CC BY
3
© Зокирзода А.Р., Цгоев Р.С. УДК 620.92
ПЕРСПЕКТИВЫ СОЗДАНИЯ СОЛНЕЧНЫХ БАШЕННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В
РЕСПУБЛИКЕ ТАДЖИКИСТАН
Зокирзода А.Р., Цгоев Р.С.
Национальный исследовательский университет «Московский энергетический институт» (НИУ МЭИ), г. Москва, Россия
aminjon-95_tj@mail. ru
Резюме: Солнечная башенная электростанция (СБЭ) - самая актуальная из всех видов возобновляемых источников энергии, которая может помочь энергосистеме после захода солнца благодаря своей экономичности и большому объему накопленного тепла в тепловых аккумуляторах (ТА). Цель данного исследования заключается в разработке, оптимизации и оценке производительности солнечной башенной электростанции. Так как территория Республики Таджикистан географически расположена таким образом, что солнечных дней в году насчитывается от 280 до 330. Следовательно, используя следующие формулы в условиях Республики Таджикистан проанализированы четыре типа СБЭ. В первом типе, была использована СБЭ мощностью 150 МВт с расплавленной солью в качестве теплоносителя и 7,5 часами хранения на ТА. Второй тип, который был проанализирован, — это две СБЭ мощностью 150 МВт, первая из которых использует воду в качестве теплоносителя без аккумулирования тепла, а вторая - аккумулирует тепло в течение 7,5 часов в ТА с расплавленной солью. Третий вариант - две СБЭ общей мощностью 300 МВт, одна с водой в качестве теплоносителя без теплового накопителя мощностью 150 МВт, а другая с расплавленной солью в качестве теплоносителя и 7,5 часовым запасом на ТА мощностью 150 МВт. А в четвертом варианте исследованы две СБЭ общей мощностью 300 МВт с использованием в качестве теплоносителя расплавленной соли с запасом тепла в ТА на 7,5 часов. В результате было получено, что второй тип СБЭ является оптимальным, и по сравнению с другими типами используется меньшее количество гелиостатов, а так как в одной башне в качестве теплоносителя используется вода, то теплообменник не используется, и, следовательно, эффективность увеличивается. В Республике Таджикистан энергодефицит составляет 1,2 ГВтч/год. Можно сделать вывод, что для покрытия энергодефицита необходимы 2 предложенных варианта СБЭ.
Ключевые слова: солнечная башенная электростанция; гелиостат; башня; приёмник; теплоноситель; Солнце.
Для цитирования: Зокирзода А.Р., Цгоев Р.С. Перспективы создания солнечных башенных электростанций в Республике Таджикистан // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2024. Т. 16. № 2 (62). С. 158-176.
PROSPECTS FOR THE ESTABLISHMENT OF TOWER SOLAR POWER PLANTS IN
THE REPUBLIC OF TAJIKISTAN
Zokirzoda A.R., Tsgoev R.S.
National Research University «Moscow Power Engineering Institute», Moscow, Russia
aminjon-95_tj@mail. ru
Abstract: Solar tower power plant (SТРР^) is the most relevant among all types of renewable energy sources that can help the power system after sunset due to its cost-effectiveness and large amount of stored heat in the thermal storage (TS). The objective of this study is to design, optimize and evaluate the performance of solar tower power plant. Since the territory of the Republic of Tajikistan is geographically located in such a way that there are 280 to 330 sunny days per year. Therefore, using the following formulas in the conditions of the Republic of Tajikistan analyzed four types of SТPP. In the first type, a 150 MW SТPP with molten salt as a coolant and 7.5 hours of storage at TS was used. The second type that was analyzed is two 150 MW SТPP, the first one using water as coolant without heat storage and the second one storing heat for 7.5 hours in TS with molten salt. The third option is two SТPP with a total capacity of300 MW, one with water as
a heat transfer medium without heat storage of 150 MW, and the other with molten salt as a heat transfer medium and 7.5 hours of heat storage in a TS of 150 MW. And in the fourth variant two SТPP with total capacity of300 MW using molten salt as heat carrier with 7.5 hours heat storage in TS are investigated. As a result, it was obtained that the second type of STPP is optimal, and compared to other types, fewer heliostats are used, and since one tower uses water as a heat carrier, the heat exchanger is not used, and therefore, the efficiency increases. In the Republic of Tajikistan, the energy deficit is 1.2 GWh/year. It can be concluded that to cover the energy deficit, 2 proposed variants of STPP are necessary.
Keywords: solar tower power plant; heliostat; tower; receiver; heat carrier; Sun.
For citation: Zokirzoda A.R., Tsgoev R.S. Prospects for the establishment of tower solar power plants in the Republic of Tajikistan. KAZAN STATE POWER ENGINEERING UNIVERSITY BULLETIN. 2024. T. 16. No. 2 (62). P. 158-176.
Введение (Introduction)
Цель исследования - разработать методику расчета поля гелиостатов и определения количества гелиостатов для башенной солнечной электростанции и повысить эффективность башенной солнечной электростанции.
В данной работе с помощью разработанной методики определяются общее количество, площадь и тип гелиостатов, высота башни, тип и высота приемника, максимальная емкость системы АТЭ, объем резервуара, масса расплавленной соли и все виды потерь. Для того чтобы гелиостаты собирали максимальное количество солнечной энергии и эффективно направляли на приемник, азимут и зенитный угол каждого гелиостата определяется слежением за солнцем. Кроме того, чтобы обеспечить потребителей энергией после захода солнца, в пиковые периоды будет использоваться накопленное тепло от ТА.
Косинусная эффективность, атмосферное затухание, эффективность затенения и бланкирования, которые являются одними из основных условий для СБЭ, учитываются для определения высоты башни и правильного размещения гелиостатов и от их общей площади для сбора большого количества солнечной энергии в приемник. На СБЭ, использующих TA, CM больше 1, и избыточная тепловая энергия будет храниться параллельно в TA.
С помощью этой методики анализируются 4 типа электростанций, и среди них выбирается оптимальный вариант строительства данной электростанции в Республике Таджикистан, который является экономически эффективным и имеет высокий КПД. После выбора оптимального варианта определяется годовая выработка электроэнергии с учетом коэффициента деградации за 25 лет.
Научная значимость исследования заключается в разработке методологии исследования комбинированной башенной электростанции с водным теплоносителем и теплоносителем в виде расплавленной соли.
Практическая значимость результатов работы заключается в том, что рассмотрены варианты модернизации башенной электростанции за счет комбинирования термодинамической электростанции с центральным приемником и фотоэлектрической электростанции для автономного питания системы слежения за Солнцем. Рассматривается возможная поддержка от Государства для развития проектов в области альтернативной энергетики.
