Naphőerőművekben rejlő lehetőségek modellalapú vizsgálata

Átírás

1 BUDAPESTI MŰSZAKI ÉS GAZDASÁGTUDOMÁNYI EGYETEM GÉPÉSZMÉRNÖKI KAR ENERGETIKAI GÉPEK ÉS RENDSZEREK TANSZÉK MAYER MARTIN JÁNOS Naphőerőművekben rejlő lehetőségek modellalapú vizsgálata Konzulens: Dr. Bihari Péter egyetemi docens Budapest, 2015

2 TARTALOMJEGYZÉK Összefoglaló... 3 Abstract Bevezetés Naphőerőművek elterjedése Naphőerőművek típusai és felépítésük Modellalkotás A Nap helyzete Hőtermelés modellezése Parabolavályús napkollektor modellje Heliosztát mező modellje Rankine-körfolyamat modellje Tároló modellje Tervezési számítások Parabolavályús kollektoros naphőerőmű tervezése Naptornyos naphőerőmű tervezése Parabolavályús és naptornyos naphőerőművek összehasonlítása Szimulációs vizsgálati eredmények Éves energiatermelés számítása Energiatárolás hatása Kapcsolt hőtermelés lehetősége Termelés időbeli megoszlása Összefoglalás, következtetések Irodalomjegyzék Függelék... 56

3 ÖSSZEFOGLALÓ A naphőerőművek a közvetett villamosenergia-termelés eszközei, melyekben a napsugárzást első lépésben hővé alakítják, majd ebből termodinamikai körfolyamattal állítanak elő villamos energiát. A jó hatásfokú energiaátalakításhoz szükséges kellően magas hőmérsékletet a napsugárzás koncentrálásával érik el. Bár a naphőerőművek napjainkban még csak igen kis részarányt képviselnek a világ energiatermelésében, az elmúlt években beépített teljesítményük dinamikus növekedésnek indult, mely előrevetíti jelentőségük jövőbeli várható növekedését. Az erőműveket általánosan a hőtermelés módja szerint csoportosítják, a két leggyakoribb típus pedig a parabolavályús és naptornyos naphőerőmű, munkám során ezek vizsgálatával foglalkoztam. A villamosenergia-termelés mindkét esetben Rankine-körfolyamat segítségével történik. Naphőerőművekben gazdaságos és általánosan elterjedt lehetőség egy nagyméretű hőtároló beépítése a körfolyamat elé, mellyel akár egész napos folyamatos energiatermelés is biztosítható, valamint jelentősen javul az erőmű szabályozhatósága, rendelkezésre állása és kihasználási tényezője. Vizsgálataim eszközéül a naphőerőművek modellezését választottam, melyekkel kellő pontossággal leírható a különböző naperőművek működése. A modellalkotás első része a Nap pályájának, majd a kollektorok és tükrök működésének és veszteségeinek pontos leírása, melyek együttesen lehetővé teszik a termelt hő mennyiségének meghatározását. A Rankinekörfolyamat modelljét általános termodinamikai összefüggések és gyakorlati tapasztalatok alapján készítettem el. A modellek alapján Matlab környezetben szimulációs programot készítettem, amely szerteágazó vizsgálatok elvégzését tette lehetővé. A modellek alapján fontos jellemzők optimalizálását és az egyes részegységek megfelelő méretezését is elvégeztem, így további vizsgálataim egy jól megtervezett rendszerre vonatkozó eredményeket szolgáltattak. Az erőmű működését alapvetően befolyásoló sugárzás és külső hőmérséklet függvényében vizsgáltam annak hatásfokát és üzemi jellemzőit, amelyből jól láthatóak a rendszer számára ideális környezeti körülmények. Meteorológiai adatbázisok alapján az éves energiatermelés előrejelzését is elvégeztem, amely nélkülözhetetlen a gazdaságossági számításokhoz. Megvizsgáltam a kapcsolt hőtermelés lehetőségét is, valamint a termelt hő lehetséges hasznosítási módjait a nyári, jellemzően kis hőigényű időszakban. A termelt energia mennyiségének időbeli eloszlását is vizsgáltam különböző tárolási stratégiák mellett, amelynek jelentősége van az erőmű villamosenergia-rendszerbe illesztése 3

4 szempontjából. A számításokat a naphőerőművek számára ideális országokra és Magyarországra egyaránt elvégeztem, amelyből látható, hogy a hazai lehetőségek milyen mértékben térnek el a nemzetközitől. Összehasonlítást végeztem a legjelentősebb konkurens technológiával, a szintén napenergiából villamos energiát előállító napelemes rendszerekkel, és ahhoz viszonyítva is bemutattam a naphőerőművek előnyeit és hátrányait. 4

5 ABSTRACT Solar thermal power plants are used for indirect electricity production, where the solar radiation is converted to heat that is used for electricity production by a thermodynamic cycle. The radiation is typically concentrated by mirrors in order to ensure a sufficiently high temperature needed for an efficient energy conversion, this technology is called concentrating solar power (CSP). CSP plants only represent a small portion in the global electricity production, but the dynamic increase of their installed capacity in the last several years predicts their increasing importance in the future. CSP plants are generally classified based on the solar field used for the heat production, where the two most important types are the parabolic trough and the solar tower power plants. The electricity is produced using a Rankine-cycle in both cases. Installing a large thermal energy storage is common in these plants, which can enable an all day long electricity production. The storage also improves the dispatchability, availability and the capacity factor of the plant. The analyses were performed based on simulation models describing the operation of the CSP plants with a pretty good accuracy. The model calculates the position of the sun in the sky and the effectiveness and losses of the solar field in order to determine the amount of heat produced. The Rankine-cycle is modelled based on general thermodynamic equations and practical experiences. A simulation program was created in Matlab, which is able to perform a wide range of calculations and analyses. The values of several operating parameters and the size of the different components were optimised based on the models, which ensued that all further calculations apply for a welldesigned system. The efficiency of the plant was determined in different operating conditions as a function of the main weather characteristics, the solar irradiance and the ambient temperature. The prediction of the expected annual energy production was performed based on meteorological databases, which is very important in economic calculations. The possibility of combined heat and power generation was also assessed. The temporal distribution of the electricity production was analysed in cases of different storage strategies, which has a significant importance in the grid integration of the power plants. The main calculations were performed both for Hungary and other countries with better condition for the CSP plants, which showed the differences between the Hungarian and international viability of the technology. The results were compared with similar data of typical 5

6 photovoltaic systems, which highlighted the main advantages and disadvantages of both competing technologies. 6

7 1. BEVEZETÉS A megújuló energiaforrások egyre nagyobb arányú hasznosítása komoly célkitűzés napjainkban a klímaváltozás elleni küzdelem és a fenntartható fejlődés elősegítése érdekében. Az Európai Bizottság as irányelve 2020-ig az üvegházhatású gáz kibocsátás 20%-os csökkentését, az energiahatékonyság 20%-os javítását valamint a megújuló energiaforrások részarányának 20%-ra növelését tűzi ki célul [1]. A 2030-ra vonatkozó célkitűzésekben a fenti eredmények további növelését célozzák, 40%-os üvegházhatású gáz kibocsátás csökkentéssel, 27% energiahatékonyság javítással és 27%-os megújuló részaránnyal [2], és még ezek az előrejelzések is mérsékeltnek mondhatóak bizonyos zöld szervezetek által javasolt értékekhez képest. A következő évtizedekben tehát az Európai Unióban a megújuló energiaforrások hasznosításának az elmúlt években tapasztalhatóhoz hasonló, vagy még nagyobb ütemű növekedése várható. A megújuló alapú villamosenergia-termelés legolcsóbb és a villamosenergia-rendszer szabályozása szempontjából is legkedvezőbb módja a vízenergia hasznosítása, gazdaságossága miatt azonban az európai vízenergia potenciál legnagyobb részét már kihasználják, így további jelentős bővülésre már nincs lehetőség. A biomassza jól használható akár hagyományos hőerőművek tüzelőanyagaként is, környezeti okokból azonban villamosenergia-termelésre alapvetően a hulladék jellegű biomasszát érdemes hasznosítani, mely tekintetben bár még van lehetőség fejlődésre, a mennyiség itt is korlátozott. A geotermikus hőforrások mérsékelt hőmérséklete miatt Európa legnagyobb részén hő formájában történő felhasználásuk gazdaságos, így jelentős mértékű geotermikus villamosenergia-termelő kapacitás kiépülése szintén nem valószínűsíthető a következő évtizedekben. A megújuló alapú villamosenergiatermelés tervezett növekedése tehát alapvetően a szél- és napenergia alapú termelőkapacitás bővítésén fog alapulni, melyek azonban időjárásfüggő, sztochasztikus termelésük miatt hálózati nehézségeket okozhatnak nagyarányú elterjedés esetén. Az időjárásfüggő megújuló termelés ingadozásának kiegyenlítésére jelentős mennyiségű tartalék és szabályozó kapacitás szükséges, amely többlet költségeket eredményez, valamint a szabályozó erőművek fosszilis tüzelőanyagfelhasználása miatt az üvegházhatású gázok kibocsátásának csökkenése is alacsonyabb lesz a vártnál. E negatív járulékos hatások csökkentésének egyik lehetséges módja az energiatárolás megvalósítása, villamos energia esetében azonban a nagy mennyiségű energia hosszú idejű tárolására még nincs gazdaságos megoldás. Másik lehetőség olyan megújuló alapú erőművek létesítése, melyek bizonyos korlátok közt szabályozhatóak, ilyenek például a naphőerőművek. 7

8 1.1. Naphőerőművek elterjedése A napenergia villamosenergia-termelésre történő hasznosításának két alapvető módja a közvetlen energiaátalakítás napelemek segítségével és a közvetett energiaátalakítás naphőerőművekben. A napelemek nagy előnye az egyszerűségük és a viszonylag alacsony költségeik, melyek következtében beépített teljesítményük az elmúlt évtizedben világszinten jelentősen megnövekedett, 2014 végére meghaladta a 178 GW-ot [3]. A naphőerőművekben a jó hatásfokú villamosenergia-termeléshez szükséges magas hőmérsékletet a napsugárzás koncentrálásával érik el, innen ered a technológia általánosan használt rövidítése is: CSP (Concentrating Solar Power). A naphőerőművek világszintű összes beépített teljesítménye 2015 márciusára meghaladta a 4,5 GW-ot, melynek legnagyobb része két országban, az Egyesült Államokban és Spanyolországban található. Az első naphőerőmű a 1984 és 1990 között létesült Kaliforniában SEGS (Solar Electric Generating Station) néven, mely összesen kilenc egységből áll, együttesen 354 MW beépített teljesítménnyel. A következő naphőerőmű hosszú szünet után, 2006-ban épült csak fel Spanyolországban, ez azonban egy máig tartó folyamatos fejlődés kiindulópontja volt [5]. A CSP erőművek napsugárzásból első lépésben hőt termelnek, melyből leggyakrabban a hagyományos hőerőművekből is jól ismert Rankinekörfolyamat segítségével állítanak elő villamos energiát. A közvetett energiaátalakítás bonyolultabb rendszert eredményez, azonban több olyan lehetőséget is megnyit, melyekre napelemes rendszerek esetében nincs mód, viszont jelentősen növelheti az erőmű gazdaságosságát. A hő formájában történő energiatárolás alacsony veszteségek mellett és hosszú ideig is gazdaságosan megvalósító, így akár egész napos folyamatos energiatermelés is lehetővé válik. A tárolás segítségével a naphőerőművek a termelt energiát menetrend szerint tudják a hálózatba táplálni, így piaci körülmények között kedvezőbb áron tudják azt értékesíteni a menetrendet tartani nem képes napelemes rendszerekhez képest. A tárolás emellett lehetőséget teremt az energiatermelés csúcsidőszakba történő eltolására, amikor a villamos energiát a nagyobb igények miatt magasabb áron lehet értékesíteni. Bizonyos időszakokban a kellő méretű tárolóval rendelkező naphőerőművek akár kapacitást is értékesíthetnek, illetve megjelenhetnek a szabályozási energia piacán is, ahol a termelt energiát még nagyobb áron adhatják el, így az erőmű a rendszerszintű szolgáltatásokból is jelentős bevételre tehet szert. Ezekre természetesen csak akkor van lehetőség, amikor napi szinten elegendő sugárzás áll rendelkezésre a tároló feltöltésére, így hosszan tartó borult időjárás esetén a naphőerőművek is kénytelenek megszakítani működésüket, szükség esetén póttüzelés beépítésével azonban ezek 8

