The objective of this thesis was to investigate the potential for introducing a concentrating solar thermal (CST) central receiver plant system based on flexible heliostats - HelioPods - to provide high-temperature process heat in industrial applications. A CST plant system was designed in MATLAB, optically simulated for three design days in the ray-tracing software Tonatiuh and further analyzed in MATLAB by interpolating the results for each hour of the year. A case study was made on introducing a CST plant system based on HelioPods in a South African manganese sinter plant. The study included an investigation of the profitability of up- and downsizing the heliostat field annually with fluctuating heat demand. A circular heliostat field was modelled for the chosen location. The final field had a radius of 53 meters with the receiver located 60% from the field centre. The storage size was 16 demand hours and 17 plants were required. The results showed that 88% of the annual heat demand could be covered by solar heat in the design year. The marketing approach used for the following years was that the heat demand covered by solar heat should never be below the share at the first year, despite the predicted fluctuations in demand. Thus, a minimum solar share of 88% was used as a strategy for annual up- and downsizing of the fields throughout the investigated period of 25 years. That resulted in a field radius differing between 52 and 55 meters. The payback period of the final system was 4.35 years, the NPV was 54.33 MUSD over a period of 25 years and the LCOH was 35.39 USD/MWht. However, it was found that the profitability of the system was sensitive to the different scenarios for predicted future diesel prices, this since the pricing of the solar heat was set to 90% of the diesel price. The results in this thesis show that a CST plant system based on HelioPods is a suitable solution to supply high-temperature process heat to industrial applications. It also shows that the HelioPods can unlock potential for flexibility with changing production patterns in the industry of implementation. The results from the study can be used also for other industries with similar temperature range and heat demand. Thus, it could be argued that the implementation of a HelioPod based CST plant system also can be suitable for other industries located in high-DNI areas with dependency on conventional fuels and steady production throughout the whole day. / Syftet med denna uppsats var att undersöka potentialen för implementering av koncentrerad termisk solvärme (CST) från ett soltorn med ett heliostatfält baserat på flexibla heliostater - HelioPods – för att generera högtempererad processvärme för industriell tillämpning. Ett CST-system designades i MATLAB, simulerades för tre designdagar i det optiska ray-tracingprogrammet Tonatiuh och analyserades sedan åter i MATLAB genom att interpolera de genererade resultaten för årets alla timmar. En fallstudie av ett CST-system baserat på HelioPods i ett sydafrikanskt sinterverk för mangan genomfördes därefter. Studien innehöll en undersökning av lönsamheten av årlig ökning och minskning av heliostatfältet vid fluktuerande värmebehov. Ett cirkulärt heliostatfält modellerades för den valda platsen. Det slutgiltiga fältet hade en radie om 53 meter med mottagaren placerad 60% från fältets mittpunkt. Storleken på lagringsfaciliteten var 16 timmar av full tillförsel och antalet verk uppgick till 17. Resultaten visade att 88% av det årliga värmebehovet kunde förses med solvärme under designåret. Marknadsstrategin för de resterande åren var att den procentuella andelen solvärme aldrig skulle vara lägre än under designåret, oberoende av fluktuationer i värmebehovet på grund av ändrad produktion. Således sattes 88% solvärme som ett minimikrav och utgjorde strategin för den årliga ökningen och minskningen av fältet för den undersökta perioden av 25 år. Det resulterade i en fältradie mellan 52 och 55 meter. Återbetalningstiden för det slutgiltiga fältet var 4.35 år, nuvärdesberäkningen av det framtida kassaflödet var 54.22 miljoner USD över en 25-årsperiod och produktionskostnaden för värme (LCOH) var 35.39 USD/MWht. Dock var systemets lönsamhet känslig för de olika prognoser av framtida dieselpriser som undersöktes, detta eftersom priset för solvärme sattes till 90% av dieselpriset. Resultaten i denna uppsats visar att ett CST-system baserat på HelioPods är en lämplig lösning för att generera högtempererad processvärme för industriell tillämpning. De visar även att HelioPods kan öka potentialen för flexibilitet vid förändringar i produktionsmönstret i vederbörande industri. Resultaten kan även användas i andra industrier med likartade temperaturer och värmebehov. Hävdas kan således att implementation av ett CST-system kan vara lämpligt även för andra industrier belägna i områden med högt DNI som är beroende på konventionella energikällor och har jämn produktion dygnet runt.

