Comparative exergy-based evaluation of standalone, integrated and hybrid concentrated solar power systems
| dc.contributor.advisor | Morozyuk, Tetyana | |
| dc.contributor.author | Elmorsy, Louay Hossameldin Abdelraouf Elmoayd | |
| dc.contributor.grantor | Technische Universität Berlin | en |
| dc.contributor.referee | Morozyuk, Tetyana | |
| dc.contributor.referee | Tsatsaronis, George | |
| dc.contributor.referee | Stanek, Wojciech | |
| dc.date.accepted | 2021-12-15 | |
| dc.date.accessioned | 2022-02-25T11:08:13Z | |
| dc.date.available | 2022-02-25T11:08:13Z | |
| dc.date.issued | 2022 | |
| dc.description.abstract | Locations with high direct normal irradiance (DNI) hold significant potential for not only sustainable but also dispatchable electricity generation using concentrated solar power (CSP) technology. Missing financial and regulatory frameworks, weak economies alongside the abundance of cheap fossil fuels in countries with high DNI lead to low development and stagnating costs of CSP. As CSP costs may decrease significantly with increased installations, the successful integration of CSP with proven low-cost technologies (e.g., photovoltaics (PV) or natural gas (NG)) is believed to facilitate the technologies cost reduction. Different methods of integration have been proposed in literature. Initially, CSP integration with NG in integrated solar combined-cycle (ISCC) and lately integration with PV. Different configurations, technologies, and integration purposes have been studied under different local conditions and assumptions. Yet, no extensive comparative exergy-based analysis has been conducted. This work aims to assess the performance of CSP integrated systems and quantify the cost reduction potential through various hybridization methods under the same assumptions. Using different technologies, working fluids, and locations of integration as well as a realistic generation profile in a suitable location the comparative analysis is conducted, including also other potential competing technologies. A total of 14 configurations were therefore designed and simulated using EBSILON®Professional. The configurations included standalone and integrated CSP systems featuring the use of each CSP technology in conjunction with either PV, as collocation and hybrid concepts, or NG. All systems were analysed in comparative exergy-based and economic analyses. An exergoeconomic analysis was further undertaken for the most cost-efficient ISCC and CSP-PV configurations to identify costs associated with thermodynamic inefficiencies and the potential for further cost reduction. CSP integration through ISCC reaches low levelized cost of electricity (LCOE) and high exergetic efficiency (40.7 – 43.1 $/MWh, 54.3 – 57.3 %) but with low CSP contribution of < 10 %. CSP-PV systems, in contrast, offer electricity production from 100 % solar energy. For collocation systems, the LCOE and exergetic efficiency range between 78.4 – 102.7 $/MWh and 21.6 – 22.7 %, respectively, whereas hybrid systems reach lower LCOE at reduced exergetic efficiency (71.5 – 73.6 $/MWh and 16.2 – 16.4 %). The hybrid parabolic trough collector (PTC)-PV configuration achieves the most significant reduction of the overall plant specific investment cost (55 %) and LCOE (48 %) if compared to the standalone configuration using the same CSP technology. Yet, a complete replacement of CSP with PV capacity combined with either thermal storage or Li-ion batteries was found not to result in the optimal economic performance. The future projections for the most cost-efficient ISCC and hybrid CSP-PV systems were compared by varying the NG escalation rate and the PV specific investment costs. The conservative scenario (4.7 $/MMBtu, 378 $/kW) showed that the hybrid CSP-PV becomes competitive at a daily operation of 18.5 hours as both plants reach a LCOE of 43.0 $/MWh. This work quantifies the significance of improvement in CSP economic performance through different methods of integration, reducing the specific investment costs and LCOE to less than half. Moreover, the most suitable integration locations, technologies, and working fluids were identified. Taking into account the identified benefits of the different technologies, hybridization could facilitate a gradual increase in CSP installed capacity in many developing countries, thus paving the way for economies of scale for further expansion of the technology at a larger magnitude. | en |
| dc.description.abstract | Trotz erheblichem Potenzial für eine nicht nur nachhaltige, sondern auch bedarfsgerechte Stromerzeugung mit Hilfe konzentrierter Solarthermie (CSP, Concentrated Solar Power), verzeichnet die Technologie eine nur geringe Entwicklung und stagnierend hohe Kosten. Grund hierfür ist das Fehlen geeigneter finanzieller und regulatorischer Rahmenbedingungen, schwache Volkswirtschaften und ein Überfluss an billigen fossilen Brennstoffen in Ländern mit hoher Direktstrahlung (DNI). Erwartungsgemäß sinken spezifische Kosten mit zunehmenden Installationen (economies of scale). Mithilfe der Integration von CSP mit bewährten kostengünstigeren Technologien wie Photovoltaik (PV) oder Erdgas (NG) sollen die Technologiekosten gesenkt und neue Investitionen in CSP initiiert werden. Verschiedene Integrationsmethoden sind der