Konzentrierte Solarkraftwerke zur Standort- und Technologieauswahl in Ägypten

Das Ziel dieser Forschung besteht darin, die Implementierung von zwei CSP-Technologien (Concentrated Solar Power) an den 28 dedizierten Standorten in Ägypten zu untersuchen, um die optimale standortspezifische CSP-Technologie auszuwählen. Dies kann durch eine validierte thermoökonomische Simulation von Kraftwerken unter Verwendung des Sam-Beratungsmodells und eine Untersuchung der Konfigurationen der beiden vorgeschlagenen CSP-Technologien zur Deckung des Wärmebedarfs des Kraftwerks erreicht werden. Simulationen berücksichtigen die ökologischen, technischen, finanziellen und wirtschaftlichen Aspekte der Projekte. Unter vielen simulierten Parametern werden drei berücksichtigt, um die Konfigurationen der beiden vorgeschlagenen Technologien an den 28 Standorten mithilfe von geografischen Informationssystemen zu vergleichen. Diese Parameter sind die jährliche Stromproduktion, die Energiegestehungskosten und der Wasserverbrauch. Eine vergleichende Analyse ergab, dass der Solarturm 25 % mehr Fläche benötigt als die Parabolrinne. Die zusätzliche Sammelfläche erhöhte die Nettoinvestitionskosten des Solarturmsystems im Vergleich zum Parabolrinnenmodell um 15 %. Dadurch senkt die Solarturmanordnung die Stromgestehungskosten und erhöht gleichzeitig die jährliche Stromerzeugung und den Wasserbedarf des Kraftwerks. Die Simulationsergebnisse begünstigten die vorgeschlagene Solarturmkonfiguration gegenüber der Parabolrinne und empfahlen die Umsetzung solcher konzentrierter Solarenergieprojekte in den zentralen und östlichen Gebieten Ägyptens.

Eines der dringendsten Anliegen der Welt ist es, den steigenden Energiebedarf auf umweltfreundliche und nachhaltige Weise zu decken (Dincer und Acar 2015), insbesondere in sich fortschrittlich entwickelnden Ländern mit boomenden Bevölkerungszahlen wie Ägypten. In diesem Zusammenhang ist die Bereitstellung erneuerbarer Energieoptionen ein Muss. Ägyptens Vision 2030 konzentriert sich auf die nachhaltige Entwicklung des Landes und betrachtet Energie als zweitwichtigste Säule der zehn Säulen der nachhaltigen Entwicklung (https://mped.gov.eg/EgyptVision?lang=en). Der Visionsbericht betont die optimale und heimische Nutzung der Energieressourcen sowie die Diversifizierung des Energieversorgungsmixes zur Einbindung erneuerbarer Energien in die Stromerzeugung. Darüber hinaus betont der Bericht die Minderung der Kohlendioxidemissionen aus dem Energiesektor. Infolgedessen wurde 2016 ein Präsidialerlass erlassen, der die Zuweisung von 28 Standorten (http://nrea.gov.eg/test/en/Home), die in 6 Hauptzonen kategorisiert sind, zur Entwicklung durch Projekte für erneuerbare Energien durch die Neuen und Vereinigten Staaten vorsieht Behörde für erneuerbare Energien (NREA) und Ministerium für Elektrizität und erneuerbare Energien, wie in Abb. 1 dargestellt (Moharram et al. 2022).

