Impacts of solar multiple on the performance of direct steam generation solar power tower plant with integrated thermal storage

Abstract

Solar multiple (SM) and thermal storage capacity are two keydesign parameters for revealing the performance of direct steam generation(DSG) solar power tower plant. In the case of settled land area, SMand thermal storage capacity can be optimized to obtain the minimumlevelized cost of electricity (LCOE) by adjusting the power generationoutput. Taking the dual-receiver DSG solar power tower plant witha given size of solar field equivalent electricity of 100 MW_e in Sevilla as a reference case, the minimum LCOE is21.77 ￠/kWh_e with an SM of 1.7 and a thermalstorage capacity of 3 h. Besides Sevilla, two other sites are alsointroduced to discuss the influence of annual DNI. When compared withthe case of Sevilla, the minimum LCOE and optimal SM of the San Josesite change just slightly, while the minimum LCOE of the Bishop sitedecreases by 32.8% and the optimal SM is reduced to 1.3. The influenceof the size of solar field equivalent electricity is studied as well.The minimum LCOE decreases with the size of solar field, while theoptimal SM and thermal storage capacity still remain unchanged. Inaddition, the sensitivity of different investment in sub-system isinvestigated. In terms of optimal SM and thermal storage capacity,they can decrease with the cost of thermal storage system but increasewith the cost of power generation unit.

Keywords

direct steam generation / solarpower tower / solar multiple / thermalenergy storage capacity / levelized cost of electricity(LCOE)

References

[1] Zhang H L, Baeyens  J, Degrève J ,  Cacères G . Concentrated solar power plants: reviewand design methodology. Renewable &Sustainable Energy Reviews, 2013, 22: 466–481 

[2] Ma X, Xu  C, Yu Z ,  Ju X. A review of salt hydrate-based sorption technologies for long-term thermal energystorage. Science Bulletin, 2015, 60(36): 3569–3579

[3] Kolb G J, Ho  C K, Mancini  T R, Gary  J A. Power tower technology roadmap and cost reduction plan. Report No. SAND2011–2419, Sandia NationalLaboratories, Albuquerque, NM, 2011

[4] Romero M, Buck  R, Pacheco J E . An update on solar central receiver systems,projects, and technologies. Journal ofSolar Energy Engineering, 2002, 124(2): 98–108

[5] Tehrani S S M ,  Taylor R A ,  Saberi P ,  Diarce G . Design and feasibility of high temperature shell and tube latentheat thermal energy storage system for solar thermal power plants. Renewable Energy, 2016, 96: 120–136 

[6] Osuna R, Fernandez  V, Romero S ,  Romero M ,  Sanchez M . PS10: a 11.0-MW solar tower power plant with saturated steam receiver. In: Proceedings of the 12th Solar PACES InternationalSymposium on Concentrated Solar Power and Chemical Energy Technologies 2014, Oaxaca, México

[7] Birnbaum J, Eck  M, Fichtner M ,  Hirsch T ,  Lehmann D ,  Zimmermann G . A direct steam generation solar power plant with integratedthermal storage. Journal of Solar EnergyEngineering, 2010, 132(3): 031014

[8] Feldhoff J F, Schmitz  K, Eck M ,  Schnatbaum-Laumann L ,  Laing D ,  Ortiz-Vives F ,  Schulte-Fischedick J . Comparative system analysis of directsteam generation and synthetic oil parabolic trough power plants withintegrated thermal storage. Solar Energy, 2012, 86(1): 520–530

[9] Laing D, Bahl  C, Bauer T ,  Lehmann D ,  Steinmann W D . Thermal energy storage fordirect steam generation. Solar Energy, 2011, 85(4): 627–633

[10] Laing D, Bauer  T, Lehmann D ,  Bahl C. Development of a thermal energy storage system for parabolic troughpower plants with direct steam generation. Journal of Solar Energy Engineering, 2010, 132(2): 021011