9 az időszakok is áthidalhatóak. A naphőerőművekben kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés is kialakítható, ekkor az erőműnek a termelt hő értékesítéséből is származnak bevételei. Tisztán a villamosenergia-termelést tekintve a naphőerőművek igen jelentős beruházási költségük miatt magasabb egységköltséggel termelnek energiát a napelemekhez képest, ennek ellenére a fent bemutatott többletbevételek miatt mégis versenyképesek lehetnek. A jelenlegi megújuló energiatermelés támogatási rendszer azonban Magyarországon és a legtöbb európai országban egyaránt egy fix, támogatott átvételi ár biztosítását jelenti, amely mellett a naphőerőművek rendszerszintű előnyeiket nem képesek gazdasági haszonná alakítani. A napelemes rendszerek és a naphőerőművek beépített teljesítményében jelentkező nagyságrendi eltérés is részben ennek a támogatási formának köszönhető. Hosszú távon, egy megújuló energiaforrásokat és főleg napenergiát nagy arányban hasznosító energiarendszerben azonban a naphőerőművek felvázolt előnyei egyre fontosabbá és kifizetődőbbé válnak, amely a technológia fejlődéséből fakadó költségcsökkenés mellett elősegítheti még nagyobb arányú és szélesebb körű elterjedésüket. A CSP naphőerőművek fontos jellemzője, hogy csak a direkt sugárzást hasznosítják, mivel a tükrök csak egy adott irányból érkező sugárzást képesek a megfelelő pontba irányítani. A napelemek ezzel szemben a szórt sugárzást is képesek kihasználni, így a naphőerőműveknek azokon a területeken van relatív előnye, ahol a szórt sugárzás részaránya kisebb a teljes besugárzáson belül. Ennek megfelelően a dél-európai és észak-afrikai országok, illetve a világ más részein jellemzően a sivatagias vagy félsivatagias területek a legkedvezőbbek naphőerőművek létesítésére. Magyarország éghajlatát magasabb arányú szórt sugárzás jellemzi, így az általános felfogás szerint hazánkban nem gazdaságos naphőerőműveket létesíteni. Munkám során többek közt ezt is vizsgálom, hogy pontosan milyen tekintetben és milyen mértékben maradnak el egy magyarországi naphőerőmű teljesítménymutatói egy spanyolországihoz képest Naphőerőművek típusai és felépítésük A naphőerőműveknek több típusa létezik, melyeket alapvetően a napsugárzás hővé alakításának módja különít el, de az ebből fakadó eltérő tulajdonságok miatt a rendszer többi elemében is jelentős eltérések mutatkoznak. A sugárzás koncentrálása tekintetében legfontosabb különbség, hogy egy egyenesre vagy egy pontba fókuszálják a napsugárzást, melynél előbbi eset egytengelyű, utóbbi pedig kéttengelyű napkövetést tesz szükségessé. További csoportosítási szempont, hogy a koncentrálás egy darab együtt mozgó, görbült felületű 9

10 tükörrel történik, vagy több külön mozgó síktükör együttes hatásaként áll elő. Ezek alapján négy alapvető naphőerőmű típus különböztethető meg: parabolavályús kollektoros, lineáris Fresnel kollektoros, a naptornyos valamint a parabolatányéros naphőerőmű, ezek elvi vázlatait mutatja az 1.1. ábra [6] ábra: Naphőerőművek fő típusainak elvi vázlata [6] A parabolavályús kollektorok egy parabola profilú tükörből és annak fókuszvonalában elhelyezkedő csőből és a teljes kollektor szilárdságát biztosító tartószerkezetből állnak. A legelső naphőerőmű, a kaliforniai SEGS is ilyen kollektorokat alkalmaz, így erről már több évtizedes működési és üzemeltetési tapasztalat is rendelkezésre áll. A hőszállító közeg a kollektor fókuszvonalában elhelyezett abszorber csőben áramlik, melyet szelektív felületi borítással látnak el és egy külső vákuumcsőbe helyeznek a sugárzásos és konvektív hőveszteségek csökkentése érdekében. Hőszállító közegként általában valamilyen szintetikus olajat használnak, amely 400 C felett bomlásra hajlamos, így ez határolja be az előállítható legmagasabb hőmérsékletet, pedig a kollektor kedvező sugárzási viszonyok mellett ennél jóval magasabb hőmérséklet előállítására is képes lenne. A parabolavályús naphőerőművekben általában újrahevítéses Rankine-ciklust használnak villamosenergia-termelésre, melynek víz munkaközegét a hőszállító közeg által átadott hővel melegítik fel, gőzölögtetik el és hevítik túl az erre szolgáló hőcserélőkben. Olaj hőszállító közeg alkalmazása helyett lehetőség van arra is, hogy a víz munkaközeget közvetlenül a kollektorban gőzölögtessük el, amely magasabb 10

11 hőmérséklet és így jobb hatásfok elérését teszi lehetővé, de ez a megoldás napjainkban még nem elterjedt [7]. A hőtárolás legegyszerűbb módja a két tartályos direkt tárolás, ahol a meleg- és hidegágba egy-egy tartály kerül beépítésre, melyek a felmelegített hőszállító közeg tárolását és későbbi felhasználását teszik lehetővé. A parabolavályús kollektorokban alkalmazott olaj magas ára és gyúlékonysága miatt azonban direkt tárolása gazdaságtalan és veszélyes, így itt általában indirekt tárolást valósítanak meg, melynél a tartályok sóolvadékot tartalmaznak és az olaj és a sóolvadék közti hőátadás hőcserélők segítségével történik. A tápvíz közvetlen elgőzölögtetése esetén gőztároló alkalmazható, amely azonban nem alkalmas hosszú távú, több órás energiatárolásra, amely igen jelentős hátránya a kollektorban közvetlen gőzfejlesztéses rendszereknek. Spanyolország első parabolavályús naphőerőműve a 2008 és 2011 között létesült, három 50 MW-os egységből álló Andasol 7,5 órányi névleges teljesítményű üzemhez elegendő indirekt, sóolvadékos tárolóval rendelkezik. Az 2013-ban Arizonában átadott 250 MW nettó beépített teljesítményű Solana naphőerőmű szintén indirekt tárolót használ 6 órányi kapacitással [5]. Az Andasol erőmű egy egységének felépítése az 1.2. ábrán látható. 1.2 ábra: Parabolavályús Andasol naphőerőmű kapcsolási vázlata [8] A lineáris Fresnel kollektor a parabolavályús kollektorhoz hasonló, azonban a parabola profilú tükör helyett sok vékony, egy síkba elhelyezett, egymástól függetlenül elforduló síktükör irányítja a fényt az abszorber csőre. A síktükrök fő előnye az alacsonyabb gyártási költség valamint a jobb felületi minőség, valamint az elrendezésből adódóan a tükrök kisebb 11

12 szélterhelésnek vannak kitéve, amelynek gyengébb tartószerkezet is képes ellenállni. Az erőmű többi része teljesen megegyezhet az előző bekezdésekben bemutatottal, így ez tulajdonképpen nem egy lényegileg eltérő naphőerőmű típus, csak egy költségcsökkentési lehetőség a parabolavályús kollektorokhoz képest [9]. Naptornyos erőművek esetében nagy területen elhelyezett, függetlenül mozgó síktükrökkel koncentrálják a napsugárzást egy központi torony tetején elhelyezett abszorber felületre. A tükröket heliosztátnak nevezik, amely arra utal, hogy irányukat folyamatosan úgy változtatják, hogy a Nap járásától függetlenül a sugárzást mindig a tér egy adott pontjába irányítják. A térbeli, pontba történő fókuszálás miatt magasabb koncentráltsági fok érhető el a parabolavályús kollektorokhoz képest, amely magasabb hőmérsékletet tesz lehetővé jobb hatásfok mellett. A toronyban felmelegedő hőszállító közeg általában sóolvadék, melynek hőmérséklete gyakran az 565 C-ot is meghaladja, amely eléri a fosszilis erőművek jellemző frissgőzhőmérsékletét. A villamosenergia-termelés itt is újrahevítéses Rankine-körfolyamattal történik, a magasabb hőmérséklet azonban jobb hatásfok elérését teszi lehetővé ábra: Naptornyos Gemasolar naphőerőmű kapcsolási vázlata [8] A hőtárolás leggyakrabban a sóolvadék két tartályos direkt tárolásával valósul meg. Lehetőség van a toronyban a víz munkaközeg közvetlen elgőzölögtetésére is, ekkor azonban a technológia pont az egyik legnagyobb előnyét, a hosszú távú tárolás lehetőségét veszíti el. Közvetlen gőztermelést alkalmaznak a világ legelső naptornyos erőművében, a Spanyolországban 2007-ben felépült 11 MW-os PS10-ben, mely gőztárolói segítségével is alig egy órás, 50%-os teljesítményen működő üzemre képes [8]. A következő jelentős mérföldkő a 2011-ben szintén Spanyolországban átadott Gemasolar naphőerőmű, mely 19,9 MW beépített teljesítménnyel és kiemelkedő nagyságú, 15 órás tároló kapacitással rendelkezik. A jelenlegi 12

13 legnagyobb naphőerőmű a Kaliforniában 2014 végén üzembe helyezett, három részből álló, összesen 377 MW nettó beépített teljesítménnyel rendelkező Ivanpah SEGS, amely azonban meglepő módon semmilyen tárolási lehetőséget nem tartalmaz. Az 1.3. ábrán a Gemasolar naphőerőmű vázlata látható. A parabolatányéros naphőerőművek esetében egy két tengelyű napkövetést végző, forgási paraboloid alakú tükör koncentrálja a sugárzást a fókuszpontjába helyezett abszorberre. Itt nem alkalmaznak hőszállító közeget, hanem a fókuszpontba elhelyezett Stirling-motor segítségével termelnek villamos energiát, a rendszer felépítése és alkalmazási lehetőségei így jelentősen eltérnek az előzőekben bemutatott technológiáktól. A nagy koncentráltsági fok miatt elérhető magas hőmérséklet és a Stirling-motor jó hatásfokának következményeként a parabolatányéros erőművek hatásfoka a legjobb az összes CSP erőműtípus közül, a magas hőmérséklet azonban drágább anyagok használatát is megköveteli. A hőszállító közeg hiányából fakadóan a korábban bemutatotthoz hasonló hőtárolásra sincs lehetőség, így itt a naphőerőművek legfőbb előnyét jelentő szabályozhatóság sem jelenik meg. Napjainkban még nem üzemel ilyen erőmű, a technológia még kutatás és fejlesztés alatt áll, többek közt a tárolás megoldására is készülnek koncepciók, így a jövőben várhatóan elhárulnak a jelenlegi nehézségek [10]. A bemutatott négy típus közül a parabolavályús és a naptornyos naphőerőművek azok, amelyek már napjainkban is elterjedtek és használatosak a gyakorlatban. A parabolavályús naphőerőművek a régebbi és kiforrottabb technológia, a naptornyok pedig jobb hatásfokuk miatt magasabb érdeklődésre tartanak számot a tervezett beruházások közt, így mindkettő közel azonos fontosságú a naphőerőművek közül, ezért munkám során párhuzamosan vizsgáltam a két típust. Modelleket készítettem a hőtermelés, a körfolyamat valamint a hőtárolás leírására, melyek segítségével elsőként az erőművek optimális tervezését végeztem el, majd az így definiált rendszerekre különböző vizsgálatokat és összehasonlító elemzéseket készítettem. 13