Die am häufigsten vorkommende erneuerbare Energiequelle in Ägypten ist Solarenergie (Aliyu et al. 2018). Ein Großteil des Schwerpunkts erneuerbarer Energien liegt daher auf der optimalen und standortspezifischen Implementierung von Solarenergietechnologien. Es besteht das Potenzial, die Treibhausgasemissionen (THG) in Ägypten um 80–95 % zu reduzieren, indem der Energiepolitikplan für den Nahen Osten und Nordafrika (MENA) befolgt wird, der darauf abzielt, den Klimawandel durch eine Begrenzung des globalen Temperaturanstiegs auf nicht mehr als zu reduzieren 2 °C (Menichetti et al. 2018; Elshafey et al. 2018). Die Integration konzentrierter Solarenergie (CSP)-Technologien in bereits bestehende thermische (fossile) Kraftwerke stellt eine der möglichen Lösungen für kohlenstoffarme Energietechnologien dar (Cioccolanti et al. 2019). Obwohl CSP über eine relativ große Anzahl unabhängiger Elemente verfügt, was es zu einer komplexen Technologie macht, wird diese Einschränkung durch die Tatsache ausgeglichen, dass die Technologie Anwendungsflexibilität entsprechend der Nachfrage bietet. Die Umwandlung in thermische Energie unterscheidet CSP von den anderen wichtigen erneuerbaren Energietechnologien wie Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaikzellen (PV). Darüber hinaus ist CSP aufgrund seiner Vorteile in Bezug auf hohe Effizienz, niedrige Betriebskosten und gutes Scale-up-Potenzial besonders attraktiv (Zhang et al. 2013). Die Auswahl des Standortes für den Bau eines CSP-Kraftwerks unterliegt bestimmten wichtigen Voraussetzungen, die erfüllt sein müssen, um eine wirtschaftliche Stromerzeugung sicherzustellen. Die NREA hat diese Kriterien bei der Auswahl der 28 Standorte berücksichtigt und die Machbarkeit der Implementierung von CSP-Technologien überprüft. Die allgemeinen Standortanforderungen lauten wie folgt:

Bei der Nutzung von Solarenergie kommen vor allem vier CSP-Technologien zum Einsatz: ein Parabolrinnenkollektor (PTC), ein zentraler Solarturm (CST), ein linearer Fresnelreflektor (LFR) und eine Parabolschüssel (Fernández et al. 2019; Hayat et al. 2019). Konzentrierte Solarkraftwerke gewinnen zunehmend an Interesse, vor allem durch den Einsatz des Parabolrinnenkollektorsystems (PTC), obwohl Solarkraftwerke aufgrund ihrer Vorteile in Bezug auf höhere Effizienz, niedrigere Betriebskosten und gute Skalierbarkeit zunehmend eine bedeutende Marktposition einnehmen. Potenzial steigern.

Eine PTC-Anlage besteht aus einer Gruppe von Reflektoren, die in einer Dimension parabolisch gekrümmt sind, um die direkte Sonnenstrahlung entlang eines Absorberrohrs zu bündeln, das in der Brennlinie der Parabel montiert ist. Um Wärmeverluste an die Umgebungsluft zu verhindern, ist das Absorberrohr von einem evakuierten Glasrohr umhüllt. Die Reflektoren und Absorberrohre bewegen sich im Tandem mit der Sonne mithilfe eines linearen Achsennachführungsmechanismus von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang (Zhang et al. 2013). Andererseits verwenden CST-Systeme ein großes Spiegelfeld, das mit einem Mechanismus zur Sonnennachführung auf zwei Achsen ausgestattet ist, der als Heliostaten bezeichnet wird. Das Sonnenlicht wird an der Spitze des Turms in den Hohlraum des zentralen Empfängers fokussiert (Gadalla und Saghafifar 2018), wo die konzentrierte Sonnenenergie vom zirkulierenden Arbeitsmedium absorbiert wird und die Sonnenenergie in thermische Energie umgewandelt wird (Shatnawi et al. 2019). ).

Es wurden mehrere neuere Studien durchgeführt, in denen die Hauptmerkmale, Funktionsprinzipien, Vorteile und Herausforderungen im Zusammenhang mit PTC- und CST-Systemen erörtert wurden (siehe Tabelle 1). Obwohl CST-Anlagen unbestreitbar weniger verbreitet sind als PTC-Anlagen, gibt es in der Literatur eine offene Debatte darüber, welche CSP-Technologie die besten Wachstumsaussichten haben könnte (Boretti et al. 2019). Unter Berücksichtigung des Reifegrads, der einfachen Implementierung und der von Forschern durchgeführten Literaturrecherchen stellen PTCs eine wettbewerbsfähige Technologie dar, die eine ausreichende Wärmemenge für den Betrieb konventioneller Dampfkraftwerke in Ägypten liefert (Moharram et al. 2021a).Tabelle 1 Beiträge früherer Forschung zu konzentrierten Solarstromsystemen

Tisch in voller Größe

Beiträge früherer Forschungen zu konzentrierten Solarenergiesystemen.

