Analisi tecnico-economica di un impianto solare termodinamico con motore a fluido organico

The production of electricity through renewable sources is becoming increasingly important because of the need to find an alternative to using fossil fuels. In this context started the collaboration between the technical institute Donegani ENI and the Politecnico di Milano with the aim of conducting a feasibility study of different types of solar thermal plants. The following work focuses on the study of two ORC saturated indirect regenerative witch size equal to 5MW powered by two concentrating solar power plants without thermal storage, with two different levels of temperature of the thermal oil output from the solar field (respectively 390°C and 310 °C). For each of these two plants are selected, from the solutions on the market, the solar collector and the heat transfer fluid that best fit the maximum temperatures reached in the two cases. The first step was carrying out a screening of possible working fluids which could be used in the two different plants through an analysis of the performance of the cycle neglecting the consumption of the field pump and supposing constant the turbine’s isoentropic efficience. Once the fluid has been fixed, this two assumptions have been removed and has been carried out a thermodynamic analysis to find the level of evaporation temperature that maximizes the efficiency of the design cycle and a techno-economic analysis to optimize the shape of the solar field. Then have been sized the two different power block through the use of the software ASPEN HEAT EXCHANGER for heat exchangers, AXTUR for the turbine and THERMOFLEX for pumps and for the cooling tower. Subsequently have been defined the equations that describe the performance of each component in off-design condition and has been developed a calculation code with both Excel and Visual Basic for solving the entire equation system for each value of the effective solar radiation (EDNI) .Once the off-design performance of each components have been carried out, has been made a comparison between two different turbine’s regulation strategies: partial admission and sliding pressure. Then it has been performed an optical off-design of solar collectors on the assumption that the two plants are built in Seville, which has allowed us to assess the annual performance and to perform an economic evaluation of the plants. From the comparison between the different modes of adjustment of the turbine, carried out for the case at high temperature, it has been noted that the regulation by partial admission is preferable to that the regulation by sliding pressure because it allows an annual production of electrical energy 3% higher. Comparing the different types of plant it has been observed that the optimal solution turns out to be the system with maximum oil temperature equal to 390° C, which produces electric energy through a toluene cycle with an evaporation temperature equal to 295 °C, getting an annual efficiencies of 15.2% and an LCOE of 175 € / MWh.

La produzione di energia elettrica attraverso fonti rinnovabili sta assumendo sempre più importanza a livello globale data l’esigenza di trovare un’alternativa all’utilizzo di combustibili fossili. In questo contesto è nata la collaborazione tra l’istituto tecnico Donegani ENI e il Politecnico di Milano con l’obbiettivo di condurre uno studio di fattibilità di diverse tipologie di impianti solari termodinamici. Il seguente lavoro si concentra sullo studio di due cicli ORC saturi rigenerativi indiretti di taglia pari a 5MW alimentati attraverso due impianti solari a concentrazione senza accumulo termico, con due diversi livelli di temperatura dell’olio diatermico in uscita da campo solare (rispettivamente 390 e 310°C): Per ciascuno di questi due impianti vengono selezionati, tra le soluzioni presenti sul mercato, il collettore solare ed il fluido diatermico che meglio si adattano alle temperature massime raggiunte nei due casi. E’ stato quindi eseguito un screening dei possibili fluidi di lavoro utilizzabili nei due diversi impianti attraverso un’analisi delle performance del ciclo effettuata trascurando i consumi della pompa di campo e considerando il rendimento della turbina costante. Una volta definito il fluido di lavoro sono state rimosse queste ipotesi semplificative ed è stata effettuata un analisi termodinamica più approfondita per trovare il livello di temperatura di evaporazione che massimizza il rendimento di design del ciclo ed un’analisi tecnico-economica per ottimizzare la forma del campo solare. In seguito sono stati dimensionati in modo puntuale i power block dei due impianti ad alta e a bassa temperatura attraverso l’utilizzo dei software ASPEN HEAT EXCHANGER per gli scambiatori, AXTUR per la turbina e THERMOFLEX per le pompe e la torre evaporativa. Successivamente sono state definite le equazioni che descrivessero il funzionamento di ciascun componente in condizioni di off-design ed è stato sviluppato un codice integrato in Excel e Visual Basic per risolvere l’intero sistema di equazioni per ogni valore di radiazione solare efficace. Una volta note le prestazioni di off-design di ciascuno dei due casi sono state confrontate due differenti modalità gestione del comportamento fuori progetto della turbina: regolazione per ammissione parziale e per sliding pressure. E’stato poi calcolato l’off-design ottico dei collettori solari ipotizzando che i due impianti siano realizzati a Siviglia, il quale ha permesso di poter valutare le prestazioni annuali e quindi di eseguire una valutazione economica degli impianti. Dal confronto tra le differenti modalità di regolazione della turbina, effettuato per il caso ad alta temperatura, si è potuto notare che la regolazione per ammissione parziale risulta preferibile a quella per sliding pressure poiché consente una produzione di energia elettrica annuale superiore del 3%. Confrontando le differenti tipologie di impianto si è potuto osservare che la soluzione ottimale risulta essere l’impianto con temperatura massima dell’olio pari a 390°C, il quale produce energia elettrica tramite un ciclo a toluene con temperatura di evaporazione pari a 295°C, ottenendo un rendimento solar to elettric annuale del 15,2% ed un LCOE di 175€/MWh.