فهرست مطالبفصل1 . مقدمه. 11-1. اهمیت و ضرورت انجام طرح.. 11-2. نیروگاههای حرارتی خورشیدی.. 81-3. معرفی نیروگاه برج مرکزی و سابقهی آن.. 101-4. کارهای انجام شده.. 141-5. هدف و روش .. 16فصل2 . طراحی بخش های مختلف نیروگاه. 182-1. بررسی شرایط محیطی و آب و هوا.. 182-1-2. فشار محیط.. 192-1-3. دمای محیط.. 192-1-4. شدت تابش خورشید.. 202-2. مدل سازی هوای محیط.. 202-2-2. خواص ترمودینامیکی و فیزیکی هوا.. 212-2-2-1. ظرفیت گرمایی [17].. 212-2-2-2. ویسکوزیته.. 222-2-2-2-1. مدل سادرلند با دو ثابت.. 222-2-2-2-2. قانون سادرلند با سه ثابت.. 232-2-2-2-3. قانون توانی.. 232-2-2-3. هدایت حرارتی.. 232-2-2-4. چگالی هوا.. 242-3. مزرعهی خورشیدی.. 242-3-1. راندمان مزرعهی خورشیدی.. 252-3-1-1. بلاک و شادو.. 262-3-1-2. اثر کسینوسی.. 272-3-1-3. راندمان بازتابش . 292-3-1-4. راندمان تمیزی سطح هلیوستات .. 292-3-1-5. راندمان اتلافات جوی .. 292-3-2. طراحی مزرعهی خورشیدی.. 292-3-2-1. نیروگاههای سایز کوچک (<10 MWel).. 302-3-2-2. نیروگاه های سایز متوسط و بزرگ ( >10MWel).. 322-3-2-3. تفسیر چینش هلیوستاتها.. 342-4. طراحی رسیور .. 352-4-1. انواع رسیور و خصوصیات آنها :.. 352-4-2. اصول حرارتی و ترمودینامیکی برای طراحی رسیور.. 392-4-2-1. اتلافات بازتابش:.. 402-4-2-2. اتلافات جابجایی.. 402-4-2-3. اتلافات تشعشعی:.. 422-4-3. روش طراحی.. 422-4-3-2. راه حل اول.. 442-4-3-3. راه حل دوم.. 482-5. طراحی نیروگاه بخار برای نیروگاه خورشیدی.. 482-2.سیکل ترکیبی .. 482-5-1. نیروگاه های برج خورشیدی با سیکل مولتن سالت.. 512-5-1-1. طراحی HRSG.. 512-5-1-2. مدل سازی توربین بخار.. 532-5-2. مدل سازی کندانسور و پمپ.. 542-6. طراحی سیستم ذخیره ساز.. 56فصل3 . آنالیز اقتصادی. 573-1. هزینهی سرمایه گذاری.. 573-1-1. هزینه های مربوط به زمین[4].. 573-1-2. هزینهی هلیوستات.. 573-1-3. هزینهی برج و رسیور.. 613-1-4. هزینهی بخش نیروگاهی شامل ذخیره ساز، توربین بخار، ژنراتور و بخش کنترل.. 62فصل4 . نتیجه گیری و پیشنهادات. 734-1. نتیجه گیری .. 734-2. پیشنهادات .. 77مراجع. 78 فهرست شکلشکل1-1. میزان کل مصرف گاز سالانهی کشور در سال های مختلف [1] 2شکل1-2. نوسانات قیمت گاز طبیعی بر حسب (Dollars per Thousand Cubic Feet) تا سال 2012 [2]. 2شکل1-3. سهم نیروگاههای مختلف در تولید برق ایران در سال 1383 [3] 4شکل1-4. سهم نیروگاههای مختلف در تولید برق ایران در سال 1390[1] 5شکل1-5. نقشهی شدت تابش خورشید در نقاط مختلف کشور. 7شکل1-6. تابش خورشید در نقاط مختلف اروپا و کشور اسپانیا 8شکل1-7. انوع متمرکز کنندههای خورشیدی [4]. 9شکل1-8. نمای شماتیکcyclesPressurized air [4]. 12شکل1-9. نمای شماتیک cyclesAtmospheric air [4]. 12شکل1-10. نمای شماتیک Molten salt cycles [4]. 13شکل1-11. نمای شماتیک نیروگاه تولید بخار به طور مستقیم [4] 14شکل1-12. قسمتی از نتایج [7] در محاسبهی کانتورهای دمایی در یک رسیور 15شکل2-1. نمای شماتیک هلیوستات. 24شکل2-2. پدیدهی Blocking & shadowing [15]. 26شکل2-3. الگوی radial stagger. 27شکل2-4. اثر کسینوسی. 28شکل2-5. شماتیکی از زاویههای مهم در طراحی هلیوستاتها [12] 29شکل2-6. طرح مزرعهی خورشیدی برای نیروگاه 48 مگاوات حرارتی طراحی شده توسط نرم افزار MATLAB بر اساس بیشترین راندمان سالیانه.. 