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Università degli Studi di Roma
"Tor Vergata"
Facoltà di Ingegneria
Tesi di Laurea Magistrale in Ingegneria
Meccanica
“STUDIO DI FATTIBILITÀ E
VALUTAZIONE ECONOMICA DI IMPIANTI
SOLARI TERMODINAMICI PER TAIWAN”
Relatore: Candidato:
Prof. Paolo Coppa Daniele Paglici
Correlatore:
Ing. Antonio De Luca
Ing. Pietro Palopoli
Anno accademico 2015/2016
“Lo studio e la ricerca della
verità e della bellezza
rappresentano una sfera di
attività in cui è permesso di
rimanere bambini per tutta la
vita."
Albert Einstein
1
INDICE
PREMESSA 3
1. SOLARE TERMODINAMICO: STATO DELL’ARTE 4
1.1. GENERALITÀ 4
1.2. SOLUZIONI TECNOLOGICHE 8
1.3. STORAGE TERMICO 11
1.4. FLUIDO TERMO-VETTORE 15
1.5. IMPIANTI ESISTENTI – ROAD MAP 20
2. IMPIANTO SOLARE TERMODINAMICO A CONCENTRAZIONE 22
2.1. INTRODUZIONE 22
2.2. PRINCIPIO DI FUNZIONAMENTO DI UN IMPIANTO SOLARE A SALI FUSI CON
COLLETTORI LINEARI PARABOLICI 23
2.3. RADIAZIONE SOLARE DIRETTA (DNI, DIRECT NORMAL IRRADIANCE) 26
2.3.1. ANGOLO DI INCIDENZA 27
2.3.2. INCIDENCE ANGLE MODIFIER (IAM) 33
2.3.3. PERDITE PER OMBREGGIAMENTO (ROW SHADOWING) E PERDITE ALLE
ESTREMITÀ (END LOSSES) 34
2.4. IL COLLETTORE SOLARE 39
2.5. CAMPO SOLARE 46
2.6. SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO 53
2.7. RISULTATI TECNICI 69
2.8. VALUTAZIONE ECONOMICA 70
2.8.1. ANALISI DEI COSTI DELL’IMPIANTO DI GENERAZIONE 70
2.8.2. ANALISI DEI RICAVI DELL’IMPIANTO DI GENERAZIONE 81
2.8.3. COSTI UNITARI DI PRODUZIONE 82
3. ANALISI DI FATTIBILITÀ DI IMPIANTI PER TAIWAN 85
3.1. INTRODUZIONE 85
3.2. CARATTERIZZAZIONE DEL SITO 86
3.3. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 5MW 90
3.4. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 50MW 106
CONCLUSIONI 115
INDICE DELLE FIGURE 119
2
INDICE DELLE TABELLE 122
BIBLIOGRAFIA 123
RINGRAZIAMENTI 125
3
PREMESSA
La presente tesi è stata svolta presso la Divisione Solare Termico e Termodinamico
del Centro di Ricerca ENEA Casaccia di Roma in collaborazione con la società di
ingegneria “Ianus Consulting and Development s.r.l.”. L’obiettivo della tesi è di
definire le potenzialità tecnico-economiche di un impianto solare termodinamico a
collettori lineari parabolici con accumulo diretto a sali fusi ad alta temperatura, da
installarsi nell’isola di Taiwan.
La tecnologia solare a concentrazione (CSP, Concentrated Solar Power), si inserisce
in un più ampio sistema di tecnologie volte alla generazione di potenza attraverso
l’energia solare. Sono stati quindi introdotti gli elementi di base delle diverse
tecnologie CSP, relativi agli aspetti funzionali, allo sviluppo storico, ai campi di
applicazione e alle prospettive di sviluppo.
Grazie alla significativa esperienza maturata dall’ENEA nello sviluppo tecnico-
scientifico di tale tipo di impianti, è stato possibile la realizzazione di un modello di
simulazione di un impianto solare termodinamico a collettori parabolici operante con
sistema di accumulo diretto di energia termica con doppio serbatoio. La prima fase è
stata lo studio dei dati metereologici soprattutto della radiazione solare diretta,
necessario per quantificare l’energia a disposizione. Dalle richieste in termini di
potenza dell’impianto e di ore di storage, sono stati dimensionati gli elementi di cui
si compone: campo solare, sistema di accumulo, caldaia ausiliaria e sistema di
generazione di energia elettrica. Per ognuno sono stati svolti i bilanci di massa e di
energia analizzando le dinamiche di funzionamento in un intero anno solare con
passi temporali orari. I risultati permettono l’ottimizzazione dell’impianto, mettendo
in luce le criticità ed i punti di forza di questa tecnologia sia sotto l’aspetto tecnico
che economico.
A completamento della tesi è stato applicato il modello per lo studio di fattibilità di
impianti da installare a Taiwan. Il dimensionamento è stato svolto per due taglie di
potenza: una di potenza tipica di impianto di prova da 5MWe ed il secondo per la
taglia ad oggi commerciale per gli impianti a collettori parabolici, di 50MWe. Per
entrambi è previsto un sistema di accumulo termico di 8 ore e l’impiego di una
caldaia ausiliaria.
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1. SOLARE TERMODINAMICO: STATO DELL’ARTE
Il sole è la fonte energetica più abbondante per la terra. Vento, combustibili fossili,
energia idrica e biomasse, hanno le loro origini nella radiazione del sole. L’energia
solare cade sulla terra con una intensità di 120 petawatt (1 petawatt = 1015
Watt).
Questo significa che l'energia ricevuta dal sole in un solo giorno sarebbe in grado di
soddisfare la domanda dell’intero pianeta per più di 20 anni.
Considerando che l’aumento della domanda energetica mondiale è pari a circa il 5%
l'anno e analizzando il potenziale di ciascuna fonte energetica rinnovabile sulla base
delle attuali tecnologie commerciali, si evince che l’unica scelta energetica in grado
di soddisfare una domanda così elevata ed in crescita, sia l’energia solare.
Sono diverse le tecnologie solari oggi disponibili, ciascuna di queste è basata su
principi di funzionamento diversi, ognuna con vantaggi unici.
Ad oggi il solare fotovoltaico (non concentrato) ed il solare termodinamico, sono le
due tecnologie più mature. Il solare termoelettrico (STEGs, Solar Thermoelectric
Generators), le celle fotovoltaiche di Graetzel (DSPV, Dye Sensitized Solar Cell) ed
il solare fotovoltaico concentrato sono ancora tecnologie emergenti, non ancora allo
stadio commerciale.
1.1. GENERALITÀ
Gli impianti solari a concentrazione (Concentrating Solar Power, CSP o Solar
Thermal Electricity, STE), concentrano la radiazione solare diretta per ottenere
calore ad alta temperatura e produrre energia elettrica in modo simile alle centrali
convenzionali, ma senza emissione di anidride carbonica o altri inquinanti dovuti alla
combustione.
Per operare in modo conveniente, gli impianti solari devono essere installati in zone
dove l’irraggiamento diretto annuo raggiunge valori superiori a 1500 kWh/(m2anno).
A livello mondiale le aree a maggior insolazione sono Nord Africa, Medio Oriente,
Sud Africa, Sud-Ovest degli Stati Uniti, Messico, Cile, Perù, Australia, India, Cina
orientale, Europa meridionale e Turchia.
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In Italia sono chiaramente favorite la fascia meridionale e le isole maggiori, ma
anche nel centro-nord si possono individuare zone adatte per specifiche applicazioni.
FIGURA 1 SUN BELT
Una importante prerogativa degli impianti solari a concentrazione è quella di poter
essere dotati di un sistema di accumulo termico ad alta capacità e a costi contenuti.
Questa peculiarità consente di produrre energia elettrica anche in assenza di
radiazione solare, quando il cielo è nuvoloso o dopo il tramonto. In pratica, il ciclo
orario di produzione dell’energia diviene relativamente indipendente dalla
disponibilità dell’irraggiamento solare. Durante le ore di soleggiamento, il calore
raccolto sul campo solare viene solo in parte utilizzato per la produzione, la restante
parte viene accumulata in materiali ad elevata capacità di immagazzinamento di
energia (fluidi o solidi) e utilizzata per fornire energia quando è effettivamente
richiesto dall’utenza.
La presenza dell’accumulo termico migliora in modo significativo la capacità
produttiva dell’impianto solare (rapporto fra energia prodotta e potenza installata) e
la dispacciabilità dell’energia elettrica (rapporto tra energia prodotta ed energia
potenzialmente producibile a pieno carico), favorendo l’integrazione dell’energia
elettrica nella rete di distribuzione. L’accumulo di energia termica ad alta efficienza
rappresenta quindi la caratteristica principale di questa tipologia di impianti, su cui la
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ricerca è impegnata per migliorare la competitività economica rispetto ad impianti
alimentati da fonti rinnovabili non programmabili.
