Molten salt concentrated solar power systems with tubular surface absorbers have low capture efficiencies, resulting in high levelized costs of electricity (LCOE). Volumetric receivers, composed of semi-transparent media that are irradiated from the top and absorb solar radiation directly, are considered a promising alternative to surface absorbers. They eliminate temperature differences between the absorber and the heat transfer fluid and reduce heat losses. However, the limits of their performance have not been quantified due to a poor understanding of the complex interaction between radiation-induced natural convection and volumetric heating, which governs their behaviour. This study presents a systematic approach towards understanding these interactions from a design perspective. The general objective of this work is to investigate the thermofluid behavior of volumetric receivers under a variety of conditions and derive general design guidelines that lead to the development of cost-effective, optimally operating commercial-scale receiver designs. First, a mechanistic model of liquid-based volumetric receivers for solar thermal energy conversion is developed. The model identifies key parameters which influence the system performance. Three characteristic regimes are identified:​ single-mixing-layer, triple-layer, and conduction-dominant. The model predictions are then experimentally validated by developing a lab-scale facility replicating real-life plant conditions. A 6.5 kW solar simulator is used as the radiation source and molten nitrate salts, 60 wt% NaNO3:​40 wt% KNO3, are used as a base fluid. Key parameters are varied experimentally to investigate their influence on regime transitions and salt temperatures. Statistical methods like the χ² goodness-of-fit test are employed to show that model predictions are reasonably accurate for most cases studied, p-value > 0.9. The model is used to generate design guideline diagrams for a given parametric space. These guidelines can be utilized to maximize receiver capi ture efficiencies, leading to reduced LCOE. On the other hand, construction and operation costs of volumetric receivers, or thermal energy storage tanks in general, can be reduced by developing low-cost tank materials. Molten salts, especially high-temperature molten chloride salts 50 wt% NaCl:​50 wt% KCl, are highly corrosive towards metals and thus require special stainlesssteel grades for storage tank construction. These grades, such as nickel-based alloys, can be up to four times more expensive than a regular grade stainless steel. To address this problem, low-cost engineered concrete-based tanks developed using commercially available additives and coatings are presented. Lab-scale tank prototypes are tested under aggressive thermal cycling and high-flux solar flux conditions to show that the tanks are capable of operating at temperatures above 670 ◦C even in corrosive environments. In summary, this work presents a holistic approach towards making concentrated solar power systems more cost-effective and marketable.

Les centrales solaires thermiques à concentration équipés avec des absorbeurs de surface tubulaires ont une faible efficacité de captage. Cela se traduit par des coûts actualisés d’électricité élevés. Les récepteurs volumétriques, composés de médias semi-transparents irradiés par le haut et absorbant directement le rayonnement solaire, sont considérés comme une alternative prometteuse aux absorbeurs de surface. Le récepteur volumétrique élimine l’écart de température entre l’absorbeur et le fluide caloporteur et réduit ainsi les pertes de chaleur. Toutefois, leurs performances n’ont pas été quantifiées en raison d’un manque de compréhension de l’interactions complexe entre deux phénomènes qui régissent leur comportement :​ la convection naturelle induite par la radiation, et le chauffage volumétrique.

Cette étude présente une approche systématique pour mieux comprendre ces interactions, d’un point de vue de conception. D’abord, un modèle mécaniste de récepteurs volumétriques à liquide pour la conversion de l’énergie solaire thermique est développé. Le modèle identifie les paramètres clés qui influencent les performances du système. Trois régimes caractéristiques sont identifiés :​ le régime à couche unique de mélange, le régime à trois couches et le régime dominé par la conduction. Ensuite, les prédictions du modèle sont validées expérimentalement en développant une installation de laboratoire qui reproduit fidèlement les conditions d’une centrale. Un simulateur de rayonnement solaire de 6.5 kW est utilisé comme source de rayonnement. Le fluide de base s’agit d’un sel fondu, 60 % de NaNO3 et 40 % KNO3 sur une base massique. Les paramètres clés sont modifiés expérimentalement afin d’étudier leur influence sur les transitions de régime et les températures du liquide. Des méthodes statistiques, telles que le test d’adéquation χ², démontrent que les prédictions du modèle sont raisonnablement précises pour la plupart des cas étudiés, avec une valeur p > 0.9. Le modèle est utilisé pour générer des diagrammes de lignes directrices de conception pour un espace paramétrique donné. Ces lignes directrices peuvent servir à maximiser l’efficacité du captage du récepteur, ce qui permet de réduire le coût actualisé d’électricité. D’autre part, les coûts de construction et d’exploitation des récepteurs volumétriques, ainsi que des réservoirs de stockage thermique en général, peuvent être réduits en développant des matériaux de réservoir à faible coût. Certains sels fondus, en particulier ceux au chlore (50 % NaCl :​ 50 % KCl) qui servent comme fluide caloporteur à très haute température, sont extrêmement corrosifs. Ils nécessitent donc des alliages d’acier à fort contenu de nickel pour leurs réservoirs. Ces alliages spéciaux peuvent être jusqu’à quatre fois plus couteux que l’acier inoxydable standard. Pour pallier ce problème, nous présentons des réservoirs en béton à faible coût, développés à l’aide d’additifs et de revêtements disponibles sur le marché. Des prototypes de réservoirs à l’échelle du laboratoire sont assujettis à des cycles thermiques agressifs et des flux solaires élevés afin de démontrer que les réservoirs peuvent être exploités à des températures supérieures à 670 ◦C, même dans un environnement corrosif. En résumé, ce travail présente une approche holistique pour rendre l’énergie solaire à concentration davantage rentable et commercialisable