بررسی و تحلیل اثر شرایط محیطی برتابع هزینه، بازده انرژی و اگزرژیِ یک برج خورشیدی با ظرفیت ۶ مگاوات در چند شهر ایران

نوع مقاله : مقاله مستقل

نویسندگان

1 کارشناسی ، مهندسی مکانیک، دانشگاه صنعتی اراک، اراک، ایران

2 استادیار، مهندسی مکانیک، دانشگاه صنعتی اراک، اراک، ایران

10.22044/jsfm.2020.8509.2930

چکیده

در پژوهش حاضر، به تحلیل انرژی، اگزرژی و هزینه اقتصادی برج خورشیدی با در نظر گرفتن شرایط محیطی در چند شهر ایران پرداخته شده است و یک استراتژی برای انتخاب شهر به منظور دست‌یابی به بهترین عملکرد و کمترین هزینه پیشنهاد شده است. تابع هزینه شامل هزینه‌ها‌ی ناشی از مساحت آینه‌، ارتفاع برج و تجهیزات داخل دریافت‌کننده‌ی مرکزی روزنه‌ای است. مدل‌سازی حرارتی و اقتصادی برج خورشیدی انجام شده است و میزان حرارت ورودی لازم به دریافت‌کننده، مساحت آینه‌ی مورد نیاز و تابع هزینه در شش ماه سال برای دستیابی به ظرفیت ۶ مگاوات حرارت مفید محاسبه‌ شده است. 9شهر از شهرهای ایران با اقلیم های مختلف برای بررسی انتخاب شده است. نتایج نشان می دهد بیشترین سهم اتلافات حرارتی به ترتیب برای اتلافات حرارتی بازتاب، صدور،جابجایی و هدایتی است. شهر شیراز کمترین حرارت ورودی به دریافت‌کننده(50/6537453مگاوات) را دارد. نتایج نشان می‌دهد بیشترین بازده انرژی را شهر شیراز (%42/91) و بیشترین بازده اگزرژی را به طور مشترک شهرهای تبریز و اراک (٪56/56) دارا می‌باشند. تحلیل اقتصادی نشان می دهد بیشترین سهم هزینه در برج خورشیدی مربوط به هزینه آینه‌ها و بعد از آن به ترتیب هزینه‌ی ناشی از ارتفاع برج و دریافت‌کننده است. کمترین مقدار تابع هزینه و نیز سطح آینه‌ی مورد نیاز (20898 متر مربع) برای شهر شیراز است. بر اساس روش تصمیم سازی چند معیاره تاپسیس برای استفاده از برج خورشیدی، کرمان با امتیاز نهایی 1508/0 در جایگاه اول و شیراز و اصفهان به ترتیب با امتیاز 1378/0 و 1276/0 در جایگاه های بعدی انتخاب قرار دارند.

کلیدواژه‌ها


[1] Yao Z, Wang Z, Lu Z, Wei X. (2009)Modeling and simulation of the pioneer 1 MW solar thermal central receiver system in China. Renew. Energy 34(11): 2437-2446.
[2] Li X, Kong W, Wang Z, Chang C, Bai F (2010) Thermal model and thermodynamic performance of molten salt cavity receiver. Renew. Energy 35(5): 981-988.
[3] Boerema N, Morrison G, Taylor R, Rosengarten G (2012) Liquid sodium versus Hitec as a heat transfer fluid in solar thermal central receiver systems. Sol Energy 86(9): 2293-2305.
[4] Benammar S, Khellaf A, Mohammedi K (2014) Contribution to the modeling and simulation of solar power tower plants using energy analysis. Energy conver. Manag 78: 923-930.
[5] Franchini G, Perdichizzi A, Ravelli S, Barigozzi G (2013) A comparative study between parabolic trough and solar tower technologies in Solar Rankine Cycle and Integrated Solar Combined Cycle plants. Sol Energy 98: 302-314.
[6] Desai NB, Kedare SB, Bandyopadhyay S  (2014) Optimization of design radiation for concentrating solar thermal power plants without storage. Sol Energy 107: 98-112.
[7] Kalteh M, Razavinouriand M, Akef MR (2014) Performance evaluation of conventional and sloped solar chimney power plants in different climates of Iran. J Fluid Mech 4(3): 137-146.
[8] Sansaniwal SK, Sharma V, Mathur J (2018) Energy and exergy analyses of various typical solar energy applications: A comprehensive review. Renew Sust Energ Rev 82: 1576-1601.
[9] Sahoo U, Kumar R, Singh S, Tripathi A (2018) Energy, exergy, economic analysis and optimization of polygeneration hybrid solar-biomass system. Appl Therm Eng 145: 685-692.
[10] Wagner MJ, Hamilton WT, Newman A, Dent J, Diep C, Braun R (2018) Optimizing dispatch for a concentrated solar power tower. Sol Energy 174: 1198-1211.
[11] Fritsch A, Frantz C, Uhlig R (2019) Techno-economic analysis of solar thermal power plants using liquid sodium as heat transfer fluid. Sol Energy 177: 155-162.
[12] Bellos E, Bousi E, Tzivanidis C, Pavlovic S (2019) Optical and thermal analysis of different cavity receiver designs for solar dish concentrators. Energy Conver Manag 2: 100013.
[13] Kolb GJ, Ho CK, Mancini TR, Gary JA (2011) Power tower technology roadmap and cost reduction plan. SAND2011-2419, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM. 7: 1-20.
[14] Carasso M and Becker M (1990)Solar thermal central receiver systems, Performanceevaluation standards for solar central receivers. Springer Verlag 3: 1-20.
[15] Stalin Maria Jebamalai J (2016) Receiver design methodology for solar tower power plants, KTH school of industrial engineering and management, department of energy thechnology. SE-100 44, Stockholm.
[16] Shih HS, Shyur HJ, Lee ES (2007) An extension of TOPSIS for group decision making. Math Comput Simul 45(7-8): 801-813.
[17] Solar Energy Services of Professionals, NASA-SSE (worldwide, from July 1983 to June 2005, 1 degree of spatial res, daily GHI values): http://www.soda-pro.com/web-services/radiation/nasa-sse
[18] Bergan NE (1987) An external molten salt solar central receiver test. Sol Engineering 1: 474-478.