31شکل2-7. طرح مزرعه ی خورشیدی اصلاح شده برای نیروگاه 48 مگاوات حرارتی طراحی شده توسط نرم افزار MATLAB بر اساس بیشترین راندمان سالیانه. 32شکل2-8. طرح مزرعهی خورشیدی برای نیروگاه 180 مگاوات حرارتی در پیک، طراحی شده توسط نرم افزار MATLAB بر اساس بیشترین راندمان سالیانه. 33شکل2-9. طرح مزرعهی خورشیدی برای نیروگاه 180 مگاوات حرارتی در پیک، طراحی شده توسط نرم افزار MATLAB بر اساس بیشترین راندمان در تابستان. 34شکل2-10. مزرعهی خورشیدی نیروگاه Gemasolar با 120 مگاوات حرارتی[4] 35شکل2-11. Tubular Receiver. سمت چپ رسیور اکسترنال و سمت راست رسیور حفره ای. 37شکل2-12. رسیور Falling-film.. 38شکل2-13. نمای شماتیک از یک رسیور Solid particle. 38شکل2-14. شماتیکی از اتلافات حرارتی در رسیور. 39شکل2-15. نمایی از تقسیم بندی رسیور به 18 پنل. 43شکل2-16. شماتیکی از رسیور سه بعدی. 44شکل2-17. شماتیکی از رسیور با جزئیات طراحی به همراه هر پنل [8] 44شکل2-18. شماتیکی از مقاومت حرارتی بین سیال و دیواره. 46شکل2-19. شماتیکی از پنلهای طراحی شده. 47شکل2-20. نمودار انتقال حررت بر حسب دما. 49شکل2-21. تأثیر حرارت اتلافی و نقطه ی پینچ بر روی راندمان و قدرت خروجی 49شکل2-22. دیاگرام دما/ حرارت برای بویلربازیاب تک مرحله ای در فشارهای متفاوت. 50شکل2-23. تأثیر فشار بخار زنده بر روی دمای گاز خروجی از بویلر بازیاب 50شکل2-24. تأثیر فشار بخار زنده بر روی اتلاف حرارتی کندانسور 51شکل2-25. شماتیکی از سیستم خنک کاری هوایی[26]. 55شکل2-26. شماتیکی از سیستم خنک کار برج تر [26]. 55شکل3-1. تاثیر افزایش مساحت و تعداد هلیوستات بر هزینه های تولید [4] 58شکل3-2. سیکل توربین گاز نرخ تنزیل 17%، نرخ افزایش هزینه12% و نرخ افزایش درآمد 12% با احتساب سود ناشی از اسقاط. 71شکل3-3. نیروگاه برج خورشیدی نرخ تنزیل 17%، نرخ افزایش هزینه 12% و نرخ افزایش درآمد 12% با احتساب سود ناشی از اسقاط. 71شکل3-4. نیروگاه فتوولتاییک نرخ تنزیل 17%، نرخ افزایش هزینه 12% و نرخ افزایش درآمد 12% با احتساب سود ناشی از اسقاط. 72شکل3-5. مقایسه افزایش هزینهی اولیه با نرخ تنزیل 17%، نرخ افزایش هزینه 12% و نرخ افزایش درآمد 12% با احتساب قیمت سوخت داخلی و سود ناشی از اسقاط. 72شکل4-1. راندمان کسینوسی برای ردیف 21 هلیوستات ها در فاصله ی 266 متری از پایه ی برج مطابق با مختصات خورشید در اول مرداد ماه. 75شکل4-2. نمودار راندمان اتلافات جوی در مزرعهی خورشیدی برای دو شرایط آب وهوایی صاف (دید25کیلومتر) و مه آلود(دید 5 کیلومتر). 75شکل4-3. شار دریافتی پنل های دریافت کننده ی مرکزی در روز پانزدهم خرداد در ساعت 12 ظهر خورشیدی. 76شکل4-4. نمودار تغییرات دمای سطح و مولتن سالت در دریافت کننده ی مرکزی 76 فهرست جداولجدول1-1. .مصرف گاز طبیعی در بخشهای مختلف به تفکیک نوع مصرف طی سالهای 1384-1390 (میلیون متر مکعب) [1]. 3جدول1-2. . درصد مصرف گاز طبیعی در بخشهای مختلف به تفکیک نوع مصرف طی سالهای 1384-1390 (میلیون متر مکعب)[1]. 3جدول1-3. مشخصات نیروگاه بخار ایران مرتب شده بر اساس سال بهره برداری [3] 5جدول1-4. مقایسهی مشخصات کلی نیروگاههای CSP [5]. 