Study of an advanced solar tower plant using sodium as heat transfer fluid and sCO2 power cycle : technological limits and components design

One of the most important global challenges in this period of time, is the reduction of GHG emissions, CSP is of particular interest since it can provide dispatchable renewable energy thanks to the integration of a thermal storage, mitigating grid control issues which arised from the penetration of intermittent sources such as Solar PV and wind. CSP LCOE is still very high making it still not competitive with other renewable sources such as PV or wind, therefore new ways to increase plant efficiency and reduce investment cost are being studied. This study considers two technological innovations aimed at increasing solar to electric efficiency increasing maximum temperature: the adoption of liquid sodium as HTF which allows a higher maximum HTF temperature compared to conventional solar salts and higher heat fluxes due to its outstanding heat transfer characteristics and the employment of an sCO2 in the power block, which has smaller turbomachinery compared to the equivalent steam components and that, at this temperatures, is expected to have higher efficiency. The purpose of this study is to verify the manufacturing feasibility of the components in an industrial context, assuming operating conditions previously studied in other works, and to give an indication on potential problems which must be addressed when designing this kind of plant. This analysis has been performed through a research in specific components literature and contacts with manufacturing companies such as Franco Tosi Meccanica, AC Boilers (formerly Ansaldo Caldaie) e Alpha Laval. Initially a preliminary design of the plant was performed and various parameters of the plant subsystems were optimized. Some results from these optimizations are that the receiver aspect ratio must be close to 1 in order to optimize solar to thermal efficiency and that overall solar to electric efficiency has a monotonically increasing trend as turbine inlet temperature is increased from 723.6°C to 785°C. From the turbine feasibility study it emerged that the maximum turbine inlet temperature must be 725°C to avoid blade and rotor cooling, moreover a mechanical analysis was performed in order to assess maximum tube temperature on the receiver, which resulted in a temperature limit of 871°C. Finally, an optimized design of the plant, compliant with found limitations, was realized in order to evaluate design and annual performances of the plant. The resulting annual solar to electric efficiency is 20.21%, lower than the 22.79% solar to electric efficiency in design conditions since it is negatively affected from the off-design operation of the solar field and receiver.

Una tra le più importanti sfide globali di questo periodo storico è la riduzione delle emissioni di gas serra. La tecnologia CSP è particolarmente interessante da questo punto di vista poiché l’energia prodotta non solo è tratta da fonte rinnovabile ma inoltre è programmabile, infatti l’energia termica derivante dal sole può essere stoccata sotto forma di calore e poi utilizzata per produrre energia elettrica a seconda della richiesta elettrica. Grazie a questa caratteristica l’energia elettrica prodotta da impianti CSP può essere controllata e utilizzata per mitigare i picchi di elettricità sulla rete dovuti alle fonti non programmabili e non prevedibili. Nonostante i suoi vantaggi, il LCOE di questa tecnologia è ancora molto alto rispetto a quello di altre tecnologie rinnovabili come il fotovoltaico o l’eolico, rendendo la tecnologia CSP poco competitiva. Per questo motivo, molti recenti studi focalizzano la loro attenzione su nuove metodologie per aumentare l’efficienza totale del sistema e per diminuirne il costo d’investimento. Questo studio prende in considerazione due innovazioni tecnologiche che hanno lo scopo di aumentare l’efficienza totale dell’impianto tramite l’aumento della temperatura massima del sistema. Innanzitutto, l’utilizzo di sodio fuso come fluido termovettore nel ricevitore solare consente di aumentare la temperatura massima del fluido nel ricevitore solare, inoltre, grazie alle sue eccellenti caratteristiche di scambio termico, permette anche di realizzare ricevitori più piccoli a parità di potenza, aumentando il flusso di calore sulla superficie. Inoltre, l’impiego di cicli a CO2 supercritica nel blocco di potenza implica l’utilizzo di turbomacchine di dimensioni ridotte rispetto alle corrispettive a vapore e una più alta efficienza di ciclo attesa alle temperature considerate. Lo scopo di questo studio è quello di verificare la fattibilità tecnica della produzione di componenti che devono operare alle condizioni estreme ipotizzate in studi precedenti. L’autore, inoltre, vuole dare indicazioni di quali potrebbero essere i problemi che sorgono durante il design di un impianto di questo genere. Le informazioni sono state reperite tramite ricerche bibliografiche focalizzate sugli specifici componenti e la collaborazione con alcune aziende manifatturiere quali: Franco Tosi Meccanica, AC Boilers (prima Ansaldo Caldaie) e Alpha Laval. Inizialmente un design preliminare è stato elaborato, tramite la ricostruzione di modelli dei sottosistemi dell’impianto solare, successivamente alcuni parametri di ricevitore solare, campo specchi e blocco di potenza sono stati ottimizzati per massimizzare l’efficienza totale dell’impianto. Alcuni risultati delle suddette ottimizzazioni sono: l’aspect ratio del ricevitore, che ne determina le proporzioni, deve essere vicino a uno per ottimizzare il prodotto tra efficienza ottica e termica, inoltre l’efficienza totale dell’impianto (da energia solare a elettrica) cresce all’aumentare della temperatura di ingresso in turbina nel range [723.6;785]°C. Dallo studio di fattibilità eseguito per la turbina è emerso che la temperatura di ingresso in turbina non deve superare i 725°C se si vuole evitare il raffreddamento delle pale e del rotore. Inoltre, un’analisi meccanica è stata eseguita sui tubi di ricevitore per determinare la massima temperatura sostenibile dal materiale, la quale è risultata essere 871°C. Infine, un design definitivo ottimizzato, tenente conto dei limiti tecnici sopra citati, è stato elaborato allo scopo di valutare le performance di design e annuali dell’impianto. L’efficienza annuale totale dell’impianto calcolata è 20.21%, minore dell’efficienza totale in condizioni di design poiché risente degli effetti di off-design sul campo solare e sul ricevitore.