Bei der Betrachtung des CSP-Einsatzes ist zu beachten, dass nur sehr wenige der zuvor durchgeführten Studien die Auswahl von Standorten und Technologien integriert haben, um eine Entscheidungsstrategie für die optimale Auswahl zu erhalten, wie in Tabelle 2 dargestellt.Tabelle 2 Beiträge früherer Forschungsarbeiten zu Simulationstechniken für eine optimale Standort- und Technologieauswahl

Tisch in voller Größe

Beiträge früherer Forschungsarbeiten zu Simulationstechniken für eine optimale Standort- und Technologieauswahl.

Nur wenige Studien untersuchten die CSP-Technologie, die hauptsächlich auf Parabolrinnenkollektoren beruhte, während sich die anderen nur auf die PV-Technologie konzentrierten. Basierend auf den Zielen jeder Bewertung und der gewählten Strategie zur Lösung des Problems kann argumentiert werden, dass verschiedene Untersuchungen unterschiedliche Methoden und Annahmen verwendeten, die auf den Regierungszielen an jedem Standort basierten. In der Literatur scheint es keine umfassende Studie zu geben, die die gestuften Energiekosten, die Stromproduktivität und die Umweltauswirkungen für zwei unterschiedliche CSP-Technologien (PTC und CST) in einem Entscheidungsansatz kombiniert, der die unterschiedlichen lokalen Ressourcen berücksichtigt und geografische Merkmale verschiedener Standorte.

Die Neuheit dieser Studie ist die Entwicklung eines Vorhersagetools mithilfe von SAM-Software, um die Leistung konzentrierter Solarkraftwerke in Ägypten vorherzusagen. Die beiden ausgereiftesten CSP-Technologien (PTC und CST) werden untersucht, um die ideale Wahl für die Implementierung an mehreren Standorten mit günstigen Wetterbedingungen unter Berücksichtigung minimaler Umweltauswirkungen, Kosteneffizienz und hoher Energieproduktivität zu ermitteln. Folglich zeigt dies die Machbarkeit und Zuverlässigkeit des Einsatzes von CSP-Kraftwerken für den Betrieb in Ägypten als Ersatz für konventionelle Dampfkraftwerke unter Berücksichtigung der meteorologischen Daten des Standorts, der Komponenten-Benchmarks sowie der örtlichen Finanzierungs- und Steuervorschriften. Darüber hinaus soll das vorgeschlagene Modell die strategischen Pläne der Regierung zur nachhaltigen Entwicklung in Ägypten unterstützen.

In der vorherigen Überprüfung wurde mehr Aufmerksamkeit auf die Implementierung solarthermischer Kraftwerke in Ägypten gelegt, bei denen verschiedene CSP-Technologien an verschiedenen Standorten eingesetzt werden. In Abb. 2 sind die schematischen Diagramme der beiden vorgeschlagenen Konfigurationen dargestellt, die in dieser Studie untersucht werden und Parabolrinnenkollektoren bzw. zentrale Solarturmtechnologien verwenden (Csp-Modelle und System Advisor-Modell 2021). Die vorgeschlagene Anlage kann in drei Hauptkomponenten zerlegt werden. Erstens fungiert das Solarfeld als Wärmequelle für die Anlage, sei es durch PTC- oder CST-Nutzung. Zweitens sind Wärmespeicher erforderlich, um den Wärmebedarf der Anlage in Zeiten geringer Sonneneinstrahlung und in der Nacht zu decken. Die dritte Komponente ist der Dampf-Rankine-Kreislauf, bestehend aus Wärmetauscher, Dampfturbine, Generator und Kondensator.