Di particolare importanza è la possibilità di realizzare un sistema di accumulo diretto
di energia termica, in cui il mezzo di accumulo è lo stesso fluido utilizzato per
raccogliere l’energia incidente sul campo solare. Tra questi, gli impianti solari a sali
fusi ad alta temperatura (550 °C), sono quelli che hanno la maggiore capacità termica
a parità di volume del sistema di accumulo e il minor costo di realizzazione.
Questa tecnologia consente di produrre sia energia elettrica, sia calore ad alta
temperatura per applicazioni industriali, riscaldamento e raffrescamento di edifici,
dissalazione dell’acqua, produzione di combustibili sintetici (p. es. syngas),
estrazione incrementata di petrolio da giacimenti quasi esauriti (EOR, Enahanced Oil
Recovery) e raffinazione del petrolio.
L’uso degli impianti CSP per la produzione combinata di energia elettrica, calore e
acqua dissalata, è di particolare interesse per regioni aride, dove l’impianto può
fornire energia elettrica per alimentare il processo di dissalazione per Osmosi
Inversa, o vapore a bassa temperatura ( 70 °C all’uscita della turbina), per
alimentare processi di dissalazione di tipo termico (Multi Effect thermal Desalination
MED, Multi Stage Flash thermal desalination MSF) .
Gli impianti CSP possono anche essere integrati in centrali termoelettriche a
combustibili fossili (impianti ibridi). In questo caso il generatore di vapore
dell’impianto solare fornisce vapore alla stessa temperatura e pressione richiesta dal
ciclo termodinamico della centrale convenzionale. Progetti basati su questo concetto
sono in funzione in Algeria, Australia, Egitto, Italia e Stati Uniti.
I primi impianti CSP commerciali, senza accumulo termico e con caldaia
integrativa convenzionale, sono stati costruiti (e attualmente sono ancora in
esercizio), in California tra il 1984 e il 1991, nell’ambito del progetto SEGS, che
comprendeva 9 unità, per una potenza elettrica complessiva di 354 MW. Dopo un
periodo di stagnazione dovuto al basso costo dei combustibili fossili, l’interesse per
gli impianti solari a concentrazione è ripreso nei primi anni del 2000, principalmente
negli Stati Uniti e in Spagna, come conseguenza delle politiche che mirano a ridurre
le emissioni di CO2 e a diversificare le fonti di approvvigionamento energetico.
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Spagna e Stati Uniti sono i Paesi in cui si è avuto il maggiore sviluppo iniziale;
attualmente Sud Africa, Emirati Arabi, Egitto, Marocco, Cina, India e Cile sono i
mercati con il trend di sviluppo più forte sul piano delle installazioni. Oltre a Spagna
e Stati Uniti, anche Germania e Italia contribuiscono significativamente allo sviluppo
tecnologico.
La seguente tabella illustra tre possibili scenari di evoluzione del mercato, secondo
il recente studio promosso dall’associazione che riunisce i produttori europei (Estela,
www.estelasolar.org), i gruppi di ricerca dei Paesi afferenti alla International Energy
Agency - IEA (Solar PACES www.solarpaces.org) e l’associazione ambientalista
Green Peace.
TABELLA 1 PROIEZIONE DEI COSTI NEI PROSSIMI 30 ANNI
Attraverso l’esperienza maturata negli ultimi anni, si può stimare che gli impianti
CSP possono essere costruiti in 1-3 anni (dipende delle dimensioni), possono operare
per oltre 30 anni e in circa 6 mesi di produzione restituiscono l’energia utilizzata per
la loro costruzione.
L’utilizzo di terreno per la realizzazione degli impianti dipende da molti fattori, ma
in generale può essere stimato pari a 1.7 ettari/MWe.
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1.2. SOLUZIONI TECNOLOGICHE
Gli impianti CSP si basano sull’uso di opportuni sistemi ottici di concentrazione
(concentratori), che raccolgono e inviano la radiazione solare diretta su un sistema di
ricezione dell’energia raggiante (ad es. linea di tubi ricevitori), dove viene assorbita
sotto forma di calore a media-alta temperatura e trasferita ad un fluido termovettore.
Il parametro che caratterizza questi sistemi è il fattore di concentrazione. Tanto più è
alto questo fattore, tanto più sarà alta la temperatura raggiunta dal fluido
termovettore.
Nell’ambito degli impianti solari a concentrazione si possono identificare
fondamentalmente le seguenti tecnologie, che presentano differenti situazioni di
sviluppo tecnologico e commerciale:
Collettore parabolico lineare (Parabolic Trough)
Collettore di Fresnel (Linear Fresnel)
Torre Solare (Solar Tower)
Disco parabolico (Parabolic Dish)
FIGURA 2 SOLUZIONI TECNOLOGICHE PER IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI
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Nei collettori parabolici il concentratore ha un profilo parabolico lineare, con le
superfici riflettenti che inseguono la posizione del sole azionate da un meccanismo di
rotazione (idraulico o elettromeccanico), che opera su un solo asse, per focalizzare la
radiazione solare diretta su una linea di tubi ricevitori coassiale con la linea focale
degli specchi parabolici. L’energia solare concentrata viene assorbita da tubi
ricevitori sotto vuoto e trasferita al fluido termovettore che fluisce all’interno di una
tubazione di acciaio inossidabile.
Un’evoluzione dei collettori parabolico lineari, è il sistema di concentratori lineari
di Fresnel, in cui il concentratore è costituito da segmenti di specchi piani disposti
secondo il principio della lente di Fresnel, con la linea di tubi ricevitori posizionati
nella linea focale. In questo caso la rotazione riguarda solo le superfici riflettenti, i
tubi ricevitori rimangono fissi.
I dischi parabolici utilizzano pannelli riflettenti di forma parabolica che inseguono
il movimento del sole attraverso un meccanismo di rotazione su due assi e
concentrano continuamente la radiazione solare su un ricevitore montato nel punto
focale. Il calore ad alta temperatura viene trasferito al fluido che alimenta un motore
di Stirling, o una microturbina a gas, direttamente collegati al ricevitore per produrre
energia elettrica. La forma ideale del concentratore è un paraboloide di rivoluzione.
Generalmente i concentratori approssimano tale forma geometrica, utilizzando un
insieme di specchi con profilo sferico montati su una struttura di supporto.
La torre solare utilizza pannelli riflettenti piani (eliostati), che inseguono il
movimento del sole su due assi e concentrano la luce solare su un ricevitore montato
sulla sommità di una torre. All’interno della torre sono posizionati una serie di
scambiatori di calore in cui circola il fluido per l’asportazione del calore solare. Il
principio di funzionamento è analogo a quello dei sistemi a dischi parabolici. Il
concentratore è costituito da un elevato numero di eliostati che può formare una
superficie riflettente di migliaia di metri quadrati (campo solare). I raggi solari che
colpiscono ogni eliostato vengono riflessi su un punto unico, fisso nel tempo, che
funge da punto focale del paraboloide.
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Per quanto riguarda il fattore di concentrazione, i sistemi di puntamento su due
assi, cioè le torri e i dischi solari, consentono di concentrare una mole maggiore di
radiazione solare sulla superficie focale (oltre 1000 contro 70÷100 dei sistemi di
inseguimento su un solo asse) e quindi consentono di raggiungere temperature molto
elevate.
TABELLA 2 FATTORI DI CONCENTRAZIONE ED EFFICIENZE SOLARI CARATTERISTICI PER LE TECNOLOGIE CSP
Sistemi Fattore di
concentrazione
Efficienza solare1
di picco (%)
Efficienza solare
media annua (%)
Parabolici Lineari 70-80 24-28 12-16
Fresnel Lineari 25-100 20 9-11
Torri Solari 300-1000 22-24 16-18
Dischi Parabolici 300-2000 24-26 13-16
TABELLA 3 TEMPERATURE ED EFFICIENZE CARATTERISTICHE PER LE TECNOLOGIE CSP
Sistemi Temperatura
2massima [°C]
Temperatura
ottimale [°C]
Efficienza
massima [%]
Parabolici Lineari 750-850 350-550 46-50
Fresnel Lineari 600-900 300-450 40-50
Torri Solari 1250-1750 610-900 60-67
Dischi Parabolici 1250-2100 610-1080 60-70
1 Efficienza solare= Produzione elettrica netta/Radiazione solare diretta
2 Temperature ed Efficienza calcolate in condizioni ideali (effic. conc. 100%, corpo nero)
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1.3. STORAGE TERMICO
Un sistema di accumulo termico consente di accumulare calore da utilizzare per
applicazioni industriali, civili o per la produrre energia elettrica.
Il processo di trasferimento di calore al mezzo di accumulo, o dal mezzo di
accumulo, può essere classificato come attivo o passivo. Il primo è caratterizzato da
trasferimento di calore per convezione forzata al materiale d’accumulo, o dal
materiale di accumulo, ad esempio:
Sale fuso che assorbe calore nei tubi ricevitori;
Sale fuso che cede calore sulla superficie esterna dei tubi del generatore di
vapore;
Sale fuso che fluisce lato tubi dello scambiatore di calore della caldaia di
backup, assorbendo calore dal flusso d’aria che lambisce in cross flow la superficie
esterna dello scambiatore.