14 2. MODELLALKOTÁS A naphőerőművek modellezésének célja az erőmű üzemállapotát befolyásoló fontosabb paraméterek és az erőmű működési jellemzői, elsődlegesen a kiadott teljesítménye közti kapcsolat minél pontosabb leírása. A naphőerőművek üzemállapotát elsődlegesen a direkt napsugárzás (DNI: direct normal irradiance) nagysága határozza meg, ezen kívül a környezeti hőmérséklet értéke is befolyásolja azt a kollektorok veszteségein valamint a nedves hűtőtornyok segítségével hűtött kondenzátor hőmérsékletén keresztül. E két meteorológiai jellemző, valamint a pontos dátum és idő képzik a modellem változó bemeneti adatait. Ezen kívül számos további, a vizsgálatok során állandó értékű paraméterre is szükség van, melyek az erőmű földrajzi helyét és a különböző részegységek fizikai jellemzőit írják le. A modellezés során nehézséget jelent az, hogy gyakran nem áll rendelkezésre kellő mennyiségű adat a vizsgált rendszerről ahhoz, hogy azt pontosan modellezni lehessen. A teljes erőmű szempontjából kevésbé lényeges részletek esetén így közelítésekkel vagy elhanyagolásokkal éltem olyan esetekben, amikor az adott hatás pontos figyelembevétele a paraméterek bizonytalansága miatt nagyobb hibát vihetne a modellbe, mint amennyire a pontosságához hozzájárul, ilyenek jellemzően a különböző csövekben jelentkező nyomásveszteségek. A következő alfejezetekben összefoglalom azokat a fontosabb megfontolásokat és összefüggéseket, amelyek alapján a modelleket elkészítettem A Nap helyzete A naphőerőművekben a kollektorok illetve heliosztát tükrök működését, így a termelt hő mennyiségét a sugárzás értékén túl alapvetően befolyásolja a Nap égi helyzete is, így elsőként ennek meghatározási módját mutatom be [11]. A Nap mozgása a szoláris idő használatával írható le, amelyben a déli 12:00 óra a Nap tényleges deleléséhez igazodik. A szoláris idő és az általunk gyakorlatban használt zónaidő között az alábbi egyenlet teremti meg a kapcsolatot: t szoláris = t zóna + λ helyi λ közép t EOT 60 t DST (2.1) ahol t a szoláris illetve zónaidő [h], λ a helyi illetve az időzónának megfelelő közepes földrajzi hosszúság [ ], tdst pedig a nyári időszámítás (daylight saving time) miatti korrekció [h], értéke nyáron 1, télen pedig 0. A szoláris idő nem egyenletesen telik, ennek oka egyrészt a Föld elliptikus pályája miatti változó keringési sebessége, másrészt pedig az egyenlítő és ekliptika síkja közti eltérés, mely a Föld tengelyferdeségéből adódik. Az

15 ebből fakadó korrekciót tartalmazza a teot [min], amely az időegyenletből (equation of time) számítható: t EOT = 0,258 cos (2π n 1 n 1 ) 7,416 sin (2π ) 3,648 cos (4π n 1 n 1 ) 9,228 sin (4π ) ahol n az adott nap naptár szerinti sorszáma az évben. 15 (2.2) A Nap iránya az I. ekvatoriális koordináta-rendszerben két paraméterrel, a deklinációval és az óraszöggel adható meg, melyek mindössze a szoláris időtől és az adott nap sorszámától függnek. A δ deklináció [rad] és az ω óraszög [rad] az alábbi összefüggésekkel számítható: n δ = 0,4093 sin (2π 365 ) (2.3) ω = π 12 (t szoláris 12) (2.4) A megfigyelési ponthoz illesztett horizontális koordináta-rendszerben a Nap irányát leíró két szögkoordináta az azimut és a magassági szög, mely utóbbi helyett annak komplementere, a zenitszög is használható. Ezek meghatározásához szükség van a megfigyelési helyhez tartozó földrajzi hosszúság értékére is (a földrajzi szélességet a szoláris idő számításánál már figyelembe vettük). A ΘZ zenitszög [rad] és a γs azimut szög [rad] az alábbi egyenletek segítségével határozható meg: ahol φ a földrajzi hosszúság [rad]. Θ Z = arccos(cos φ cos δ cos ω + sin φ sin δ) (2.5) γ S = sgn(ω) arccos ( cos Θ Z sin φ sin δ ) (2.6) sin Θ Z cos φ A zenitszög és az azimut szög már pontosan leírják a Nap irányát a naphőerőműhöz képest, amelyből így kiszámolható a napkövető tükrök szükséges irányítása és a sugárzás beesési szöge is. A gyakorlati számítások során azonban célszerűbb a szögek helyett a Nap felé mutató egységvektort használni a megfigyelési ponthoz rögzített Descartes koordináta-rendszerben, melynek x tengelye dél felé, z tengelye pedig a zenit felé mutat (az y tengely iránya így kelet lesz). Az irányvektor koordinátái az alábbi módon számíthatóak: v s1 sin Θ Z cos γ S v s = [ v s2 ] = [ sin Θ Z sin γ S ] (2.7) v s3 cos Θ Z Ezeket a koordinátákat a következőkben a sugárzás beesési szögének számításánál használjuk fel.

16 2.2. Hőtermelés modellezése A hőtermelés modellje adott napállás, sugárzás és hőmérsékletek mellett előállítható hőteljesítmény kiszámítására szolgál. A beérkező sugárzás egy része optikai okokból nem hasznosul, ide értem például a nem merőleges beesési szöget vagy a szomszédos kollektorok egymásra vetett árnyékát, tehát azokat a tényezőket, amelyek csak a Nap irányától és a kollektorok geometriai elrendezésétől függnek. Ezeket együttesen szoláris hatékonyságnak nevezem, mely azt fejezi ki, hogy a Napból érkező sugárzás mekkora része éri ténylegesen a kollektort, a hatékonyság szó pedig arra utal, hogy a hatásfokkal szemben itt nem hagyományos értelemben vett veszteségekről van szó. A kollektor valós veszteségeit a kollektor hatásfoka tartalmazza, amelynek egyik része az optikai hatásfok, mely a felhasznált anyagok nem ideális optikai tulajdonságaiból származik, másik része pedig a hőveszteség, az abszorber által a környezetnek átadott hő. Ennek számításánál már nem számít a Nap helyzete, csak a sugárzás nagysága, a külső hőmérséklet, és a kollektorban felmelegedő közeg hőmérséklete. A termelt hőteljesítmény nagyságát a fenti két tényező segítségével az alábbi összefüggés adja meg: Q kollektor = ε szoláris η kollektor DNI A (2.8) ahol Q kollektor a termelt hőteljesítmény [W], εszoláris a szoláris hatékonyság [-], ηkollektor a kollektor hatásfoka [-], DNI a direkt sugárzás [W/m 2 ], A pedig a kollektor felülete [m 2 ]. A szoláris hatékonyság és a kollektor hatásfok értéke parabolavályús kollektorok és a naptornyokhoz tartozó heliosztát mező esetén alapvetően eltérő módon határozható meg, így ezeket a következőkben elkülönítve mutatom be. A modelleket Matlab környezetben készítettem el Parabolavályús napkollektor modellje A szoláris hatékonyságot legnagyobb részben a beesési hatékonyság befolyásolja, melynek oka, hogy a sugárzás nem merőlegesen érkezik a felületre, így annak értékét a beesési szög koszinuszával korrigálni kell. A parabolavályús kollektor hossztengelye, amely körül napkövetés során is elfordul, minden esetben talajjal párhuzamosan, tehát általában vízszintesen rögzített, és a gyakorlatban vagy észak-déli, vagy kelet-nyugati irányú. A napkövetés feltétele, hogy a kollektor felületi normálvektora (a parabolavályús kollektor felületén nem az ívelt tükörfelületet, hanem a peremek közti síkfelületet értjük) a Nap irányába mutató vektornak a kollektor elfordulási síkjára képzett vetülete legyen. A normálvektor szabad koordinátái tehát megegyeznek a Napra mutató irányvektor azonos koordinátáival, míg a 16

17 tengely irányú komponens nulla. Észak-dél tengelyű kollektorok esetén tehát a kollektor normálvektora tökéletes napkövetést feltételezve minden pillanatban: 0 n k = [ v s2 ] (2.9) v s3 A sugárzás beesési szöge a két vektor által bezárt szög, melynek koszinusza a két vektor skaláris szorzatának és abszolút értékük szorzatának hányadosa. A beesési hatékonyság tehát: ε beesési,éd = cos(θ) = ahol Θ a beesési szög [rad]. n k v s n k v s = v s v s3 v 2 s2 + v = v s2 2 + v 2 s3 = n k (2.10) 2 s3 Parabolavályús kollektorok esetén tehát a beesési hatékonyság a Nap egységnyi hosszúságú irányvektorának a kollektor tengelyére merőleges síkra képzett vetületének abszolút értéke. Kelet-nyugat tengelyirányú kollektor kialakítás esetén a beesési hatékonyság: ε beesési,kny = cos(θ) = v s1 2 + v s3 2 (2.11) A kollektor felületét elérő sugárzás sem jut el teljes egészében az abszorberre, egy része a pontatlan visszaverődés miatt elkerüli azt, vagy visszaverődik az abszorbert övező burkolatról. Merőleges beesési szög esetén ezeket a veszteségeket a kollektor optikai hatásfoka tartalmazza, alacsonyabb beesési szögnél azonban ezek a veszteségek jelentősen megnőnek, ezt veszi figyelembe a beesési szög korrekciós tényező (IAM: incidence angle modifier). Ennek értéke az alábbi képlettel számítható [12]: ahol b1 és b2 az adott kollektorra jellemző konstansok [-]. η IAM = 1 b 1 θ b 2 θ 2 (2.12) A parabolavályús kollektorok végén a tükrök és az abszorber cső is azonos pontban érnek véget, így merőlegestől eltérő beesési szög esetén van a kollektor végén egy olyan kihasználatlan terület, amelyről visszaverődő sugarak már nem érik el az abszorbert. Ennek aránya egyszerű geometriai megfontolások alapján az alábbi egyenlettel írható le: f vég = l fókusz tg θ l koll (2.13) ahol lfókusz a kollektor fókusztávolsága [m], lkoll pedig az összefüggő kollektor hossza [m]. A szomszédos kollektorok alacsony beesési szög esetén árnyékot vetnek egymásra, az ebből fakadó veszteség aránya geometriai összefüggések alapján számolható: f árnyék = 1 w sortáv cos Θ Z D koll cos Θ (2.14) 17

