwóch reakcji chemicznych masowo odpowiadających równaniu C=A+B. Reakcje zachodzą przy różnych temperaturach i ciśnieniach. Przykładem takiej przemiany jest Mg(OH)2(s) ↔ MgO(s)+H2O(g), ΔH = - 81,0 kJ mol-1 Endotermiczna dehydratacja Mg(OH)2 umożliwia ładowanie ciepłem. Z kolei dodanie wody do MgO powoduje reakcję egzotermiczną - rozładowanie cieplne akumulatora. Tlenek magnezu MgO pochłania parę wodną oddając ciepło przy temperaturze wynoszącej około 300 °C. Inne możliwe reakcje chemiczne obejmują następujące związki: MgCl+H2O, Li2SO4+H2O, MgSO4+H2O [15]. Niektóre z tych materiałów nie są technicznie stabilne w cyklu przemian. Przykładem jest sól magnezowa MgCl2*6H2O. Nie udało się uzyskać w laboratorium z powrotem połączenia chlorku magnezu MgCl z 6-cioma cząsteczkami wody. Akumulatory wodorowe wydają się atrakcyjną ideą ze względu na gęstość energii chemicznej w jednostce objętości. Wodór powoduje jednak szereg problemów. Można je podzielić na : pozyskanie wodoru i przechowywanie wodoru. Wodór jest ciekły tylko do około 23 K. W takim przypadku do uzyskania tej temperatury i/lub przechowywania jest wymagana instalacja kriogeniczna pochłaniająca wiele energii. Przechowywanie wodoru w formie gazowej wymaga ciśnień wynoszących około 700 barów przy dobrej gęstości energii 1305 kWh/m3 (nb. porównywalnej z mokrym drewnem). Istnieje również możliwość przechowywania wodoru w ciele stałym – podobne do łączenia cząstki wody z zeolitem. Wodór jest adsorbowany na ciele stałym np. tlenkach metali. Pozyskanie wodoru metodą bezpośredniego rozkładu termicznego wymaga temperatury wynoszącej około 2500 °C. Ponadto wiąże się z dużym zagrożeniem wybuchem ze względu na wytworzenie gazowej mieszaniny wybuchowej H2 i O2. Problemem jest również separacja składników gazowych termicznego rozkładu wody. Inną metodą jest cykl przemian kwasu siarkowego zachodzący przy temperaturze około 900 ºC. Kolejną jest reforming metanu parą wodną zachodzący w obecności katalizatora np. niklu przy temperaturze wynoszącej około 800 °C. Stąd jest to ciągle otwarty temat badawczy. 2. KONSTRUKCJE AKUMULATORÓW PCM Akumulator z materiałem PCM jest wynikiem wielokryterialnej optymalizacji i jest indywidualnie dostosowany do źródła ciepła. Przykładowy zestaw kryteriów wyboru materiału akumulującego ciepło wewnątrz akumulatora obejmuje zbiór warunków: ciepło przemiany fazowej materiału H powinno być możliwie największe, temperatura przemiany fazowej Tm powinna odpowiadać warunkom pracy elektrociepłowni, materiał powinien być niekorozyjny względem materiału konstrukcyjnego akumulatora lub korozja powinna być jak najmniejsza, materiał powinien cechować się możliwie dużym współczynnikiem przewodzenia ciepła, ze względu na wskaźniki opłacalności inwestycji cena materiału powinna być niska. W przypadku projektów komercyjnych można dodać jeszcze jedno kryterium : materiał musi być sprawdzony w praktyce. Według [3] w bazach danych właściwości chemicznych materiałów dostępnych jest około 150 000 pozycji. Co najmniej kilkaset materiałów ma dobrze opisane właściwości fizyczne i chemiczne dotyczące ciepła przemiany fazowej, temperatury przemiany fazowej, współczynnika przewodzenia ciepła [20]. Szybkość korozji materiału konstrukcyjnego przez materiał akumulujący ciepło można zbadać tylko laboratoryjnie. Są to badania obejmujące co najmniej 1000 h, więc tych informacji jest mniej i dotyczą głównie soli fluorowych stosowanych w elektrowniach atomowych [17, 5, 4]. Najostrzejszym kryterium, które redukuje ilość dostępnych substancji jest kryterium opłacalności