Литературный обзор (Literature Review)
Использование солнечной энергии становится фундаментальным решением для преодоления современных проблем. Эта технология не только помогает снизить зависимость от ограниченных ископаемых ресурсов в качестве топлива, но и эффективно противостоит глобальному потеплению, способствует снижению цен на электроэнергию и удовлетворяет растущий спрос на энергию, вызванный развитием промышленности и увеличением численности населения [1]. В последние годы исследователи проявляют значительный интерес к технологиям концентрированной солнечной энергии (КСЭ) в связи с их способностью генерировать значительные объемы электроэнергии на уровне коммунального хозяйства. Этот интерес обусловлен также доступной стоимостью производства энергии [2]. Прогнозируется, что к 2050 году технологии концентрированной солнечной энергии (КСЭ) смогут обеспечить примерно 12% мирового спроса на электроэнергию. Это является обнадеживающим шагом в направлении устойчивого
энергетического будущего и демонстрирует потенциал КСЭ в обеспечении энергетической безопасности и снижении зависимости от традиционных источников энергии [3].
Технологии концентрированной солнечной энергии (КСЭ) включают в себя четыре основных типа: параболические тарелки, линейные отражатели Френеля, параболические корытообразные коллекторы и солнечные башенные электростанции (СБЭ) [4,5]. Параболические тарелки фокусируют солнечные лучи на трубку, наполненную теплоносителем, что приводит к его нагреву. Линейные отражатели Френеля используют зеркала для сбора и концентрации солнечного света на теплоносителе. Параболические корытообразные коллекторы имеют форму полого канала, который фокусирует солнечные лучи на теплоноситель, находящийся внутри. Солнечные башни представляют собой высокие башни с приемными устройствами, которые сосредотачивают солнечные лучи на центральном приемнике [6,7]. Технология СБЭ обладает несколькими уникальными преимуществами. Во-первых, ее высокая эффективность обеспечивает эффективное использование солнечной энергии для производства электроэнергии. Во-вторых, масштабируемость технологии позволяет создавать крупные солнечные электростанции, способные обеспечивать значительные объемы электроэнергии. Эти преимущества делают солнечные башни важным элементом будущего энергетического ландшафта, способствуя устойчивости и чистоте производства энергии [8].
Концентрированная солнечная технология с центральным приемником включает в себя обширный арсенал зеркальных гелиостатов и башенный приемник, предназначенный для сбора и концентрации солнечного света, отраженного от этих гелиостатов. С использованием данного метода можно достигнуть температуры свыше 1000 градусов Цельсия. Это свойство делает данную технологию особенно полезной в области систем концентрированной солнечной энергетики [9]. Тепловая энергия, накопленная в системе АТЭ, используется для выработки электроэнергии даже после захода солнца. Кроме того, колебания солнечной радиации во время непогоды компенсируются за счет энергии, запасенной в системе АТЭ. Таким образом, АТЭ увеличивает КИМ станции и стоимость производимой электроэнергии [10].
Тепловой размер поля гелиостатов можно определить с помощью концепции СМ. СМ — это дробное превышение размера поля гелиостата по сравнению с проектной тепловой мощностью станции. Это отношение максимальной тепловой мощности, полученной теплоносителем (ТН), к входной тепловой мощности энергоблока в расчетной точке. Это важный проектный параметр для экономической эффективности станции, поскольку большая часть инвестиций (около 50 %) станции ST требуется для гелиостатного поля [11]. Поле гелиостатов небольшого размера с малым СМ снижает производительность установки. С другой стороны, слишком большое поле гелиостатов с очень большим СМ не используется полностью в периоды пиковой солнечной активности, а также увеличивается количество менее эффективных гелиостатов в больших полях [12]. В работе [13] авторы оптимизировали гибридную солнечно-угольную установку для СМ. Их результаты показывают, что оптимизация СМ приводит к минимизации срока окупаемости и и нормализованная стоимость электроэнергии.
Авторы работы [14] использовали подход многоцелевой оптимизации для достижения однородного распределения солнечного потока на резонаторном приемнике без существенного влияния на оптические потери. Они предложили и оптимизировали стратегию многоточечного наведения вместо одноточечного. В их оптимизационном подходе учитывались две противоречивые цели: сокращение оптических потерь и минимизация неравномерного распределения солнечного потока. Одновременно оптимизировались распределение точек прицеливания на приемнике и распределение точек прицеливания по различным гелиостатам.
В работе [15] была оптимизирована установка СБЭ с несколькими приемниками. В процессе оптимизации учитывались размер апертуры, угол наклона апертуры, азимутальный угол, высота башни, а также расположение поля гелиостата для достижения минимальных нормированных затрат тепловой энергии. Высота башни - важный параметр конструкции, поскольку она определяет высоту приемника и влияет на оптическую эффективность поля гелиостата из-за потерь на затенение, блокирование, косинус и затухание. Меньшая высота башни приводит к большим потерям на затенение, блокирование и косинус [16] при тех же граничных ограничениях, в то время как очень высокая башня приводит к большим потерям на затухание из-за увеличения высоты склона от гелиостатов до приемника [17]. Расположение приемника (высота башни) и СМ взаимозависимы [15]. Аналогично, АТЭ и СМ также взаимозависимы [18]. Поскольку все эти три параметра взаимозависимы, очень важно оптимизировать высоту башни, а также
мощность СM и АТЭ для улучшения общей производительности установки с точки зрения энергии и нормализованная стоимость электроэнергии.
Исследование разработки, оптимизации и оценки эффективности солнечной башенной электростанции
На рисунках 1 представлена рабочая модель башенной солнечной электростанции. Модель состоит из трех основных подсистем: гелиостатного поля с башней и приемником, энергоблока и системы АТЭ. Поле гелиостатов - массив зеркал, отслеживающих солнце и направляющих его лучи на приемник на вершине башни. Теплоноситель, циркулирующая в трубках ресивера, поглощает тепловую энергию концентрированного солнечного света и передает ее энергоблоку, который использует это тепло для работы термодинамического цикла с паровой или газовой турбиной, соединенной с электрогенератором. Во время максимальной солнечной активности, избыток тепла накапливается в АТЭ системы.
в
Рис. 1. Модель башенной солнечной электростанции а) мощностью 150 МВт с теплоносителем - расплавленной солью и АТЭ на 7,5 часов, б) мощностью 150 МВт: первая с водой в качестве теплоносителя без АТЭ; вторая - с расплавленной солью и АТЭ на 7,5 часов, в) общей мощностью 300 МВт, одна с водой в качестве теплоносителя без АТЭ мощностью 150 МВт, а другая с расплавленной солью в качестве теплоносителя и 7,5-часовым резервом на АТЭ мощностью 150 МВт и г) общей мощностью 300 МВт с теплоносителем - расплавленной солью и АТЭ на 7,5 часов.
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Fig. 1. Model of a tower solar power plant a) 150 MW capacity with heat carrier - molten salt and ATE for 7.5 hours, b) 150 MW capacity: one with water as coolant without ATE; the second with molten salt and ATE for 7.5 hours, c) total capacity of 300 MW, one with water as coolant without ATE of 150 MW and the other with molten salt as coolant and 7.5 hours reserve on ATE of 150 MW and d) total capacity of 300 MW with coolant - molten salt and ATE for 7.5 hours.
г
Методика расчета гелиостатного поля и определения количества гелиостатов для башенной солнечной электростанции.
Оптимизация расположения гелиостата относительно приемника и высоты приемника представляет собой многогранную задачу, учитывающую различные переменные, такие как стоимость и механизмы потерь гелиостата.