Concentrated solar power (CSP) is a fast-growing technology for electricity production. With mirrors (heliostats) irradiation of the sun is concentrated onto a receiver run through by a heat transfer fluid (HTF). The fluid by that reaches high temperatures and is used to drive a steam turbine for electricity production. A CSP power plant is most often coupled with an energy storage unit, where the HTF is stored before it is dispatched and used to generate electricity. Electricity is most often sold at an open market with a fluctuating spot-prices. It is therefore of high importance to generate and sell the electricity at the highest paid hours, increasingly important also since the governmental support mechanisms aimed to support renewable energy production is faded out since the technology is starting to be seen as mature enough to compete by itself on the market. A solar power plant thus has an operational protocol determining when energy is dispatched, and electricity is sold. These protocols are often pre-defined which means an optimal production is not achieved since irradiation and electricity selling price vary. In this master thesis, an optimization algorithm for electricity sales is designed (in MATLAB). The optimization algorithm is designed by for a given timeframe solve an optimization problem where the objective is maximized revenue from electricity sales from the solar power plant. The function takes into consideration hourly varying electricity spot price, hourly varying solar field efficiency, energy flows in the solar power plant, start-up costs (from on to off) plus conditions for the logic governing the operational modes. Two regular pre-defined protocols were designed to be able to compare performance in a solar power plant with the optimized dispatch protocol. These three operational protocols were evaluated in three different markets; one with fluctuating spot price, one regulated market of three fixed price levels and one in spot market but with zero-prices during sunny hours. It was found that the optimized dispatch protocol gave both bigger electricity production and revenue in all markets, but with biggest differences in the spot markets. To evaluate in what type of powerplant the optimizer performs best, a parametric analysis was made where size of storage and power block, the time-horizon of optimizer and the cost of start-up were varied. For size of storage and power block it was found that revenue increased with increased size, but only up to the level where the optimizer can dispatch at optimal hours. After that there is no increase in revenue. Increased time horizon gives increased revenue since it then has more information. With a 24-hour time horizon, morning price-peaks will be missed for example. To change start-up costs makes the power plant less flexible and with fewer cycles, without affect income much. / Koncentrerad solkraft (CSP) är en snabbt växande teknologi för elektricitets-produktion. Med speglar (heliostater) koncentreras solstrålar på en mottagare som genomflödas av en värmetransporteringsvätska. Denna uppnår därmed höga temperaturer vilket används för att driva en ångturbin för att generera el. Ett CSP kraftverk är oftast kopplat till en energilagringstank, där värmelagringsvätskan lagras innan den används för att generera el. El säljs i de flesta fall på en öppen elmarknad, där spotpriset fluktuerar. Det är därför av stor vikt att generera elen och sälja den vid de timmar med högst elpris, vilket också är av ökande betydelse då supportmekanismerna för att finansiellt stödja förnybar energiproduktion används i allt mindre grad för denna teknologi då den börjar anses mogen att konkurrera utan. Ett solkraftverk har således ett driftsprotokoll som bestämmer när el ska genereras. Dessa protokoll är oftast förutbestämda, vilket innebär att en optimal produktion inte fås då exempelvis elspotpriset och solinstrålningen varierar. I detta examensarbete har en optimeringsalgoritm för elförsäljning designats (i MATLAB). Optimeringsscriptet är designat genom att för en given tidsperiod lösa ett optimeringsproblem där objektivet är maximerad vinst från såld elektricitet från solkraftverket. Funktionen tar hänsyn till timvist varierande elpris, timvist varierande solfältseffektivitet, energiflöden i solkraftverket, kostnader för uppstart (on till off) samt villkor för att logiskt styra de olika driftlägena. För att jämföra prestanda hos ett solkraftverk med det optimerade driftsprotokollet skapades även två traditionella förutbestämda driftprotokoll. Dessa tre driftsstrategier utvärderades i tre olika marknader, en med ett varierande el-spotpris, en i en reglerad elmarknad med tre prisnivåer och en i en marknad med spotpris men noll-pris under de soliga timmarna. Det fanns att det optimerade driftsprotokollet gav både större elproduktion och högre vinst i alla marknader, men störst skillnad fanns i de öppna spotprismarknaderna. För att undersöka i vilket slags kraftverk som protokollet levererar mest förbättring i gjordes en parametrisk analys där storlek på lagringstank och generator varierades, samt optimerarens tidshorisont och kostnad för uppstart. För lagringstank och generator fanns att vinst ökar med ökande storlek upp tills den storlek optimeraren har möjlighet att fördela produktion på dyrast timmar. Ökande storlek efter det ger inte ökad vinst. Ökande tidshorisont ger ökande vinst eftersom optimeraren då har mer information. Att ändra uppstartkostnaden gör att solkraftverket uppträder mindre flexibelt och har färre cykler, dock utan så stor påverkan på inkomst.

