Operating strategy of thermal energy storage system for solar tower CSP plants with supercritical CO2 cycle

The reduction of the cost of electricity is a crucial step to make investments on solar energy economically convenient. In this study, the Concentrated Solar Power (CSP) technology is investigated even if its Levelized Cost of Electricity (LCOE) is still non-competitive, ranging from 89 to 181 $/MWhel (LAZARD, 2017), less than the value estimated by IRENA in 2012 (150 to 200 €/MWhel) (IRENA, 2012), but it can be still reduced by enhancing the conversion efficiency or increasing the equivalent hours thanks to a Thermal Energy Storage (TES) system. Solar tower technology has the advantage of enhancing the efficiency thanks to the higher allowable operating temperatures and the easy integration with a TES system. As a matter of fact, storing thermal energy is the key to overcome world dependency on fossil fuels, whose usage is a direct consequence of our failure to collect and store energy from clean renewable sources, which is simply dissipated into the environment (Alva, Lin and Fang, 2018). CSP is the only renewable energy technology that allows an efficient and simple thermal storage, based on the mature molten salt technology, making solar energy dispatchable and, in addition, decoupling it from the electricity production. In this way, it is possible to obtain a base-load supply, that means to ensure the minimum electricity requirement over a period of 24 hours, even in the case of low or absent solar radiation. Along these lines, the capacity factor, defined as the ratio between the produced electricity over a period of time to the maximum producible electric power over that period, is consistently increased. The aim of this work is to evaluate the convenience of coupling CSP with a recompression closed supercritical CO2 (sCO2) cycle, instead of the usual steam Rankine cycle, and to choose the correct fluid used as Heat Transfer Fluid (HTF) and the best suited for Thermal Storage (TS) medium. The proposed and analysed system is an indirect configuration, composed by a heliostat field connected to a solar tower which exchange heat with a sCO2 cycle through a heat exchanger. It is simulated using Ebsilon^® Professional 13.01 for the entire day taking advantage from the possibility to make the software work in accordance with on-purpose written Pascal scripts. So, the behaviour of the plant characteristic parameters is studied in detail as function of the time changing. The simulation is extended to the four seasons in order to obtain yearly results. Given the objective of designing a flexible plant, a group of sensitivity analysis is carried on to examine the efficiency response to a variable output. With a view to optimizing the system without exceeding materials and molten salt limitations, further sensitivity analysis are performed, through dedicated Pascal scripts. Results show that the minimum cycle pressure is not mandatory to be close to the critical one, whilst the maximum one together with the Turbine Inlet Temperature (TIT) are heavily affected by the solar loop maximum temperature, fixed at 565 °C for stability and corrosion issues. From the sensitivity analysis, the crucial role of the split ratio emerges: it ensures the correct amount of fluid flowing in both the compressors, preventing the cycle heat exchangers from the pinch point occurrence, caused by the deep change in the specific heat capacity of the sCO2 near its critical point. All performance indicators are calculated, such as storage equivalent hours, power cycle thermal efficiency, whole plant solar-to-electric efficiency and capacity factor, after performing an estimation of the real weather conditions affecting the sun incident radiation. In addition, the investigation of the CSP technology when coupled with Combined Heat and Power (CHP) is carried on, for the sake of understanding the advantage of using heat from the sun to generate both electrical and useful thermal power, instead of wasting the potentially advantageous heat that would be rejected to the environment in separate production. Indeed, the adopted cooling system is a wet type, since it allows higher efficiencies, reduced initial costs and it is more robust and well-adaptable to the changeable ambient conditions. Finally, with a view to comprehending the strong advantages leaded by a recompression sCO2 cycle working with the proper operating temperatures and pressures, the power cycle is simulated with Ebsilon^® Professional 13.01 decoupled from the solar loop, whose maximum allowable temperature negatively impacts on the thermal efficiency. The results highlight the absolutely necessity of a novel salt compounds with a higher maximum allowable temperature and capable of withstanding higher fluxes for further system efficiency enhancement.