Il processo di trasferimento del calore può essere considerato passivo se il mezzo
di accumulo è in condizioni statiche e quindi scambia calore con un secondo fluido
che opera come fluido termovettore (es. mezzo di accumulo solido che assorbe calore
da un fluido che lambisce la superficie esterna,).
Il sistema di storage può essere definito diretto, se il mezzo di accumulo è
utilizzato anche come fluido termovettore, viene definito invece indiretto se riceve o
cede calore a un fluido termovettore (es. olio diatermico, o una miscela di sali fusi a
temperatura di solidificazione più bassa).
Esistono inoltre modi di classificare i sistemi di accumulo in base all’intervallo di
temperatura operativa, all’intervallo di tempo di accumulo e al metodo di accumulo
del calore.
Se si considera l’intervallo di temperatura nel quale sono destinati a operare, i
sistemi TES (Thermal Energy Storage), vengono classificati nel modo seguente:
HTTES (High Temperature TES): Accumulo termico ad alta temperatura
comprende gli impianti che operano oltre i 300°C. Rientrano in questa categoria gli
impianti solari di potenza, gli accumulatori di energia termica di scarico da processi
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industriali, l’accumulo del calore di processo generato da centrali termiche con
turbine a gas ad alta temperatura;
MTTES (Medium Temperature TES): l’accumulo termico a media
temperatura che riguarda i processi di accumulo tra i 150 °C e i 300 °C e comprende
l’accumulo di calore di impianti solari a concentrazione di bassa potenza e da
processi industriali;
LTTES (Low Temperature TES): l’accumulo termico a bassa temperatura
riguarda i processi tra 20 °C e 150 °C, esempi di applicazioni sono il riscaldamento e
raffrescamento degli edifici, le serre, gli accumulatori di acqua calda sanitaria;
CTES (Cold Temperature TES): l’accumulo termico a freddo, ovvero sotto i
20 °C, è sfruttato nel raffrescamento e condizionamento degli ambienti, ma anche
nell’industria alimentare dove sono richiesti sistemi di mantenimento dei cibi in
fresco.
Una ulteriore classificazione dei sistemi di accumulo termico può essere fatta in
funzione della durata di mantenimento della temperatura del mezzo di accumulo.
Tale intervallo può essere:
A breve termine (alcune ore);
A lungo termine (giorni o settimane);
Stagionale (mesi).
Si può classificare infine l’accumulo termico anche in funzione del principio fisico
utilizzato per il trasferimento di calore:
A calore sensibile (SHTES, Sensible Heat TES): È quello utilizzato nelle
applicazioni commerciali di comune utilizzo. Ha una bassa densità di energia termica
accumulata, richiede grandi volumi, può avere un importante impatto ambientale e
costi elevati;
A calore latente (LHTES, Latent Heat TES): Ha elevata densità di energia
accumulata, volumi e costi ridotti, ma necessita ancora di una ulteriore fase di ricerca
per risolvere alcune problematiche (ad es. la bassa diffusività termica dei materiali di
accumulo (HSM). Ha comunque buone prospettive commerciali nel breve-medio
periodo;
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Termochimico (TCES, Thermo-Chemical TES): È il meccanismo che
consente i valori più elevati di densità di energia accumulata, con tutti i vantaggi
conseguenti, ma è ancora in fase iniziale di ricerca.
I metodi di accumulo termico più utilizzati per impianti commerciali sono i sistemi
attivi e indiretti a calore sensibile. Per un impianto CSP si tende ad operare con
sistemi di storage a media e alta temperatura (MTTES, HTTES) e per brevi periodi
(alcune ore).
Il sistema TES è un elemento chiave di un impianto CSP per incrementare
l’efficienza dell’impianto (incremento del contributo solare), la dispacciabilità
(differenza tra energia disponibile e curva di carico) e la sostenibilità economica
(riduzione del costo livellato dell’energia – LEC, Levelised Energy Cost).
Il TES è il punto di forza della tecnologia CSP rispetto ad altre soluzioni con fonti
rinnovabili in cui il disaccoppiamento tra la disponibilità della fonte primaria e la
domanda di energia termica ed elettrica risulta onerosa o non praticabile.
La diffusione e i continui sviluppi di questa tecnologia hanno portato ad una
riduzione dei costi di produzione dell’energia, ma per una maggiore competitività
degli impianti di solari potenza sono state studiate ulteriori innovazioni, che
riguardano:
Eliminazione dello scambiatore di calore tra il campo solare ed il sistema
TES (un componente molto costoso), adottando la soluzione di accumulo di tipo
“diretto”, in cui il fluido termovettore è anche mezzo di accumulo;
Riduzione della dimensione dei serbatoi incrementando la temperatura
massima operativa del fluido nel serbatoio caldo, ovvero incrementando il salto
termico del ciclo termodinamico.
Queste innovazioni sono state realizzate con l’impiego della tecnologia a sali fusi.
La temperatura massima è passata da 390 °C (massimo consentito agli oli diatermici)
a 550 °C e il salto termico nel campo solare da 100 °C a 260 °C, quindi, a parità di
capacità termica di accumulo, la quantità di sale solare richiesto è 2,5 volte inferiore
rispetto a quella dei sistemi convenzionali, quindi i serbatoi di accumulo sono più
piccoli e meno costosi. Il costo dell’energia accumulata nel TES è passato da
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50÷60$/kWh a circa 30÷40$/kWh. Questa riduzione è sicuramente importante ma
non ancora sufficiente per centrare gli obiettivi indicati da molti operatori, per i quali
si dovrebbe arrivare nel 2025 a costi di circa 15÷20$/kWh. A tal fine, sono state
studiate nuove soluzioni impiantistiche per l’impiego di un unico serbatoio
(Termoclino), molto interessanti per ridurre i costi di impianti solari di piccola taglia
con sali fusi ad alta temperatura.
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1.4. FLUIDO TERMO-VETTORE
Il fluido termovettore è il mezzo fisico mediante il quale l’energia solare
concentrata raccolta sul campo solare viene trasportata nel sistema di accumulo
termico, per renderla disponibile sotto forma di calore.
Nel caso degli impianti solari ad alta temperatura la scelta del fluido termovettore
assume particolare importanza perché determina la massima temperatura alla quale è
resa disponibile l’energia termica e di conseguenza, il massimo rendimento ottenibile
nella conversione termodinamica in energia elettrica. Inoltre, nel caso di impianti
solari con sistema di accumulo termico, una temperatura più alta consente di
aumentare il contenuto energetico per unità di massa del mezzo di accumulo e
quindi, a parità di energia accumulata, si riducono le dimensioni e il costo del
sistema, con evidenti vantaggi per l’economia dell’impianto.
Il tipo di fluido termovettore utilizzato condiziona profondamente il progetto e il
funzionamento dell’impianto solare. Oltre alla massima temperatura raggiungibile, è
necessario tenere conto anche di diversi aspetti, tra cui la pressione di esercizio, la
portata di fluido richiesta per mantenere costante la temperatura massima del fluido,
la potenza di pompaggio, le interazioni chimiche e fisiche con i materiali
dell’impianto, il rischio di eventi incidentali, le conseguenze sull’ambiente, il costo,
la durata e le problematiche di smaltimento o riutilizzo dei componenti di impianto a
fine vita.
I principali sistemi di trasporto del calore che è possibile adottare per impianti
solari ad alta temperatura si basano sui seguenti fluidi:
gas;
acqua/vapore;
oli minerali;
oli sintetici;
metalli liquidi;
sali inorganici fusi.
L’impiego di gas, come ad esempio aria, anidride carbonica o azoto, ha il
vantaggio di un basso costo e la possibilità di raggiungere elevate temperature, al
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limite della resistenza dei materiali strutturali del tubo ricevitore. Gli svantaggi sono
legati ai bassi valori del calore specifico, della densità e allo stato attuale delle
tecnologie. Un impianto a gas richiederebbe la necessità di utilizzare il ciclo
termodinamico di Brayton, che ha un rendimento inferiore rispetto al ciclo di
Rankine. I gas, a causa del basso coefficiente di scambio termico, risultano poco
efficienti come mezzi di trasporto del calore e richiedono grosse portate volumetriche
per unità di energia termica trasportata. Per aumentare la densità occorrono elevate
pressioni (circa 100 bar), che comportano elevati costi di impianto, notevole
dispendio di potenza di pompaggio e difficoltà di accumulo termico.
L’utilizzo di vapore (Direct Steam Generation), permette di alimentare
direttamente le turbine senza scambiatori di calore, con maggiore efficienza
energetica, ma a fronte di pressioni di esercizio molto elevate, anche oltre 100 bar,
con incidenza significativa sui costi di impianto. I problemi maggiori sono legati al
controllo delle instabilità conseguenti a variazioni repentine nell’irraggiamento
solare e difficoltà di accumulo termico.