Процесс оптимизации включает в себя взаимодействие этих переменных и механизмов потерь для формирования оптимальной конфигурации поля гелиостата. Стоимость и эффективность являются ключевыми факторами при поиске компромиссного решения, которое максимизирует производительность системы, учитывая ограничения и экономические параметры.
Важно продолжать улучшать понимание взаимодействия между этими переменными и различными факторами, чтобы разработать инновационные методы, обеспечивающие оптимальную работу гелиостатов в солнечных энергетических установках. Это поможет достичь баланса между стоимостью и эффективностью, что является важным аспектом разработки устойчивых и конкурентоспособных систем солнечной энергии.
Компоновка поля гелиостатов разделена на три зоны, расположенные в радиальном шахматном порядке, как в СБЭ Нур III. Таким образом, 7400 гелиостатов должны быть распределены между этими тремя зонами. Следовательно, расстояние от башни до первого ряда гелиостатов составляет Rj=0,75*250=187,5 м, а количество гелиостатов для первого ряда пгелряд1=60. Любая зона заканчивается, когда можно разместить дополнительное зеркало в последнем ряду1. Таким образом, количество зеркал зоны 2 в два раза больше , а зона 2 имеет угловое расстояние по азимуту в два раза меньше, чем зона 1. Таким образом, первый радиус зоны 2 будет равен 2*Rb Для зоны 1 оптимальное радиальное приращение всегда минимально, т.е. Afimin = D М со s3 00 = 0,866 ■ D М = 1 7,03 5 м, а количество рядов в зоне 1 . Теперь, следуя той же процедуре для зон
2 и 3, количество гелиостатов в ряду составляет пгелряд2 = 1 2 0 и пгелряд3 = 2 40, соответственно, а количество рядов в зоне - пряд2 =2 2 и пряд1 = 44, соответственно. Следовательно, вполне возможно разместить 7400 гелиостатов в трех зонах, например, 60 ■11+120■22+240-17,08=7400 [6].
Солнечная инсоляция, время и углы
Выбор оптимального места для установки КСЭ имеет решающее значение для достижения максимальной производительности установки. Экономически целесообразно устанавливать установки КСЭ в местах, где прямое нормальное солнечное излучение (ПНИ) превышает 5,5 кВт-ч/м2/день (1800 кВт-ч/м2/год). Это обеспечивает более высокий поток солнечной энергии, который является ключевым фактором для эффективного производства электроэнергии на концентрирующих солнечных электростанциях [7].
Определение положения солнца является фундаментальным шагом в планировании солнечных энергетических систем и проектировании солнечных установок. Этот процесс включает в себя анализ траектории солнца в течение дня и года, что в свою очередь помогает определить оптимальное расположение солнечных панелей или концентраторов. Определение положения солнца играет ключевую роль при выборе углов наклона и ориентации солнечных устройств, что влияет на эффективность сбора солнечной энергии. Такой анализ помогает максимизировать использование солнечного излучения и повышает общую эффективность солнечных энергетических систем. Положение можно охарактеризовать высотой (а) и азимутальным углом (ys). На рисунке 2 показаны углы, определяющие видимое положение солнца.
Зсни!
Рис. 2. Положение солнца относительно Fig. 2. Position of the Sun relative to the heliostat, a) гелиостата, а) система глобальных координат и б) global coordinate system and b) solar vector солнечный вектор
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Работа и конфигурация гелиостата, который отслеживает движение Солнца, тесно связаны с видимым ежедневным и ежегодным движением Солнца на небесной сфере. Для оптимальной работы гелиостата важно вычислять положение Солнца в каждый момент времени t, особенно учитывая широту местоположения электростанции. Эти вычисления позволяют гелиостату корректировать свое положение и ориентацию так, чтобы
максимально эффективно использовать солнечное излучение в течение дня и года. Такой подход в солнечных энергетических установках, использующих гелиостаты, помогает увеличить энергетическую эффективность и повысить производство электроэнергии.
В соответствии со второй главой, видимое положение Солнца по азимутальному углу А и высоте а (как показано на рис. 2б) определяется по солнечному склонению 5, широте ф и часовому углу ю с помощью выражений из [5]:
Эффективность работы гелиостата зависит от доступной солнечной радиации в течение дня. Следовательно, важно соизмерять простые значения эффективности поля с количеством энергии, которое может быть реально получено (что является капиталом при рассмотрении различных мест расположения объекта).
Косинусная эффективность
Оптимальное расположение поля гелиостата в солнечных энергетических установках определяется косинусной "эффективностью" гелиостата. Эта эффективность зависит от углов ориентации гелиостата и его положения относительно солнца и приемника. Углы ориентации, такие как азимутальный угол и угол высоты солнца, оказывают влияние на эффективность направления солнечного излучения на приемник. Максимизация косинусной "эффективности" является ключевым аспектом проектирования для оптимальной ориентации гелиостатов и эффективного использования солнечной энергии. Гелиостат позиционируется механизмом слежения таким образом, что нормаль его поверхности биссектриса угла между солнечными лучами и линией от гелиостата до башни. Площадь эффективного отражения гелиостата уменьшается на косинус половины этого угла [3].
Рис. 3. Косинусный эффект для двух гелиостатов, Fig. 3. Cosine effect for two heliostats located in
расположенных в противоположных opposite directions from the tower. For the midday
направлениях от башни. Для показанных условий sun conditions shown, heliostat A in the north field
полуденного солнца гелиостат A в северном поле has a much higher cosine efficiency than heliostat B имеет гораздо большую косинусную эффективность, чем гелиостат B
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Косинусная эффективность определяется с помощью векторов отраженного и падающего излучения, как описано в [22].
cos0in = cos{arcos(Л'• Л1) 2j (1)
где s я r - падающий и отраженный векторы.
Рис. 4. Косинусный эффект гелиостатов Fig. 4. Cosine effect of heliostats of the developed разработанной программы Solar PILOT Solar PILOT program
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Эффективность затенения и блокировки
В системах с центральным приемником два основных процесса взаимодействия влияют на уменьшение количества энергии, достигающей приемника: затенение и блокирование соседними гелиостатами.
В системах с центральным приемником затенение возникает при низких углах падения солнечных лучей, когда гелиостат создает тень на гелиостате, расположенном позади него. Это приводит к тому, что не весь солнечный поток достигает отражателя. Блокирование происходит, когда гелиостат, расположенный спереди, препятствует отраженному потоку, направленному к приемнику. Оба эти процесса визуализированы на рисунке 5. При блокировании можно наблюдать отраженный свет на задних стенах гелиостатов в поле гелиостатов. Учет этих явлений важен для эффективной конфигурации гелиостатов и повышения производительности системы.