Die Leistungsprognosen und Finanzprognosen für CSP-Anlagen können jetzt mit einer Vielzahl kostenloser Tools erstellt werden, die für schnelle Messungen entwickelt wurden, wie z. B. „Greenius“, entwickelt vom Institute of Solar Research, oder System Advisor Model (SAM), entwickelt von NREL und wird als kostenlose Softwareplattform zur Vorhersage der stündlichen und substündlichen Energieproduktion verschiedener erneuerbarer Energiequellen vertrieben (Polo et al. 2017; Blair et al. 2014). Aufgrund der Vielseitigkeit und Kapazitäten von SAM wird es in vielen Studien zu einer grundlegenden Methode für die Leistungsbewertung von CSP- und PV-Anlagen (Avila-Marin et al. 2013; Vasallo und Bravo 2016; Bishoyi und Sudhakar 2017). In der hier berichteten Forschung wurden in den untersuchten Gebieten zwei SAM-Simulationen einer 115-MW-CSP-Anlage durchgeführt, wobei jeweils Parabolrinnen- und Solarturmtechnologien zum Einsatz kamen. Die Eingabeparameter werden in diesem Abschnitt vorgestellt und können in Umwelt-, Finanz- und Wirtschaftsdaten unterteilt werden.

Die Verfügbarkeit von Sonnenstrahlungsdaten ist neben anderen Daten für die Simulation jedes CSP-Projekts von entscheidender Bedeutung. Stündliche DNI- und GHI-Werte für einen bestimmten Standort in einem Standardformat, am häufigsten TMY3 (Typical Meteorological Year Version 3), sind für die Verwendung in jeder Software erforderlich (Cebecauer und Suri 2015). Einige der Quellen der Datensätze sind in Tabelle 3 aufgeführt. Obligatorische Sonnen-, Wind- und Umgebungsdaten (meteorologische Daten) über einen Zeitraum von zwei Jahrzehnten wurden aus der Meteonorm-Datenbank (https://meteonorm.com/en/meteonorm) gesammelt -Parameter).Tabelle 3 Umweltdatenquellen

Tisch in voller Größe

Es werden die Terminologien Solar Multiple (SM) und Equivalent Full Load Storage Hours (EFLSH) verwendet, die häufig verwendet werden, um die Grundkonfiguration von CSP-Anlagen auszudrücken. Der SM ist das Verhältnis des Ertrags des Solarfelds unter Auslegungsbedingungen zur Nennleistung der Turbine, während der EFLSH das Verhältnis zwischen der Auslegungsspeicherkapazität und der Nennleistung der Turbine darstellt. Die Eingangsentwurfsparameter der vorgeschlagenen Parabolrinnenkollektor- und Solarturmkraftwerke sind in Tabelle 4 dargestellt. Die primären Entwürfe basierten auf SAM-Standarddaten, dann wurden Modifikationen vorgenommen, wie z. B. die Auswahl von Kollektoren, Empfängerrohren, Kraftwerken und anderen Parametern Ziel ist es, die Stromgestehungskosten und den Wasserverbrauch zu senken.Tabelle 4: Eingabeparameter für die Auslegung von Parabolrinnen- und zentralen Solarturmanlagen

Tisch in voller Größe

Die wesentlichen finanziellen Inputparameter sind in Tabelle 5 zusammengefasst. Es wurde ein einheitlicher Zinssatz von 3,0 %/Jahr gewählt (Soft Loan). Darüber hinaus wird davon ausgegangen, dass die Verschuldungsdauer und die Betriebsdauer der Anlage 18 bzw. 25 Jahre betragen.Tabelle 5 Finanzielle Eingabeparameter (https://www.cbe.org.eg/en/Pages/default.aspx)

Tisch in voller Größe

Um festzustellen, ob die vorgeschlagene Anlage praktisch und kosteneffektiv ist, ist eine wirtschaftliche Bewertung erforderlich, um die Anlage im Vergleich zu herkömmlichen Alternativen zu bewerten. Tabelle 6 gibt einen Überblick über die Investitions- und Betriebskosten für Parabolrinnen und Solartürme, basierend auf SAM-Standardwerten, gesammelten Daten aus ähnlichen aktuellen Projekten und lokalen Benchmarks.Tabelle 6 Ökonomische Input-Parameter (https://sam.nrel.gov/sites/sam.nrel.gov/files/content/case_studies/sam_case_csp_physical_trough_andasol-1_2013-1-15.pdf)

