Techno-economical analyses of linear solar thermal electric plants for dispatchable power generation

Laut Prognosen wird im Zeitraum von 2018 bis 2023 voraussichtlich 1000 GW neue Stromerzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien errichtet, die aber zum größten Teil aus intermittierenden Stromerzeugungstechnologien wie Fotovoltaik und Wind bestehen wird, was das Integrationspotenzial im globalen Stromversorgungssystem einschränkt. Bei Solarthermischen Kraftwerken mit thermischer Energiespeicherung dagegen kann die Stromerzeugung von der variablen Verfügbarkeit der Ressource Sonnenenergie entkoppelt werden, wodurch deutlich geringere Einschränkungen hinsichtlich des Intergrationspotenzials bestehen. ... mehrBereits die erste Generation solcher Kraftwerke hat die technische Machbarkeit und die Vorteile dieser Technologie nachgewiesen. Allerdings weist diese erste Technologiegeneration noch zahlreiche Nachteile auf, die ihre Wettbewerbsfähigkeit beeinträchtigt, vor allem auf Grund der physikalischen Eigenschaften des eingesetzten Wärmeträgermediums und der Grundauslegung des hydraulischen Kreislaufs. Weitere Wärmeträgermedien, wie Salzschmelze oder Flüssigmetall, helfen diese Nachteile zu überwinden, insbesondere im Zusammenhang mit sogenannten "Direkt" Kraftwerkskonzepten, bei welchen das selbe Wärmeträgermedium sowohl im Solarfeld als auch im Energiespeicher, also innerhalb eines hydraulischen Kreislaufs, eingesetzt wird. Solche neuen Kraftwerkskonzepte wurden allerdings noch nicht in kommerziellen Kraftwerken mit linienfokussierenden Sonnenkollektoren (wie linear-Fresnel oder Parabolrinne) eingesetzt, weshalb hier weitere Untersuchungen erforderlich sind.
Diese Arbeit untersucht den Einfluss ausgewählter Konfigurationsparameter von linienfokussierenden Kraftwerken mit Salzschmelze als Wärmeträgermedium nach dem "Direkt" Kraftwerkskonzept auf deren Stromgestehungskosten und vergleicht dieses Kraftwerkskonzept mit dem Stand der Technik und weiteren Kraftwerkskonzepten mit Flüssigmetall als Wärmeträgermedium. Zu diesem Zweck wurde eine neue Simulationsumgebung entwickelt, um einen Kraftwerksbetrieb über den Zeitraum eines Jahres mit relativ hoher Zeitauflösung (ein bis fünf Minuten) zu simulieren, um den Stromertrag und die Kosten des Kraftwerks genauer berechnen zu können. Zur Verifizierung der Berechnungsergebnisse dieses Modells wurde ein Abgleich mit genaueren Modellen und Daten aus der Fachliteratur vorgenommen, woraus eine relative Ungenauigkeit hinsichtlich der Simulationsergebnisse des Stromertrags von weniger als 5% geschätzt werden kann. Mit diesem Simulationsmodell wurden technisch-wirtschaftliche Analysen der Hauptkonfigurationsparameter von einem linear-Fresnel Kraftwerk mit "Direkt" Kraftwerkskonzept und Salzschmelze durchgeführt, die unter anderem gezeigt haben, dass (a) der Bedarf an thermischer Energie, die erforderlich ist um zu vermeiden, dass die Salzschmelze im Solarfeld gefriert, weniger als 1% des Ertrags der thermische Energie aus dem Solarfeld beträgt, weshalb es nur einen vernachlässigbaren Einfluß auf die Stromgestehungskosten hat; (b) Kraftwerke, die eine Nennleistung von mehr als 200 MW haben, als zwei getrennte Kraftwerke mit jeweils reduzierten Nennleistungen gebaut werden sollen, weil andernfalls die Wärme- und Druckverluste im Solarfeld erhebliche Einbußen im Stromertrag verursachen; (c) eine Nord/Süd Ausrichtung des Solarfelds erhöhte jährliche Stromertragswerte für Standorte mit einem Breitengrad unter 35\degree~bringt, für andere Standorte dagegen eine Ost/West Ausrichtung besser ist und (d) optimale Werte hinsichtlich der Stromgestehungskosten bei einem Nutzungsgrad des Kraftwerks zwischen 60% und 75% (je nach Standort) erreicht werden, was dafür spricht solche Kraftwerke als Mittellastkraftwerke einzusetzen statt als Grundlastkraftwerke. Die Vergleichsanalysen haben gezeigt, dass (a) die Stromgestehungskosten bei dem "Direkt" Kraftwerkskonzept mit Salzschmelze im Vergleich zu thermo-Öl-Kraftwerken, die dem Stand der Technik entsprechen um mindestens 57% reduziert sind und (b) die Stromgestehungskosten bei Kraftwerken mit Flüßigmetall als Wärmeträgermedium, hauptsächlich wegen einer geringeren Dichte, geringerer Wärmekapazität und höherer spezifischer Kosten, um mindestens 25% höher sind.

1000 GWel of new renewable power generation capacity is to be built in the 2018-2023 period, led by intermittent solutions such as photovoltaics and wind. This intermittency limits their potential for integration into the global power system. Solar thermal electric plants with thermal energy storage decouple power generation from solar resource availability and thus mitigate this intermittency issue.The first generation of these plants demonstrated their technical feasibility and benefits, yet they present several drawbacks, mostly due to the properties of their heat transfer fluids (usually thermal oil) and their fundamental design (indirect connection of solar field and energy storage).Using molten salts or liquid metals in the solar field mitigates these limitations, especially when the solar field and energy storage belong in a same hydraulic circuit in a so-called direct plant concept.However, such new plant concepts have not been implemented yet in commercial linear focusing solar plants (linear Fresnel, parabolic trough) and require further investigations. ... mehrThis work investigates the impact of design parameters of linear Fresnel solar plants, based on the direct molten salt concept, on their levelized cost of electricity generation and compares this concept to the state of the art and alternative concepts using liquid metals.For this purpose, a new model has been developed for simulation of the plant operation over a year with a relatively high time resolution (one to five minutes) for accurate calculation of the plant energy yield and costs.This model has been verified against accurate models and data from the literature, allowing to estimate its relative uncertainty to less than 5% in terms of annual electric energy yield results. Using this model, techno-economical analyses conducted on main design parameters of linear Fresnel direct molten salt plants have revealed, among others, that (a) the need for external thermal energy for preventing salt freezing in the solar field amounts to less than 1% of the solar field thermal energy and has thus a negligible impact on the plant levelized cost of electricity; (b) plants with nominal electric power larger than 200 MW should be built in two separate plants of reduced nominal power rather than a single plant, due to the drawbacks induced by a too large solar field (Thermal and pressure losses); (c) for locations with latitude below 35°, a North/South solar field orientation brings higher annual energy yield, East/West otherwise; (d) optimum in levelized cost of electricity are reached for plant capacity factor between 60% to 75% (location dependent), suggesting they are more suitable for load-balancing than for base load power generation.The comparative analyses have shown that (a) this plant concept will offer reductions in the cost of electricity of about 57% compared to state of the art linear plants using thermal oil and (b) that the levelized cost of electricity for liquid metal concepts is at least 25% higher than the direct molten salt concept, mostly due to the lower density, lower specific heat capacity and higher costs of liquid metals.