Блокирование и затенение потери уменьшаются за счет снижения плотности упаковки в поле на большем радиальном расстоянии от башни. Плотность упаковки — это отношение площади поверхности площади зеркал гелиостата к площади земли поля гелиостата [3-4, 22]. Для гелиостатов, расположенных дальше от башни, расстояние между ними увеличивается, чтобы минимизировать блокирование отраженных лучей. Если расстояние между гелиостатами становится слишком большим, добавляются дополнительные гелиостаты и устанавливается новая схема расстановки.
pnv = 0, для — -< —
т h \h.
r I r I r Pny= 0.492 - 0.0939 • - для I-| < - < 2.8 h I h J. h
Рпу =
0.6
для - >- 2.i
Ы
(2)
где, г - радиальное расстояние, h - высота башни, и рш - плотность упаковки,
>
а
Рис. 5. а) Потеря солнечного потока из-за затенения и блокирования и б) радиальные и азимутальные расстояния соседних гелиостатов *Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
6
Fig. 5. a) Solar flux loss due to shading and blocking and b) radial and azimuthal distances of neighboring heliostats
Выбрано круглое поле гелиостатов с радиальным расположением в шахматном порядке для предлагаемой установки солнечной башни, так как эта конфигурация широко используется в существующих коммерческих электростанциях и обеспечивает лучшую оптическую эффективность [5]. В данной компоновке гелиостаты размещаются вокруг башни по кругу с различными радиальными расстояниями, как показано на рисунке 5. Далее приведены азимутальные и радиальные расстояния между соседними гелиостатами [3].
AR = И Гел (l .44cotek -1.094 + 3.068ft- 1.125<92)
AA = W,
Гел
1.749 + 0.6396ft+-
0.2873 ^ ft- 0.04902 J
(3)
(4)
где
ft
высота и
Wr„„ ширина
■к - высотный угол приемника к к гелиостату, НГел - высота и ,, Гел
гелиостата. Для уменьшения потерь на блокировку необходимо увеличивать расстояние между гелиостатами на больших радиальных расстояниях от башни, что приводит к уменьшению плотности упаковки гелиостатов (уравнение 5).
Эффективность атмосферного затухания
При планировке поля солнечных гелиостатов необходимо учитывать множество факторов, включая необходимость простирания поля в северном направлении от высокой башни. Одним из основных ограничений на расстояние между гелиостатом и башней является ослабление отраженного луча по мере его перемещения от гелиостата к приемнику. Это ограничение важно для обеспечения эффективного сбора солнечной энергии и оптимизации работы солнечной башни.
Теоретический расчет эффективности атмосферного затухания был выполнен с помощью компьютерного кода, и для его расчета было получено следующее выражение [3, 7-9]:
0.99321 -0,0001176^ +1.97 х10-8й2 для йк < 1000м
л юг = * у (5)
ехр (-0.0001106б/, ) для с1к > 1000л/ где й, - расстояние между гелиостатом к и приемником.
-2400-2100-1800-1500-1200-900 -600 -300 0 300 600 900 1200 1500 1800 2100 2400 Field Dosition (East+1 [ml
Рис. 6. Эффективность атмосферного затухания Fig. б. Atmospheric attenuation efficiency of гелиостатов разработанной программы Solar heliostats of the developed Solar PILOT program PILOT
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Зеркальная площадь поля гелиостатов и, в итоге, количество гелиостатов определяется на основе коэффициента СМ и размера установки. Процесс определение размеров поля включает следующие шаги.
Максимальные потери происходят в силовом блоке. Тепловая мощность, которая требуется на входе силового блока для выработки проектной мощности станции, определяется по [4].
Рп
P =
1 ЭБ
' Проек
Лэб
(6)
P,
где
Проек
Pi,
Лэб
- проектная мощность станции, ЭБ - тепловая мощность энергоблока, и КПД энергоблока. Тепловая мощность теплоносителя, которая будет генерировать проектную мощность, составляет:
Р,
P =
1 ТН
ЭБ
Лто
(7)
где
P
ТН - тепловая мощность теплоносителя для расчетной мощности, а Лто
эффективность теплообменника.
Тепловая энергия, которую необходимо собрать с поля гелиостата и отразить от приемника для обеспечения расчетной мощности, определяется следующим соотношением [22]:
p
p
ТН
ПолГеПроек
Л Прем
(8)
где Т1прем - эффективность приемника. Отраженная солнечная энергия гелиополя на приемнике задается следующим образом:
РПолГел ~ РПолеЛоЭГ (9)
где Т]оэг - оптическая эффективность гелиостата, которая включает в себя отражательную способность зеркала, потери на затенение и блокировку, атмосферное ослабление и косинус-фактор. Р — это солнечная мощность, попадающая в поле гелиостата, которая определяется следующим образом:
(10)
Pnone = ПНИ • Аопг
где, ^опг - общая площадь гелиостатов, ПНИ - прямое нормальное излучение. Мгновенная оптическая эффективность гелиостата к выражается как [10]
Лоэг =Р- со^пл -ЛАОГ (11)
где ео80ы к - косинусный коэффициент гелиостата к в час п, р - отражательная
способность гелиостата, Л лог - коэффициент атмосферного ослабления гелиостата к и
зависит от погоды и положения гелиостата по отношению к башне.
- Рассчитать необходимую площадь зеркала гелиостата для солнечной энергии, которая должна быть отражения на приемник для расчетной мощности, учитывая расчетную точку ПНИ и оптическую эффективность гелиостатов.
Р
Л —_ПолГел /"ПЛ
АОПГел = лтттт (12)
ПШ -Чоэг
- Рассчитать количество гелиостатов на основе требуемой общей площади зеркала.
Нгел = Аш^ (13)
А
где А - площадь одиночного гелиостата
- Количество гелиостатов для заданного СМ рассчитывается следующим образом
NГелСМ = N.Гел X СМ (Ы)
В дальнейшем для расчета параметры были взяты из таблицы 1. А также с помощью расчета в программе, которая была разработана, необходимое количество гелиостатов составляет для первого типа 9932, для второго типа 7047, для третьего типа 13128 и для четвертого типа 14400.
Методология расчета оценки высоты башни, приемника и расчета всех видов потерь энергии солнечной башенной электростанции
Важным параметром конструкции является высота башни. Она влияет на блокировку, затенение, косинус, потери на ослабление и границу гелиостата [9-13]. Ниже приводится пошаговая процедура расчета высоты башни:
1. Изначально рассчитывается высота башни для СМ, равного единице.
Р
2. Рассчитать тепловую мощность теплоносителя ( ТН), которая будет генерировать проектную мощность (уравнение 2)
Р
3. Рассчитать для каждого часа года следующее значение мощности ( п)
ГеСМ
Рп = АОПГелсм ХРХ Л Прем £ ПНИп Х С™вгп,к Х РПУ
к=1
(15)
Р Р
4. Определить максимальное значение п из 8760 ч ( пмакс).
5. Определить первоначальную высоту башни по следующим формулам
И [1] = ,
Р
1 ТН
Р.
п.
(16)
6. Выбрать модель затухания
7. Рассчитать мощность, которая достигает приемника для начальной высоты башни для каждого часа года для СМ = 1 (уравнение 10).
8. Определить максимальное значение мощности, достигающей приемника Р
^ ПремЛ)жс
9. Рассчитать максимальную тепловую мощность, передаваемую на теплоноситель
РТНмаКс РПреммаКс Х ЛПрем
(17)
Р Р
Если РТНмакс < РТН
- Затем увеличить высоту башни [ ] на небольшую долю (ЛИ = 5м) и повторите шаги 7, 8 и 9 для обновленной высоты башни
Р Р
Если РТНмакс > РТН
- Уменьшить высоту башни [ ] на небольшую долю (ЛИ) Тогда
- Для дальнейшего уточнения расчетов уменьшить долю высоты в десять раз, т.е.