18 ahol wsortáv a szomszédos kollektor sorok középvonala közti távolság [m], Dkoll pedig a kollektor szélessége [m]. Fontos továbbá, hogy fárnyék értékének 0 és 1 között van értelme, így a fenti képlet alapján számolt negatív értékeket 0-nak, az 1-nél nagyobbakat pedig 1-nek kell tekinteni. A szoláris hatékonyság értéke a fenti négy tényező alapján számítható: ε szoláris = ε beesési η IAM (1 f vég ) (1 f árnyék ) (2.15) A kollektor hatásfokának meghatározásához egy energiamegmaradási egyenletből indulunk ki, amely tartalmazza az abszorber által elnyelt sugárzást, a hőszállító közegnek átadott hőt és a környezet felé távozó veszteségeket is. ρ τ α A absz C S = m hsz c hsz (T ki T be ) + A absz U teljes (T a T k ) (2.16) ahol ρ a tükrök reflexiós tényezője [-], τ a borítás transzmissziós tényezője [-], α az abszorber abszorpciós tényezője [-], Aabsz az abszorber felülete [m 2 ], C = A/Aabsz a koncentráltsági fok [-], S a sugárzás [W/m 2 ], m hh a hőszállító közeg tömegárama [kg/s], chh a fajhője [J/(kgK)], Tbe a kollektorba belépő, Tki pedig a kilépő hőmérséklete [ C], Uteljes a konvektív és sugárzásos hőátvitelt is tartalmazó hőátbocsátási tényező [W/(m 2 K)], Ta az abszorber, Tk pedig a külső levegő hőmérséklete [ C], melyek különbsége a továbbiakban T = T a T k [ C]. A képletben szereplő sugárzás a szoláris hatékonysággal korrigált értéket jelenti, tehát: S = ε szoláris DNI A teljes hőátbocsátási tényező több hőátadási formát is magában foglal, melyek közül a természetes áramlás esetén érvényes hőátadási tényező valamint a sugárzási hőátadási tényező is függnek az abszorber és a környezet közti hőmérsékletkülönbségtől. A hőátbocsátási tényező változása a hőmérsékletkülönbség függvényében az alábbi lineáris összefüggéssel közelíthető: U teljes ( T) = U 0 + u T T. Ennek figyelembevételével a (2.16) összefüggés az alábbi alakra hozható [13]. m hh c hh (T ki T be ) A C S = ρ τ α U 0 T C S u T T 2 C S (2.17) Az egyenlet bal oldalán a hőszállító közegnek átadott hő és a teljes sugárzási teljesítmény hányadosa szerepel, amely a kollektor hatásfokát jelenti. Az egyenlet jobb oldalán a konstansokat összevonva az alábbi összefüggésre jutunk, amely a legtöbb kollektor hatásfokának leírására alkalmas szabványos egyenlet [13]: η koll = η o a 1 T S a 2 T2 S (2.18) ahol η0 az optikai hatásfok [-], a1 az elsőrendű [W/(m 2 K)], a2 pedig a másodrendű [W/(m 2 K 2 )] hőveszteségi tényező. ahol p a gyártók által megadott paraméter [-]. Parabolavályús 18

19 kollektorok esetén a magas hőmérsékletek miatt kis mértékben az optikai hatásfok értéke is változik a hőmérsékletkülönbség hatására, így a fenti egyenletet egy további a0 [1/K] tényezővel szokás bővíteni: η koll = η o a 0 T a 1 T S a 2 T2 S (2.19) A ( ) szabványos egyenletek paramétereit a napkollektor gyártók méréssel és a kapott adatokra történő paraméter illesztéssel határozzák meg [12]. A hőszállító közeg a kollektoron átáramolva hőt vesz fel, hőmérséklete monoton növekszik, így a hőmérsékletkülönbség is nő az áramlás irányában, amely elosztott paraméterű modellel vehető figyelembe. A közeg felmelegedésére az alábbi differenciálegyenlet írható fel, figyelembe véve, hogy állandó külső hőmérséklet mellett a közeg hőmérsékletének változása megegyezik a hőmérsékletkülönbség megváltozásával: m hsz c hsz d(δt) = S η koll (ΔT, S) D koll dx (2.20) A kollektor hatásfokát (2.19) szerint behelyettesítve szétválasztható változójú differenciálegyenletet kapunk, mely az alábbi módon oldható meg: ΔT ki 1 m hsz c hsz η o a 0 T a 1 S ΔT a 2 S T d(δt) = S D koll dx 2 ΔT be 0 l koll (2.21) ahol ΔTbe a belépéskor, ΔTki pedig a kilépéskor érvényes hőmérsékletkülönbség [ C]. Jelöljük a továbbiakban a bal oldalon található integrált I-vel [ C], amely adott kollektor esetén függ az integrálási határt jelentő hőmérsékletkülönbségektől valamint a sugárzástól. Az abszorber hosszának és szélességének a szorzata annak felületét jelenti, ezek alapján az előző egyenlet megoldásaként az alábbi egyenletet kapjuk: m hsz c hsz I(S, ΔT be, ΔT ki ) = S A (2.22) I értéke az integrálhoz tartozó primitív függvény alapján az alábbi formában számítható: ΔT ki 1 I = η o a 0 T a 1 S ΔT a 2 S T d(δt) = 2 ΔT be = [ ΔT ki a 2 S arth ( 0 S + a a 2 ΔT (2.23) S (4 η o a 2 + a 2 0 S) + 2 a 0 a 1 S + a ) 2 1 S (4 η o a 2 + a 0 2 S) + 2 a 0 a 1 S + a 1 2 Végül I értékének ismeretében meghatározható a kollektor átlagos hatásfoka: ] ΔTbe 19

20 η kollektor = T ki T be I(S, ΔT be, ΔT ki ) (2.24) A hatásfok meghatározásához ismernünk kell a hőszállító közeg hőmérsékletét a kollektorba belépéskor (hidegág) valamint kilépéskor (melegág). A melegági hőmérsékletet a hőszállító közegként használt olaj hőállósága korlátozza, így ezt általában egy tervezéskor megszabott állandó értéken tartják, a hidegági hőmérséklet azonban függ a körfolyamattól is, hogy mennyire hűl le a közeg a hőszállító közeg elgőzölögtetése közben, így ezt csak a további modellekkel együttműködve lehet meghatározni Heliosztát mező modellje A naptornyos hőerőművek heliosztát mezője alapvetően eltér az előzőekben bemutatott parabolavályús kollektor mezőtől, amely azonos irányítású és kialakítású egységek sokaságából épül fel, így a bemutatott jellemzők minden kollektorra megegyeznek. Naptornyos rendszerben ezzel szemben az összes heliosztátnak a központi toronytól vett távolsága vagy iránya más és más, így a sugárzás beesési szöge és az ebből fakadó hatékonyság is rendre más és más minden tükörre. Az egyszerűbb számítás érdekében a teljes heliosztát mezőt cellákra osztjuk, melyeket koncentrikus körök és sugárirányú egyenesek határolnak, így egy-egy cellán belül a toronytól vett távolság és irány is közel azonosnak tekinthető [14]. Minden cella két paraméterrel írható le, az egyik a cella közepének a toronytól vett vízszintes rh távolsága [m] a másik pedig annak a vízszintes síkon vett irányszöge, hogy a cella közepétől a déli irányhoz képest mekkora ΘH szög alatt látszik a torony. A beesési szög számításához ismerni kell, hogy az adott cellából a torony tetején levő abszorber milyen irányban látszik. Ennek meghatározásához a ΘH mellett egy ΘT magassági szögre is szükség van, amely az alábbi képlettel számítható: Θ T = arctg ( h T h H r H ) (2.25) ahol ht a torony tetején levő abszorber magassága [m], hh pedig a heliosztát középpontjának magassága [m]. A torony tetejére mutató egységnyi irányvektor a (2.7) egyenlet kapcsán definiált koordináta-rendszerben: v T1 cos Θ T cos Θ H v T = [ v T2 ] = [ cos Θ T sin Θ H ] (2.26) v T3 sin Θ T 20

21 A heliosztát normálvektora a torony és a Nap felé mutató vektorok összegével egyezik meg, mivel ekkor egy síkban van a két vektorral és mindkettővel azonos szöget zár be, melyek a fény megfelelő irányú visszaverésének feltételei. n H = v T + v S (2.27) A beesési hatékonyság a Nap felé mutató irányvektor és a tükör felületének normálvektora segítségével számítható: ε beesési,h = cos(θ) = n k v s n k v s (2.28) Naptornyos naphőerőműveknél a sugárzásnak jelentős utat kell megtenni a heliosztát és az abszorber között, ami alatt észrevehető csillapodást szenvedhet el a levegő részecskéin történő elnyelődés és szóródás által. A csillapodás egy exponenciális csökkenésként írható le, ahol a kitevőben található együttható jelentősen függ a levegő aeroszol tartalmától, és meghatározására több különböző módszer is létezik. Egy egyszerűbb módszer a látótávolságot veszi alapul a csökkenés leírására, ekkor a csillapodási hányad az alábbi formát ölti [15]: f csill = 1 exp ( 3 d H d látótáv ) (2.29) ahol d H = r H 2 + (h T h H ) 2 a fény által megtett távolság visszaverődés után [m], dlátótáv pedig az aktuális látótávolság [m]. A teljes mező által előállított hő meghatározásához tudnunk kell azt, hogy mekkora az egyes cellákban található összes tükörfelület. Ez a heliosztát sűrűség alapján számítható, amely megadja a cellában található tükrök felületének és a cella területének arányát, amely a toronytól távolodva folyamatosan csökken annak érdekében, hogy a heliosztátok ne takarják el a tornyot egymás elől [14]. A heliosztát sűrűség leírására alábbi tapasztalati összefüggést használtam: ρ tükör = 0,721 exp ( 0,29 r H h T ) + 0,03 (2.30) A teljes heliosztát mező szoláris hatékonyságát az egyes cellákra jellemző értékek tükör felülettel súlyozott átlagaként számíthatjuk: ε szoláris = cellák A H ε beesési,h (1 f csill ) (2.31) cellák A H ahol A H = ρ tükör A cella a heliosztát felület egy cellában [m 2 ], Acella pedig egy cella teljes területe [m 2 ]. A parabolavályús kollektorok esetén a kollektor hatásfok az optikai és hőveszteségeket tartalmazza, és bár naptornyok esetében nem lehet valós kollektorról beszélni, az analógia 21

22 megteremtése érdekében itt is ezt a kifejezést használom a hasonló jellegű veszteségekre. Naptornyok esetében nem szokványos az, hogy a torony tetején található abszorber hatásfokára sugárzás- és hőmérsékletkülönbség-függő összefüggéseket adjanak meg, főként azért, mivel ezek a kollektorokkal ellentétben nem kerülnek széleskörű kereskedelmi forgalomba. A modellezés során azonban azzal a feltételezéssel éltem, hogy az abszorber veszteségeit csak a hőmérséklet függvényének tekintettem, amely naptornyok esetében leggyakrabban állandó. A hőveszteségek értéke tehát kiszámítható a névleges sugárzáshoz tartozó névleges hatásfokból, majd értékét állandónak feltételezve meghatározható a hatásfok csökkenése alacsonyabb sugárzás esetén az alábbi összefüggés szerint: A kollektor hatásfok ezek alapján: η abszorber = 1 (1 η abszorber,névleges ) S névleges S (2.32) η kollektor = η 0 η abszorber (2.33) ahol η0 az optikai hatásfok, mely főként a tükrök reflexiós és az abszorber abszorpciós tényezőjéből tevődik össze, valamint ηabszorber az abszorber által a környezetnek átadott hőveszteségek arányát foglalja magában Rankine-körfolyamat modellje A parabolavályús és naptornyos naphőerőművekben egyaránt újrahevítéses Rankinekörfolyamatot használnak, így erre készítettem el a modellt. A feltételezett körfolyamat kapcsolási rajza a 2.1. ábrán látható. A körfolyamat túlhevítést és egyszeres újrahevítést alkalmaz, mindkettő esetén azonos gőzhőmérséklettel, ennek érdekében a hőszállító közeg árama megoszlik az újrahevítő és túlhevítő közt, így mindkettőbe azonos hőmérséklettel lép be. A modell egy fokozatú tápvíz előmelegítést tartalmaz, amely a gáztalanító táptartályban valósul meg. A gyakorlatban néhány kisnyomású előmelegítő fokozatot is alkalmazni szoktak a hatásfok javítása céljából, ezt azonban a modellben elhanyagoltam. Ez az elhanyagolás csak a körfolyamat hatásfokának nagyságát csökkenti kis mértékben, ami részben kompenzálja a csövekben történő nyomásesések és hőveszteségek elhanyagolásának hatását. A vizsgálataink során a hatásfok nagyságánál lényegesen fontosabb az, hogy a modell annak változását helyesen írja le különböző paraméterek megváltozása esetén, erre azonban az egy fokozatú tápvíz előmelegítés is alkalmas, a további fokozatok elhanyagolása ilyen tekintetben nem jelent hibát, azonban egyszerűsíti a részterheléses üzem modellezését. 22