Gli oli minerali rappresentano la scelta tecnologicamente più matura. Oltre il 90%
degli impianti solari termodinamici in esercizio utilizza la tecnologia a collettori
parabolici lineari con olio diatermico come fluido termovettore. I problemi legati
all’alta infiammabilità, la tossicità e l’inquinamento ambientale in caso di fuoriuscita
accidentale, nonché al costo elevato e ai fenomeni di degradazione che richiedono
periodici interventi di sostituzione e rigenerazione. Gli oli sintetici presentano
migliori prestazioni riguardo alla temperatura massima di utilizzo e alla stabilità nel
tempo, ma comportano costi maggiori e analoghi problemi relativamente ai rischi.
La tecnologia dei metalli liquidi come fluidi termovettori è stata sviluppata
soprattutto in campo nucleare. Il vantaggio nell’uso dei metalli liquidi è legato alle
loro eccellenti proprietà termiche ed alla possibilità di raggiungere temperature molto
elevate. I metalli liquidi maggiormente considerati come fluidi termovettori sono il
sodio, le leghe sodio/potassio, il mercurio, il piombo e le leghe piombo/bismuto. I
problemi sono legati alla forte reattività con l’aria e con l’acqua (sodio e potassio),
alla tossicità (mercurio) e alla complessità dei circuiti e dei sistemi di controllo.
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I sali fusi sono principalmente di due tipi: miscele binarie e miscele ternarie. La
principale miscela binaria è costituita da nitrato di sodio NaNO3 e nitrato di potassio
KNO3, in rapporto ponderale 60%-40%.
Questo tipo di miscela è largamente utilizzata nell’industria (ad esempio per i
trattamenti metallurgici) e presenta una serie di vantaggi:
Non comporta rischio di incendio (è classificata come ‘ossidante’ e poiché
negli impianti solari non si utilizzano combustibili, non può esplicare l’azione di
favorire la combustione);
In caso di fuoriuscita accidentale, solidifica rapidamente a contatto con
l’ambiente esterno e può essere facilmente recuperata dal terreno con mezzi
meccanici;
Queste sostanze sono comunemente utilizzate in agricoltura come
fertilizzanti; pertanto, eventuali limitate dispersioni nell’ambiente non possano
provocare problemi di inquinamento;
Questi sali sono ampiamente disponibili sul mercato a un costo di circa 0.9
€/kg, nettamente inferiore rispetto a quello dell’olio diatermico (7 €/kg).
Le miscele di sali fusi sono anche contraddistinte da eccellenti caratteristiche
termiche. Rispetto ai gas e al vapore hanno valori più elevati del coefficiente di
scambio termico, calore specifico e densità. complessivamente hanno quindi migliore
capacità di trasporto del calore, oltre al vantaggio di operare a pressioni molto
inferiori. Queste caratteristiche permettono un dimensionamento meno oneroso per le
apparecchiature dell’impianto e minore necessità di energia per il pompaggio.
Le miscele di sali fusi presentano inoltre una buona compatibilità con i materiali
strutturali dell’impianto. Possono essere usate convenientemente anche come mezzo
di accumulo termico: la soluzione tecnologica sviluppata dall’ENEA utilizza la
stessa miscela di sali fusi per raccogliere e trasportare calore ad alta temperatura per
l’accumulo termico.
L’accumulo dei sali fusi in grandi serbatoi coibentati consente di immagazzinare
notevoli quantità di energia: 1 kWh di energia termica alla temperatura di 550 °C
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richiede solo 5 litri di sali fusi e quindi 50 litri di miscela equivalgono al contenuto
energetico di circa 1 litro di gasolio.
Il problema principale dell’utilizzo dei sali fusi è il rischio di solidificazione
all’interno delle tubazioni e delle apparecchiature d’impianto (la miscela di nitrati di
Sodio e Potassio solidifica a circa 220 °C), per questo motivo, negli impianti solari le
parti interessate alla circolazione del fluido richiedono un buon isolamento termico,
in modo da limitare le dispersioni termiche e quindi l’abbassamento della
temperatura al valore critico. Per lo stesso motivo il fluido termovettore viene fatto
circolare nell’impianto solare anche in assenza di insolazione. In questo modo si
utilizza una parte del calore accumulato durante il giorno per compensare le
dispersioni termiche dell’impianto nelle ore notturne, mantenendo la temperatura del
fluido sempre al di sopra del punto di solidificazione. Sono comunque attivabili i
sistemi di riscaldamento ausiliari, alimentati elettricamente, che provvedono al
riscaldamento delle linee di tubi ricevitori, delle tubazioni di rinvio, degli headers e
delle tubazioni di mandata e di ritorno del fluido nei serbatoi di accumulo, che sono
normalmente utilizzate durante le operazioni di avviamento dell’impianto, in caso di
emergenza e durante le fermate di una stringa per le operazioni di manutenzione
straordinaria.
Le miscele ternarie contengono un terzo componente, ad esempio il nitrato di Litio
LiNO3, che riduce la temperatura di solidificazione della miscela a circa 150 °C
riducendo il rischio di solidificazione del fluido. Lo svantaggio di questa miscele è
legato al maggior costo di approvvigionamento rispetto alla miscela binaria 4 €/kg.
Un altro tipo di miscela ternaria si ottiene aggiungendo alla binaria il nitrato di
Calcio Ca(NO3)2, che riduce la temperatura minima di pompaggio a circa 160 °C (a
temperature inferiori il sale diviene gelatinoso per aumento della viscosità) e una
temperatura massima operativa di circa 430 °C. Il costo della miscela è circa 1 €/kg.
La tecnologia a sali fusi sviluppata da ENEA, consente di realizzare sistemi diretti
di accumulo termico, a 550 °C invece dei 380 °C degli impianti a olio diatermico,
con una capacità di accumulo termico pari a 190 kWh/m3.
19
TABELLA 4 - CARATTERISTICHE E COSTI DEI FLUIDI TERMOVETTORI: OLIO DIATERMICO E MISCELE DI SALI PER ALTA
TEMPERATURA
Olio Diatermico Miscela Binaria
Miscela Ternaria con Litio
Massima temperatura di esercizio [°C] 390 550 550
Minima temperatura di esercizio [°C] 100 250 150
Densità [Kg/m3] 1000-718,74 1931-1740 1950-1676
Conducibilità [W/m °K] 0,127-0,073 0,498-0,548 0,475-0,675
Capacità termica [J/Kg °K] 1768-2587 1486-1538 1558-1526
Viscosità [Pa s] 0,00081-0,00017 0,0046-0,0019 0,0158-0,011
Costo indicativo [€/Kg] 7 0,9 3,5-5
20
1.5. IMPIANTI ESISTENTI – ROAD MAP
FIGURA 3 IMPIANTI CSP NEL MONDO
Dopo la fase pionieristica positiva, che riguarda gli impianti SEGS installati nel
Deserto del Mojave in California, tra il 1984 ed il 1990, con una potenza totale
installata di 350 MW, vi è stato un lungo periodo di stasi nello sviluppo del CSP, a
causa della riduzione dei costi dei combustibili fossili.
Dal 2007 la tecnologia solare a concentrazione è entrata in una fase di sviluppo
commerciale, caratterizzata da numerosi impianti di dimensioni significative, con
taglia commerciale 40÷50 MW. Nel corso del 2011 c’è stato il sorpasso da parte
della Spagna nei confronti degli USA per quanto riguarda la potenza installata.
Questo risultato è ancor più significativo se si pensa che le superfici desertiche degli
USA ricoprono una superficie pari a circa 30 volte quella delle zone desertiche della
Spagna e che dopo l’esperienza degli impianti SEGS in America non ci sono stati
ulteriori installazioni di impianti di potenza.
Nel resto del mondo gli impianti installati non sono molti, ma va sottolineato il
crescente interesse per gli impianti CSP dei paesi del Nord Africa, in cui i deserti
poco polverosi si prestano bene alla tecnologia del concentratore lineare parabolico.
Nel 2011 sono entrati in funzione nuovi impianti CSP per una potenza complessiva
di circa 545 MW, di cui 20 MW in Egitto (Kuraymat), altri 20 MW in Marocco (Ain
Beni Mathar) e 25 MW in Algeria (Hassi R'mel), portando così la potenza mondiale
complessiva a 1.655 MW. Tra gli altri paesi che concorrono alla realizzazione di
impianti CSP ci sono l’Iran con 17 MW (Yazd), la Thailandia con 5 MW
(Huaykrachao), l’Australia con 2 MW (New South Wales), la Germania con 1,5 MW
21
(Julich) e l’Italia con 5 MW (Priolo). Nei primi mesi del 2012 sono entrati in
funzione in Spagna due nuove unità da 50 MW (Solacor I e II) e una da 30 MW
(Puerto Errado II). Alla fine del 2016 la potenza complessiva degli impianti CSP in
esercizio nel mondo ammonta a 4815 MW, a cui si aggiungeranno a breve termine i
1260 MW degli impianti in costruzione e successivamente altri 1260 MW di quelli in
fase di progetto, per un totale di quasi 9000 MW installati.