[11] Li Y, Yang  Y. Impacts of solar multiples on the performance of integrated solar combined cyclesystems with two direct steam generation fields. Applied Energy, 2015, 160: 673–680

[12] Pacheco J E, Bradshaw  R W, Dawson  D B, Rosa  W D, Gilbert  R, Goods S ,  Hale M J ,  Jacobs P ,  Jones S A ,  Kolb G J ,  Prairie M R ,  Reilly H E ,  Showalter S K ,  Vant-Hull L L . Final test and evaluationresults from the Solar Two project. Report No. SAND2002–0120, Sandia National Laboratories, Albuquerque,NM, 2002

[13] Moore R, Vernon  M, Ho C K ,  Siegel N P . Design considerations for concentrating solar power tower systemsemploying molten salt. Report No. SAND2010–6978,Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, 2010

[14] Rodríguez-Sánchez M R ,  Soria-Verdugo A ,  Almendros-Ibáñez J A, Acosta-Iborra A ,  Santana D . Thermal design guidelines of solar power towers. Applied Thermal Engineering, 2014, 63(1): 428–438

[15] Collado F J, Guallar  J. A review of optimized design layouts for solar power tower plantswith campo, code. Renewable & SustainableEnergy Reviews, 2013, 20: 142–154

[16] Boudaoud S, Khellaf  A, Mohammedi K ,  Behar O . Thermal performance prediction and sensitivity analysisfor future deployment of molten salt cavity receiver solar power plantsin Algeria. Energy Conversion and Management, 2015, 89: 655–664 

[17] Cocco D, Serra  F. Performance comparison of two-tank direct and thermocline thermal energy storagesystems for 1MW_e class concentrating solar power plants. Energy, 2015, 81: 526–536 

[18] Montes M J, Abánades  A, Martínez-Val J M. Performance of a direct steam generation solar thermal power plant for electricityproduction as a function of the solar multiple. Solar Energy, 2009, 83(5): 679–689

[19] Jorgenson J, Denholm  P, Mehos M ,  Turchi C . Estimating the performance and economic value of multipleconcentrating solar power technologies in a production cost model. Technical Report. National Renewable Energy Laboratory,Golden, CO, 2013

[20] Luo Y, Du  X, Wen D . Novel design of central dual-receiverfor solar power tower. Applied ThermalEngineering, 2015, 91: 1071–1081 

[21] Blair N, Dobos  A P, Freeman  J, Neises T ,  Wagner M ,  Ferguson T ,  Gilman P ,  Janzou S . System advisor model, sam 2014.1.14:general description. Technical Report.National Renewable Energy Laboratory, Golden, CO, 2014

[22] Liu J. Solar Thermal Dynamic Power Generation Technology. Beijing: Chemical Industry Press, 2012 (in Chinese)

[23] Fan Q, Yan  W, Yan S . Boiler Principle. Beijing: China Electric Power Press, 2004 (in Chinese)

[24] Flueckiger S M ,  Iverson B D ,  Garimella S V ,  Pacheco J E . System-level simulation of a solar power tower plantwith thermocline thermal energy storage. Applied Energy, 2014, 113: 86–96 

[25] Montes M J, Abánades  A, Martinez-Val J M ,  Valdés M . Solar multiple optimization for a solar-only thermalpower plant, using oil as heat transfer fluid in the parabolic troughcollectors. Solar Energy, 2009, 83(12): 2165–2176

[26] Collado F J, Guallar  J. Two-stages optimised design of the collector field of solar powertower plants. Solar Energy, 2016, 135: 884–896

[27] Turchi C S, Heath  G A. Molten salt power tower cost model for the system advisor model (sam). Office of Scientific & Technical InformationTechnical Reports. University of North Texas Libraries, 2013

Acknowledgments

This research was supported by the National NaturalScience Foundation of China (Grant No. 51676069), the 111 Project(B12034), and the Fundamental Research Funds for the Central Universities(Grant No. 2016XS30).

RIGHTS & PERMISSIONS

2017 Higher Education Press and Springer-Verlag GmbHGermany