Design- and Optimization Analysis of a Modular Thermal Storage System for a Nuclear Power Plant

Abstract

Betydningen av fornybare energikilder har aldri vært større i jakten på å oppnå Net Zero-målet innen 2050. Overgangen bort fra fossile brensler som kull og gass er allerede i gang, med installasjon av nye vindturbiner, solcellepaneler og vannkraftverk over hele verden. Imidlertid, med den økende andelen av uregelmessige fornybare energikilder, samt den stadig økende energietterspørselen, er det et økende behov for stabile og fleksible lav-karbon energikilder. Kjernekraft har et stort potensial for å møte disse utfordringene.

Som en del av overgangen bygger Storbritannia et nytt kjernekraftverk på 3260 MWe kalt Sizewell C. For å analysere og få en dypere forståelse av den potensielle driften av et slikt kraftverk, har det Sverige-baserte internasjonale konsulentfirmaet Quantified Carbon (QCL) utviklet og gitt oss tilgang til en optimaliseringsmodell av kraftverket. Modellen vurderer kun én reaktor, noe som betyr en nominell effekt på 1630 MWe (modellen bruker 1717 MWe som er nærmere forklart i seksjon 4). Denne modellen har vært hovedverktøyet for studien utført i denne masteroppgaven. Ved bruken av denne modellen er et modulært TES-system utviklet og implementert for å videre analysere den potensielle økonomiske og operasjonelle innvirkningene av et slikt system. Det foreslåtte systemet gjør det mulig for kraftverket å generere opptil 2300 MWe i perioder med høy last, noe som representerer en økning på 35 %. Denne tilleggskapasiteten (680 MWe) genereres av tilskudd til turbinene fra modulære sekundære dampsykluser med termiske energilagrings tanker med lagringskapasitet på 367 MWhth for hver modul.

Etter å ha kjørt optimaliseringsmodellen, viser resultatene at en implementering av 3 TES-moduler er det mest fordelaktige antallet, med tanke på spotmarkedsprisen benyttet i modellen. 3 moduler resulterer i en økt inntekt på 5,44 MEUR/år og en tilbakebetalingstid på 7,46 år. Sammenlignet med 5 moduler, som er det høyeste antallet i denne analysen, er inntekten lavere (5 moduler ⇒ 6,20 MEUR/år), men tilbakebetalingstiden øker (11,05 år) på grunn av de høyere kapitalkostnadene som følger med et større antall moduler.

I tillegg presenterer denne masteroppgaven også en omfattende gjennomgang av både de forskjellige versjonene av Rankine-syklusen og de ulike teknologiene for termisk energi lagring. Sammen med de termodynamiske lovene, som også er inkludert i masteroppgaven, har dette bidratt betydelig til å gjøre design og utvikling av TES-systemet så realistisk som mulig.

Til slutt, resultatene fra en konferanseartikkel for European Energy Market (EEM)-konferansen, som er gjennomført parallelt med masteroppgaven, har blitt presentert og diskutert. Resultater fra artikkelen er presentert for å styrke hovedresultatene og for å få en dypere forståelse av den store virkningen til variasjoner i spotmarkedsprisene.

The importance of renewable energy sources (RES) has never been greater in our pursuit of achieving the Net Zero goal by 2050. The transition away from fossil fuels like coal and gas is already in progress, with the installation of new wind turbines, solar panels, and hydropower plants worldwide. However, with the increasing penetration of intermittent renewables, as well as the ever-increasing energy demand, there is a growing necessity for stable and flexible low-carbon energy sources. Nuclear energy holds a big potential to address these challenges.

As a part of the transition, the UK is constructing a new 3260 MWe nuclear power plant known as Sizewell C. To analyse and gain a deeper understanding of the potential operation of such power plant, a Sweden-based international consultancy firm named Quantified Carbon (QCL) has developed and provided us with an optimisation model of the plant. The model only considers one reactor, which means a nominal output of 1630 MWe (the model utilises 1717 MWe, explained further in Sec. 4). This model has been the main tool for the study conducted in this paper. By making use of this model, a modular thermal energy storage (TES) system is developed and implemented to further analyse the potential economic and operational impact of such a system. The proposed system allows the plant to generate up to 2300 MWe during peak load, representing an increase of 35%. This additional power (680 MWe) is generated through the utilisation of modular secondary steam cycles coupled with TES tanks with a thermal storage capacity of 367 MWhth for each module.

Running the optimisation model presents various results, such as the concluding results with 3 implemented TES modules as the most beneficial solution, considering the spot price market in this model. The 3 module-case results in an approximated increased revenue of 5.44 MEUR/y, and a payback time of 7.46 years. Compared to 5 modules, which is the highest number in this analysis, the revenue is lower (5 mods ⇒ 6.20 MEUR/y), however the payback time increases (11.05 years), due to the higher capital expenses following an additional number of modules.

In addition, this thesis also presents a comprehensive review of both the different Rankine cycle versions and the different TES technologies. Along with the thermodynamic laws, which are also included in the thesis, this has contributed considerably to make the design and development of the TES system as realistic as possible.

Lastly, results from a conference paper for the European Energy Market (EEM) conference is carried out in parallel with the master thesis has been presented and discussed. Results from the paper is presented to strengthen the main results and gain a deeper understanding on the impact of volatility in electricity price spot markets.