FIGURA 4 STATISTICA TECNOLOGIE IMPIANTI OPERATIVI E FUTURI
La tecnologia maggiormente utilizzata per la realizzazione di impianti operativi, è
quella a collettori parabolici (80%) e a torre solare (14%), gli impianti a dischi
parabolici e collettori Fresnel costituiscono complessivamente solo il 6% di tutti gli
impianti CSP. Questa statistica è già in fase evolutiva se si considerano anche i
numeri che riguardano gli impianti attualmente in fase di progetto e costruzione.
Il trend è dovuto soprattutto alle innovazioni introdotte negli ultimi anni attraverso
gli impianti di ricerca installati. La maggior evoluzione si è avuta con l’introduzione
del sistema di accumulo di energia termica a sali fusi che negli impianti a collettori
parabolici dovrebbero sostituire l’olio diatermico anche come fluido termovettore.
Questo passaggio è possibile con l’introduzione di alcune innovazioni nei
componenti chiave degli impianti a collettori parabolici, quali i collettori solari, i
ricevitori, il sistema di inseguimento e soprattutto il sistema di gestione del campo
solare e dell’accumulo termico.
22
2. IMPIANTO SOLARE TERMODINAMICO A
CONCENTRAZIONE
2.1. INTRODUZIONE
Per una corretta valutazione della producibilità e delle dimensioni dell’impianto, è
necessario disporre di una accurata raccolta dei parametri metereologici del sito,
primo fra tutti la radiazione solare diretta. Altrettanto importante è la conoscenza dei
parametri caratteristici dell’impianto solare, cioè le prestazioni della stringa e del
sistema di accumulo termico, che dipendono dall’efficienza termica del tubo
ricevitore, dall’efficienza ottica media dei collettori e dalle proprietà fisiche della
miscela di sali fusi. Da questi dati e dalle caratteristiche dell’impianto definite dal
committente (potenza elettrica e numero di ore di accumulo termico), è possibile
definire il progetto di massima e valutare le caratteristiche dei componenti
fondamentali (campo solare, sistema di storage termico, generatore di vapore,
turbina, condensatore). Il passo successivo è simulare il funzionamento
dell’impianto, per ottimizzare la producibilità su base annua con una strategia di
utilizzo del sistema di accumulo.
FIGURA 5 IMPIANTO SOLARE A SALI FUSI AD ALTA TEMPERATURA
23
2.2. PRINCIPIO DI FUNZIONAMENTO DI UN
IMPIANTO SOLARE A SALI FUSI CON COLLETTORI
LINEARI PARABOLICI
Negli impianti solari ad alta temperatura, la miscela binaria di sali fusi 40%NaNO3,
60%KNO3 viene pompata direttamente dal serbatoio freddo al campo solare, dove la
radiazione solare diretta viene concentrata sui tubi ricevitori e trasferita al fluido
termovettore. Il campo solare è costituito da collettori lineari parabolici disposti in
file parallele e collegati in serie, per formare una stringa (modulo del campo solare, o
loop), di lunghezza 600 o 800 m. Il campo solare è suddiviso in settori, collegati tra
loro dalle tubazioni di alimentazione e di raccolta del fluido termovettore (headers), a
loro volta collegati con le tubazioni di mandata e di ritorno del fluido termovettore ai
serbatoi del sistema di accumulo (Cold tank e Hot tank).
Il sale fuso a 290 °C deve essere equamente ripartito tra le stringhe collegate al ramo
freddo degli headers. Il sale fuso a 550 °C di ritorno dal campo solare, viene invece
raccolto dal ramo caldo e accumulato nel serbatoio caldo, per essere successivamente
inviato al generatore di vapore.
I collettori solari (SCA, Solar Collector Assembly), che costituiscono le stringhe,
sono formati da moduli di lunghezza 12 m che sostengono gli specchi parabolici e
ruotano solidarmente con la linea di tubi ricevitori all’interno dei quali scorre il sale
fuso. Il movimento è comandato da un sistema di rotazione (idraulico o
elettromeccanico) ad un solo asse, generalmente orientato nord-sud, per inseguire la
posizione del Sole da est a ovest.
24
FIGURA 6 COLLETTORI SOLARI DELL’IMPIANTO DI PRIOLO GARGALLO
La portata del fluido termovettore deve essere regolata in funzione dell’intensità
della radiazione solare, al fine di mantenere la temperatura massima del coating
assorbente dell’ultimo tubo ricevitore della stringa inferiore a 580 °C. In assenza di
radiazione solare la portata minima di circolazione del sale fuso nella stringa è pari a
2 kg/s e non può essere inferiore per evitare il rischio di solidificazione del sale nei
punti freddi del circuito (valvole, tubazione di ritorno, flessibili).
Se la radiazione effettivamente concentrata sulla linea di tubi ricevitori (Aperture
Normal Irradiance, ANI), è sufficientemente elevata, ANI400 W/m2, è possibile
raggiungere la temperatura di uscita del sale fuso dal campo solare di 550 °C, quindi
in questo caso la portata di sale fuso può essere inviata direttamente al serbatoio
caldo. Se invece si ha ANI<400 W/m2 e la temperatura di uscita del sale fuso dal
campo solare è inferiore a 400 °C, la portata minima viene convogliata nel serbatoio
freddo.
25
Per aumentare l’efficienza dell’impianto, è necessario integrare nel circuito idraulico
una caldaia ausiliaria (CI), per regolare la temperatura del sale fuso nel sistema di
storage. La caldaia potrebbe essere posizionata a monte o a valle del serbatoio caldo:
FIGURA 7 SOLUZIONE CON CALDAIA AUSILIARIA A MONTE DEL SERBATOIO CALDO
FIGURA 8 SOLUZIONE CON CALDAIA AUSILIARIA A VALLE DEL SERBATOIO CALDO
Negli impianti solari ad alta temperatura di piccola taglia (<5 MW), in cui è possibile
utilizzare un sistema di accumulo diretto con serbatoio unico e generatore di vapore
integrato nel serbatoio, è necessario posizionare la caldaia ausiliaria a monte del
serbatoio (in questo caso si sfrutta la capacità del sale fuso di stratificare per
temperatura).
Negli impianti di taglia commerciale (50MW), per ridurre le perdite di calore con
l’ambiente, la caldaia dovrebbe essere installata a valle del serbatoio caldo. In questo
caso il sale fuso che esce dal campo solare con una temperatura superiore a 400°C
viene inviato direttamente al serbatoio caldo. Se la temperatura del sale accumulato
nel serbatoio caldo è superiore a 530 °C, il sale viene inviato direttamente al
generatore di vapore, se invece la massa di sale accumulato ha una temperatura
26
inferiore a 530°C, la portata necessaria ad alimentare il generatore di vapore viene
inviata in caldaia per aumentare la temperatura a 550°C.
In questo lavoro verrà approfondito il dimensionamento ed il funzionamento di un
impianto di produzione di energia elettrica. L’impianto utilizza un sistema di
generazione di potenza che opera seguendo un ciclo di Rankine con
surriscaldamento, espansione frazionata e risurriscaldamento, realizzati da generatore
di vapore, turbina, alternatore, condensatore e scambiatori di calore per il
preriscaldamento dell’acqua di alimento. I surriscaldamenti sono realizzati nel
generatore di vapore alimentato a sale fuso, che entra alla temperatura di 550°C ed
esce a 290°C. Il sale “freddo” viene quindi rinviato nel serbatoio freddo per
alimentare il campo solare.
2.3. RADIAZIONE SOLARE DIRETTA (DNI, DIRECT
NORMAL IRRADIANCE)
Il dimensionamento di un impianto solare termodinamico si basa sulla quantità di
radiazione solare diretta che incide sugli specchi. La radiazione solare extraterrestre
segue una traiettoria rettilinea dal sole alla Terra. Parte di questa radiazione viene
“diffusa” dall’aria, dalle molecole d’acqua, e dalle polveri presenti nell’atmosfera. La
DNI (Direct Normal Irradiance), rappresenta la frazione della radiazione solare che
raggiunge la superficie della terra, misurata su un piano ortogonale alla sua
direzione.
FIGURA 9 ANDAMENTO ORARIO DELLA GHI (GLOBAL HORIZONTAL IRRADIANCE) E DELLA DNI (DIRECT NORMAL
IRRADIANCE)
27
2.3.1. Angolo di incidenza
Solo la componente diretta della radiazione solare può essere concentrata e quindi
disponibile per riscaldare il tubo ricevitore. L’angolo di incidenza (θ) rappresenta
l’angolo tra la direzione della radiazione solare e la normale al piano di apertura del
collettore solare ed è funzione della posizione relativa della Terra rispetto al Sole e
quindi varia nel tempo con notevole influenza sulle prestazioni dei collettori.
FIGURA 10 ANGOLO DI INCIDENZA DELLA RADIAZIONE DIRETTA
Per calcolare l’angolo di incidenza è necessario prima definire l’angolo di elevazione
della posizione del sole a mezzogiorno rispetto al piano equatoriale (declinazione).