inwestycji. Wybierane są rozwiązania wymagające najmniejszych nakładów inwestycyjnych. Tabela 1 pokazuje kilka zrealizowanych w praktyce układów akumulacji ciepła. Z przeglądu wynika, że na rynku zrealizowanych projektów dominuje azotan sodu NaNO3 oraz azotan potasu KNO3. Główną przyczyną jest ich niska cena. 2.1. Akumulator elektrowni THEMIS Elektrownia wykorzystującą akumulator wypełniony solą nosi nazwę THEMIS (franc. Thermo-Hélio-Electrique-Mégawatt) [22]. W akumulatorach wykorzystano mieszaninę płynnych soli 53%KNO3, 40% NaNO2 i 7% NaNO3 (wagowo). Zasada działania jest oparta o dwa akumulatory, pomiędzy którymi przetłaczana jest płynna sól. W jednym znajduje się gorąca sól (450 ºC), w drugim – schłodzona (250 ºC). W elektrowni słonecznej są dwa źródła ciepła: wieża koncentrująca promieniowanie słoneczne z heliostatów oraz dodatkowe źródło ciepła oparte o paliwo. Zasadę pracy opracowano w 1978 r. Fakt ten jest o tyle istotny, że jest to pierwszy znany przypadek przemysłowego wykorzystania soli NaNO3 i KNO3 jako materiału służącego do wytwarzania energii elektrycznej w procesie przemian energetycznych. Amerykańskie elektrownie SEGS powstały dopiero w 1984 r. Elektrownię uruchomiła firma EDF w 1982 r. w Pirenejach. Całkowity koszt budowy elektrowni wynosił około 400 mln franków francuskich (300 mln FRF bez podatków). Przyjmując ostatni kurs wymiany do euro (1 FRF=0.152 euro) daje to dzisiaj kwotę około 60 mln euro. Biorąc jeszcze pod uwagę średnioroczną sprawność elektrowni wynoszącą 16% oraz ilość wytwarzanej energii elektrycznej rocznie wynoszącą 3000 MWh widać, że w polskich warunkach taki typ elektrowni jest nieopłacalny. Prosty czas zwrotu nakładów wynosi 400 lat (=60 mln euro/ 0,6 mln zł) dla obecnej ceny energii elektrycznej równej 200 zł/MWh. Stwierdzenie o nieopłacalności nie dotyczy jednak samego akumulatora. 550 t soli po cenie 400 $/t daje dość małą kwotę 220 000 $. Elektrownia pracowała do 1983 r. Ponownie ją uruchomiono w 2004 r. Zasadę działania oraz schemat procesowy elektrowni pokazano na rys. 3. Tabela 1 Materiał akumulujący ciepło, rok uruchomienia instalacji, HTF – płyn transportujący ciepło, TES – materiał akumulujący ciepło, Tpracy – temperatury pracy Elektrownia THEMIS Targasonne/Francja/40 MWht/ 2.5MWe, 1983-86r. I od 2004 r., koncepcja 1978r. Solar Two Barstow/CA/USA/110 MWht Planta Solar Tres, 2002-2007r., 588 MWh (16 h) SSPS CESA I (PSA), 1983 r., 12 MWh SSPS CERS I (PSA), 1981 r., 2.7 MWh Andasol I-SENER/Cobra. Guadix, Hiszpania, 2008 r., 1010 MWh 1010 MWh/50MWe 880 MWh Andasol II- SENER/Cobra, Guadix, Hiszpania,2009 r. Extresol I - SENER/Cobra. Instalacja DLR/Almeria/Hiszpania SSPS LS3 (PSA), Hiszpania, 2004 r., 0.48 MWh PS10, Abengoa, Sevilla, Hiszpania, 15 MWh przez 15 minut PS20, Abengoa, Sevilla, Hiszpania, 20 MWh Użyty materiał do akumulacji ciepła HTF= stopione sole, TES =stopione sole (azotan potasu KNO3 – 53%, azotyn sodu NaNO2 – 40%, azotan sodu NaNO3 – 7%) Tpracy = 450-250 ºC, para świeża 50 barów/430 ºC TES=1.5 mln kg 60%NaNO3 oraz 40% KNO3, Tm=220 ºC HTR= stopione NaNO3/ KNO3, TES = stopione NaNO3/ KNO3 Tpracy = 565-288 ºC HTF= olej termiczny, TES =stopione sole (azotany) HTF= płynny sód, TES =sód HTF=para, 60%NaNO3 oraz 40% KNO3 Tpracy = 384-291 ºC Tpracy = 560-260 ºC Tpracy = 382-296 ºC HTF= para, TES =stopione sole HTF= olej termiczny, TES =stopione sole 14 ton NaNO3 HTF=olej termiczny, TES= beton HTF=para wodna, TES= para wodna-ceramika HTF=para wodna, TES= para wodna-ceramika Rys. 3. Schemat termodynamiczny elektrowni słonecznej THEMIS (rysunek własny na podstawie [22]) Układ składa się z trzech odseparowanych od siebie obiegów. Występuje obieg przejmujący moc 9 MWt z heliostatów, obieg akumulacji ciepła oraz obieg parowy wytwarzający energię elektryczną o mocy 2,5 MW. Pomocniczy kocioł olejowy ma kilka funkcji: topi sole w czasie rozruchu elektrowni, utrzymuje temperaturę soli powyżej 200 °C, aby uniknąć skrzepnięcia soli w przewodach, podgrzewa wodę uzupełniającą obieg parowy w czasie częściowego naładowania akumulatorów, topi sól w czasie przerw w dostawie ciepła i ogrzewa biurowiec. Pojedynczy akumulator ma objętość 80 m3 i pojemność cieplną wynoszącą 40 MWh. Podobną zasadę co w THEMIS zastosowano w elektrowni „Solar Two”. Do akumulacji zastosowano płynną sól eutektyczną (1.5 mln kg 60%NaNO3 oraz 40% KNO3). Elektrownia ta może generować moc 10 MW. Stopiona sól jest pompowana z zimnego akumulatora na wieżę skupiającą promieniowanie słoneczne, a następnie do gorącego akumulatora. Po wzroście obciążenia gorąca sól może być pompowana przez wytwornicę pary i zimny akumulator. 2.2 Akumulator w elektrowni Litoral Ten akumulator już wykorzystuje ciepło przemiany fazowej. Został on zbudowany po około 10-letnich badaniach przez DLR (Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt, Niemcy). Znajduje się w miejscowości Carboneras (Almeria, Hiszpania) przy elektrowni węglowej Litoral, której właścicielem jest Endesa. Akumulator pobiera ciepło słoneczne ze zwierciadeł parabolicznych oraz bloku węglowego i jest włączony w układ bloku węglowego. Rys. 4. Schemat działania akumulatora (rysunek własny na podstawie [9/10/11]) Akumulator jest podzielony na dwie części. Zadaniem pojedynczego akumulatora betonowego jest przejmowanie wahań temperatury poniżej i powyżej temperatury przejścia fazowego 306 ºC azotanu sodu NaNO3. Na schemacie pokazano dwa akumulatory betonowe 1 i 2 w celu łatwiejszego przekazania idei działania układu. Akumulator NaNO3 z kolei zmienia swoją temperaturę tylko w przedziale 290-320 ºC, tj. wokół przejścia fazowego wykorzystując kondensację pary wodnej. Akumulator betonowy „chroni” temperaturę przejścia fazowego w akumulatorze z przemianą fazową. Wewnątrz akumulatorów widoczne jest połączenie rur w układzie Tichelmanna. Jest to inna koncepcja w porównaniu do elektrowni SEGS lub THEMIS, w której sól jest cały czas płynna. Ponadto źródłem ciepła może być blok węglowy lub kolektor słoneczny. Układ akumulacji ciepła charakteryzują następujące liczby: pojemność cieplna - 0,72 MWh; masa azotanu sodu - 14 t; jednostkowa rzeczywista pojemność cieplna akumulatora NaNO3 - 84 kWh/m3 (teoretyczna – 112); objętość akumulatora betonowego - 20 m3; jednostkowa pojemność cieplna akumulatora betonowego – 25,6 kWh/m3; całkowita pojemność akumulatora betonowego 474 kWh. W czasie ładowania ciepłem akumulator betonowy 2 (wlot) przejmuje ciepło jawne pary obniżając jej temperaturę z 500 ºC do około 315 ºC. Akumulator NaNO3 przejmuje ciepło utajone przy temperaturze 306 ºC. Para o ciśnieniu 110...107 barów i temperaturze około 320 ºC kondensuje w ożebrowanych (aluminium) rurach stalowych wewnątrz akumulatora NaNO3. Akumulator betonowy 1 (wylot) przejmuje ciepło przegrzewu poniżej 306 ºC. Temperatura wrzenia NaNO3 wynosi 380 ºC, stąd m.in. wynika ochrona akumulatora NaNO3 przed zbyt wysoką temperaturą ładowania przy pomocy akumulatora betonowego. W czasie rozładowania kierunek przepływu wody i pary odwraca się. Woda najpierw przepływa przez akumulator betonowy 1 i odparowuje (lub nie po spadku temperatury akumulatora). Potem woda przepływa wewnątrz rur akumulatora NaNO3. Tam