تحليل اگزرژي و ترمواكونوميك و بهينه‌سازي يك سيستم CCHP با ذخيره‌سازي حرارتي براي استفاده در يك مجتمع مسكوني

An Analysis of Exergy, Thermo-economic, and Optimization of a CCHP System for a Residential Complex

در اين پژوهش به بهينه‌سازي و تحليل اگزرژي و ترمواكونوميك يك سيستم توليد همزمان برق، حرارت و سرما با ذخيره‌سازي حرارتي به‌منظور استفاده در يك مجتمع مسكوني به مساحت 147 هزار مترمربع، با محرك اصلي موتور احتراق داخلي گازسوز پرداخته شده است. بهينه‌سازي سيستم بر اساس كمينه‌سازي هزينه سالانه و در دو حالت استفاده و عدم استفاده از مخزن ذخيره حرارتي و به روش جستجوي مستقيم انجام شده است. در حالت عدم استفاده از مخزن ذخيره حرارتي، موتور با ظرفيت 2004 كيلووات و مدت كاركرد 4001 ساعت و در حالت استفاده از مخزن ذخيره حرارتي، موتور با ظرفيت 2004 كيلووات و مدت كاركرد 5268 ساعت و ظرفيت مخزن 18/93 مترمكعب انتخاب بهينه است. ارزيابي دو سيستم براي حالت‌هاي فروش و عدم فروش برق مازاد توليدي به شبكه سراسري برق در نظر گرفته شده است. بهترين حالت كاركرد سيستم، استفاده از مخزن ذخيره حرارتي و فروش برق مازاد به شبكه است. در اين حالت نسبت به حالت عدم استفاده از مخزن ذخيره حرارتي، مصرف انرژي اوليه 20/8درصد، انتشار آلاينده دي‌اكسيدكربن 19/5درصد، هزينه عملكرد سيستم 14/3درصد و ميزان خريد برق از شبكه سراسري برق 17‌درصد كاهش يافته است. همچنين نرخ بازگشت سرمايه رشد 1/3‌درصدي را نشان مي‌دهد، اما باعث افزايش 10/7درصدي هزينه سالانه سيستم مي‌شود.

This study focuses on the optimization and analysis of exergy and thermo-electronics of a generation system of combined heat-cold-and-power with thermal storage for the purpose of deployment in a residential complex of 147,000 square meters, with the main driving motive of the internal combustion engine. The optimization of the system is based on the minimization of annual cost and performed though a direct search method in two modes of using and not using the thermal reservoir . In the mode of the non-use, the engine with a capacity of 2004 kW and 4001 hours of operation is the optimal choice. However, in the mode of the use of the thermal reservoir of the engine with a capacity of 2004 kW and a runtime of 5268 hours and a reservoir capacity of 18.93 cubic meters is the optimal choice. The assessment of the two systems for the sale and non-sale of the surplus electricity to the national power network has been considered. The best state of system’s functioning is the mode of the use of the thermal storage tank and the sale of surplus electricity to the power network. In this case, compared to the mode of non-use thermal storage tank, reductions of 20.8% in the primary energy consumption, of 19.5% in carbon dioxide emissions, of 14.3% in the cost of the systemʹs performance, and of 17% in the cost of purchasing electricity from the power network have been achieved. The rate of return on capital shows a rise of 3.1 % but an increases in the annual cost of the system by 10.7 %.