Nowadays, one of the solutions considered in order to face the issue of global warming and to move towards a carbon neutral society relies on the use of solar energy as a renewable and bountiful primary source. And, if photovoltaic technologies account for a large part in the solar energy market, recent years have witnessed the growth of non-concentrated and concentrated solar thermal technologies. Among them, concentrated solar power technology (CSP) which uses the optical concentration of direct solar irradiation to generate high pressure and high temperature steam in the absorber tubes of the plant, has become a promising approach reaching 4.9 GWe of installed capacity by the end of 2015 [1]. However, one of the main challenges faced by CSP technology concerns the variability of solar energy related for example to sunrise, sunset, passing clouds… In addition to that, when it comes to direct steam generation, the presence of a two-phase flow regime inside the absorber tubes leads to a strong dynamic behavior of the steam generation. It is consequently necessary to be able to simulate this dynamic behavior in order to better handle the design and operation of CSP plants. Such simulation tools can then be used for the implementation and the test of reliable control systems aimed at maintaining desired operating conditions in spite of changes in solar irradiation. In this context, the National Institute for Solar Energy (INES), part of the French Alternative Energies and Atomic Energy Commission (CEA) wishes to upgrade their dynamic simulation tool that would enable its teams to reproduce the behavior of a prototype based on the Fresnel solar field technology including direct steam generation which was built and commissioned at Cadarache, Aix-en-Provence. This Master thesis work takes place within this framework and aims at developing a multi-domain dynamic model of the aforementioned prototype. To do so, three models respectively in the thermalhydraulic, the optical and the control-command domains are built and combined using a co-simulation approach relying on an in-house simulation platform called PEGASE. More specifically the development of the following models has been addressed:  a thermal-hydraulic model of the two-phase flow circulating inside the vaporizer field of the prototype and realized with the thermal-hydraulic code CATHARE [2] (Advanced ThermalHydraulic Code for Water Reactor Accidents) applied to solar thermal biphasic issues,  an optical model of the receiver programmed using the Modelica language and the Dymola (Dynamic Modelling Laboratory) simulation software,  control-command models (PID controller, control architecture…) adapted and built upon blocks taken from a modelling library included in the PEGASE platform. Each model was first developed and tested on a standalone basis. These models were then coupled using the PEGASE co-simulation platform. A sunny day was simulated using the multi-domain model and the controllability of the plant was analyzed. At this stage, the study focused on the steam separator level regulation. A thermal-hydraulic study also focused on potential instabilities in the vaporizer that can occur under certain circumstances of water temperature at vaporizer inlet and solar heat flux. This analysis was carried out with a CATHARE standalone model. Perspectives of the present work include a complete validation of the developed models from future experimental data and further developments should aim to extend the modelling scope of the numerical simulator towards a representation of all the hydraulic parts of the CSP prototype. Control schemes and regulation tools would have to be extended as well in order to move towards a more representative control architecture of the prototype. Particularly, the steam quality at vaporizer outlet is an important variable to regulate. Indeed, this parameter is usually kept between 60% and 80% [3]. It must be high enough to limit the power consumption of the recirculation pump but not too high in order to