Tisch in voller Größe

Die System Advisor Model (SAM)-Software wurde von Boretti et al. umfassend anhand experimenteller Daten für konzentrierte Solarenergieanlagen validiert. (2020). Ihre Validierung basierte auf Daten der 250-MW-Parabolrinnenanlagen von Genesis, Mojave und Solana sowie der 110-MW-Solarturmanlage von Crescent Dunes in den USA und kam zu dem Schluss, dass SAM als zuverlässiges Werkzeug zur Modellierung von CSP-Technologien angesehen werden kann. Darüber hinaus wurden beide in diesem Artikel vorgestellten Solarfelder (PTC und CST) anhand der folgenden grundlegenden mathematischen Modelle validiert.

Das folgende mathematische Modell von Moharram et al. (2021b) zur Modellierung von Parabolrinnenkollektoren wurde verwendet, um die aus dem Solarfeld im vorgeschlagenen Modell erzielten Ergebnisse zu validieren.

Der momentane Wirkungsgrad von Parabolrinnenkollektoren lässt sich aus seiner Kennlinie für das Eurorinnenmodell nach Gl. berechnen. 1. Folglich kann die gewonnene Wärmemenge wie in Gl. abgezogen werden. 2.

?PTC=0,75?4,5×10?5(Tcol?Tamb)?0,039(Tcol?TambG)?3×10?4×G(Tcol?TambG)2

(1)

Q=Afield×?PTC×G

(2)

Die Parabolrinnenfläche kann mithilfe von Gl. abgeleitet werden. 3 anhand der Richtwerte für Kollektorbreite und Glashüllendurchmesser.

APTC=LPTC×(Wcol?Denv)

(3)

Darüber hinaus werden durch Zuweisung des Kollektormassenstroms und des hydraulischen Massenstroms als Eingangsparameter die Anzahl der Schleifen, die Schleifenfläche, die Schleifenbreite und die Anzahl der Parabolrinnenkollektoren anhand der Gleichungen berechnet. 4–7.

Nloop=m.colm.hyd

(4)

Aloop=APTCNloop

(5)

Wloop=AloopLm

(6)

NPTCs=APTCLm×(Wcol?Denv)

(7)

Anschließend werden die gesamten Druckverluste anhand der großen und kleinen Verluste entlang der Feldlänge berechnet. Die allgemeine Verlustgleichung ist in Gleichung dargestellt. 8.

Ptloss=Nloop×?Ploop

(8)

Das im folgenden Abschnitt vorgestellte mathematische Modell für CST wurde verwendet, um die grundlegenden Ausgabeleistungsparameter vorherzusagen, die zur Validierung der mit der SAM-Software erhaltenen Daten erforderlich sind. Der Heliostatenbereich ist die kostspieligste Komponente, wenn es um die Implementierung von CSTs geht; Daher sollten die Heliostaten vor Ort sorgfältig verteilt werden, um die maximale Effizienz zu erzielen. Somit wird der Solarfeldwirkungsgrad mithilfe von Gl. abgeleitet. 9 (Moukhtar et al. 2021). Folglich kann die Menge an verfügbarer Wärmeenergie mithilfe von Gl. ermittelt werden. 10 (Reddy et al. 2014).

?field=?refl×?att×?cos×?sh&bl

(9)

Q=Afield×?field×G

(10)

Die Temperatur an der Oberseite des Hohlraums wird auf der Grundlage der Beziehung zwischen der Hohlraumeffektivität zwischen der Empfängertemperatur und den Einlass- und Auslasstemperaturen berechnet, wie in Gleichung (1) ausgedrückt. 11.

