Simulazione e analisi tecno-economica di cicli supercritici a CO2 con accumulo termico a sali fusi per impianti solari a torre

Reducing the cost of electricity from concentrated solar plants (CSP) is a crucial step for their success. The central tower plants have the potential to significantly reduce their production costs by reaching high operating temperatures and easily coupling with thermal storage systems; the former improves the efficiency of the thermodynamic cycle and the latter ensures the dispatchability of the produced electricity. The use of high-efficiency thermodynamic cycles is a key point to obtain competitive costs. The aim of the present work was to investigate the coupling by a molten salt circuit between a supercritical CO2 Brayton cycle with a solar tower similar to Gemasolar’s plant. Closed gas cycles can be simpler, more compact, cheaper and with quicker transients compared to steam cycles of water. To be able to fully exploit the potential of these systems is necessary to operate at temperatures above 700°C. Given that current molten salts are unstable above 590° C, we firstly sought alternative heat transfer fluids. In Chapter 2 we discussed how the KCl-MgCl2 salt was found to be the most suitable candidate, being cheap, stable at high temperatures, with excellent qualities of heat exchange and environmentally friendly. The KCl-MgCl2 salt is not currently used because it has a melting temperature of 426°C. In order to obtain the same inlet thermal power with a normal steam cycle operating at 590°C a significant flow of salts is required. This would imply a considerable auxiliary energy consumption and a big disadvantage of the net electrical efficiency. Moreover, a Rankine steam cycle would not be the most suitable candidate having it low regenerators outlet temperatures and low primary heat exchanger inlet temperature compared to the heat source. Conversely, a closed Brayton cycle gas can better couple with this type of energy source. The next step was to study the most efficient plant configurations. After careful analysis in Chapter 5, the best choices were the recompression cycle (RCMP), the partial cooling cycle (PC) and the main recompression intercooling cycle (MCI). For each one, the optimal operating temperature, i.e.: the temperature which maximizes the performance of the receiver-power block system, were firstly defined. In fact the higher the operating temperature is, the higher the cycle efficiency is but the lower the receiver thermal efficiency is. The performance of the main variables, such as the flow of salts and of CO2 as well as the electric power generated, was also analyzed according to the variation of TIT with equal incident heat flux. For each of the three optimal temperatures, the net electric powers was within 27 MW. The annual performance of the energy plant was characterized by simulating the behaviour of the receiver and of the heat thermal storage under changing of the weather condition. The partial cooling cycle was found to be the best, since it achieved a capacity factor of 70% by having the lowest auxiliary electrical consumption compared to other solutions. In Chapter 7, the cost items for each component of the system were analyzed in detail in order to evaluate the total investment cost. The optimal sizing of the thermal storage and heat exchangers was found in order to obtain the best economic performance for each cycle. In Chapter 8, it was demonstrated that the partial cooling cycle, operating at 730°C with a heat storage of about 15 equivalent hours, was the best configuration in terms of higher equivalent hours (6178), with a lower estimated investment (99 M€) and a lower cost of electricity (72.7€/MWh). The last step, done in Chapter 9, was to dimension each component for this optimum cycle in order to obtain turbomachinery performance more realistic than those used in the literature. The contingencies factor of 100% was applied to deliberatively overestimate the costs of the most innovative, and therefore more difficult to estimate, components such as the turbomachinery CO2, the thermal storage, the heat exchangers and the receiver. Finally, this type of system was assumed to be constructed in the Italian territory (Sicily). Considering a real cycle efficiency of 46,33%, it was possible to highlight how its application in the present context can be particularly advantageous: with a COE of about 150 €/MWh and incentives of 360 €/MWh, the resulted NPV was 310 M€ with a payback time of only 5 years. These final results suggested how this technology is potentially very interesting and promising for future studies and practical applications.