prevent absorber dry-out. / Solenergi, som är en förnybar och riklig primärkälla, är en av de lösningarna som anses kunna lösa problemet med global uppvärmning och bidrar i omvandlingen till ett kolneutralt samhälle. Andelen fotovoltaiska teknologier på energimarknaden är övervägande, men andelen koncentrerad och ickekoncentrerad solterminsteknik har ökat under de senaste åren. Bland solterminsteknikerna är koncentrerad solenergiteknik (CSP), som använder den optiska koncentrationen av direkt strålning för att generera högtrycks- och högtemperaturånga i anläggningens absorberarrör, ett lovande tillvägagångssätt som har nått 4.9 GWe installerad kapacitet i slutet av 2015 [1]. En av de största utmaningarna med CSP-tekniken är solenergins variation vid till exempel soluppgång, solnedgång och passerande moln, vilket beror på varierad tillgång av solljus. Det finns också utmaningar med direkt ånggenerering via tvåfasflödes regimer inuti absorberarrören eftersom det leder till ett starkt dynamiskt beteende vid ånggenereringen. Det är följaktligen nödvändigt att kunna simulera detta dynamiska beteende för att bättre hantera design och drift av CSP-anläggningar. Sådana simuleringsverktyg kan sedan användas för att genomföra tester för att erhålla tillförlitliga styrsystem som upprätthåller önskade driftsförhållanden trots förändringar i solstrålningen I detta sammanhang vill National Institute for Solar Energy (INES), som är en del av den franska alternativa energikommissionen och atomenergi kommissionen (CEA), förbättra dess dynamiskt simuleringsverktyg som skulle möjliggöra för sina team att reproducera beteendet hos en prototyp baserad på Fresnel solfältsteknik inklusive direkt ånggenerering som byggts och beställts vid Cadarache, Aix-enProvence. Denna masteruppsats sker inom ramen för detta och syftar till att utveckla en dynamisk modell med flera domäner av den ovan nämnda prototypen. Tre modeller i termisk-hydraulisk, optisk och kontrollkommando domäner har byggts och kombinerats med hjälp av en co-simuleringsmetod som bygger på en intern simuleringsplattform som heter PEGASE. Mer specifikt om utvecklingen av modellerna enligt nedan:  En termisk-hydraulisk modell av tvåfasflöde som cirkulerar inuti förångarens fält på prototypen har realiserats med termisk-hydraulisk kod CATHARE [2] (Advanced Thermal-Hydraulic Code for Water Reactor Accidents) som appliceras på soltermisk bifasiska frågeställningar.  En optisk modell av mottagaren har programmerats med hjälp av Modelica-språket och simuleringsprogrammet Dymola (Dynamic Modeling Laboratory).  Modeller av kontrollkommandon (PID-kontroller, kontrollarkitektur ...) har byggts och anpassats i moduler som hämtats från modelleringsbibliotek som ingår i PEGASE-plattformen. Varje modell utvecklades och testades på fristående basis. Modellerna kopplades sedan samman i PEGASE-co-simuleringsplattformen. En solig dag simulerades därefter med en flerdomänmodell och styrningsförmågan av anläggningen analyserades. Vid detta stadium fokuserade studien på att reglera nivån av ångseparerande. En termisk-hydraulisk studie fokuserade sedan på potentiella instabiliteter i förångaren som kan uppstå under vissa omständigheter av vatteninloppstemperatur och solvärmeflöde. Denna analys genomfördes med en CATHARE fristående modell. Perspektiven för det aktuella arbetet omfattar en fullständig validering av de utvecklade modellerna med hjälp av framtida experimentella data. Vid en vidareutveckling bör inriktningen vara att utvidga modellernas omfattning av den numeriska simulatorn till att representera alla hydrauliska delar av CSP prototypen. Styrsystem och regleringsverktyg skulle också behöva förbättras för att få en mer representativ kontroll arkitektur av prototypen. I synnerhet är ångkvaliteten vid förångarens utlopp en viktig variabel att reglera. Faktum är att den här parametern vanligtvis hålls mellan 60% och 80% [3]. Det måste vara tillräckligt högt för att begränsa recirkulationspumpens elförbrukning men inte för hög för att förhindra att absorberen torkar ut.