(ЛИ = ЛИ/10).
- Повторять шаги 7, 8 и 9 до тех пор, пока (<0,1 м).
10. Высота башни для конкретного СМ рассчитывается следующим образом
hcM = h [\]х4см (18)
Для дальнейшего расчета высота башни при значении СМ 1,3 с 7,5 ч хранения на АТЕ составляет 250 м. Приемник
Приемник собирает солнечную тепловую энергию, отраженную от гелиостатов, и передает ее на теплоноситель. Предлагаемая конструкция использует внешний цилиндрический трубчатый приемник. Внешний цилиндрический приемник предпочтительнее полостного, так как он принимает отраженное солнечное излучение под углом 360°, в то время как полостной приемник имеет угол приема только 60°. Средний поток панелей полостного приемника ниже из-за этих геометрических ограничений. Полостной приемник дороже из-за своей более крупной конструкции [4,8-13]. Уравнение баланса мощности приемника является следующим.
P = P - P
r Прем гПотер (19)
P P
где r - мощность, передаваемая на теплоноситель, Прем - мощность, достигающая
P
приемника из поля гелиостата, и гПотер - мощность приемника, которые выражаются как
P = P + P + P
гПотер Отр Рад Кон (20)
P P
где Отр - потери мощности из-за отражения от поверхности приемных трубок, Рад -P
потери на радиации и Кон - потери на конвекцию. трубы, Эти потери рассчитываются следующим образом
P0тр (l Pnрем
Ppad = y,zKAn (т4с - т40кр)
pKoh = ^ fСмеш Ат (ТС — Т0кр )
(21) А
где 5 - солнечное поглощение панельных труб (0,94), е - излучение (0,88), т - боковая
Т
поверхность трубки, К - постоянная Стефана-Больцмана постоянная, Окр - температура
Т /
окружающего воздуха, С - температура стенки, и ■'Смеш - коэффициент смешанной конвекции.
Ниже перечислены процедурные шаги для определения размеров приемника:
- Вычислить максимально допустимую тепловую мощность приемника для данного СМ из уравнения (24).
- Определить максимально допустимый предел потока приемника (Омакс).
- Вычислить средний поток приемника по следующему соотношению.
0 __О-Макс
Ср ~ '
Отношение пикового потока к среднему ^2)
Нормальный диапазон максимального потока для внешнего цилиндрического приемника расплавленной соли находится между 600 и 1200 кВт/м2 Максимальный поток приемника для предлагаемой конструкции составляет 1000 кВт/м2. Соотношение СМ для установки Гемосолар СБ составляет 1,9, а для Нур III составляет 1,3.
- Вычислить площадь приемника по его тепловой мощности и среднему потока
Р
. _ ПРемсм АПрем
Оср (23)
- Вычислите размеры, относящиеся к соотношению сторон (отношение высоты и диаметра)
Коэффициент пропорциональности может быть выбран в любом диапазоне от 1,2 до 1,5. Эмиттанс и абсорбция покрытия приемника составляют 0,88 и 0,94 соответственно.
В любой час п, солнечная энергия, доступная для приемника, может быть рассчитана
как:
2 Г МГел "]
РПремп
= (И) Х| АоПГел
Х р Х £ ПНИп Х со5втЛ Х Лаог х РПУ I
V к=1 ) (24)
где ПНИП - ПНИ в любой час п, а NГел - количество гелиостатов. Чтобы продлить время работы установки после захода солнца, обычно СМ установки больше единицы. СМ указывает на величину, на которую превышено поле гелиостата. Это коэффициент тепловой энергии, полученной теплоносителем от поля, и тепловой мощности теплоносителя, необходимой для проектной электрической мощности [13]
Р
(2М — ТНПолГел
= Р
ТНПроек (25)
Р
где ТНПолГел - тепловая энергия, переданная теплоносителем от поля гелиостата. поле. Связь между высотой башни и СМ выражается как
Исм = И Х^СМ (26)
И
где см - высота башни, необходимая для данного СМ, а h - высота башни для проектной мощности (СМ = 1). высота для расчетной мощности (СМ = 1). Поэтому уравнение (24) для солнечной энергии, достигающей приемника для данного СМ, изменяется как
2 ( МГелсМ Л
РПремсм = (ИСМ ) Х АОПГелСМ ХРХ £ ПНИп Х С°вт,Ь Х ЛАОГ Х Р ПУ
^ к=' ) (27)
а N
где ОПГелсМ - общая площадь, а ГелсМ - количество гелиостатов для данного СМ.
Тепловая энергия теплоноситель для данного СМ в любой час п определяется следующим
уравнением:
2 ( МГелсМ Л
РТНсм = (ИсМ ) Х АОПГелсм Х Р Х Л Прем £ ПНИп Х Совгп* Х Л АОГ Х Р ПУ
^ к= ) (28) Годовая тепловая энергия теплоноситель определяется следующим образом уравнение
8760
ЕТН = £ РТНсм
п= (29)
где п обозначает количество часов в одном году (8760 ч). Годовая электрическая энергия установки рассчитывается как
8760
ЕГЭЭ = ЛАТЭЛЭБ ЛТО £ РТНсм
п= (30)
Система аккумулирования тепловой энергии
Р Р
СБЭ с СМ больше единицы должна иметь систему АТЭ. Если ТНсм > ТН, то система АТЭ будет аккумулировать избыточную тепловую энергию. Максимальная емкость хранения системы АТЭ определяется по формуле [17].
Р Х t
_ Р тн Х 1 АТЭ
АТЭмакс
ЛАТЭ
(31)
АТЭ _ ггттхт£Ч~ттгг\ хта(~г\с ДТ^-} Г* ттг\ггхгг\тг тгпи'Лслп а Л'АТЭ
где АТЭ - количество часов работы АТЭ с полной нагрузкой, а АТЭ - эффективность системы АТЭ.
Объем резервуара АТЭ вычисляется следующим образом:
- Тепловая энергия для требуемого количества часов полной нагрузки АТЭ рассчитывается следующим способом
Тепловая энергия=^я х ^атэ
(32)
- Для того, чтобы аккумулировать нужную тепловую энергию, масса расплавленной соли рассчитывается по следующему соотношению [16-17].
m„„„, = ■
Т Т
1 Хол „ Гор
Тепловая энергия
"Уд
\ТГор ТХол )
где - удельная теплота, Хол и у - температуры холодного и горячего резервуар.
- Чтобы рассчитать размер резервуара для аккумулирования, объем соли рассчитывается таким образом.
m
у _ ,псоль
Ро
(35)
Рсо
где ' соль - плотность расплавленной соли.