odparowuje uzyskując temperaturę 288..292 ºC. Wewnątrz rur akumulatora NaNO3 panuje niższe ciśnienie niż w czasie ładowania i wynosi 80 barów. Para mokra za akumulatorem NaNO3 wpływa do separatora pary i jest suszona. Kondensat recyrkuluje do akumulatora NaNO3. Para sucha jest przegrzewana wewnątrz akumulatora betonowego 2, dopływa do bloku i generuje energię elektryczną w turbinie. Możliwe są dwa sposoby pracy akumulatora: przy stałym ciśnieniu (zmienna moc cieplna, maksymalnie chwilowo wynosi 700 kW) i zmiennym ciśnieniu (stała moc cieplna). Zbudowana instalacja ma tylko jeden akumulator betonowy. Ze względu na wielofunkcyjność instalacji skonstruowano skomplikowany układ połączeń rurowych. Umożliwia on kilka trybów pracy. Poniżej przedstawiono własną analizę sposobu ładowania ciepłem akumulatora. Rys. 5. Schemat ładowania akumulatora ciepłem; (opracowanie własne na podstawie [9,10,11]), 1kolektory słoneczne, 2 – przewody umożliwiające odprowadzenie pary lub wody do bloku węglowego, 10 3 - Przejęcie ciepła przy temperaturze< 290 °C oraz 11 temperaturze> 320 °C, 4 - akumulator betonowy, 5 regulacja temperatury przed akumulatorem (schładzanie pary), 6 separator pary, 7 - akumulator PCM, 8 - wyrównanie ciśnienia do ciśnienia w bloku, 9 - para/woda, wylot; ładowanie/rozładowanie ciepła, powrót do bloku węglowego, 10 - para, wlot, ładowanie ciepła, zasilanie z bloku węglowego, 11 - zimna woda, wlot, rozładowanie ciepła 9 1 2 500 °C/110 barów 3 P1 4 5 Para o coraz niższej temperaturze 6 Woda 7 P2 8 290...320 °C/ 107 barów Para o temperaturze 500 ºC wpływa do akumulatora betonowego. Tam się schładza i przepływa do „zimnego” akumulatora PCM. Temperatura pary za akumulatorem PCM jest niższa niż 290 ºC, więc para jest zawracana do akumulatora betonowego. Akumulator betonowy pełni rolę akumulatora betonowego 1 ze schematu - przejmuje przyrost temperatury aż do temperatury przejścia fazowego w akumulatorze PCM. Powyżej temperatury 320 ºC akumulator betonowy przejmuje całe ciepło z bloku węglowego (przegrzew przy rozładowaniu). Ciepło nie jest już kierowane do akumulatora PCM i układ można bez uderzenia hydraulicznego przełączyć w pokazany poniżej. 6 1 500 °C/110 barów 7 P1 2 Para o coraz niższej temperaturze 3 Woda 5 8 290...320 °C/ 107 barów P2 Rys. 6. Schemat ładowania akumulatora ciepłem po wzroście temperatury wewnątrz akumulatora PCM powyżej 320 ºC; (opracowanie własne na podstawie [9,10,11]), 1- kolektory słoneczne, 2 – akumulator betonowy 3 - separator pary 4- wyrównanie ciśnienia do ciśnienia w bloku, 5 - akumulator PCM, 6 - para/woda, wylot; ładowanie/rozładowanie ciepła, powrót do bloku węglowego, 7 - para, wlot, ładowanie ciepła, zasilanie z bloku węglowego, 8 zimna woda, wlot, rozładowanie ciepła 4 Przebieg rozładowania pokazano na rys. 7, 8 i 9. Woda może popłynąć dwiema drogami – przez akumulator betonowy lub akumulator PCM. Oba strumienie łączą się dając temperaturę pary wynoszącą 290 ºC (80 barów). Jeżeli akumulator betonowy ma temperaturę 450 ºC, to para na wylocie jest przegrzana. Po schłodzeniu akumulatora betonowego można go np. odłączyć. 