Simulation of state-of-the-art ultra supercritical power plants

Ultra-supercritical coal-fired power plants remain a key option for dispatchable baseload where rapid renewables deployment coexists with stringent efficiency and emissions targets. This thesis develops and validates Thermoflex models for two state-of-the-art power plants, a single-reheat European plant (Lünen) and a double-reheat Chinese plant (Guodian Taizhou), to answer what the current state-of-the-art performance of ultra-supercritical coal-fired power plants is, and how do representative and diverse technologies compare under first and second-law analysis. Model credibility is established against reference studies, reaching small deviations that are set within a ±5% tolerance for relevant energy-wise parameters. A comprehensive second-law analysis is implemented for boiler, turbine cylinders, feedwater heaters and condensers, followed by targeted studies that vary live steam temperatures (up to 700 °C), condenser back-pressure, economizer-inlet temperature, natural-gas-firing, while keeping fixed plant settings and 120 °C stack temperature. Results show that double-reheat consistently outperforms single-reheat in both first-law and second-law efficiencies under matched boundary conditions. Second-law losses are dominated by combustion and heat-addition processes, which together account for the majority of total irreversibilities. Among all configurations, pushing live and reheat steam temperatures toward 700°C delivers the largest single efficiency gain; higher condenser back-pressure markedly degrades both metrics; and simplifying the feedwater-heating line (lower economizer-inlet temperature) reduces efficiency, clarifying the trade-off between layout complexity and performance. The natural gas variant lowers exergy destruction and improves second-law efficiency at comparable net power, highlighting the role of fuel properties. Overall, the work provides a transparent, reproducible framework that explains disclosed efficiencies in terms of their thermodynamic causes and quantifies how design and operating choices shift losses in modern ultra-supercritical plants.

Le centrali a carbone ultra-supercritiche rimangono un’opzione chiave per la produzione programmabile di carico di base, laddove la rapida diffusione delle rinnovabili convive con stringenti obiettivi di efficienza e di emissioni. La presente tesi sviluppa e valida modelli Thermoflex per due centrali all’avanguardia: un impianto europeo a singolo ricupero (Lünen) e un impianto cinese a doppio ricupero (Guodian Taizhou), con l’obiettivo di rispondere a due domande: qual è lo stato dell’arte delle prestazioni delle centrali a carbone ultra-supercritiche e come si confrontano tecnologie rappresentative e diversificate attraverso un’analisi di I e II principio. L’attendibilità dei modelli è verificata confrontandoli con studi di riferimento, ottenendo scostamenti contenuti entro una tolleranza di ±5% per i parametri energetici più rilevanti. Viene implementata un’analisi di II principio estesa a caldaia, corpi di turbina, riscaldatori rigenerativi e condensatori, seguita da studi mirati che variano le temperature di vapore vivo (fino a 700 °C), la contropressione del condensatore, la temperatura all’ingresso dell’economizzatore, la co-combustione a gas naturale, mantenendo costanti i parametri di impianto e una temperatura al camino di 120 °C. I risultati mostrano che la configurazione a doppio ricupero supera sistematicamente quella a singolo ricupero sia in termini di efficienza di I che di II principio, a parità di condizioni al contorno. Le perdite di II principio sono dominate dai processi di combustione e di apporto di calore, che insieme costituiscono la maggior parte delle irreversibilità totali. Tra tutte le configurazioni, l’incremento delle temperature di vapore vivo e di ricupero verso i 700 °C fornisce il maggiore guadagno di efficienza; una maggiore contropressione del condensatore degrada sensibilmente entrambi gli indici; e la semplificazione della linea di riscaldamento rigenerativo (temperatura di ingresso all’economizzatore più bassa) riduce l’efficienza, chiarendo il compromesso tra complessità dello schema e prestazioni. La variante a gas naturale riduce la distruzione di esergia e migliora l’efficienza di II principio a parità di potenza netta, evidenziando il ruolo delle proprietà del combustibile. Nel complesso, il lavoro fornisce un quadro trasparente e riproducibile che spiega le efficienze dichiarate in termini delle loro cause termodinamiche e quantifica come le scelte progettuali e operative spostino le perdite nelle moderne centrali ultra-supercritiche.