10جدول2-1. شرایط آب و هوایی استانهای دارای پتانسل بالا برای احداث نیروگاه خورشیدی برج مرکزی[13]. 19جدول2-2. درصد ترکیبات مولی هوا [16]. 21جدول2-3. ضرایب برای محاسبه ی گرمای ویژهی گازهای ایدهآل 21جدول2-4. پارمترهای طراحی بویلربازیاب حرارتی. 52جدول3-1. ثابتهای معادلهی هزینههای هلیوستات[4]. 59جدول3-2. ثوابت هزینههای غیر مستقیم[4]. 60جدول3-3. هزینههای مربوط به سیکل خورشیدی. 62جدول3-4. هزینهی سیکل بخار. 63جدول3-5. هزینهی احداث نیروگاه خورشیدی برج مرکزی. 63جدول3-6. هزینههای پایه ی محاسباتی. 64جدول3-7. هزینههای ساخت یک نیروگاه گازی 19 مگاواتی. 64جدول3-8. هزینهی ساخت یک نیروگاه PV با 18 مگاوات [28]. 64جدول3-9. میزان سود فروش برق برای نیروگاههای مختلف. 65جدول3-10. میزان بازگشت سرمایه در نیروگاه گازی با قیمتهای سوخت جهانی 66جدول3-11. میزان بازگشت سرمایه در نیروگاه گازی با قیمتهای سوخت و برق ایران (52 تومان به ازای هر کیلوات ساعت). 67جدول3-12. میزان بازگشت سرمایه برای نیروگاه برج خورشیدی 68جدول3-13. میزان بازگشت سرمایه برای نیروگاه فتوولتاییک 69جدول3-14. مقایسه بین نیروگاه ها با نرخ تنزیل 17%، نرخ افزایش هزینه 12% و نرخ افزایش درآمد 12% با احتساب قیمت سوخت داخلی و سود ناشی از اسقاط (بدون احتساب سود ناشی از صرفه جویی CO2). 70جدول4-1. اطلاعات کلی مزرعهی خورشیدی. 73جدول4-2. اطلاعات فیزیکی دریافت کننده مرکزی. 73جدول4-3. اطلاعات ترمودینامیکی دریافت کننده مرکزی. 74جدول4-4. اطلاعات نیروگاه برج خورشیدی در ایران (شهر اهواز) 74 فصل1 . مقدمه1-1. اهمیت و ضرورت انجام طرحدر جهان امروز که مصرف انرژی سیر صعودی دارد و نیاز به انرژی در کشور و جهان رو به افزایش است(شکل1-1)،تغییر رویکرد در تأمین انرژی از منابع تجدیدناپذیر مانند سوختهای فسیلی و هستهای، به منابع تجدیدپذیر یک ضرورت میباشد.در سالهای اخیر قیمت جهانی سوخت گاز رو به افزایش بوده است( شکل1- 2). این افزایش سوخت با توجه به بحرانهای جهانی اقتصادی در حال نوسان میباشد.امروزه در یک نگاه سطحی به دلیل وفور و ارزانی منابع تجدیدناپذیر مانند گاز طبیعی در کشور، پرداختن جدی به انرژیهای تجدیدپذیر و سرمایه گذاری در این بخش غیر منطقی به نظر میرسد، اما با بررسی عمیقتر این موضوع و همچنین نگاه به گذشته و آینده متوجه میشویم که اولاً رو به پایان بودن انرژیهای فسیلی یک واقعیت انکار ناشدنی است و در آیندهی نهچندان دور سوختهای فسیلی نمیتوانند تأمین کنندهی نیاز انرژی بشر باشند. پس حرکت به سوی استفاده از انرژیهای تجدیدپذیر اجتنابناپذیر است و دیر یا زود مجبور خواهیم بود که جایگزینی مناسب برای سوختهای فسیلی پیدا کنیم از این رو باید روند جایگزین کردن انرژیهای فسیلی با منابع انرژیهای پاک و قابل اطمینان هر چه سریعتر آغاز شود. ثانیاً همانطور که اشاره شد همواره در دهههای اخیر بهای سوختهای فسیلی با افزایش میزان تقاضا و با توجه به محدود بودن آنها در حال افزایش بوده و این روند با شدت بیشتر در آینده نیز برقرار خواهد بود(شکل1-1) و این در حالی است که این منابع جزء سرمایههای ملی و تاثیر گذار در زمینههای گوناگون هستند از اینرو مصرف داخلی سوختهای فسیلی به شکل کنونی و با این روند افزایشی به معنای به هدر دادن آنهاست (جدول 1-1). از نگاهی دیگر استفاده از سوختهای فسیلی بحران جدی گرمایش