Se la terra ruotasse intorno a un asse normale rispetto al piano in cui giace l’orbita
terrestre, non ci sarebbe cambiamento di declinazione, ma in realtà l’asse di
rotazione terrestre è inclinato di 23,45°, quindi la rotazione della Terra intorno al
sole, definisce un angolo di elevazione che nel corso dell’anno varia nell’intervallo
tra -23.45° e 23.45°.
FIGURA 11 ANGOLO DI DECLINAZIONE
28
La relazione seguente sviluppata da P.I Cooper nel 1969, definisce la declinazione
del sole nel corso dell’anno:
𝛿 = 23.45 sin (360 284 + 𝑛
365)
Dove: n = 1,…,365, rappresenta il numero del giorno dell’anno.
Figura 12 Angolo di declinazione durante l’anno
La posizione del sole dipende dall’angolo orario, ossia l’angolo di spostamento del
sole da est verso ovest e dal meridiano locale. L’angolo orario è negativo quando il
sole è ad est del meridiano locale (mattina), positivo quando il sole è ad ovest del
meridiano locale (pomeriggio), è uguale a zero quando il sole è in linea con il
meridiano locale (mezzogiorno). L’angolo orario è il risultato della rotazione sulla
terra sul proprio asse ad una velocità di 15°/h:
𝜔 = (ora solare -12)· 15
Dove:
ω= angolo orario [gradi];
ora solare = tempo solare [ore].
29
C’è un importante differenza tra il “tempo standard” ed il “tempo solare”. Nel tempo
solare, il sole si allinea con il meridiano locale (ω=0) esattamente alle ore 12:00 ossia
al “mezzogiorno solare”, mentre il tempo standard non si basa sul meridiano locale,
ma sul meridiano standard legato al fuso orario locale. La lunghezza del giorno
solare varia a causa principalmente del percorso ellittico della terra intorno al sole.
Quindi, il tempo standard deve essere rettificato per riflettere l’ora del giorno nel
tempo solare. La relazione che lega il tempo solare e il tempo standard, in ore, è la
seguente:
"Tempo Solare"= Tempo standard − 𝐷𝑆𝑇 + (𝐿𝑠𝑡 − 𝐿𝑙𝑜𝑐)
15+ 𝐸𝑂𝑇 ∗
1ℎ
60 𝑚𝑖𝑛
Dove:
DST = (Daylight Saving Time) fattore di correzione per l’ora solare (uguale a zero
nel periodo in cui si fa riferimento al tempo standard e uguale a 1, nel periodo in cui
è in vigore l’ora legale);
Lst = Meridiano standard per l’ora locale della zona [gradi];
Lloc = Meridiano locale del sito dell’impianto [gradi];
EOT = equazione del tempo (Equation Of Time) [min].
L’equazione del tempo (EOT, Equantion Of Time) tiene conto delle piccole
irregolarità relative alla lunghezza del giorno che si verificano a causa dell’orbita
ellittica della Terra intorno al Sole e può essere espressa dalla seguente equazione
(Spencer, 1971, citata da Iqbal, 1983):
𝐸𝑂𝑇 = 229.18(0.000075 + 0.001868 cos(𝐵) − 0.032077 sin(𝐵)
− 0.014615 cos(2𝐵) − 0.04089sin (2𝐵)
Dove
𝐵 = 360
365.25(𝑛 − 1) [gradi]
Con n= numero del giorno dell’anno (1=1 gennaio; 365=31 dicembre)
30
FIGURA 13 EOT, EQUATION OF TIME
L’equazione del tempo mostra che il “tempo solare”, differisce durante l’anno, dal
“tempo standard” fino a circa 15 minuti.
Per la determinazione dell’angolo di incidenza è infine necessario valutare l’angolo
di Zenith, che è l’angolo tra la linea di vista al sole (LOS line of sight, ossia la linea
retta che collega la posizione dell’impianto con il centro del Sole) e la normale alla
superficie terrestre. Il suo complemento, cioè l’angolo tra la linea di vista al sole e
l’orizzonte, è l’angolo di altezza solare. L’angolo di Zenith è legato alla declinazione
e all’angolo orario dalla relazione seguente:
cos(𝜃𝑍) = cos(𝛿) cos() cos(𝜔) + 𝑠𝑖𝑛(𝛿) sin()
Dove:
δ= declinazione [gradi]
ω= angolo orario [gradi]
= latitudine del sito dell’impianto [gradi]
31
FIGURA 14 COS(ΘZ) NEI DUE GIORNI ESTREMI: SOLSTIZIO D’ESTATE (21 GIUGNO) E SOLSTIZIO D’INVERNO (21 DICEMBRE)
Dalla figura precedente si può notare che il sole raggiunge una posizione molto più
alta rispetto all’orizzonte in estate piuttosto di quanto faccia in inverno. Questo
fenomeno naturale ha un grande impatto sull’energia solare raccolta nel campo solare
durante i mesi estivi rispetto ai mesi invernali.
Una volta noti l’angolo di declinazione, l’angolo orario, e l’angolo di Zenith, è
possibile calcolare l’angolo di incidenza della radiazione solare sul collettore.
I collettori parabolici per impianti solari a sali fusi hanno l’asse di rotazione con una
leggera inclinazione verticale, pari a circa il 5 °/˳˳ (per permettere il drenaggio del
sale fuso dalla stringa per le operazioni di manutenzione. L’asse di rotazione
generalmente è orientato lungo la direzione Nord–Sud, perché rispetto alla direzione
Est-Ovest, permette la raccolta di una maggiore quantità di energia solare
concentrata. Il sistema di inseguimento è ad un solo asse, quindi i collettori sono in
grado di inseguire la posizione del sole da 10° sopra l’orizzonte orientale a 10° sopra
l’orizzonte occidentale. Il coseno dell’angolo di incidenza per un collettore solare
che ruota attorno ad un asse orientato lungo la direzione Nord-Sud, è dato dalla
relazione seguente:
cos(𝜃) = √cos2 𝜃𝑍 + cos2𝛿 ∗ sin2𝜔
Le figure che seguono mostrano la variazione di cos(θ), della DNI e della radiazione
efficace DNI*cos(θ), nei giorni di solstizio d’estate e d’inverno, calcolate per il sito
di Priolo Gargallo.
32
FIGURA 15 DNI, ESR E COS(Θ) PER IL 21 GIUGNO
FIGURA 16 DNI, ESR E COS(Θ) PER IL 21 DICEMBRE
L’impatto dell’aumento in inverno dell’angolo di incidenza 𝜃, si vede chiaramente
confrontando la Figura 15 DNI, ESR e cos(θ) per il 21 Giugnocon la Figura 16 DNI, ESR e cos(θ) per
33
il 21 Dicembre ed è dovuto all’aumento della declinazione 𝛿 (
Figura 12 Angolo di declinazione durante l’anno) e dell’angolo di zenith 𝜃𝑍 (Figura 14 cos(θz)
nei due giorni estremi: solstizio d’estate (21 giugno) e solstizio d’inverno (21 dicembre)).
Il sole sorge sopra l’orizzonte sudorientale e tramonta sotto l’orizzonte
sudoccidentale. A dicembre, intorno a mezzogiorno, l’angolo di incidenza è molto
più grande rispetto al mattino e nel pomeriggio.
2.3.2. Incidence Angle Modifier (IAM)
Oltre alla riduzione della densità di potenza dovuta al coseno dell’angolo di
incidenza, è necessario considerare anche altre perdite di efficienza, proprie del
collettore solare, ma che comunque dipendono dall’angolo di incidenza. Queste
perdite sono dovute alla variazione della riflettanza degli specchi, della trasmittanza
del tubo di vetro e dell’assorbanza del coating cermet, all’aumentare dell’angolo di
incidenza della radiazione solare. Lo IAM, è un parametro adimensionale (<1),
ottenibile da dati di caratterizzazione del collettore, che tiene conto delle perdite di
assorbimento della radiazione solare in funzione dell’angolo di incidenza.
Lo IAM è definito dalla relazione seguente (Dudley, 1994):
𝐼𝐴𝑀 =𝐾
cos(𝜃)
34
Con θ espresso in gradi e il fattore 𝐾 definito dall’equazione:
𝐾 = cos(𝜃) + 𝐶1 𝜃 + 𝐶2 𝜃2
L’equazione che definisce lo IAM assume quindi l’espressione seguente:
𝐼𝐴𝑀 = 1 + 𝐶1 𝜃
cos(𝜃)+ 𝐶2
𝜃2
cos (𝜃)
Le costanti 𝐶1 e 𝐶2 devono essere ottenute da dati sperimentali, ad esempio, per il
collettore LS-2 caratterizzato presso il Solar Energy Generating System VI, di
Kramer Junction in California, si è ottenuto 𝐶1 = 8.84 · 10−4 , 𝐶2 = −5.369 · 10−5.
La figura seguente mostra le curve di cos (𝜃) e dello IAM del collettore LS-2, in
funzione dell’angolo di incidenza 𝜃.