- Необходимый объем соли для хранения и объем резервуаров АТЭ рассчитывается с помощью приведенного ниже уравнения
УРез =■
п
АТЭ (36)
Основные результаты и обсуждение
На острове Уарзазат в Марокко была построена современная башенная солнечная электростанция Нур 3, созданная на основе опыта испанской электростанции Гемосолар. Этот проект является одним из актуальных достижений в области возобновляемой энергетики и в значительной мере вдохновлен опытом, полученным в процессе работы над Гемосолар. Поэтому, опираясь на экспериментальную электростанцию "Гемосолар" и действующую башенную солнечную электростанцию "Нур 3", в работе были применены размеры гелиостатов, тип приемника, СМ и некоторые коэффициенты этих электростанций (см. таблица 1). Так как территория Республики Таджикистан географически расположена таким образом, что солнечных дней в году насчитывается от 280 до 330. Следовательно, учитывая все это, были проанализированы четыре типа башенных солнечных электростанций для уменьшения количества гелиостатов и повышения эффективности станции в условиях Республики Таджикистан. Все параметры и коэффициенты приведены в таблице 1.
Таблица 1
Сравнение размеров поля гелиостатов Гемасолар и Нур III [61
№ Параметр Гемасолар Нур III
1. Мощность станций МВт 19,9 150
2. ПНИ [кВтч/м2/год] 2100 2500
3. Площадь солнечного поля 185 га 550 га
4. Число гелиостатов 2650 7400
5. Высота гелиостата КН 9,75 м 12,3 м
6. Ширина гелиостата LW 12,30 м 15,36 м
7. Площадь зеркала гелиостата 115,72 м2 178,5 м2
8. Диагональ гелиостата DH 15,7 м 19,67 м
9. Высота башни 140 м 250 м
10. Мощность приемника 120 МВт 660 МВт
11. Диаметр приемника КС 8,1 м 20 м
12. Высота приемника КН 10,5 м 24 м
с
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
В первом типе (см. рис. 1), была использована башенная солнечная электростанция мощностью 150 МВт с расплавленной солью в качестве теплоносителя и 7,5 часами хранения на АТЭ. Используя данный метод и параметры, представленные в таблице 1, количество гелиостатов для Марокко составит 7400, а для Таджикистана - 9932. Рисунок 7 отображает среднесуточную выработку электроэнергии, падающую солнечную мощность и мощность заряда системы АТЭ для четырёх характерных суток года.
Рч
(9
о о
«
0 1)
1
в
H
m
600 - - 1800 600 - 1600
1600 500 1400 1 1200
500 f Л 1400
400 ! V 1200 400 \ 1000
i Д 1000 800 и \\
300 300 800
/ 1 200 600
200 600
400 1 / \ 400
f / \ "0
„0 0200 2000
3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1
t, ч
Июнь
400 300 200 100 0
1200 1000 800 600 400 200 0
3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 t, ч
3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1
t, ч
Сентябрь
600 500 400 300 200 100 0
3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1
t, ч
н S
о о
1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0
1) H
Декабрь
Электрическая мощность Р, МВт; Зремя заряда АТЭ Рис. 7. Среднесуточная выработка
электроэнергии для четырёх характерных суток года, падающая солнечная мощность, подаваемая на гелиостат и мощность заряда системы АТЭ
Март
Тепловая мощность Т, МВт Зремя разряда АТЭ Fig. 7. Average daily power generation for four characteristic days of the year, incident solar power supplied to the heliostat and APEC system charge power
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Второй тип (см. рис. 1), который был проанализирован, — это две башенные солнечные электростанции мощностью 150 МВт, первая из которых использует воду в качестве теплоносителя без АТЭ, а вторая - аккумулирует тепло в течение 7,5 часов в АТЭ с расплавленной солью. На рисунок 14 показано время заряда и разряда АТЭ. Поскольку СМ здесь равна 1,3, наша батарея заряжается за 5,7 часа и разряжается за 7,5 часа. Тепловая энергия, накопленная в тепловом аккумуляторе, равна 2730,5 МВт.
700
600
500
1-
CÛ 400
S
300
H
200
100
0
t 1 3 5 7
mu
9
Ч1«1*»>>»
11 13 15 17 19 21 23
t, ч
• Время заряда АТЭ
Время разряда АТЭ
Рис. 8. Время заряда и разряда АТЭ Fig. 8. APEC charge and discharge times
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Реально эффективность преобразования СБЭ солнечной энергии в электрическую зависит от КПД цепочки входящих в неё элементов. Были проведены расчёты суточных
мощностей (рис. 9а) и задействованных при этом числа гелиостатов (рис. 9б) для четырёх характерных дней солнцестояния года при размещении марокканской СБЭ электрогенератором мощностью Рэг = 150 МВт в точке с координатами на широте 37,25° с.ш. и 68,14о в.д. Из графиков очевидно, что при практически постоянной номинальной мощности СБЭ в утренние и вечерние часы число задействованных гелиостатов существенно возрастает. При использовании данного варианта количество гелиостатов в точке с координатами на широте 37,25о с.ш. и 68,14о в.д. будет равно 7095. То есть при использовании солнечной башенной электростанции мощностью 150 МВт с водой в качестве теплоносителя без АТЭ количество гелиостатов составляет 5820, а при использовании солнечной башенной электростанции с расплавленной солью в качестве теплоносителя только для хранения АТЭ, количество гелиостатов составляет 1227. Во втором варианте предложен новый метод, разница в количестве гелиостатов для данной точки по сравнению с первым вариантом составляет 2887 штук, что является очень экономичным вариантом по сравнению с первым вариантом. Как видно на рисунке 9а, во время захода и восхода солнца используется максимальное количество гелиостатов, а в другое время, когда интенсивность солнечного излучения увеличивается, количество используемых гелиостатов уменьшается. Освободившиеся гелиостаты будут направлены на другую башенную электростанцию, использующую в качестве теплоносителя расплавленную соль, и храниться только на АТЭ, которая находится рядом.
7000 6000 5000 <3 4000 ^ 3000 2000 1000 0
t 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 t
■22.июн 22.сен 22.дек 22.мар
200 н 150 1 100 ^ 50 0
Ш
Ж
t 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 t
а
22.июн 22.сен 22.дек 22.мар
б
Рис. 9. Суточные графики мощностей Figure 9. Daily capacity graphs of (a) Moroccan а) марокканской СБЭ и число б) задействованных SТPP and the number of (b) heliostats involved in it при этом гелиостатов
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
Третий вариант (см. рис. 1) - две солнечные башенные электростанции общей мощностью 300 МВт, одна с водой в качестве теплоносителя без АТЭ мощностью 150 МВт, а другая с расплавленной солью в качестве теплоносителя и 7,5 часовым запасом на тепловом накопителе мощностью 150 МВт. Количество гелиостатов и другие параметры первой СБЭ для данного типа аналогичны первой СБЭ второго варианта (см. рис. 9 а, б).
Схема гелиостатного поля для второй СБЭ этого типа будет аналогична марокканской СБЭ с расплавленной солью в качестве теплоносителя и 7,5-часовым запасом на АТЭ, но только поле будет состоять из двух зон, а третья зона будет состоять из освободившихся гелиостатов первой СБЭ, что также будет экономически эффективным с точки зрения компоновки и соотношения. Результаты показаны на рисунке 10. Количество
гелиостатов этого типа составляет 7308. А общее количество гелиостатов для этого типа 300-мегаваттной СБЭ составляет 13128.
А в четвертом варианте (см. рис. 1) исследованы две солнечные электростанции общей мощностью 300 МВт с использованием в качестве теплоносителя расплавленной соли с запасом тепла в АТЭ на 7,5 часов. В этом варианте обе электростанции работают как марокканские СБЭ, а количество гелиостатов на каждой электростанции составляет 7200, а для обеих электростанций - 14400 (см. рис. 7).