زمین که یک خطر جهانی است و ناشی از افزایش گازهای گلخانهای در جو میباشد را بوجود آورده است. لذا ضرورت تغییر این روند بیش از پیش احساس میشود. مجموعهی این عوامل باعث شده است که کشورهای پیشرفته و حتی کشورهای در حال توسعهی جهان با توجه به شرایط و پتانسیلهای موجود در کشور خود در حال سرمایه گذاری در بخش انرژیهای تجدیدپذیر مانند نیروگاههای خورشیدی، بادی، زمین گرمایی و ... میباشند. میتوان مصرف سوخت گاز در کشور را از سال 1384 تا 1390 درجدول 1-1مشاهده نمود. جدول1-1. مصرف گاز طبیعی در بخش های مختلف به تفکیک نوع مصرف طی سالهای 1384-1390 (میلیون متر مکعب) [1]جدول1-2. درصد مصرف گاز طبیعی در بخش های مختلف به تفکیک نوع مصرف طی سالهای 1384-1390 (میلیون متر مکعب)[1] با توجه به جداول بیان شده میتوان نرخ افزایش مصرف سوخت در نیروگاههای ایران را با توجه به درخواست افزایش تولید برق مشاهده نمود. استفاده از نیروگاههای تجدیدپذیر در شبکهی برق کشور بسیار ناچیز میباشد (شکل1-3).روند پیش رو روندی مطلوبی نخواهد بود و با افزایش تولید گازطبیعی در ایران باز هم نخواهیم توانست شاهد رشد سود ناشی از صادرات باشیم. همچنین فرسوده بودن نیروگاههای کشور در تولید توان موجب افزایش مصرف سوخت شده است در جدول1-3 کارکرد نیروگاههای بخار با عمر بالای 30 سال با رنگ قرمز نشان داده شده است که نزدیک به 62/52 % از نیروگاههای بخار کل کشور را به خود اختصاص دادهاند و نیروگاههای با عمر بین 25 الی 30 سال در این جدول با رنگ زرد مشخص شده است در مجموع نیروگاههای بخار بالای 25 سال کارکرد 42/68% از کل نیروگاههای بخار را تشکیل میدهند که نشان از فرسوده بودن نیروگاههای بخار کل کشور است که این امر موجب بالا رفتن مصرف سوخت نیروگاهها میشود و میزان تولید توان را نیز به واسطهی فرسوده بودن کاهش میدهد. شکل 1-3. سهم نیروگاه های مختلف در تولید برق ایران در سال 1383 [3]شکل 1-4. سهم نیروگاه های مختلف در تولید برق ایران در سال 1390[1]جدول1-3. مشخصات نیروگاه بخار ایران مرتب شده بر اساس سال بهرهبرداری [3]نام نیروگاهمحل احداثسال بهره برداریتعداد واحدظرفیت هر واحدمجموعراندمان (%)کارخانه سازندهطرشتتهران133845/12507/21آلستومبعثتتهران1346-134735/825/2471/29جنرال الکتریکاسلام آباداصقهان134813531359-1367مجموع21255/37120320-75120640825 2/36 جی.ای.ئیشهید منتظر قائمکرج52-1350447/15688/6354/34جنرال الکتریکلوشان (شهید بهشتی)گیلان135221202406/36ک.و.یونیونزرندکرمان1352230608/24اسپی باتین یولمشهدمشهد53-13522601209/28اشکودانکا (شهید سلیمی)نکا60-1358444017405/35براون باوریاهواز (رامین)اهواز78-1358632012804/42تکنوبروم اکسپورتبندرعباسبندرعباس64-1359432012800/34جی.ای.ئیشهید منتظریاصفهان78-1363820016007/35تکنوبروم اکسپورتتوسمشهد66-136441506000/35برائن باوریتبریزتبریز68-136523687368/35آلستومشهید رجائیقزوین1371425010005/30میتسوبیشیبیستونکرمانشاه137323206407/36جی.ای.ئیشهید مفتح (غرب)همدان1373425010005/35میتسوبیشیایرانشهرایرانشهر82-13744642567/29اشکوداشازنداراک80-1379432513005/42دی.ای.سیسهندتبریز84-138323256508/34اس.ئی.