23 2.1. ábra: Modellezett újrahevítéses Rankine-körfolyamat kapcsolási rajza A modell tervezési paraméterei a frissgőz nyomása és hőmérséklete, az újrahevítés nyomása, a gáztalanító táptartály nyomása valamint a kondenzátor hőmérséklete, ezek alapján kiszámíthatóak a munkaközeg állapotjelzői minden nevezetes pontban, valamint a körfolyamat munkavégzése, hőbevitele és hőleadása és ezekből hatásfoka is. A turbina és a szivattyú veszteségeit belső hatásfok segítségével vettem figyelembe. A modellt először Cycle-Tempo segítségével készítettem el, amely egy hőkörfolyamatok modellezésére szolgáló program. A program használata viszonylag egyszerű, a körfolyamat kapcsolási vázlatának grafikus felépítése és az egyes berendezések felparaméterezése után a program beépített összefüggések segítségével végzi el a szükséges számításokat. Az így elkészített modell használatakor azonban nehézséget jelentett az, hogy a körfolyamati modellt nem tudtam összekapcsolni a naphőerőmű többi, Matlabban elkészített részével. Továbbá a Cycle-Tempoban a modell paraméterek változtatásával történő többszöri automatikus futtatására sincs mód, így az általam tervezett vizsgálatokat csak igen nehézkesen tudtam volna elvégezni benne. Ezek a nehézségek miatt döntöttem úgy, hogy a körfolyamati modellt is Matlabban készítem el, itt azonban a teljes számítási módot és a szükséges egyenleteket is nekem kellett meghatároznom. 23

24 A közeg állapotjelzőinek számításához a FluidProp nevű bővítményt alkalmaztam, amelyet egyébként a Cycle-Tempo is használ, így jól összevethetőek a két eltérő modellel számolt eredmények. A modellt általános termodinamikai összefüggésekre valamint anyag- és energiamérlegegyenletekre alapoztam, melyek segítségével tervezési állapotban a Cycle-Tempo modellel megegyező eredményeket kaptam. A körfolyamat hőmérséklet-entrópia diagramja a 2.2. ábrán látható, amelyen az egyes nevezetes pontok sorszáma megegyezik a 2.1. ábrán látott kapcsolási rajzon szereplő számozással ábra: Modellezett újrahevítéses Rankine-körfolyamat hőmérséklet-entrópia diagramja A hőszállító közeg lehűlését az előmelegítő, gőzfejlesztő, túlhevítő valamint újrahevítő hőcserélőkben kialakuló hőmérsékletprofilok segítségével határozhatjuk meg a pinch point módszer segítségével. A módszer lényege, hogy megszabunk egy minimális hőfokrés értéket, amelynél a két közegáram között sehol sem lehet alacsonyabb a hőmérsékletkülönbség. Pinch pointnak nevezzük azt a pontot, ahol ez a legkisebb hőfokrés kialakul, a vizsgált esetben az elgőzölgés kezdőpontjába, így abban a pontban kiszámítható a hőszállító közeg hőmérséklete. Mivel a munkaközeg hőmérsékletprofilja és a hőszállító közeg belépő hőmérséklete is ismert, a pinch point hőmérsékletének meghatározása után a hőszállító közeg hőmérsékletprofilja is felvehető, melyből látható annak kilépő hőmérséklete. Az erőmű működése szempontjából kedvező az alacsony kilépő hőmérséklet, hiszen ez parabolavályús kollektor esetén magasabb kollektor hatásfokot, tároló esetén pedig a tárolt tömeg hőtartalmának jobb kihasználását teszi lehetővé. 24

25 A naphőerőmű a sugárzás állandóan változó jellegéből adódóan az év legnagyobb részében nem tervezési állapotában, hanem részterhelésen üzemel, így ennek modellezése is kiemelt fontosságú. Részterhelés során a körfolyamattal közölt hő lecsökken, melynek következtében csökken a munkaközeg tömegárama is. A tömegáram csökkenése hatására lecsökken a nyomásesés a turbinán, ezáltal csökken a turbina belépő nyomása, amely a gőzfejlesztés nyomására a beépített turbinaszabályozási módtól függően eltérő hatást gyakorol. A legegyszerűbb módszer a csúszónyomású szabályozás, amely az elgőzölgés nyomását is hagyja a turbina nyomásának megfelelően csökkenni. Ennek hátránya, hogy ezáltal az elgőzölgési hőmérséklet is csökken, ami a körfolyamati hatásfok csökkenését eredményezi, előnye azonban, hogy a hőszállító közeg ilyenkor nagyobb mértékben lehűthető, amely jobb hatásfokú hőtermelést tesz lehetővé. Fojtásos szabályozás esetén az elgőzölgés nyomását állandó értéken tartják egy, a turbina elé beépített szabályzószelep segítségével, ez azonban ugyanúgy a hatásfok csökkenéséhez vezet a fojtási veszteség miatt, mindezt ráadásul a csúszónyomás esetén leírt előny nélkül. Mennyiségi szabályozás esetén a turbina első, akciós lapátozású szabályozó fokozatára fúvókacsoportos, parciális beömlést valósítanak meg, így az ezen a fokozaton megnövekvő nyomásesés miatt maradhat állandó az elgőzölgési nyomás. Ez a hatásfoknak csak az előbbieknél kisebb mértékű csökkenéséhez vezet, kialakítása azonban drágább, és a hőszállító közeg nagyobb mértékű visszahűtése ezzel a módszerrel sem érhető el. A fentiek alapján egyszerűsége és kedvező tulajdonságai miatt a csúszónyomású szabályozást tartom legjobbnak naphőerőművek esetén, így ezt feltételezve készítettem el a részterhelés modelljét. A részterheléses üzem a bevitt hőáram csökkenése vagy a kondenzátornyomás növekedése miatt fordulhat elő. A naphőerőművekben általában nedves hűtőtornyot használnak, így a kondenzáció hőmérséklete változik a külső hőmérséklet változásával, tehát változik a kondenzátornyomás is. A bevitt hő csökkenéséből közvetlenül nem számíthatóak a részterhelési paraméterek, így a modell bemenete a kondenzátornyomás mellett a munkaközeg tömegáramának névlegeshez viszonyított aránya, a bevitt hő adott arányú csökkenésére létrejövő részterhelésű állapot pedig ezek alapján egy gyorsan konvergáló iterációval számítható. A frissgőz és az újrahevítés hőmérsékletét állandónak tekintettem. Az elgőzölögtetés, az újrahevítés valamint a gáztalanító táptartályhoz vezető megcsapolás nyomása a Stodola-törvény segítségével határozható meg [16]. Egy turbina gőznyelése és a rajta jelentkező nyomáscsökkenés közti összefüggés: 25

26 St = m G 2 p be 2 p ki 2 T be (2.34) ahol St a turbinára jellemző Stodola-állandó, m G a turbina gőznyelése [kg/s], pbe a turbina előtti és pki a turbina utáni nyomás [Pa], Tbe a gőz hőmérséklete a turbinára belépéskor [ C]. Az egyenlet alkalmazható egy turbinafokozatra vagy több fokozatú turbinára is azzal a megkötéssel, ha az adott fokozatokon belül a tömegáram állandó, a keresztmetszet időben állandó és nem alakul ki hangsebesség feletti áramlás. Amennyiben ezek a feltételek a teljes turbinára vonatkoztatva nem teljesülnek, azt több részre lehet bontani, és az egyes szakaszokra külön-külön felírni a fenti összefüggést. A modellezett körfolyamatban a nagynyomású turbinára valamint a kisnyomású turbina megcsapolás előtti és utáni részére egyaránt fel kell írni a (2.33) egyenletet. A Stodola-állandó értéke a tervezési adatok alapján számítható, részterhelés esetén pedig felhasználható a megváltozott nyomásértékek meghatározására. A névlegestől eltérő turbina gőznyelés esetén a turbina belső áramlási viszonyai megváltoznak és a sebességi háromszögek által meghatározott irányok részterhelés esetén eltérnek a lapátozás kialakításának megfelelő értékektől, amely a belső hatásfok csökkenését eredményezi. Ez a hatás egy korrekciós faktor segítségével vehető figyelembe, amely a gőz névlegeshez viszonyított tömegáramának függvénye [17]: η T,korr = η T,névl (c 0 + c 1 m G m G,névl + c 2 ( m 2 G ) ) (2.35) m G,névl ahol ηt a turbina belső hatásfoka [-], c0, c1 és c2 pedig a korrekciós együtthatók [-] ábra: A Rankine-körfolyamat hatásfokának változása részterhelés esetén A körfolyamat hatásfokának változása részterhelés esetén, a bevitt hő névlegeshez viszonyított arányának és a kondenzátor hőmérsékletének függvényében a 2.3. ábrán látható. A 26

27 kondenzátor, tehát a hőelvonás hőmérsékletének csökkenése növeli a hatásfokot, a bevitt hő mennyiségének csökkenése pedig csökkenti azt, mindez megfelel a várakozásoknak. A turbina által előállított mechanikai munkát a generátor alakítja villamos energiává, így hatásfokát is figyelembe kell vennünk, mely a terhelés függvénye [17]: P T P T η Gen = d 0 + d 1 + d P 2 ( ) T,névl P T,névl 2 + d 3 ( P 3 T ) P T,névl (2.36) ahol ηgen a generátor hatásfoka [-], PT a turbina által leadott mechanikai teljesítmény, d0, d1, d2 és d3 pedig a hatásfokot leíró együtthatók [-]. A generátor által leadott teljesítmény az erőmű bruttó villamos teljesítménye, melyből az önfogyasztás levonásával kaphatjuk meg a nettó teljesítményt. Az önfogyasztási hányad segítségével a hálózatra táplált teljesítmény az alábbi képlettel számítható: P hálózat = P Gen (1 ε önf ) (2.37) ahol Phálózat a hálózatra táplált nettó teljesítmény [MW], PGen a generátor által előállított bruttó teljesítmény [MW], εönf pedig az önfogyasztási hányad [-]. A naphőerőművek önfogyasztásának jelentősebb eleme a hőszállító közeg keringtetése, de ide tartozik a kollektorok vagy heliosztátok napkövetést biztosító mozgatása is Tároló modellje A hosszú idejű tárolás naphőerőművekben sóolvadékos tárolókkal valósítható meg, melyek direkt vagy indirekt módon kapcsolódnak a hőszállító közeghez, így én is ilyen tárolási módot modellezek. A tárolók méretét óra mértékegységben szokták megadni, amely azt fejezi ki, hogy az eltárolt hő hány órán keresztül tartó névleges teljesítményű működéshez elegendő, melynek előnye, hogy a különböző névleges teljesítményű naphőerőművek tárolói összehasonlíthatóvá vállnak. A tároló kapacitása tehát az alábbi képlettel számítható: Q T,max = Q Rbe,névl t tároló (2.38) ahol QT,max a tároló maximális kapacitása [MWh], Q Rbe,névl a Rankine-körfolyamattal közölt hő névleges állapotban [MW], ttároló pedig a tároló méretére utaló idő [h]. A tárolással kapcsolatos másik fontos tervezési paraméter a szoláris többszörös (SM: solar multiple), amely megadja, hogy a szoláris mező (napkollektorok vagy heliosztát mező) hányszorosan van túlméretezve a körfolyamathoz képest. Túlméretezés nélkül a termelt hőt minden időpillanatban hasznosítani tudnánk villamosenergia-termelésre, így nem lenne értelme a tároló beépítésének, túlméretezés esetén azonban a napközben termelt többlet hővel tölthetjük 27