6 1 7 P1 2 Para o coraz niższej temperaturze 3 Woda 5 8 290...320 °C/ 107 barów Rys. 7. Schemat rozładowania akumulatora; (opracowanie własne na podstawie [9,10,11]), 1kolektory słoneczne, 2 – akumulator betonowy, 3 separator pary, 4- wyrównanie ciśnienia do ciśnienia w bloku, 5 - akumulator PCM, 6 - para/woda, wylot; ładowanie/rozładowanie ciepła, powrót do bloku węglowego, 7 - para, wlot, ładowanie ciepła, zasilanie z bloku węglowego, 8 - zimna woda, wlot, rozładowanie ciepła P2 4 6 1 2 Para o coraz niższej temperaturze 3 Woda 5 P2 4 Rys. 8. Schemat rozładowania tylko akumulatora PCM; (opracowanie własne na podstawie [9,10,11]), 1- kolektory słoneczne, 2 – akumulator betonowy 3 7 separator pary 4- wyrównanie ciśnienia do ciśnienia 8 w bloku, 5 - akumulator PCM, 6 - para/woda, wylot; P1 ładowanie/rozładowanie ciepła, powrót do bloku węglowego, 7 - para, wlot, ładowanie ciepła, zasilanie z bloku węglowego, 8 - zimna woda, wlot, 290...320 °C/ 107 barów rozładowanie ciepła Możliwe są również inne drogi przepływu wody w czasie ładowania. Woda może przepłynąć tylko przez akumulator betonowy lub tylko przez akumulator PCM bez łączenia funkcji obu tych akumulatorów. Poniższe kierunki przepływu umożliwiają uzyskanie pary suchej (w akumulatorze PCM) i przegrzanej (za akumulatorem betonowym). Woda najpierw przepływa przez akumulator PCM, a potem przez akumulator betonowy. 6 1 9 2 Para o coraz niższej temperaturze 3 Woda 5 P2 Rys. 9. Schemat rozładowania akumulatora PCM i betonowego; (opracowanie własne na podstawie [9,10,11]), 1- kolektory słoneczne, 2 – akumulator 7 betonowy 3 - separator pary 4- wyrównanie ciśnienia 8 do ciśnienia w bloku, 5 - akumulator PCM, 6 P1 para/woda, wylot; ładowanie/rozładowanie ciepła, powrót do bloku węglowego, 7 - para, wlot, ładowanie ciepła, zasilanie z bloku węglowego, 8 290...320 °C/ 107 barów zimna woda, wlot, rozładowanie ciepła, 9 – zawór umozliwia regulacje temperatury pary 4 Po schłodzeniu akumulatora betonowego można go odciąć i doprowadzać parę bezpośrednio z akumulatora PCM do bloku węglowego. 3. PODSUMOWANIE W pracy pokazano miejsce akumulatorów z przemianą fazową pośród różnych możliwości akumulacji ciepła. Omówiono konstrukcje układów akumulacji ciepła zastosowane w elektrowni THEMIS we Francji oraz w elektrowni Litoral w Hiszpanii. LITERATURA [1] Adames A. A.: Design considerations of 15 kW heat exchanger for the CSPonD project, praca inżynierska MIT, 2010 [2] Bauer T., Laing D., Kröner U., Tamme R.: Sodium nitrate for high temperature latent heat storage, The 11th International Conference on Thermal Energy Storage – Effstock 14-17 June 2009 in Stockholm, Sweden [3] Fernández A.I., Martínez M., Segarra M., Cabeza L. F.: Selection of the materials with potential in thermal energy storage, The 11th International Conference on Thermal Energy Storage – Effstock 14-17 June 2009 in Stockholm, Sweden [4] Gomez J., Glatzmaier G.C., Starace A., Turchi C., Ortega J.: High Temperature Phase Change Materials for Thermal Energy Storage Applications, NREL/CP-5500-52390 Au- gust 2011, Contract No. DE-AC36-08GO28308, materiał prezentowano na konferencji: SolarPACES 2011 Granada, Spain September 20-23, 2011 [5] Gomez J. C.: High-Temperature Phase Change Materials (PCM) Candidates for Thermal Energy Storage (TES) Applications, Milestone Report NREL/TP-5500-51446, September 2011, Contract No. DE-AC36-08GO28308 [6] Gil A., Arce P., Martorell I., Medrano M., Cabeza L.F., State of the art of high temperature storage in thermosolar Plants, The 11th International Conference on Thermal Energy Storage – Effstock 14-17 June 2009 in Stockholm, Sweden [7] Hauer A.: Thermische Energiespeicher - Wohin geht die Entwicklung?, prezentacja ZAE Bayern, 2013, http://www.wuerzburg.ihk.de [8] Kaufmann S.: WÄRME2GO - Pilotprojekt mit mobilen Latentwärmespeichern im Neckar-Odenwald-Kreis, Abfallwirtschaftsgesellschaft des Neckar-Odenwald-Kreises mbH (AWN), Birkenfeld, 28. Februar 2013, prezentacja [9] Laing D.: Nutzung von Wärmespeichern zur Integration erneuerbarer Energien, denaKonferenz, 27.09.2011 [10] Laing D.: Storage development for direct steam generation power plants, Parabolic Trough Technology Workshop, March 09, 2007, Golden CO, USA [11] Laing D., Bauer T., Steinmann W.