سی میزان بالا و ثبات انرژی خورشیدی این منبع انرژی را در حال حاضر به یکی از اصلیترین و مناسبترین انرژیهای تجدیدپذیر جهت استفاده تبدیل کرده است. باید توجه داشت که میزان انرژی تابشی خورشید در تمام نقاط جهان یکسان نیست و استفادهی وسیع از این منبع لایزال مشروط به شدت تابش مناسب انرژی خورشیدی در منطقهی مورد استفاده است. با توجه به موقعیت جغرافیایی و شرایط محیطی، خوشبختانه انرژی خورشید با شدت بالایی در کشور وجود دارد (شکل1-5). و این امر ایران را به یکی از مستعدترین نقاط دنیا برای بهره برداری از انرژی خورشید تبدیل کرده است. البته بهره برداری از انرژی خورشیدی در ایران در حال انجام است، اما این میزان در مقایسه با استفاده از انرژی حاصل از سوختهای فسیلی بسیار ناچیز است. در زمینهی تولید برق در کشور تا کنون از نیروگاههای آیینه سهموی مانند نیروگاه 250 کیلوواتی شیراز و صفحات فتوولتاییک استفاده شده است. این تناسب تولید توان در کشورهایی مانند آلمان که از شدت تابش خورشیدی به مراتب کمتر از ایران برخوردار هستند کاملا متفاوت بوده به گونهای که تا پایان سال 2020، 30% کل برق این کشور از انرژی تجدیدپذیر و عمدتا انرژی خورشیدی تأمین میشود[29] شکل1-5 نقشهی مقدار تابش خورشید در کشور ایران و شکل1-6 میزان تابش خورشید در اروپا را نشان میدهد.شکل 1-5. نقشهی شدت تابش خورشید در نقاط مختلف کشورشکل 1-6. تابش خورشید در نقاط مختلف اروپا و کشور اسپانیایکی از اصلیترین مشکلات نیروگاههای خورشیدی رایج در کشور ایران (فتوولتاییک و آیینه سهموی) فاکتور ظرفیت پایین آنها است به این معنا که این نیروگاهها قابلیت بالایی در ذخیرهی انرژی خورشید برای استفاده در ساعات نبود خورشید یعنی در طول شب و روزهای ابری و نیمه ابری را ندارند و در خلال ساعات ذکر شده عملاً بلا استفادهاند. این امر باعث شده که با توجه به هزینهی بالای صرف شده، این نیروگاهها بازده ترمودینامیکی و اقتصادی پایینی داشته باشند.به طور کلی نیروگاههای خورشیدی را میتوان به دو دستهی نیروگاههای حرارتی خورشیدی و همچنین نیروگاههای فتوولتاییک تقسیم بندی کرد. نیروگاههای فتوولتاییک از نظر فنی و اقتصادی تقریباً توسعه یافتهاند. ولی نیروگاههای حرارتی خورشیدی به خصوص در کشور ایران کمتر شناخته شدهاند و کار بر روی آنها به صورت جدی انجام نشده است. لذا در ادامه به معرفی و مقایسهی نیروگاههای حرارتی خورشیدی پرداختهایم.1-2. نیروگاههای حرارتی خورشیدینیروگاههای حرارتی خورشیدی[1] (STE) عمدتاًًَ در چهار نوع فنآوری متمرکز کننده انرژی خورشیدی [2](CSP) خلاصه میشوند، در اینجا این چهار نیروگاه و میزان تولید آنها طبق آماری که در سال 2011 در سرتاسر جهان بیان شده است، معرفی شدهاند[4]:نیروگاههای PDC وLFC نیاز به یک سیستم ردیابی تک محوری دارند. (شکل 1-7 را ببینید). نسبت تراکم پرتو خورشید در آنها کمتر از 100 برابر باقی میماند و اجازه نمیدهد تا دمای عملکرد آنها بیشتر از 550 [° C] باشد. (جدول 1-4را ببینید). از سوی دیگر، سیستمهای دیشسهموی و برج مرکزی نور خورشید را در یک نقطه متمرکز میکنند که این امر به واسطهی یک سیستم ردیابی دو محوری صورت میپذیرد به همین دلیل آنها میتوانند به تمرکز پرتو خورشید تا 1500 برابر و دمایی تا 1500 درجه سانتیگراد دست یابند و در نتیجه سیستم های دیش سهموی و برج مرکزی با توجه به چرخه کارنو دارای راندمان بیشتری نسبت به نیروگاههای آیینه سهموی و فرنسل هستند.