28 a tárolót. Az SM szoláris többszörös [-] a névleges állapotban megtermelt hőteljesítménynek és a körfolyamat névleges hőszükségletének arányát határozza meg: Q koll,névl = Q Rbe,névl SM (2.39) A tárolási időt és a szoláris többszöröst tervezés során egymással összhangban kell meghatározni arra törekedve, hogy a tároló az év legnagyobb részében elegendően nagy legyen a termelt hő befogadásra, de ne legyen túlméretezve. Amennyiben a szoláris mező által termelt hőteljesítmény nagyobb, mint amit a körfolyamat hasznosítani tud, és a tároló is betelt, akkor ezt a többlet hőmennyiséget nem tudjuk kihasználni, így veszteséget jelent. Ilyen esetben a parabolavályús kollektorok vagy heliosztátok egy részét elmozdítják a napkövetés által előírt irányból, így azok kiesnek a sugárzás koncentrálásából és a termelt hő mennyisége lecsökken, tehát a többlet hőteljesítmény kezelése nehézséget nem, csak veszteséget jelent. A tárolóval rendelkező naphőerőműben hat különböző üzemállapot különböztethető meg: 1. A termelt hőt teljes egészében a körfolyamat hasznosítja. 2. A termelt hőt részben a körfolyamat hasznosítja, részben a tárolóba kerül. 3. A termelt hő teljes egészében a tárolóba kerül. 4. A termelt hő és a tároló kisütéséből származó hő együttesen látja el a körfolyamatot. 5. A tároló kisütéséből származó hő működteti a körfolyamatot. 6. Az erőmű minden eleme üzemen kívül van. A tárolásra számos különböző stratégia készíthető attól függően, hogy a fenti 6 üzemállapotot milyen feltételek teljesülése esetén alkalmazzák. A legkézenfekvőbb tárolási stratégia, amely a tároló legjobb kihasználását biztosítja, azon alapul, hogy a körfolyamatot mindig a lehető legnagyobb teljesítményen üzemeltetjük. Ilyenkor a tároló töltése a termelt hőnek a körfolyamat által fel nem használható részével történik, a kisütés pedig azonnal megindul, ha a termelt hő a körfolyamat névleges hőbevitele alá csökken. E stratégia előnye az egyszerűsége, illetve az, hogy az üzemállapot kiválasztása egyszerűen, a hőtermelési adatok alapján kiválasztható, bonyolultabb algoritmusok alapján azonban ennél hatékonyabb stratégiák is megvalósíthatóak. A tárolás hatékonysága növelhető azáltal, hogy a körfolyamatot mindig a névleges teljesítménye közelében üzemeltetjük a részterhelésből fakadó alacsonyabb hatásfok elkerülése végett. Ez a stratégia szerint reggel a termelt energiát a tárolóba vezetjük, míg a körfolyamat működését csak akkor indítjuk el, amikor már elegendő energia áll rendelkezésre a tervezési állapotban történő üzemeltetéséhez. Ez jobb villamosenergia-termelési hatásfokot eredményez, 28

29 azonban emeli annak kockázatát, hogy a tároló magas sugárzás hatására a nap folyamán betelik, így nő a kihasználatlan hő mennyisége. A sugárzás napi szintű, megbízható előrejelzésével ez a kockázat minimálisra csökkenthető. A sugárzás előrejelzése alapján olyan stratégia is készíthető, mely napközben olyan mértékben korlátozza a körfolyamatra jutó teljesítményt, hogy estére a tároló megteljen, így csúcsidőszakban folyamatosan a maximális villamosenergia-termelés biztosítható. Ennek a stratégiának a gazdasági előnye azonban csak akkor mutatkozik meg, ha a naphőerőmű a villamosenergia-igényeknek megfelelően differenciált, tehát csúcsidőszakban magasabb átvételi árat kap a termelt energiáért. 29

30 3. TERVEZÉSI SZÁMÍTÁSOK A bemutatott modellek segítségével a parabolavályús és naptornyos naphőerőművek tervezése és működésének modellezése egyaránt elvégezhető. Ahhoz azonban, hogy szimulációs vizsgálatokat végezhessünk, először meg kell tervezni az adott erőművet és meghatározni azokat az állandó paramétereket, mint például a tükrök összes felülete és a körfolyamat elemeinek jellemzői, melyek alapján a részterhelésű üzemállapotok számíthatóak. A modellek alapján az erőművekre az alábbi egyenlet írható fel: P hálózat = (1 ε önf ) η Gen η Rankine SM η koll ε szoláris DNI A (3.1) Tervezés során a képletben szereplő tényezőket logikai sorrend szerint balról jobbra meghatározva kiszámítható a teljes szükséges kollektor ill. heliosztát felület. A tervezett naphőerőművek hálózatra táplált villamos teljesítménye 50 MW. Az erőmű telephelyének egy Debrecen közeli helyszínt választottam, melynek földrajzi koordinátái: é. sz. 47,5 és k. h. 21,6. A tervezési időpont a nyári napforduló napján, a június 21-én szoláris idő szerint 12:00 óra. A tervezési környezeti jellemzők 1000 W/m 2 -es DNI és 25 C külső hőmérséklet. A tervezést mindkét erőműtípusra elvégeztem egy tároló nélkül, SM = 1 szoláris többszörössel jellemzett esetre, és egy tárolóval ellátott, SM = 3 szerint túlméretezett szoláris mező esetére is, mely lehetővé teszi a vizsgálatok során a tároló hatásának bemutatását Parabolavályús kollektoros naphőerőmű tervezése Parabolavályús naphőerőművek önfogyasztása nem elhanyagolható a hőszállító közeg hosszú úton történő keringtetéséhez szükséges szivattyúzási teljesítmény miatt. Megvalósult erőművek önfogyasztási tényezői nagyjából 0,2% és 10% közt változnak, amelyből a magasabb értékek rendre a száraz hűtésű erőművekhez tartoznak az ezekben alkalmazott ventilátorok jelentős teljesítményigénye miatt [5]. Magyarországon elegendő víz áll rendelkezésre nedves hűtőtornyok alkalmazásához, ennek megfelelően egy mérsékelt, εönf = 3%-os önfogyasztással számoltam, amely alapján a szükséges bruttó generátor teljesítmény: PGen = 51,55 MW. A generátor hatásfokát a (2.35) egyenlet alapján számoltam az alábbi paraméterek segítségével [17]: d0 = 0,9, d1 = 0,258, d2 = -0,3 és d3 = 0,12. A generátor hatásfoka névleges terhelés mellett ηgen = 97,8%, a turbina szükséges teljesítménye pedig: PT = 52,71 MW. A Rankine-körfolyamat paramétereinek megválasztásánál megvalósult naphőerőművek jellemzőit vettem alapul [7]. A frissgőz nyomás és hőmérséklet 100 bar és 380 C, az 30

31 újrahevítés nyomása és hőmérséklete pedig 20 bar és 380 C. Hűtési módnak az általánosan elterjedt nedves hűtőtornyot választottam, ennek megfelelően a kondenzátor hőmérsékletét a külső hőmérséklet alapján becsültem: a levegő hőmérsékletnél 20 C-kal magasabbnak, tehát 45 C-nak tekintettem. Az erőmű legalacsonyabb részterhelési állapotát 25%-ban szabtam meg, ennek megfelelően a gáztalanító táptartály nyomását 4 bar-nak választottam, mivel ennél alacsonyabb érték esetén 25%-os terhelési állapotban a nyomás a Stodola-összefüggés alapján a környezeti nyomás alá csökkenhetne, ami lehetővé tenné a levegő beszivárgását. A turbina belső hatásfokát 85%-nak, a szivattyú hatásfokát 75%-nak választottam. A turbina hatásfok változását leíró korrekciós együtthatók [17]: c0 = 0,809, c1 = 0,409 és c2 = -0,218. A körfolyamat hatásfoka tervezési állapotban ηrankine = 35,7%, amely alapján a bevitt hőteljesítmény: Q Rbe = 147,66 MW. A hőszállító közeg melegági hőmérséklete Tmeleg = 390 C, hogy az előző pontban meghatározott frissgőzhőmérséklet elérhető legyen. A hidegági hőmérséklet Thideg = 280 C, amely a hőszállító közeg és a munkaközeg közti hőcserélők hőmérsékletprofilja alapján számítható. Tároló nélküli esetben a szoláris többszörös értéke 1, így a kollektorban előállított hő megegyezik a körfolyamatba bevitt hőteljesítménnyel: Q kollektor = 147,66 MW. A szoláris hatékonyság számítása során fontos, hogy a kollektorok hossztengelye észak-déli vagy kelet-nyugati irányú. A 3.1. ábrán a beesési szög koszinuszát, a beesési hatékonyság napi változását ábrázoltam a két különböző kialakítás esetére. A piros görbe a nyári napforduló, a zöld a tavaszi és őszi napéjegyenlőség, a kék pedig a téli napforduló napjára vonatkozik ábra: Parabolavályús kollektorok észak-dél és kelet-nyugat irányú beépítése közti különbség 31

32 Az észak-dél irányú kialakítás esetén a beesési szög napi változása viszonylag alacsony, az évszakok közti eltérés azonban magas, tehát míg nyáron egész nap magas beesési szöggel számolhatunk, télen ennek értéke lényegesen kedvezőtlenebb. Kelet-nyugat irányú kialakításnál a beesési szög egy napon belüli változása jóval jelentősebb, értéke azonban az évszaktól szinte független. Az északi-dél irányú elrendezés tehát a termelés évszakonkénti ingadozását, míg a kelet-nyugat irányú a napi szintű ingadozást erősíti. Az említett helyszínen a teljes éves besugárzás DNI-t tekintve 1336 kwh/m 2, ennek az észak-dél irányú kollektorra eső vetülete éves szinten 1115 kwh/m 2, míg a kelet-nyugat irányú kollektorra eső sugárzás mindössze 972 kwh/m 2. Észak-dél irányú elrendezés esetén tehát éves szinten mindegy 15%- kal magasabb besugárzás éri a kollektort a kelet-nyugati irányhoz képest, így ezt az elrendezést választom. A parabolavályús kollektor típusának a SEGS LS-2 kollektort választottam annak jelentős üzemeltetési tapasztalata és megbízhatósága, valamint nyilvánosan elérhető paraméterei miatt [12][18]. A beesési szög korrekciós tényező együtthatói: b1 = 0,101 1/rad és b2 = 0,0257 1/rad 2. A kollektor fókusztávolsága lfókusz = 1,49 m, hossza lkoll = 48 m, szélessége Dkoll = 5 m. A szomszédos sorok közti távolságot wsortáv = 15 m-nek választottam részben gyakorlati példák alapján, részben pedig számítások alapján, melyek azt mutatták, hogy a kollektorok távolabbi elhelyezése már nem javítja jelentősen a szoláris hatékonyságot. A szoláris hatékonyság tervezési állapotban: εszoláris = 89,18%. A kollektor optikai hatásfoka és veszteségi tényezői [12]: η0 = 0,733, a0 = 0, /K, a1 = 0,00496 W/(m 2 K) és a2 = 0, W/(m 2 K 2 ). A külső hőmérséklet, a szoláris hatékonysággal korrigált DNI valamint az ismert meleg- és hidegági hőmérsékletek alapján a ( ) egyenletekkel kiszámítható átlagos hatásfoka: ηkoll = 63,3%. A teljes szükséges kollektor felület mindezek figyelembevételével: Akoll = m 2. A kollektorok szélessége és távolsága alapján, mintegy 10%-os többlettel számolva az erőmű blokk által elfoglalt hely miatt, a naphőerőmű által igénybevett összes földterület nagysága mintegy 0,9 km 2. Tárolóval rendelkező erőmű esetén a szoláris mezőt SM = 3 szoláris többszörös alapján méreteztem túl, ennek eléréséhez a kollektorok által termelt hő szükséges mennyisége: Q kollektor = 442,97 MW. A parabolavályús kollektorok moduláris felépítése miatt ennek hatására sem a kollektor hatásfok, sem a szoláris hatékonyság nem változik az előzőekben számítotthoz képest. A szükséges kollektor felület ebben az esetben: Akoll = m 2. Az erőmű teljes területe az előző logika alapján közelítőleg 2,5 km 2. 32