La riduzione del costo dell’elettricità prodotta dagli impianti solari a concentrazione (CSP) è un passo cruciale per il loro successo. Tra questi, gli impianti a torre centrale, riuscendo a raggiungere temperature operative elevate, con vantaggi in termini di rendimento del ciclo termodinamico, ed abbinandosi facilmente a sistemi di accumulo di tipo termico, che garantiscono la dispacciabilità della produzione elettrica, hanno la potenzialità di ridurre notevolmente i propri costi di produzione. L’impiego di cicli termodinamici ad alto rendimento è un elemento chiave per l’ottenimento di costi competitivi. Il lavoro svolto si propone di investigare l’applicazione di cicli Brayton supercritici a CO2 nella fase di conversione dell’energia termica in elettrica, accoppiati alla torre solare, la medesima dell’impianto Gemasolar, mediante un circuito a sali fusi. Rispetto ai cicli a vapore d’acqua, i cicli chiusi a gas possono risultare più semplici, compatti, economici e rispondono ai transitori più rapidamente. Per riuscire a sfruttare pienamente le potenzialità di questi sistemi è necessario operare a temperature superiori ai 700 °C. Visto che gli attuali sali fusi diventano instabili sopra i 590°C, abbiamo innanzitutto ricercato fluidi termovettori alternativi. Nel capitolo 2 abbiamo discusso di come il sale KCl- MgCl2 sia risultato essere il candidato più idoneo, essendo economico, stabile ad alte temperature, con ottime doti di scambio termico ed enviromentally friendly. Attualmente non viene impiegato in quanto possiede una temperatura di solidificazione di 426°C. In un normale ciclo a vapore operante a 590°C, implicherebbe una notevole portata di sali per avere la stessa potenza termica entrante nel ciclo, con un ingente consumo energetico degli ausiliari ed una grossa penalizzazione del rendimento elettrico netto. Avendo inoltre un ciclo Rankine a vapore temperature massime di uscita dai rigeneratori e di ingresso allo scambiatore primario piuttosto basse rispetto rispetto ai livelli termici di cessione del calore, non sarebbe il candidato più idoneo. Viceversa un ciclo Brayton chiuso a gas può accoppiarsi meglio a questo tipo di fonte energetica. Passo successivo è stato quello di studiare le configurazioni impiantistiche più efficienti. Dopo un’attenta analisi svolta al capitolo 5, le scelte migliori sono risultate essere il ciclo a ricompressione semplice (RCMP), il ciclo partial cooling (PC) ed il ciclo con main recompression intercooling (MCI). Per ognuna di esse abbiamo innanzi tutto definito la temperatura operativa ottima, cioè quella che massimizza il rendimento del sistema ricevitore-power block. Infatti, se da un lato l’innalzamento della temperatura provoca un aumento dell’efficienza del ciclo, dall'altro il rendimento termico del ricevitore diminuisce. Si è inoltre analizzato l’andamento delle principali variabili, come portata di sali e di CO2 generata e potenza elettrica prodotta, al variare della TIT e pari flusso termico incidente. Per le tre temperature ottime si è notato come le potenze elettriche nette fossero simili, a valori dell’ordine dei 27 MW. Simulando poi il funzionamento del ricevitore e dell’accumulo termico al variare delle condizioni atmosferiche, si è riusciti a caratterizzare il comportamento energetico annuale dell’impianto. Il ciclo partial cooling è risultato essere il migliore, ottenendo un capacity factor del 70%, poiché ha un consumo degli ausiliari minore rispetto alle altre soluzioni. Abbiamo poi analizzato in dettaglio al capitolo 7 le voci di costo per ogni componente dell’impianto, giungendo così ad un valore di costo di investimento totale. Si è quindi dimensionata la grandezza dell’accumulo termico e degli scambiatori di calore, al fine di ottenere la performance economica ottima per ogni ciclo. Nel Capitolo 8 si dimostra come il ciclo partial cooling, operante a 730°C con un accumulo termico di circa 15 ore equivalenti, risulti essere la configurazione migliore in termini di maggiori ore equivalenti (6178), con una previsione di minore investimento (99 M€) e minore costo dell’elettricità prodotta (72,7 €/MWh). Ultimo passo, svolto al capitolo 9 è stato quello di dimensionare ogni componente per questo ciclo ottimale, ottenendo valori di prestazione per le turbomacchine più realistici di quelli utilizzati in letteratura. Abbiamo quindi applicato dei fattori di incertezza del 100% per restare più cautelativi nei confronti della parte di costi di investimento più difficili da stimare, relativi a turbomacchine a CO2, accumulo termico, scambiatori di calore e ricevitore. Ipotizzando infine la costruzione di questa tipologia di impianto sul territorio italiano (Sicilia), con il ciclo ottimo reale ottenuto (n=46,33%), si è potuto evidenziare come la sua applicazione nel contesto attuale possa essere particolarmente vantaggiosa: avendo un COE di circa 150e/MWh, e potendo beneficiare di incentivi di 360 €/MWh, si è ottenuto un valore di NPV di 310 M€ un pay back time di soli 5 anni. Da questi risultati finali si capisce come questa tecnologia sia potenzialmente promettente e molto interessante per studi futuri ed applicazioni pratiche.