Trec=(To?Ti?cav)+Ti

(11)

Das Validierungsverfahren wurde unter Verwendung variabler Sonnenintensitäten durchgeführt, um die von beiden CSP-Technologien verfügbare Ausgangswärmeenergie zu messen. Ähnliche Eingabeparameter und Klimadaten wurden mit der SAM-Software verarbeitet und mit den mit der MATLAB-Software erhaltenen Ergebnissen verglichen, um das mathematische Modell jedes Solarfelds zu lösen. Vorläufige Ergebnisse zur thermischen Ausgangsenergie wurden mit beiden Modellen berechnet und ergaben einen Standardfehler von 2,38 % bzw. 3,62 % für das PTC-Modell und das CST-Modell. Darüber hinaus wurde die SAM-Validierung an zwei CSP-Referenzanlagen in Spanien durchgeführt: Andasol-1 als Parabolrinnenanlage und Gemasolar als solarbetriebene Salzschmelze-Turmanlage. Für Andasol-1 und Gemasolar betrug die jährliche Produktionsunsicherheit 2,6 % bzw. 2,4 % (https://sam.nrel.gov/sites/sam.nrel.gov/files/content/case_studies/sam_case_csp_physical_trough_andasol-1_2013-1- 15.pdf).

Für die beiden zuvor beschriebenen vorgeschlagenen Konfigurationen wurde eine Vergleichsstudie durchgeführt, die eine Leistungsbewertung für die 28 verschiedenen Implementierungsstandorte ergab. Unter Berücksichtigung der Umwandlungseffizienz beider Kollektoren sowie der effektiven Betriebsstunden, die die thermische Speicherkapazität für beide Technologien bestimmen, ist der berechnete Flächenbedarf für den Solarturm um 25 % höher als die Parabolrinnenfläche. Diese Vergrößerung der Kollektorfläche erhöhte die Nettokapitalkosten der Solarturmkonfiguration im Vergleich zu den Nettokapitalkosten der Parabolrinne um 15 %. Andererseits sind die jährliche Stromproduktion und der Wasserverbrauch des Kraftwerks mit Solarturmkonfiguration etwa 20 % höher als die des gleichen Kraftwerks mit Parabolrinnenkollektorkonfiguration; Damit wird beim Solarturm eine Reduzierung der Stromgestehungskosten bezeichnet, es bestehen jedoch Bedenken hinsichtlich der Umweltauswirkungen. Unter vielen simulierten Parametern wurden nur drei Hauptfaktoren berücksichtigt, um die beiden vorgeschlagenen Konfigurationen mit GIS-Unterstützung zu bewerten. Diese Parameter sind die jährliche Stromproduktion, der Wasserverbrauch und die Stromgestehungskosten, die in Tabelle 7 dargestellt sind.Tabelle 7 PTC- und CST-Simulationsergebnisse für die 28 Standorte, die sich Projekten im Bereich erneuerbare Energien widmen

Tisch in voller Größe

Zusätzlich zu den in Abb. 3 dargestellten Ergebnissen sind die in Abb. 3 dargestellten GIS-Karten verfügbar. Die Abbildungen 4, 5 und 6 zeigen, dass der Wasserverbrauch von Anlagen in den nördlichen Zonen (Mittelmeer und Suez-Golf) im Vergleich zu denen in den zentralen, östlichen bzw. südlichen Zonen für die Konfigurationen beider Technologien geringer ist. Darüber hinaus wurden die Stromgestehungskosten durch die geschätzte jährliche Stromproduktion bestimmt. Die niedrigsten Stromgestehungskosten sind in den zentralen Zonen erreichbar, gefolgt von den östlichen bzw. südlichen Zonen. Schließlich liegen die höchsten Stromgestehungskosten für die Konfigurationen beider Technologien in den nördlichen Zonen.

Die jährliche Stromproduktion der Anlagen in der zentralen Zone (Nilzonen) ist höher als die der Anlagen in der südlichen Region (Assuan), der östlichen Zone (Rotes Meer) und den nördlichen Zonen (Mittelmeer und Suez-Golf). Die erzielten Ergebnisse decken sich mit der betrieblichen Natur von Dampfkraftwerken in heißen, trockenen Regionen, da das Wasser, das zur Kühlung des Kraftwerksblocks verwendet wird, folglich eine hohe Temperatur aufweist, wodurch Produktion und Effizienz sinken (Hoffmann et al. 2013). Die östliche Zone zeigte vielversprechende Ergebnisse in der Nähe der zentralen Zonen und wies eine hohe jährliche Stromproduktion zusammen mit einem angemessenen Wasserverbrauch und niedrigen Stromgestehungskosten auf, im Gegensatz zu den Ergebnissen der nördlichen Zone für die Konfigurationen beider Technologien, wie in Abb. 7 dargestellt Erwähnenswert ist, dass Teile der südlichen Standorte für bereits installierte PV-Projekte wie das Benban-PV-Kraftwerk (Mohamed und Maghrabie 2022) und Teile der nördlichen Standorte für bereits installierte Windprojekte ausgewählt wurden Betrieb wie die Windparks Zaafarana und Gabal Elzeit (Aliyu et al. 2018).