33 3.2. Naptornyos naphőerőmű tervezése Naptornyos naphőerőművek esetén a hőszállító közeget csak a toronyban, tehát jóval rövidebb úton keringtetjük a parabolavályús kollektoros erőművekhez képest, így ebben az esetben némileg alacsonyabb önfogyasztással számolhatunk. A másik erőműhöz hasonlóan itt is nedves hűtőtornyos hűtési módot választottam, így az önfogyasztási tényezőt εönf = 2%-nak vettem fel, amely alapján a szükséges bruttó generátor teljesítmény: PGen = 51,02 MW. Generátornak a parabolavályús erőműben használttal megegyező gépet választottam, így névleges hatásfoka ahhoz hasonlóan ηgen = 97,8%, a turbina szükséges teljesítménye pedig: PT = 52,17 MW. A Rankine-körfolyamat paramétereit korszerű naptornyos erőművek jellemzői alapján vettem fel [7]. A magas hőmérsékletű sóolvadék a parabolavályús kollektornál jóval magasabb gőzparamétereket is lehetővé tesz. A frissgőz nyomás és hőmérséklet 160 bar és 550 C, az újrahevítés nyomása és hőmérséklete pedig 40 bar és 550 C. A kondenzátor hőmérséklete 45 C, a gáztalanító táptartály nyomása 4 bar, a turbina belső hatásfoka 85%, a szivattyúé pedig 75% a parabolavályús erőműnél leírtak miatt, és a turbina hatásfok változását leíró korrekciós együtthatók is megegyeznek. A körfolyamat hatásfoka tervezési állapotban ηrankine = 40,55%, amely alapján a bevitt hőteljesítmény: Q Rbe = 128,65 MW. A hőszállító közeg melegági hőmérséklete Tmeleg = 565 C, hidegági hőmérséklete pedig Thideg = 300 C, megvalósult erőművi példák alapján [5]. A sóolvadék tipikus összetétele 60% NaNO3 és 40% KNO3, hőszállító közegként és tárolóban használva egyaránt. Tároló nélküli esetben a szoláris többszörös értéke 1, így a heliosztát mező által az abszorberben összegyűjtött hőteljesítmény megegyezik a körfolyamatba bevitt hőteljesítménnyel: Q heliosztát = 128,65 MW. Az abszorber névleges állapotban vett hatásfokát irodalmi adatok alapján 85%-nak tekintem, a heliosztátok optikai hatásfokát pedig 90%-nak [19]. Az ezek alapján számolt kollektor hatásfok: ηkoll = 76,5%. Naptornyos erőművek esetén a szoláris hatásfok függ a heliosztát mező méretétől, így tervezéskor csak együttesen vehetőek figyelembe. A alfejezetben bemutatott cellás módszert használtam a mező méretének meghatározásakor, mellyel a kívánt hőtermelés ismeretében iteráció segítségével határozható meg a heliosztát mező mérete. A mező kialakításánál szabályos kör alakú területet feltételeztem, melynek a torony a közepén helyezkedik el. A beesési hatékonysága mindig a Nappal szemközti irányban elhelyezkedő heliosztátoknak magasabb, ezt kihasználva már több olyan erőmű is épült, ahol az összes heliosztát a toronytól északra helyezkedik el. Ennek velejárója azonban, hogy bár délben a 33

34 centrális elrendezéshez képest kedvezőbb a beesési hatékonyság értéke, a korai és késői órákban azonban kedvezőtlenebb annál. Nagyobb teljesítményű erőművek esetén, ahol a heliosztát mező nagyobb mérete miatt nő a sugárzás levegőben történő csillapodásának jelentősége, célszerű a heliosztátokat a toronyhoz minél közelebb helyezni, amely centrális elrendezéssel biztosítható legjobban, ezen előnyök miatt választottam én is ezt a kialakítást. A torony magasságát ht = 140 m-nek, a heliosztátok magasságát hh = 8 m-nek választottam, a legközelebbi heliosztát távolságát a toronytól pedig rh,min = 80 m-nek. A csillapítás számításához figyelembe vett látótávolság dlátótáv = 15 km. A fentiek alapján az iterációs számítással méretezve a heliosztát mezőt az összes tükröződő felület: Aheliosztát = m 2. Ez 120 m 2 -es heliosztát felülettel számolva összesen 1760 darabot jelent. A szoláris hatékonyság tervezési állapotban: εszoláris = 79,72%. A heliosztát mező külső sugara, tehát a legtávolabbi tükrök távolsága a toronytól mintegy 400 m, amely alapján a naphőerőmű által elfoglalt földterület nagyjából 0,5 km 2. Tárolóval rendelkező erőmű esetére is elvégeztem a heliosztát mező méretezését SM = 3 szoláris többszörös figyelembe vételével, az ehhez szükséges összes hőteljesítmény: Q heliosztát = 385,96 MW. Az ezt előállítani képes mezőben a teljes heliosztát felület: Aheliosztát = m 2. Ez 120 m 2 -es heliosztát felülettel számolva összesen 5975 darabot jelent. A szoláris hatékonyság tervezési állapotban: εszoláris = 70,39%. Az eredményekből is látható, hogy a heliosztát mező hatékonysága csökken a méretének növekedésével, amely korlátozza a naptornyos naphőerőművek maximális egységteljesítményét. A heliosztát mező külső sugara ebben az esetben 985 m, amely 3,1 km 2 -es teljes földterületet eredményez Parabolavályús és naptornyos naphőerőművek összehasonlítása A tervezési számítások során is megmutatkoztak a két típus közti főbb eltérések, a következőkben ezeket foglalom össze. A parabolavályús és naptornyos naphőerőművek főbb teljesítmény és hatásfok adatait a 3.1. táblázat tartalmazza. A teljesítményadatok alapján látható, hogy a legjelentősebb eltérést a két erőmű között a Rankine-körfolyamat hatásfoka jelenti. A parabolavályús napkollektorok csak 400 C alatt működhetnek a hőszállító közegként használt olaj stabilitása miatt, valamint a vonalszerű fókuszálásból adódó alacsonyabb koncentráltsági fok ennél magasabb hőmérsékleten már a kollektor hatásfok jelentős csökkenéséhez vezetne. Az alacsonyabb hőszállító közeg hőmérséklet miatt a körfolyamat paraméterei is szerényebbek, ami alacsonyabb hatásfokhoz 34

35 vezet. Naptornyos erőművekben a hőszállító közeg sóolvadék, amely 565 C, vagy akár magasabb hőmérsékletet is lehetővé tesz, illetve a pontba történő fókuszálásból adódó nagy koncentráltsági fok miatt még a magasabb hőmérséklet ellenére is kisebb a hőveszteségek aránya. A sóolvadék magas hőmérséklete a körfolyamatban a hagyományos erőművekhez hasonlóan magas gőzparamétereket tesz lehetővé, ami magasabb hatásfokot eredményez. A számított adatok alapján látható, hogy parabolavályús napkollektor esetén mintegy 15%-kal több hőre van szükség adott mennyiségű villamos energia megtermeléséhez. A körfolyamat magasabb hatásfoka a tárolás szempontjából is előnyös, mivel így azonos mennyiségű villamos energia későbbi megtermeléséhez kevesebb energiát kell eltárolni, így a szükséges tároló kapacitás is közelítőleg 15%-kal kisebb naptornyos erőművekben táblázat: Parabolavályús és naptornyos naphőerőművek jellemzőinek összehasonlítása Parabolavályús naphőerőmű Naptornyos naphőerőmű Hálózatra táplált teljesítmény Phálózat [MWe] Generátor teljesítmény PGen [MWe] 51,55 51,02 Turbina teljesítmény PT [MWm] 52,71 52,17 Körfolyamatba bevitt hő Q Rbe [MWth] 147,66 128,65 Összes kollektor felület A [m 2 ] Erőmű teljes földterülete Aföld [km 2 ] 0,9 0,5 Önfogyasztási hatásfok ηeps [%] Generátor hatásfok ηgen [%] 97,8 97,8 Körfolyamat hatásfoka ηrankine [%] 35,7 40,55 Kollektor hatásfok ηkoll [%] 63,3 76,5 Szoláris hatékonyság εszoláris [%] 89,18 79,72 Hőtermelés hatásfoka ηhő [%] 56,45 60,99 Villamos összhatásfok ηvill [%] 19,11 23,70 A hőtermelés hatásfoka, mely a termelt hőenergia és a teljes sugárzási energia hányadosa, másik megközelítésben pedig a kollektor hatásfok és szoláris hatékonyság szorzata, kis mértékben alacsonyabb a parabolavályús kollektorok esetén, de az eltérés nem számottevő. A kollektor hatásfok parabolavályús kollektor esetén alacsonyabb a nagyobb arányú hőveszteségek és a görbült felületekből adódó kisebb optikai hatásfok miatt. A szoláris hatékonyság ezzel szemben naptornyok esetén alacsonyabb a sugárzás levegőben történő csillapodása és az átlagosan kedvezőtlenebb beesési szögek miatt a sok különböző irányítású heliosztátra. 35

36 A villamos összhatásfok a naptornyos erőműveknél 23,7%, míg a parabolavályús kollektoros erőműnél csak 19,11%, ahogy ez a részhatásfokok alapján várható volt. A hatásfok értékét az is befolyásolja, hogy mi kerül a nevezőbe, tehát mit tekintünk összes energiának. Az itt leírt értékek esetén én az éves DNI besugárzás és az teljes tükör felület szorzatát tekintettem teljes beérkező sugárzási energiának, a valóságban azonban ennek csak a felületre merőleges komponense jut a kollektorra. Napelemek esetén csak a felületre merőleges komponenssel számolnak, ezáltal a nem merőleges beesési szögből fakadó sugárzás csökkenést nem tekintik veszteségnek. Ilyen módon számítva a naphőerőművek hatásfoka is magasabb lenne mintegy 10-20%-kal, ami ugyan jobban hangzik, és könnyebben összevethető a napelemekre vonatkozó értékkel, de a számítások során használata kevésbé praktikus. Az összhatásfok értékének naperőműveknél egyébként nincs komoly jelentősége, alapvetően csak azt határozza meg, hogy mekkora teljes tükör felületre van szükség a kívánt villamos teljesítmény eléréséhez, így értékéből nem érdemes semmilyen komolyabb következtetést levonni. Fontos különbség mutatkozik a parabolavályús és naptornyos naphőerőművek közt a modularitás tekintetében is. A parabolavályús erőmű teljesen modulárisnak tekinthető, mely sok azonos tulajdonságú kollektorból épül fel. A kollektorok hatásfoka és tulajdonságai megegyeznek, így egy nagyobb teljesítményű erőműhöz igen jó közelítéssel egyenesen arányosan több kollektorra van szükség. Naptornyok esetében más a helyzet, ott a heliosztát mező nem bontható fel azonos tulajdonságú ismétlődő részekre, hanem minden esetben egy egységként kell méretezni. Nagyobb méretű heliosztát mező hatékonysága kisebb, ahogy az a 3.2. táblázatban is látható, így egy nagyobb teljesítményű erőműhöz fajlagosan több heliosztátra van szükség táblázat: Különböző méterű kollektor illetve heliosztát mezők jellemzőinek összehasonlítása Parabolavályús kollektoros naphőerőmű Naptornyos naphőerőmű SM Szoláris többszörös Q term [MWth] Termelt hőteljesítmény 147,66 442,97 128,65 385,96 A [m 2 ] Összes kollektor felület Aföld [km 2 ] Erőmű teljes földterülete 0,9 2,5 0,5 3,1 ηkoll [%] Kollektor hatásfok 63,3 63,3 76,5 76,5 εszoláris [%] Szoláris hatékonyság 89,18 89,18 79,72 70,39 ηhő [%] Hőtermelés hatásfoka 56,45 56,45 60,99 53,85 ηvill [%] Villamos összhatásfok 19,11 19,11 23,70 20,93 36