FIGURA 17 IAM, COS(Θ) IN FUNZIONE DI Θ
2.3.3. PERDITE PER OMBREGGIAMENTO (ROW SHADOWING) E
PERDITE ALLE ESTREMITÀ (END LOSSES)
La geometria dei collettori e la spaziatura tra le stringhe del campo solare, possono
introdurre ulteriori perdite non trascurabili, dovute all’ombreggiamento dei collettori
nelle ore in cui il Sole è basso all’orizzonte. Per ridurre queste perdite di efficienza le
stringhe sono disposte solitamente ad una distanza di 15 m l’una dall’altra.
Per un impianto con asse di rotazione dei collettori orientato Nord-Sud, nelle prime
ore del mattino l’apertura delle parabole è rivolta verso Est, ma a causa del basso
35
angolo di ascensione del Sole, solo la prima fila di collettori in direzione Est è
pienamente irraggiata. Le file successive saranno più o meno in ombra, a seconda del
valore dell’angolo di ascensione. All’aumentare di quest’ultimo l’effetto
dell’ombreggiamento diminuisce, fino ad annullarsi nel momento in cui l’angolo di
ascensione raggiunge il valore:
𝜃 = 𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔 (𝑊
𝐿𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑛𝑔)
W= Apertura delle parabole [m]
Lspacing= Spaziatura tra le stringhe [m]
Il fenomeno dell’ombreggiamento dei collettori si manifesta anche nel tardo
pomeriggio, quando l’angolo di ascensione solare torna ad essere di nuovo basso.
FIGURA 18 ROW SHADOWING
L’ombreggiamento delle stringhe diminuisce le prestazioni del collettore diminuendo
la quantità della radiazione incidente sui collettori. La larghezza dell’apertura degli
specchi che riceve la radiazione solare (cioè la larghezza degli specchi non in ombra)
è definita come larghezza efficace dello specchio (effective mirrors width). Il fattore
di ombreggiamento delle stringhe è il rapporto tra la larghezza efficace degli specchi
e l’apertura delle parabole. Questo fattore può essere calcolato attraverso la
geometria del collettore, l’angolo di zenith, l’angolo di incidenza e la spaziatura tra le
stringhe del campo solare.
𝑅𝑜𝑤 𝑆ℎ𝑎𝑑𝑜𝑤𝑖𝑛𝑔 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 =𝑊𝑒𝑓𝑓
𝑊=
𝐿𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑛𝑔
𝑊 cos (𝜃𝑍)
cos(𝜃)
Row Shadowing Factor= Fattore di ombreggiamento
Weff = Apertura efficace (non ombreggiata) dello specchio [m]
36
Lspacing= Distanza tra le stringhe [m]
W= Apertura delle parabole [m]
θZ = Angolo di Zenith [gradi]
θ = Angolo di incidenza [gradi]
Noto il Row Shadowing Factor, è possibile valutare il valore medio pesato sulla
larghezza efficace dell’apertura delle parabole di tutti i collettori del campo solare:
𝜂𝑅𝑆 = 𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑛𝑠 𝑊 + 𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑠𝑊𝑒𝑓𝑓
𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑛𝑠 + 𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑠
𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑛𝑠 = Numero di collettori solari con apertura completamente irraggiata
𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑠 = Numero di collettori solari con aperura parzialmente irraggiata
𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑛𝑠 + 𝑛𝑆𝐶𝐴 𝑠 = Numero totale dei collettori del campo solare
Come mostrato nella figura seguente, le “End Losses” sono le perdite di efficienza di
concentrazione che si verificano alle estremità dei collettori per valori dell’angolo di
incidenza non nullo. In questo caso infatti parte della lunghezza della linea di tubi
ricevitori non è illuminata dalla radiazione solare riflessa dagli specchi.
FIGURA 19 END LOSSES
Le perdite alle estremità dei collettori sono funzione della distanza focale degli
specchi parabolici, della lunghezza del collettore solare e dell’angolo di incidenza,
come mostrato nella relazione seguente:
37
𝐸𝑛𝑑𝐿𝑜𝑠𝑠 = 𝜂𝐸𝐿 = 1 −ϝ ∗ 𝑡𝑎𝑛 (𝜃)
𝐿𝑆𝐶𝐴
Dove:
ϝ= distanza focale [m]
θ= angolo di incidenza [gradi]
LSCA= Lunghezza di un collettore [m]
FIGURA 20 FATTORE DELLE PERDITE DI CONCENTRAZIONE ALLE ESTREMITÀ DEI COLLETTORI (END LOSS FACTOR)
Per tenere conto di tutte le perdite di efficienza di concentrazione, si considera la
grandezza seguente, denominata Aperture Normal Irradiance (ANI):
𝐴𝑁𝐼 = 𝐸𝑆𝑅 ∗ 𝜂𝐸𝐿 ∗ 𝜂𝑅𝑆 ∗ 𝐼𝐴𝑀
Dove:
𝐸𝑆𝑅 = 𝐷𝑁𝐼 𝑐𝑜𝑠(𝜃)
ηEL = End Loss Factor
ηRS = Row Shadowing Factor
L’ANI è la grandezza di riferimento per valutare la producibilità di un impianto
solare termodinamico. Dalla distribuzione oraria della ANI su base annua (che
dipende dalla DNI, dalla posizione geografica del sito e dalla geometria del
collettore), deve essere definito il valore medio di design del campo solare, che può
38
essere anche stabilito empiricamente (ad es. si può assumere 800 W/m2
se la DNI
integrata è 2000 kWh/m2anno) e dimensionare il campo solare confrontando le ore
di accumulo previste e quelle ottenibili variando le dimensioni dei serbatoi in
funzione delle ore di dumping, ossia delle ore in cui il serbatoio caldo raggiunge il
massimo livello ed è quindi necessario posizionare i collettori fuori fuoco, ridurre la
portata di sale fuso al valore minimo e ricircolare il sale proveniente dal campo
solare nel serbatoio freddo. Se necessario, potrebbe essere vantaggioso anche ridurre
la potenza elettrica dell’impianto per aumentare il numero di ore di accumulo.
Gli altri parametri metereologici necessari per completare le informazioni utili sul
sito, sono la distribuzione annuale della temperatura ambiente e soprattutto l’intensità
e la direzione del vento, per la verifica strutturale dei collettori posizionati lungo il
perimetro del campo solare.
Le perdite di calore dei tubi ricevitori dipendono poco dalla temperatura ambiente e
dalla velocità del vento, ma queste informazioni sono importanti per valutare le
dispersioni di calore dei tubi flessibili e delle valvole, oppure per valutare la
temperatura del tubo d’acciaio nel caso di rottura del tubo di vetro di un ricevitore. In
questo caso è necessario intervenire per coibentare il tubo d’acciaio a diretto contatto
con l’aria e successivamente attivare il sistema di riscaldamento elettrico per drenare
il sale fuso dalla stringa e sostituire il tubo ricevitore danneggiato.
39
2.4. IL COLLETTORE SOLARE
Ci sono diversi fattori che influenzano l’efficienza di trasmissione al fluido
termovettore dell’energia solare incidente sugli specchi:
Riflettanza degli specchi: Dipende dalla trasmittanza del vetro, dalle
caratteristiche ottiche del coating riflettente depositato sulla superficie
convessa della lastra di vetro e dallo sporcamento della superficie concava a
contatto con l’aria
Trasmittanza del tubo di vetro: Dipende dalla trasmittanza del coating
antiriflesso (Silice porosa), depositato sulle superfici esterna e interna del
tubo di vetro e dalla trasmittanza del bulk di vetro borosilicato. Dipende
anche dallo sporcamento della superficie esterna del tubo di vetro
Assorbanza del coating cermet: Dipende dalle caratteristiche spettralmente
selettive del film sottile di spessore < 1 m, depositato sul tubo d’acciaio
inossidabile (alta assorbanza nello spettro solare, alta riflettanza
nell’infrarosso).
Emittanza del coating cermet: Rapporto tra la potenza termica emessa per
irraggiamento dal coating cermet in funzione della temperatura e la potenza
emessa per irraggiamento alla stessa temperatura dal corpo nero
FIGURA 21 IMPIANTO DI PROVA COLLETTORI SOLARI (PCS), DEL CENTRO RICERCHE ENEA DELLA CASACCIA (ROMA)
Le attività di caratterizzazione in laboratorio realizzate presso i Centri ENEA di
Portici e Casaccia, hanno fornito i dati fondamentali relativi alle grandezze fisiche
indicate nei punti precedenti. Per la valutazione delle perdite di efficienza dovute allo
sporcamento delle superfici, si utilizzano invece correlazioni riportate in letteratura.
Questi parametri sono fondamentali per definire il rendimento ottico del collettore e
40
il rendimento termico del tubo ricevitore, che sono alla base delle simulazioni di
esercizio dell’impianto solare termodinamico.
