Techno-economic assessement of innovative high temperature solar receiver coupled with sCO2 cycles

The future development of CSP technology is strictly related to the cost of the electricity produced, whose reduction depends on capital cost reduction and performance improvement. This thesis work is focused on the investigation of enhancement of the thermodynamic performances that can be obtained by the introduction innovative systems in a central solar receiver plant. The main modifications introduced concern the solar receiver and the power block, with the aim of finding an arrangement that allows to go beyond the current limit of maximum operating temperature (565°C in Gemasolar plant). This can be achieved by the employment of advanced HTFs, also used as storage media. After a literature research, liquid sodium and KCl-MgCl2 have been identified, due to the excellent heat transfer properties of the former, despite the higher cost (0.88$/kg), and low cost (0.21$/kg) but still good heat transfer quality of the latter. Due to the high operating temperature, sCO2 technologies overcome the conventional Rankine cycle, being more compact and efficient, with nominal efficiency up to 50%. For this reason, sCO2 cycles are evaluated, with the aim of identifing the one that ensure the best coupling with the solar tower. The models for storage and cycle design have been developed in Matlab, after the identification of the characteristics of their components while, for the solar receiver a preexisting model has been adapted. The solar field has been obtained through SolarPilot, starting from the layout of Gemasolar plant, with an optical efficiency about 66%, then, a preliminary identification of the performances of the receiver is performed, to identify the optimal geometry of the receiver and thermal efficiency: for a maximum HTF temperature of 750°C, it is 83% when employing sodium, and 75% with KCl-MgCl2. Once the methodology of analysis of on-design, annual and economic performances are introduced, the results obtained show the possibility of an annual efficiency up to 20% for the best layouts, meaning an annual electric output of 130 GWh in Sevilla, and 160 GWh in Las Vegas; the related site dependent energy costs of 131.8 €/MWh and 115.9 €/MWh respectively have been estimated.

Lo sviluppo futuro degli impianti solari a concentrazione è strettamente legato al costo dell’elettricità prodotta, che dipende dall’incremento delle prestazioni, valutato attraverso dei miglioramenti impiantistici studiati in questo lavoro. Le modifiche apportate, rispetto allo stato dell’arte delle centrali a torre, riguardano principalmente il ricevitore solare ed il blocco di potenza, con lo scopo di identificare una configurazione che permette di lavorare a temperature superiori rispetto a quelle usate negli impianti odierni (565°C per l’impianto Gemasolar), utilizzando fluidi termovettori avanzati, impiegati anche nel sistema di accumulo termico; il sodio liquido ed il KCl-MgCl2 e sono stati identificati come candidati migliori, avendo, il primo, ottime proprietà di scambio termico, sebbene un costo di 0.88$/kg, mentre il secondo, buone qualità di scambio termico e costi contenuti (0.21$/kg), che lo rendono adatto per l’accumulo. A causa delle elevate temperature operative, le tecnologie a CO2 superano i cicli Rankine tradizionali, essendo più compatti ed efficienti, con rendimenti che possono raggiungere il 50%. Per questa ragione, i cicli sCO2 sono presi in considerazione, con lo scopo di identificare il migliore accomppiamento con la torre solare. I modelli del sistema di accumulo e dei cicli sono stati sviluppati in Matlab, ed un modello preesistente del ricevitore solare è stato adattato alla nuova situazione. I campi di specchi sono stati dimensionati con SolarPilot, usando come base di partenza la configurazione dell’impianto Gemasolar, con efficienze ottiche intorno al 66%; una volta ottenute le mappe di flusso sul ricevitore, è stato possibile valutarne il rendimento termico, che, per una temperatura massima del fluido termovettore di 750°C, è di circa 83%, utilizzando il sodio, e 75% con i sali fusi. Una volta definita la metodologia utilizzata nelle analisi di funzionamento nominale, annuale ed economico, i risultati finali dello studio mostrano la possibilità di raggiungere un’efficienza annua pari al 20%, a cui corrisponde una produzione elettrica annua di 130 GWh a Siviglia, e 160 GWh a Las Vegas; i costi dell’energia correlati sono rispettivamente di 131.8 €/MWh e di 115.9 €/MWh.