-D., Lehmann D.: Advanced high temperature latent heat storage system – design and test results, The 11th International Conference on Thermal Energy Storage – Effstock 14-17 June 2009 in Stockholm, Sweden [12] Mathur A., Kasetty R., Garay J., Dames C., Hardin C., Zare M., McDowell M., Hajela G., Surampudi S., Kindler A., Shakkottai P., Venkatasetty H.: Heat Transfer and Latent Heat Storage in Inorganic Molten Salts for Concentrating Solar Power Plants, Final Report, Report Number: DOE-GO18148 Phase I & 2, 2012, U.S. Department Of Energy, Contract: DE-FG36-08GO18148 [13] Muthukumar P.: Thermal Energy Storage : Methods and Materials, prezentacja 2011 r. [14] Oertel D.: Energiespeicher – Stand und Perspektiven, TAB, Arbeitsbericht Nr. 123, Februar 2008 [15] Posern J.: Untersuchungen von Magnesiumsulfat-Hydraten und Sulfat/ChloridMischungen für die Eignung als Aktivstoff in Kompositmaterialien für die thermochemische Wärmespeicherung, rozprawa doktorska, Bauhaus-Universität Weimar 2012 [16] Rogowska R.: Własności korozyjne cienkowarstwowych powlok TiN, CrN, TiCN otrzymywanych metodą łukowo – próżniową, 2006 , Problemy eksploatacji nr 3 [17] Rudniak J., Sekret R.: Wykorzystanie energii promieniowania słonecznego a magazynowanie ciepła, Rynek Energii nr 6 (121) 2015 [18] Tamme R.: Storage technology for process heat application, presentation, Preheat symposium Freiburg, 2001 [19] Williams D. F., Toth L. M., Clarno K. T.: Assessment of Candidate Molten Salt Coolants for the Advanced High-Temperature Reactor (AHTR), Oak Ridge National Laboratory, U.S. DEPARTMENT OF ENERGY, kontrakt nr DE-AC05-00OR22725 [20] Zalba B., Marın J., Cabeza L.F., Mehling H.: Review on thermal energy storage with phase change: materials, heat transfer analysis and applications, Applied Thermal Engineering 23 (2003) 251–283 [21] Survey of Thermal Storage for Parabolic Trough Power Plants, Pilkington Solar International GmbH / National Renewable Energy Laboratory, Cologne, Germany, 2000 [22] strona internetowa: http://www.archimedesolarenergy.com/molten_salt.htm; http://www.latentspeicher.com/de; http://www.pcm-ral.de; http://pyreneescatalanes.free.fr/Images/Thematiques/Batiments/Themis5.jpg Rezultaty prezentowane w artykule zostały osiągnięte w ramach zlecenia statutowego: Z09Z2/S50037 pt. Modelowanie procesów cieplnych i przepływowych w systemach energetycznych - etap 2. Udział w konferencji sfinansowano ze zlecenia statutowego Politechniki Wrocławskiej nr Z09Z2/S50037. HEAT ACCUMULATORS WITH SOLID-LIQUID PHASE CHANGE Key words: heat accumulators, CHP Summary. The article discusses different types of heat storage and shows interesting results of heat accumulation in the solid- liquid phase change. Thermodynamic diagram of power station THEMIS was shown. Basic technical-economic analysis of the data from this plant were provided. Basic technical data of the heat accumulator located in Carboneras, Spain were also discussed. Kazimierz Wójs, prof. dr hab. inż., jest kierownikiem Zakładu Mechaniki i Systemów Energetycznych W9/Z2 Politechniki Wrocławskiej. Specjalizuje się w mechanice płynów. Janusz Lichota, dr hab. inż., jest adiunktem naukowo-dydaktycznym w W9/Z2 Politechniki Wrocławskiej. Specjalizuje się w systemach energetycznych i automatyce. Piotr Podkomorzy, mgr inż., jest specjalistą ds. organizacji projektów.