Literatur zu entnehmen: zunächst die Integration von CSP mit Erdgas in integrierten solaren Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken (ISCC) und in jüngst die Integration mit PV. Verschiedene Konfigurationen, Technologien und Integrationszwecke wurden unter verschiedenen lokalen Bedingungen und Annahmen untersucht. Eine umfassende vergleichende exergiebasierte Analyse wurde jedoch bisher nicht durchgeführt. Diese Arbeit zielt darauf ab, die Leistung von integrierten CSP-Systemen zu bewerten und das Kostensenkungspotenzial durch verschiedene Hybridisierungsmethoden unter denselben Annahmen zu quantifizieren, wobei verschiedene Technologien, Arbeitsflüssigkeiten und Integrationsstellen und -zwecke sowie ein realistisches Erzeugungsprofil an einem geeigneten Standort verwendet werden. Darüber hinaus schließt die vergleichende Analyse auch andere potenzielle Konkurrenztechnologien ein. In dieser Arbeit wurden insgesamt 14 Anlagenkonfigurationen mit EBSILON®Professional entworfen und simuliert. Die Konfigurationen umfassten eigenständige und integrierte CSP-Systeme, bei denen verschiedene CSP-Technologien entweder in Verbindung mit PV, als Kollokations- oder Hybridkonzepte, oder mit NG eingesetzt wurden. Alle Systeme wurden in vergleichenden exergiebasierten und wirtschaftlichen Analysen untersucht. Für die kosteneffizientesten ISCC- und CSP-PV-Konfigurationen wurde außerdem eine exergoökonomische Analyse durchgeführt, um Kosten der thermodynamischen Ineffizienzen und das weiterführende Kostensenkungspotential zu ermitteln. Die niedrigsten Stromgestehungskosten (LCOE) sowie höheren exergetischen Wirkungsgrade wurden von ISCC Konfigurationen erreicht (40,7 - 43,1 $/MWh, 54,3 - 57,3 %), jedoch ist der CSP-Anteil an der Stromerzeugungskapazität geringer als 10 %. CSP-PV-Systeme hingegen erzeugen zu 100% nachhaltigen Strom aus Sonnenenergie. Bei Kollokationssystemen liegen die LCOE und der exergetische Wirkungsgrad zwischen 78,4 - 102,7 $/MWh bzw. 21,6 - 22,7 %, während Hybridsysteme niedrigere LCOE jedoch auch Einbußen hinsichtlich des exergetischen Wirkungsgrad verzeichnet (71,5 - 73,6 $/MWh und 16,2 - 16,4 %). Die hybride PTC-PV-Konfiguration (mit Parabolic Trough Kollektoren) erzielt die bedeutendste Kostensenkung bzgl. der anlagenspezifischen Gesamtinvestitionen (um 55 %) und der Stromgestehungskosten (um 48 %) im Vergleich zu einer alleinstehenden CSP-Anlage derselben Technologie. Ein vollständiger Ersatz von CSP durch PV-Kapazität in Kombination mit thermischer Speicherung oder Li-Ionen-Batterien führt jedoch nicht zu einer optimalen Wirtschaftlichkeit. Für die kosteneffizienteste Konfiguration der ISCC- und der hybriden CSP-PV-Systeme wurden Zukunftsszenarien erstellt und Ihre Sensitivität hinsichtlich der NG-Preissteigerungsrate und der spezifischen Investitionskosten von PV verglichen. Das konservative Szenario (4,7 $/MMBtu, 378 $/kW) zeigte, dass das hybride CSP-PV-Systeme ab 18,5 täglichen Betriebsstunden wettbewerbsfähig werden (43,0 $/MWh). Im Rahmen dieser Arbeit wurde die Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von CSP-Anlagen mithilfe verschiedener Integrationsmethoden erstmalig unter einheitlichen Annahmen quantifiziert und verglichen. Die spezifischen Investitionskosten und LCOE werden dabei auf weniger als die Hälfte reduziert. Darüber hinaus wurden die am besten geeigneten Technologien, Arbeitsmittel und Integrationszwecke ermittelt. Unter Berücksichtigung der ermittelten Vorteile der verschiedenen Technologien könnte die Hybridisierung einen allmählichen Anstieg der installierten CSP-Kapazität in vielen Entwicklungsländern ermöglichen und so den Weg für Skaleneffekte für den deutlich gesteigerten Ausbau der Technologie ebnen. | de |
| dc.identifier.uri | https://depositonce.tu-berlin.de/handle/11303/16225 | |
| dc.identifier.uri | http://dx.doi.org/10.14279/depositonce-15000 | |
| dc.language.iso | en | en |
| dc.rights.uri | https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/ | en |
| dc.subject.ddc | 621 Angewandte Physik | de |
| dc.subject.other | concentrated solar power | en |
| dc.subject.other | Hybrid CSP-PV | en |
| dc.subject.other | exergy analysis | en |
| dc.subject.other | economic evaluation | en |
| dc.subject.other | exergoeconomic analysis | en |
| dc.subject.other | konzentrierte Solarenergie | de |
| dc.subject.other | Exergie-Analyse | de |
| dc.subject.other | wirtschaftliche Bewertung | de |
| dc.subject.other | exergoökonomische Analyse | de |
| dc.title | Comparative exergy-based evaluation of standalone, integrated and hybrid concentrated solar power systems | en |
| dc.title.translated | Vergleichende Exergie-basierte Bewertung von eigenständigen, integrierten und hybriden konzentrierten Solarenergiesystemen | de |
| dc.type | Doctoral Thesis | en |
| dc.type.version | acceptedVersion | en |
| tub.accessrights.dnb | free | en |
| tub.affiliation | Fak. 3 Prozesswissenschaften::Inst. Energietechnik::FG Exergiebasierte Methoden für kältetechnische Systeme | de |
| tub.affiliation.faculty | Fak. 3 Prozesswissenschaften | de |
| tub.affiliation.group | FG Exergiebasierte Methoden für kältetechnische Systeme | de |
| tub.affiliation.institute | Inst. Energietechnik | de |
| tub.publisher.universityorinstitution | Technische Universität Berlin | en |