Zusammenfassend zeigt die Parameterstudie, dass die östlichen Regionen der am besten geeignete Standort für die Umsetzung beider vorgeschlagener Konfigurationen sind. Die Ergebnisse zeigen jedoch, dass der zentrale Solarturm (CST) im Vergleich zur Parabolrinnenkollektorkonfiguration (PTC) eine deutlich höhere Jahresleistung erzeugt, was mit den Ergebnissen von Amani et al. übereinstimmt. (2022). Dennoch stimmen die Ergebnisse des vorgeschlagenen Modells mit den Untersuchungen von Ahmad und Zeeshan (2023) überein, die erklären, dass der Einsatz von CST zu einem höheren Wasserverbrauch führt, sodass die Entscheidung für den Einsatz von CST von der Wasserverfügbarkeit in der Region abhängt. Darüber hinaus liefern die in Abb. 6 dargestellten GIS-Karten wertvolle Informationen für die New and Renewable Energy Authority (NREA) und das Ministerium für Elektrizität und erneuerbare Energien in Ägypten und ermöglichen es ihnen, fundierte Entscheidungen hinsichtlich der Standort- und Technologieauswahl für Projekte im Bereich erneuerbare Energien zu treffen die 28 Standorte, die für eine nachhaltige Entwicklung vorgesehen sind.

Mithilfe der SAM-Software wurde ein thermoökonomisches Modell erstellt, um die Machbarkeit der Implementierung konzentrierter Solarkraftwerke an verschiedenen Standorten in Ägypten zu untersuchen. Zwei vorgeschlagene Modelle wurden untersucht, um die optimale standortspezifische CSP-Technologie zu ermitteln, die an jedem Standort eingesetzt werden soll, der der Entwicklung erneuerbarer Energien in Ägypten gewidmet ist. Darüber hinaus wurde jährlich eine Vergleichsstudie zwischen den drei wichtigsten Parametern durchgeführt, die die Entscheidungsfindung bei der Prüfung der Umsetzung beeinflussen: Stromproduktivität, Wasserverbrauch und Stromgestehungskosten. Das Geografische Informationssystem wurde zur Veranschaulichung der Ergebnisse der 28 Standorte genutzt, um einen strategischen Planungsleitfaden für die nachhaltige Entwicklung Ägyptens zu erstellen. Die wichtigsten Ergebnisse der Simulationen waren wie folgt:

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Einrichtung eines Prognosetools, das die an verschiedenen Standorten verfügbare Energiemenge vorhersagt, Ägypten mit einer umweltfreundlichen erneuerbaren Energiequelle versorgen und so die schnelle Stadterweiterung nachhaltiger Städte fördern kann.

Trotz der Tatsache, dass Stromproduktivität, Wasserverbrauch und Stromgestehungskosten als verlässliche Parameter für die Auswahl der optimalen standortspezifischen CSP-Technologie gelten, wird weitere Forschung empfohlen, um die präsentierten Ergebnisse mithilfe verschiedener Nachhaltigkeitsbewertungsinstrumente zu untersuchen, darunter Exergoökonomie und Exergoökonomie. Umweltansätze, wie sie in aktuellen Studien von Rahnama et al. (2019), Aghbashlo et al. (2020). Darüber hinaus kann die Festlegung einer deterministischen Analyse den Weg für das Hinzufügen zusätzlicher Modifikationen zu den vorgeschlagenen Modellen ebnen. Beispielsweise haben Moharram et al. (2021a; b) untersuchten KWK-Hybridanlagen, die gleichzeitig Strom und Frischwasser produzieren können.