Предлагаемая в Республике Таджикистан СБЭ мощностью 150 МВт с двумя башнями (второго типа) производит 543812 МВт-ч энергии в год. С каждым годом годовая выработка электроэнергии уменьшается из-за деградации зеркал гелиостата. Следующая формула используется для расчета годовой выработки электроэнергии станцией с учетом ежегодного коэффициента деградации 0,2%:
Е = Е 0 ■ (1 - г) " (37)
Где:
• Е - выработка электроэнергии в конкретном году,
• Е 0 - изначальная выработка электроэнергии (в первый год),
• г - годовая скорость деградации в долях (в данном случае 0,002),
• п - количество лет.
^ 500000 g 400000 g 300000
l-H
g 200000
g 100000 PC
S 0
о [-
1 3 5 7 9
11 13 15 17 19 21 23 25
Год
Рис. 10. Ежегодная выработка электроэнергии с Fig. 10. Annual electricity generation учетом коэффициента деградации degradation factor taken into account
*Источник: Составлено авторами Source: compiled by the author.
with
Коэффициент использования мощностей (КИМ) солнечной установки определяется как отношение фактически произведенной энергии к максимально возможной при полной эксплуатации. Это можно выразить следующим уравнением:
Р
КИМ =---(38)
РПроек х 8760
Выводы (Conclusions)
Гелиостат считается одной из основных частей башенной солнечной электростанции и составляет более 50% от общей стоимости электростанции. А двигатели, используемые в гелиостатах, с увеличением их количества также увеличивают число приводов и потребляют больше энергии для слежения за солнцем, что приводит к увеличению стоимости электростанции и снижению ее эффективности. Главная цель заключается в том, чтобы уменьшить количество гелиостатов и повысить эффективность.
Из представленных выше результатов можно сделать вывод, что предлагаемый вариант, то есть второй вариант, выигрывает по общему количеству гелиостатов, в нем используется на 2885 гелиостатов меньше, чем в варианте с Марокканской СБЭ. При этом можно сказать, что СБЭ с водой в качестве теплоносителя без АТЭ работает без теплообменника, что повышает эффективность установки. А количество гелиостатов для третьего варианта на 1272 гелиостата меньше, чем для четвертого.
На обычных СБЭ при увеличении солнечного излучения те гелиостаты, у которых эффективный косинус при этом небольшой, остаются под углом 0 градусов. Из этого можно сделать вывод, что максимальное количество гелиостатов используется во время восхода и захода солнца. Как показано на рисунке 9а, в остальное время количество используемых гелиостатов начинает уменьшаться, и они направляются на существующую электростанцию, которая расположена рядом. В этом случае общее количество гелиостатов на электростанциях несколько сократится, что считается хорошим достижением с экономической точки зрения, а эффективность электростанции повысится.
Выше определено, что для двухконтурной СБЭ КПД составляет 16,5%, а для одноконтурной СБЭ 30%. При использовании же последовательного комплекса циклов Брайтона и Ренкина, затронутый здесь также фрагментарно, позволит повысить эффективность энергетического цикла СБЭ с достижением КПД (51,8^68,1) %, что ставит такие СБЭ вне конкуренции по сравнению с другими способами реализации гелиоэнергетики.
Литература
1. Виссарионов В.И., Дерюгина Г.В., Кузнецова В.А., Малинин Н.К. Солнечная энергетика: учебное пособие для вузов / под ред. В.И. Виссарионова. М.: Издательский дом МЭИ, 2011 - 276 с.
2. Keicy A. Concentrated thermosolar energy: current context and future perspectives // Electrical Engineering, Federal University of Tocantins, Palmas, 2019. pp. 8-23.
3. William B Stine and Michael, Geyer. Power from the Sun. [Online] 2001. [Cited:] http://www.powerfromthesun.net. [Электрон. ресурс], (дата обращения: 20.01.2024).
4. Srilakshmi G, Suresh N.S, Thirumalai N.C, at al. Preliminary design of heliostat field and performance analysis of solar tower plants with thermal storage and hybridization // Sustain Energy Technol Assess 2017; 19:102-13.
5. Francisco J. Jesús Guallar. Scaling Campo Code to Commercial Solar Tower Plants // AIP Conference Proceedings 2018, 210002
6. Merchán R.P., Santos M.J., Medina A., at al. High temperature central tower plants for concentrated solar power // 2021 overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews. March 2022 Vol. 155, N111828.
7. Арноб А.А., Дудолин А.А. Повышение эффективности тепловой электростанции за счет гибридизации с солнечными технологиями // Вестник МЭИ 2023 №3. С. 73-81.
8. Ramaswamy M.A., Chandrasekaran V. S., Krishnan R., at al. Engineering Economic Policy Assessment of Concentrated Solar Thermal Power Technologies for India (CSTEP/E/7). Banaglore: CSTEP, 2012.
9. Gang X., Jing N., Haoran Xu, at al. Performance analysis of a solar power tower plant integrated with trough collectors. Applied Thermal Engineering. September 2022, Vol. 214, N118853.
10. Anil K., Umakanta S., Rathod BK.J. Solar Thermal Power Plant with Thermal Energy Storage // Energy Storage 08.2021. pp.31-80.
11. Karem E.E., Qiuwang Wang. Techno-economic assessment and optimization of the performance of solar power tower plant in Egypt's climate conditions // Energy Conversion and Management March 2023. Vol. 280, N15
12. Varun P.S., Siddharth Jain. Economic analysis of a large-scale solar updraft tower power plant. Sustainable Energy Technologies and Assessments. August 2023. Vol. 58,
13. Mohammad H.M., Ehsan B., Hadi G. Exploring the performance of an innovative integrated solar tower power plant with hydrogen generation and storage // International Journal of Hydrogen Energy. 25 December 2023. Vol. 48.
14. Jifeng S., Genben Y., Haiyu W., at al. Influence of sunshape and optical error on spillover of concentrated flux in solar thermal power tower plant. Energy. 1 October 2022. Vol. 256, N124633.
15. Петров, Г.Н., Ахмедов Х.М., Кабутов К., и др. Общая оценка ситуации в энергетике в мире и Таджикистане // Известия АН Республики Таджикистан. Отделение физико-математических, химических, геологических и технических наук - 2009. - № 2 (135). - С. - 101-111.
16. Цгоев Р.С. Солнечная башенная электростанция. Патент РФ на изобретение №2709007. Опубликовано 13.12.2019. Доступно по: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=41553374 Ссылка активна на 20 января 2024.
17. Хойла К.А., Малахов А.Н. Гелиоэлектростанции и актуальность применения солнечной энергии // Международная научная конференция "Горинские чтения. инновационные решения для АПК", Том 4. Белгородский государственный аграрный университет имени В.Я. Горина (Майский). -2023.
18. Попцова К.Э., Валиева Э.Г. Гелиоэлектростанции // Сборник материалов VI Международной научно-практической конференции, посвященной Дню космонавтики. В 3-х томах. Том 1. Красноярск: Сибирский государственный университет науки и технологий имени академика М.Ф. Решетнева, 2020. С. 523-524.