37 A táblázatból látható, hogy parabolavályús kollektorok esetén egy háromszor akkora teljesítményű kollektor mezőhöz ténylegesen háromszor akkora felületű kollektorra van szükség, az erőmű területe is közel háromszorosára nő, a hőtermelés hatásfoka pedig változatlan marad. Naptornyos erőmű esetén a háromszoros hőteljesítmény eléréséhez mintegy 3,4-szeres heliosztát felület szükséges, az erőmű területe pedig több, mint hatszorosára nő annak következtében, hogy a toronytól távolabb a heliosztátokat ritkábban kell elhelyezni az árnyékolás elkerülése érdekében. Kisebb teljesítmény esetén tehát a naptornyos rendszer képes jobb hatásfokú hőtermelésre, egy adott méret felett pedig már a parabolavályús kollektorok. Ennek fontos következménye az, hogy míg parabolavályús erőműből szinte tetszőlegesen nagy építhető, a naptornyos erőműveknél a nagyobb méret egy pont után gazdaságtalanná válik. A naptornyos naphőerőművek optimális méretét a nagyobb teljesítmény esetén csökkenő fajlagos beruházási költség és az ezzel párhuzamosan romló hatásfok alapján lehet meghatározni. 37

38 4. SZIMULÁCIÓS VIZSGÁLATI EREDMÉNYEK A modellek alapján szimulációs programot készítettem Matlabban, amely a bemeneti meteorológiai adatok függvényében meghatározza az erőmű üzemállapotát, fontosabb jellemzőit és hálózatra táplált teljesítményét. A naphőerőművek működése alapvetően az időjárástól függ, így az év legnagyobb részében nem a névleges állapotban üzemelnek, ezért az arra vonatkozó adatok nem elegendőek az erőművek értékeléséhez. Az időjárás éves szintű periodicitása miatt az egy évre vonatkoztatott összesített vagy átlagos értékek jó mutatói az erőművek teljesítményének. A szimulációs programom elsődleges feladata tehát az, hogy a tervezett erőművek éves szintű előrejelzéseit elkészítsék. Az éves számítások elvégzéséhez szükség van egy meteorológiai adatbázisra, amely az év minden napjára tartalmaz párhuzamosan mért sugárzás és hőmérséklet adatokat, lehetőleg minél részletesebb bontásban. A számításaimhoz a Meteonorm 6.1-es verzióját használtam, mely órás bontású adatpárokat tartalmaz az év 8760 órájára [20]. Az adatok mesterségesen generáltak, tehát több éves mérés adataiból készültek olyan algoritmusokkal, hogy egy átlagos év tulajdonságait adják vissza. Ez előnyös, mivel így az számítások nem egy konkrét, hanem egy tipikus évre végezhetőek el, amellyel megbízhatóbban jelezhető előre a jövőbeli termelés. Emellett a valóságnak megfelelően tartalmazza a szélsőséges időjárási körülményeket is, borús és napsütéses napok egyaránt szerepelnek benne. A számításokat két helyszínre végeztem el, az egyik a magyarországi, Debrecen melletti telephely, amelyet a tervezés során is használtam, a másik telephely pedig a spanyolországi Sevilla közelében található, melynek földrajzi koordinátái é. sz. 37,4 és ny. h. 5,7. Mivel jelenleg Spanyolországban található a legnagyobb CSP kapacitás a világon, és Sevilla környéke ezen belül is népszerű telephely a naphőerőművek számára, ez a helyszín jól használható összehasonlítási alapként. A hazai és spanyolországi telephelyre vonatkozó adatok összehasonlításából láthatóvá válik, hogy itthon mennyivel kedvezőtlenebbek a körülmények és kevesebb a naphőerőmű teljesítménye egy olyan helyhez képest, ahol viszont a jobb adottságok miatt ténylegesen gazdaságos ilyeneket létesíteni. A következő alfejezetekben elsőként az éves energia mennyiségét és a különböző hatásfokok átlagos értékét mutatom be mindkét telephelyre vonatkozóan, a tároló nélküli naphőerőmű esetére. Az éves termelési adatokból fajlagos kihasználási mutatókat számítok, melyeket napelemes rendszerek termelési adataival is összevetek, ezáltal vizsgálva a konkurens technológiával való versenyképességet. Ezt követően a tárolás hatásait vizsgálom meg, és 38

39 meghatározom a tároló optimális méretét. Ezután a kapcsolt hőtermelés lehetőségeit értékelem a megtermelhető hőenergia mennyisége és a villamosenergia-termelés csökkenése alapján, végül a naphőerőművek termelésének ingadozását az év különböző részeiben, hónaponként összegzett termelési adatok alapján Éves energiatermelés számítása Az éves energiatermelés előrejelzése alapvető fontosságú a naphőerőművek tervezése során, hiszen az erőmű bevételei a termelt energiából származnak. A termelt mennyiség ismeretében meghatározható a villamos energia termelési egységköltsége, aminél drágábban célszerű azt értékesíteni annak érdekében, hogy jövedelmező legyen a befektetés. Naphőerőmű esetében nincs tüzelőanyag költség és az üzemeltetési és karbantartási költségek is mérsékeltek, így az összes kiadás döntő részét az egyébként igen jelentős beruházási költség jelenti. A tervezés és létesítés során a beruházási költség már viszonylag pontosan ismert, így a kiadási oldal már ebben az időszakban igen jól becsülhető. A bevétel azonban alapvetően függ a várható energiatermelés mértékétől, így a termelés minél pontosabb előrejelzése kulcsfontosságú a költségvetés tervezhetősége szempontjából. Az általam készített és az ehhez hasonló modellek és szimulációs programok alapvetően ezt segítik elő. Az éves energiatermelés számításának eredményeit a 4.1. táblázat foglalja össze mind a hazai, mind a spanyolországi telephely esetén. A két naphőerőmű típus mellett egy napelemes naperőműre vonatkozó adatokat is feltüntettem a táblázatban, melyek korábbi munkáimból származnak [21][22]. A napelemes rendszer névleges teljesítményét a naphőerőművekhez hasonlóan 50 MW-nak választottam, ehhez pedig összesen m 2 felületű napelem beépítésére volt szükség a választott Bosch c-si M Wp monokristályos szilícium modulból. A táblázat az éves szinten termelt energia mennyiségét, valamint az ebből számolt csúcskihasználási óraszámot is tartalmazza táblázat: Naperőművek éves energiatermelése és csúcskihasználási óraszáma Magyarország Spanyolország Eéves [MWhe] τcs [h] Eéves [MWhe] τcs [h] Aössz [m 2 ] Parabolavályús naphőerőmű Naptornyos naphőerőmű Napelemes erőmű A táblázatból látható, hogy Spanyolországban mindhárom erőmű lényegesen több energiát képes termelni, mint itthon, minek oka nyilvánvalósan a magasabb éves besugárzás. A 39

40 parabolavályús naphőerőmű 40%-kal, a naptornyos erőmű 35%-kal, a napelemes rendszer pedig 20%-kal termelne kevesebb energiát itthon, mint ugyanaz az erőmű Sevilla közelében. A magyarországi és spanyolországi éves besugárzási adatokat a 4.2. táblázat tartalmazza. A globálsugárzás a direkt és a szórt sugárzás összege, a táblázatban szereplő adat egy optimális tájolású síkra vonatkozik, így ez az a sugárzás, amit a napelemek hasznosítani tudnak táblázat: Éves direkt és globál besugárzás Magyarországon és Spanyolországban Debrecen Sevilla Direkt besugárzás HDNI [kwh/m 2 év] Globál besugárzás Hglobál [kwh/m 2 év] A direkt besugárzás itthon 30%-kal, a globál besugárzás pedig 24%-kal alacsonyabb a Sevillára jellemző értéknél, amely jórészt magyarázza a hazai naphőerőművek alacsony energiatermelését. A naphőerőművek mindkét helyszínen alulmaradnak termelés tekintetében a napelemekhez képest, melynek oka részben a mindkét helyen a direktnél magasabb globálsugárzás, másrészt pedig a napelemek kedvezőbb részterhelési hatásfoka. A tipikus napelemek hatásfoka csak kismértékben változik egy széles sugárzástartományban, ezáltal a szerényebb sugárzást is a névlegeshez közeli hatásfokkal képesek hasznosítani. Ezzel szemben a naphőerőművek esetében a kollektor és a körfolyamat hatásfoka is lecsökken részterhelésen, így a naphőerőművek alacsony sugárzás mellett a névlegesnél jelentősen rosszabb hatásfokkal üzemelnek. Az erőművek éves termelési jellemzőit a függelékben található F1.1. és F1.2. táblázat tartalmazza a magyarországi illetve spanyolországi helyszínre. Ezeket egymással és a névleges adatokat tartalmazó 3.1. táblázattal összevetve jól látható, hogy miként változnak az energiaátalakítási folyamat egyes részhatásfokai a névleges állapothoz képest. A említett táblázatok pontosan és jól összefoglalják a fontosabb adatokat, a tendenciákat azonban csak nehézkesen lehet leolvasni róluk. A szemléletes ábrázolás érdekében készítettem a 4.1. ábrán látható diagramot, amely az egyes részhatásfokok csökkenését mutatja. A kék görbe jelzi a hatásfok tervezési értékét, amelynél az éves átlag minden esetben alacsonyabb a részterhelés hatására bekövetkező hatásfokromlás miatt. A diagramon az is megfigyelhető, hogy Spanyolországban a körfolyamat hatásfokán kívül magasabbak az éves átlagok az itthonihoz képest, melynek oka az átlagosan magasabb sugárzás, ami az év nagyobb részében tesz lehetővé a névleges állapothoz közelebbi működést. A Rankine-ciklus hazai jobb hatásfokát az itthoni jellemzően alacsonyabb környezeti hőmérséklet miatt lehetséges alacsonyabb kondenzációs hőmérséklet teszi lehetővé. A spanyolországi magasabb átlagos hatásfok azt jelenti, hogy ott 40

41 nem csak a rendelkezésre álló magasabb besugárzás miatt termelnek többet az erőművek, hanem a több sugárzást ráadásul jobb hatásfokkal is hasznosítják. Napelemek esetében ez a tendencia fordított, a napelemek átlagos hatásfoka az alacsonyabb környezeti hőmérséklet miatt hazánkban magasabb Spanyolországhoz képest [22] ábra: Parabolavályús naphőerőmű részhatásfokainak tervezési és éves átlagos értékei a magyarországi és spanyolországi telephelyen A táblázatokban és a diagramon is megjelenik egy hőkihasználási hatásfok, amely azt mutatja meg, hogy a kollektorban megtermelt összes hőmennyiség mekkora részét hasznosítjuk a körfolyamatba bevitt hőként. Kihasználatlan hő keletkezik például akkor, ha a kollektorok több hőt állítanak elő a körfolyamatba bevihető legnagyobb hőteljesítménynél vagy kevesebbet a minimális terhelésű működtetéséhez szükséges hőigénynél. A kihasználatlan hő aránya tároló beépítésével csökkenthető, ekkor a többlet hőmennyiség a tárolóba vezethető egészen addig, amíg az meg nem telik. A diagramon látható öt részhatásfok éves értéke mindegyik esetében csak kevéssel marad el a névlegeshez képest, az ezek szorzatából számított összhatásfok esetében azonban ezek az eltérések összeadódnak, így a csökkenés arányaiban jóval jelentősebb lesz. Az éves átlagos hatásfok Spanyolországban 70%-a, Magyarországon pedig mindössze 60%-a a névlegesnek a parabolavályús naphőerőmű esetén. A 4.1. ábrához hasonló diagram készíthető a naptornyos erőmű esetére is, melynek jellege alapvetően megegyezne a bemutatott diagrammal, így újabb következtetések levonását nem tenné lehetővé. A villamos hatásfok névlegeshez vett aránya itt rendre 64% ill. 59%. 41