La riduzione del costo dell'elettricità è un passo fondamentale per rendere economicamente convenienti gli investimenti sull'energia solare. Nel lavoro svolto, gli impianti a concentrazione solare (CSP) vengono analizzati nonostante il loro LCOE sia ancora non competitivo, variando in un range tra 89 a 181 $ / MWhel (LAZARD, 2017), inferiore al valore stimato da IRENA nel 2012 (da 150 a 200 € / MWhel) (IRENA, 2012), ma può essere ancora ridotto migliorando l'efficienza di conversione o aumentando le ore equivalenti grazie a un sistema TES (Thermal Energy Storage). La tecnologia delle torri solari offre il vantaggio di ottenere alti rendimenti grazie alle più elevate temperature consentite e alla facile integrazione con un sistema TES. Infatti, l’accumulo dell'energia termica è la chiave per superare la dipendenza mondiale dai combustibili fossili, il cui utilizzo è una diretta conseguenza della nostra incapacità di immagazzinare l’energia proveniente da fonti rinnovabili, che viene semplicemente dissipata nell'ambiente quando non utilizzata (Alva, Lin e Fang, 2018). Il CSP è l'unica tra le tecnologie rinnovabili a consentire l’accumulo e lo stoccaggio termico in modo efficiente e semplice, basandosi sul noto e maturo impiego dei sali fusi. Lo stoccaggio di questi, e quindi del calore che assorbono, disaccoppia la produzione di elettricità dall’energia solare, a quale è non programmabile. In questo modo, è possibile ottenere un'alimentazione a carico di base, ovvero garantire il minimo fabbisogno di energia elettrica per un periodo di 24 ore, anche in caso di irraggiamento solare basso o assente. Il fattore di capacità, definito come il rapporto tra l'elettricità prodotta in un periodo di tempo e la massima potenza elettrica prodotta durante quel periodo, risulta sostanzialmente aumentato. Lo scopo di questo studio è valutare la convenienza di accoppiare un impianto a CSP con un ciclo di potenza a ricompressione CO2 supercritica (sCO2), al posto del consueto ciclo Rankine a vapore, e di selezionare il fluido più adatto da impiegare come fluido termovettore (HTF) e come mezzo di stoccaggio termico (TS). L’impianto proposto e analizzato è una configurazione indiretta, composta da un campo di eliostati collegato a una torre solare che trasmette il calore ad un ciclo sCO2 attraverso uno scambiatore. L’impianto è stato simulato usando Ebsilon® Professional 13.01: il comportamento del ciclo è simulato per l'intera giornata, sfruttando l’opportunità di inserire nel software uno script Pascal, in accordo col quale il software effettua le simulazioni. Alla luce di ciò, tutti i parametri caratteristici dell'impianto vengono attentamente studiati in funzione del tempo. Dopo aver simulato una giornata tipo, le simulazioni sono estese alle quattro stagioni, al fine di ottenere i risultati annuali dell’impianto proposto. Essendo la flessibilità uno degli obiettivi primari di questo studio, attraverso un una serie di analisi di sensitività il variare del rendimento del ciclo di potenza viene analizzato in funzione di una richiesta variabile. Inoltre, al fine di ottimizzare il sistema senza superare le limitazioni imposte dai materiali usati e dai sali fusi che svolgono il ruolo di fluido termovettore, ulteriori analisi di sensibilità vengono eseguite, tramite appositi script Pascal inseriti ancora una volta nel software. I risultati mostrano che la pressione minima ottima del ciclo non deve necessariamente coincidere quella critica, mentre la pressione e la temperatura in ingresso in turbina (TIT) sono fortemente e negativamente influenzate dalla temperatura massima dei Sali fusi, fissata a 565 ° C per problemi di stabilità e corrosione. Dall'analisi di sensibilità emerge il ruolo cruciale del rapporto delle masse nei due compressori (split ratio): un valore adatto di split ratio assicura che le corrette masse di fluido scorrano in entrambi i compressori, evitando che si verifichi il cosiddetto “pinch-point problem” negli scambiatori di calore, causato dalla forte variazione del calore specifico della CO2 in prossimità del suo punto critico, in funzione sia della pressione che della sua temperatura. Nello studio presentato vengono poi calcolati tutti gli indicatori di performance dell’impianto, come le ore equivalenti di stoccaggio, l’efficienza termica del ciclo di potenza, l’efficienza solare-elettrica dell'intero impianto e il fattore di capacità. Il tutto, dopo aver eseguito una stima delle condizioni meteorologiche reali che influiscono sulla radiazione solare incidente. Inoltre, viene valutata la possibilità di accoppiare la tecnologia CSP con la cogenerazione (CHP), per capire se sia fattibile e vantaggioso l'utilizzo del calore proveniente dal sole per generare contemporaneamente sia energia elettrica che potenza termica, piuttosto che dissipare calore nell’ambiente. Infatti, il sistema di raffreddamento adottato in questo impianto è di tipo umido, poiché consente di raggiungere maggiori efficienze con costi iniziali ridotti rispetto al raffreddamento ad aria. Inoltre, risulta più robusto e facilmente adattabile alle condizioni ambientali variabili. Infine, per comprendere ed evidenziare i vantaggi considerevoli derivanti dall’impiego di un ciclo a ricompressione a sCO2, un’altra simulazione e altre analisi di sensitività vengono condotte con Ebsilon® Professional 13.01, studiando il ciclo di potenza disaccoppiato dal circuito solare, la cui temperatura massima consentita ha un impatto negativo sul rendimento. Così, è possibile raggiungere temperature e pressione più elevate che consentono di ottenere prestazioni ed efficienze di molto superiori a quelle dei cicli Rankine a vapore. I risultati in generale evidenziano l'assoluta necessità di nuovi composti salini con una temperatura massima superiore a quella dei Sali standard e in grado di assorbire flussi più elevati per un ulteriore miglioramento dell'efficienza del sistema.