19. Рябов Г.А. Гибридные ТЭС с использованием солнечной энергии. Новые приложения технологии кипящего слоя // Энергетик. 2021. № 6. С. 20—24
20. Бутузов В.А. Перспективы Российской гелиоэнергетик // Энергосбережение, Москва: издательство «В2ВПринт»/ 2012/ №4, 72-74
21. Кирпичникова И.М., Махсумов И.Б., Нуроллахи Ю. Методика оценки потенциала солнечной энергетики в республике Таджикистан // Энергобезопасность и энергосбережение. Московский институт энергобезопасности и энергосбережения-2020г. ISSN: 2071-2219.
22. Li C, Zhai R, Yang Y. Optimization of a heliostat field layout on annual basis using a hybrid algorithm combining particle swarm optimization algorithm and genetic algorithm. Energies 2017. Vol. 10. рр.1-15.
Авторы публикации
Зокирзода Аминджон Рахмон - аспирант кафедры «Гидроэнергетика и возобновляемые источники энергии» НИУ МЭИ, г. Москва, Россия. ORCID*: https://orcid.org/0000-0003-3658-9809 E-mail: aminjon-95 [email protected]
Цгоев Руслан Сергеевич - д-р техн. наук, профессор кафедры «Гидроэнергетика и возобновляемые источники энергии» НИУ МЭИ, г. Москва, Россия. ORCID*: https://orcid.org/0000-0002-8116-5733 E-mail: [email protected]
References
1. Vissarionov V.I., Deryugina G.V., Kuznetsova V.A., at al. Solnechnaya ehnergetika: textbook for universities / edited by V.I. Vissarionov. Moscow: MPEI Publishing House, 2011. (In Russ).
2. Keicy A. Concentrated thermosolar energy: current context and future perspectives. Electrical Engineering, Federal University of Tocantins, Palmas, 2019: 8-23.
3. William B Stine and Michael, Geyer. Power from the Sun. [Online] 2001. [Cited:] http://www.powerfromthesun.net. [Electronic resource], (date of reference: 20.01.2024).
4. Srilakshmi G, Suresh NS, Thirumalai NC, at al. Preliminary design of heliostat field and performance analysis of solar tower plants with thermal storage and hybridisation. Sustain Energy Technol Assess 2017; 19:102-13. doi: 10.1016/j.seta.2016.08.001.
5. Francisco J. Jesús Guallar. Scaling Campo Code to Commercial Solar Tower Plants/AIP Conference Proceedings 2033, 210002 (2018)
6. Merchán R.P., Santos M.J., Medina A., at al. High temperature central tower plants for concentrated solar power // 2021 overview. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2022 155 (111828). https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111828.
7. Arnob A.A., Dudolin A.A. Increase of efficiency of thermal power plant due to hybridization with solar technologies // MPEI Bulletin 2023:3 DOI: https://doi.org/10.24160/1993-6982-2023-3-73-81. (In Russ).
8. Ramaswamy M.A., Chandrasekaran V. S., Krishnan R., at al. Engineering Economic Policy Assessment of Concentrated Solar Thermal Power Technologies for India (CSTEP/E/7). Banaglore: CSTEP, 2012.
9. Gang X., Jing N., Haoran Xu, at al. Performance analysis of a solar power tower plant integrated with trough collectors. Applied Thermal Engineering. 2022: 214(118853). https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2022.118853
10. Anil K., Umakanta S., Rathod BK.J. Solar Thermal Power Plant with Thermal Energy Storage // Energy Storage. 2021; 31-80 DOI: 10.1002/9781119555599.ch2
11. Karem E.E., Qiuwang Wang. Techno-economic assessment and optimization of the performance of solar power tower plant in Egypt's climate conditions. Energy Conversion and Management 2023;280(15). https://doi.org/10.1016/j. enconman.2023.116829
12. Varun P.S., Siddharth Jain. Economic analysis of a large-scale solar updraft tower power plant. Sustainable Energy Technologies and Assessments. 2023;58. https://doi. org/10.1016/j. seta.2023.103325.
13. Mohammad H.M., Ehsan B., Hadi G. Exploring the performance of an innovative integrated solar tower power plant with hydrogen generation and storage. International Journal of Hydrogen Energy. 2023;48(39271-39285). https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.07.056.
14. Jifeng S., Genben Y., Haiyu W., at al. Influence of sunshape and optical error on spillover of concentrated flux in solar thermal power tower plant. Energy. 2022;256(124633). https://doi.org/10.1016/j. energy.2022.124633
15. Petrov, G.N., Akhmedov H.M., Kabutov K., at al. General assessment of the situation in the energy sector in the world and Tajikistan // Proceedings of the Academy of Sciences of the Republic of Tajikistan. Department of physical, mathematical, chemical, geological and technical sciences. 2009;2(135):101-111. (In Russ).
16. Tsgoev R.S. Solar tower power plant. Рatent RUS №2709007. Published on 13.12.2019. Available at: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=41553374 Accessed 20 January 2024. (In Russ).
17. Hoyla K.A., Malakhov A.N. Helioelectric power plants and the relevance of solar energy application // International Scientific Conference "Gorin Readings. innovative solutions for agro-industrial complex", Vol. 4. Belgorod State Agrarian University named after V.Y. Gorin. - 2023. (In Russ).
18. Poptsova K.E., Valieva E.G. Helioelectric power plants. Proceedings of the VI International Scientific and Practical Conference devoted to the Day of Cosmonautics. In 3 volumes. Vol. 1. Krasnoyarsk: Siberian State University of Science and Technology named after Academician M.F. Reshetnev. 2020; 523524. (In Russ).
19. Ryabov G.A. Hybrid TPPs using solar energy. New applications of fluidized bed technology // Energetik. 2021:6(20-24). (In Russ).
20. Butuzov V.A. Perspectives of Russian helioenergetics.-Energosberezhenie, Moscow: publishing house "V2VPrint". 2012;4(72-74). (In Russ).
21. Kirpichnikova I.M., Makhsumov I.B., Nourollahi Y. Methodology for assessing the potential of solar energy in the Republic of Tajikistan. Energobezopasnost' i energosberezhenie. Moscow Institute of Energy Security and Energy Saving. 2020;2071-2219. DOI: 10.18635/2071-2219-2020-3-25-34. (In Russ).
22. Li C, Zhai R, Yang Y. Optimization of a heliostat field layout on annual basis using a hybrid algorithm combining particle swarm optimization algorithm and genetic algorithm. Energies 2017;10:1-15. https://doi.org/10.3390/en10111924.
Authors of the publication
Zokirzoda Aminjon Rahmon - National Research University «Moscow Power Engineering Institute», Moscow, Russia. ORCID*: https://orcid.org/0000-0003-3658-9809 E-mail: aminjon-95 [email protected]
Ruslan S. Tsgoev - National Research University «Moscow Power Engineering Institute», Moscow, Russia. ORCID*: https://orcid.org/0000-0002-8116-5733 E-mail: [email protected]
Шифр научной специальности:2.4.5. Энергетические системы и комплексы
Получено 29.02.2024 г.
Отредактировано 23.05.2024 г.
Принято 03.06.2024 г.