Unzutreffend.

A: Fläche, m2 G: Sonneneinstrahlung, W/m2 N: Anzahl P: Druck, bar Q: Wärmeleistung, WT: Temperatur, °CW: Breite, m CSP: Konzentrierte Solarenergie CST: Zentraler Solarturm DNI: Direkt normal Strahlung EFLSH: Äquivalente Volllast-Lagerstunden EPC: Engineering, Beschaffung und Bau GHG: Treibhausgas GHI: Globale horizontale Strahlung GIS: Geografisches Informationssystem HTF: Wärmeträgerflüssigkeit IRR: Interne Rendite LCOE: Nivellierte Energiekosten LEC: Nivellierte Energiekosten LFR: Linearer Fresnel-Reflektor MACRS: Modifiziertes beschleunigtes Kostendeckungssystem MENA: Naher Osten und Nordafrika NREA: Behörde für neue und erneuerbare Energien PTC: Parabolrinnenkollektor SAM: Sam-Beratungsmodell SM: Solar Multiple Amb: Umgebungsatt: Atmosphärischer Dämpfungsfaktor cav: Hohlraum col: Kollektor cos: Kosinusfaktor e: Elektrizität env: Glashülle hyd: Hydraulisch i: Einlass m: Modul o: Auslass refl: Spiegelreflexionsfaktor sh&bl: Abschattungs- und Blockierungsfaktor t: Wärmeverlust: Gesamtverlust? : Effizienz, % ? : Wirksamkeit

Referenzen herunterladen

Open-Access-Finanzierung durch die Science, Technology & Innovation Funding Authority (STDF) in Zusammenarbeit mit der Egyptian Knowledge Bank (EKB). Keine Finanzierung.

SB, NAM, AIS: Konzeptualisierung, Methodik und Ergebnisdiskussion. WME-M und MMI: Diskussion der Ergebnisse und Verfassen von Papieren.

Korrespondenz mit WM El-Maghlany.

Die Autoren erklären, dass kein Interessenkonflikt besteht.

Genehmigt.

Genehmigt.

Genehmigt.

Redaktionelle Verantwortung: Maryam Shabani.

Offener Zugang Dieser Artikel ist unter einer Creative Commons Attribution 4.0 International-Lizenz lizenziert, die die Nutzung, Weitergabe, Anpassung, Verbreitung und Reproduktion in jedem Medium oder Format erlaubt, sofern Sie den/die Originalautor(en) und die Quelle angemessen angeben und a Link zur Creative Commons-Lizenz und geben Sie an, ob Änderungen vorgenommen wurden. Die Bilder oder anderes Material Dritter in diesem Artikel sind in der Creative-Commons-Lizenz des Artikels enthalten, sofern in der Quellenangabe für das Material nichts anderes angegeben ist. Wenn Material nicht in der Creative-Commons-Lizenz des Artikels enthalten ist und Ihre beabsichtigte Nutzung nicht durch gesetzliche Vorschriften zulässig ist oder über die zulässige Nutzung hinausgeht, müssen Sie die Genehmigung direkt vom Urheberrechtsinhaber einholen. Um eine Kopie dieser Lizenz anzuzeigen, besuchen Sie http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/.

Nachdrucke und Genehmigungen

Bayoumi, S., Moharram, NA, Shehata, AI et al. Eine multikriterielle Leistungsbewertung konzentrierter Solarkraftwerke für die Standort- und Technologieauswahl in Ägypten. Int. J. Umgebung. Wissenschaft. Technol. (2023). https://doi.org/10.1007/s13762-023-05114-1

Zitat herunterladen

10-08-2023|Kategorien: BREAKING NEWS, NEWS, Sin-Kategorie, Top-News|Tags: Konzentrierte Solarenergie, CSP, Ägypten, Thermosolar

FacebookTwitterRedditLinkedInTumblrPinterestVkEmail

24.08.2023

24.08.2023

23.08.2023

23.08.2023

23.08.2023 Suche:

Abonnieren Sie unseren Presseclip

Dateien