La struttura del collettore solare, degli specchi riflettenti, del tubo ricevitore, delle
tubazioni flessibili e del sistema di riscaldamento elettrico delle tubazioni per
impianti a sali fusi sono stati sviluppati da ENEA in collaborazione con l’Industria,
con il supporto dell’analisi numerica e la sperimentazione, in laboratorio e
sull’impianto sperimentale PCS.
Nell’ambito di queste attività è stato sviluppato un modello di scambio termico
quasi-stazionario del tubo ricevitore, utilizzato per l’analisi del funzionamento di una
stringa dell’impianto di potenza.
FIGURA 22 COLLETTORE SOLARE A 6 MODULI
Il collettore solare è costituito da otto moduli di lunghezza circa 12 m connessi in
serie, per una lunghezza complessiva pari a circa 100 m. Su ogni modulo sono
montati tre tubi ricevitori, per un totale di 24 tubi ricevitori per collettore. Gli specchi
parabolici hanno un’apertura di 5,9 m, con un gap centrale di 0,1 m per alloggiare i
braccetti che sostengono i tubi ricevitori in posizione focale.
41
FIGURA 23 TUBO RICEVITORE DI ENERGIA SOLARE CONCENTRATA
Il tubo ricevitore è il componente chiave della tecnologia solare a collettori lineari
parabolici. ENEA in collaborazione con Archimede Solar Energy, società del
Gruppo Angelantoni, ha sviluppato un tubo ricevitore a sali fusi in grado di operare a
una temperatura massima di circa 580 °C. Il tubo ricevitore è costituito da un tubo
interno d’acciaio inox di diametro 70 mm, nel quale scorre il fluido termovettore e da
un tubo esterno coassiale, di vetro borosilicato. Il tubo d’acciaio inox è AISI 321,
perché tra gli elementi di lega è presente il Titanio, elemento necessario per evitare
l’infragilimento ad alta temperatura dell’acciaio inossidabile (dovuto alla
precipitazione dei carburi di Cromo a bordo grano). La superficie esterna del tubo
d’acciaio è rivestita da un film sottile multistrato, costituito da uno strato esterno di
materiale ceramico antiriflesso, uno strato intermedio di materiale CERMET
(nanocomposito ad elevata assorbanza di radiazione nello spettro solare) e da uno
strato più interno di materiale metallico, in grado di riflettere sul tubo d’acciaio la
radiazione infrarossa. Il tubo di vetro è sigillato al tubo d’acciaio sotto vuoto, da due
giunzioni vetro-metallo a loro volta collegate a due soffietti metallici saldati sul tubo
d’acciaio, che hanno la funzione di compensare le dilatazioni termiche differenziali
tra i due tubi. Il vuoto nella cavità anulare è necessario per evitare le dispersioni
termiche per convezione. Sulla superficie esterna del tubo di vetro, è depositato un
film sottile di materiale idrofobico, che ha la funzione di incrementare la resistenza
del rivestimento antiriflesso agli agenti atmosferici.
42
L’efficienza totale del sistema collettore-tubo ricevitore (𝜂𝑇𝑂𝑇), è data dal prodotto
dell’efficienza ottica del collettore ( 𝜂𝑂𝑃𝑇 ), per l’efficienza termica del tubo
ricevitore, (𝜂𝑇𝐸𝑅𝑀), definite come segue:
𝜂𝑇𝑂𝑇 = 𝜂𝑂𝑃𝑇 𝜂𝑇𝐸𝑅𝑀
Dove:
𝜂𝑂𝑃𝑇 =𝐴𝑁𝐼 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑎𝑙 𝑐𝑒𝑟𝑚𝑒𝑡
𝐴𝑁𝐼 𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑠𝑢𝑔𝑙𝑖 𝑠𝑝𝑒𝑐𝑐ℎ𝑖
𝜂𝑇𝐸𝑅𝑀 =𝐴𝑁𝐼 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑎𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑒𝑟𝑚𝑜𝑣𝑒𝑡𝑡𝑜𝑟𝑒
𝐴𝑁𝐼 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑎𝑙 𝑐𝑒𝑟𝑚𝑒𝑡
Quindi:
𝜂𝑇𝑂𝑇 =𝐴𝑁𝐼 𝑎𝑠𝑠𝑜𝑟𝑏𝑖𝑡𝑎 𝑑𝑎𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑒𝑟𝑚𝑜𝑣𝑒𝑡𝑡𝑜𝑟𝑒
𝐴𝑁𝐼 𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑠𝑢𝑔𝑙𝑖 𝑠𝑝𝑒𝑐𝑐ℎ𝑖
L’ efficienza ottica del collettore è stata calcolata dal prodotto dei fattori che
definiscono le seguenti efficienze (R. Forristal, 2003):
o Tracking ϝt=0.994
o Allineamento degli specchi ϝas = 0.98
o Riflessione degli specchi puliti ϝrsp = 0.935
o Sporcamento della superficie degli specchi ϝrss = 0.93/ϝrsp
o Sporcamento della superficie dei tubi ricevitori ϝst=(1+ϝrss)/2
o Riduzione di efficienza per errori non determinati ϝend=0.96
I dati caratteristici del rendimento termico del tubo ricevitore in funzione dell’ANI
incidente sugli specchi è stato ottenuto con un programma di simulazione numerica
sviluppato da ENEA, basato su un modello di scambio termico tra i vari componenti
del tubo ricevitore e tra la superficie esterna del tubo di vetro e l’ambiente. In questo
modello la sezione assiale dei tubi di acciaio e di vetro è stata suddivisa in due zone:
la zona irraggiata dalla radiazione concentrata dagli specchi parabolici e la zona non
irraggiata.
43
I meccanismi di scambio termico alla base delle equazioni di bilancio sono indicati
nei punti seguenti:
o Convezione tra la miscela di sali fusi e la parete interna del tubo d’acciaio
o Conduzione nel tubo d’acciaio in direzione radiale
o Irraggiamento tra i tubi d’acciaio e di vetro nella camera sotto vuoto
o Conduzione nel tubo di vetro in direzione radiale
o Adduzione (convezione e irraggiamento), tra la superficie esterna del tubo di
vetro e l’ambiente
Gli ultimi tre fattori che permettono di valutare il rendimento ottico del sistema
collettore-tubo ricevitore sono i seguenti:
o Trasmittanza vetro borosilicato con coating antiriflesso τVA = 0.96
o Assorbanza del coating cermet αCERMET = 0.95
o Efficienza geometrica degli schermi delle giunzioni vetro-metallo ηSCHERMI =
0.95
Quindi:
𝜂𝑂𝑃𝑇 = ϝ𝑡 · ϝ𝑎𝑠 · ϝ𝑟𝑠𝑝 · ϝ𝑟𝑠𝑠 · ϝ𝑠𝑡 · ϝ𝑒𝑛𝑑 · 𝜏𝑉𝐴 · 𝛼𝐶𝐸𝑅𝑀𝐸𝑇 · 𝜂𝑆𝐶𝐻𝐸𝑅𝑀𝐼 ≅ 0.75
Dalle simulazioni di funzionamento di una stringa di 6 collettori solari in funzione
dell’ANI, ottenute assumendo temperatura di ingresso dei sali fusi 290 °C,
temperatura ambiente 20 °C, velocità del vento nulla, sono stati ricavati i parametri
caratteristici di funzionamento dell’impianto riportati nelle figure 24, 25 e 26.
FIGURA 24 ANDAMENTO DELLA PORTATA DI SALE FUSO E DELLA SUA TEMPERATURA IN FUNZIONE DELL'ANI
La figura precedente mostra l’andamento della portata e della temperatura di uscita
del sale fuso in funzione dell’ANI.
44
La portata di esercizio dell’impianto oltre ad essere funzione dell’ANI dipende anche
dai parametri di progetto (potenza elettrica dell’impianto e ore di accumulo termico
previste) e quindi è proporzionale al numero di stringhe. La portata minima di
circolazione del sale fuso, corrisponde alla condizione di ANI=0 e coincide con la
portata di circolazione notturna (�̇�𝑛𝑜𝑡𝑡), che dipende solo dal numero di stringhe.
La portata minima di una stringa è stata definita considerando la necessità di ridurre
al minimo la potenza di pompaggio, assumendo però che la temperatura del sale fuso
all’uscita dal campo solare non possa essere inferiore a circa 272 °C.
Dalla Figura 24 si vede che per ANI≤ 400 W/m2, la portata è uguale al valore
minimo, mentre la temperatura del sale all’uscita dalla stringa aumenta quasi
linearmente, fino a raggiungere 550 °C. Da questo punto in poi, la portata deve
essere aumentata linearmente per mantenere costante la temperatura di uscita del sale
a 550 °C.
La Figura 25 mostra la potenza termica assorbita da una stringa in funzione
dell’ANI. Per ANI = 0, la potenza termica è negativa -52.786 kW, che corrisponde
alla potenza termica scambiata dalla stringa con l’ambiente per circolazione notturna.
La potenza termica minima accumulabile nel serbatoio caldo con ANI= 400 W/m2 e
con una portata di circa 2 kg/s di sale fuso a 550 °C, è pari a circa 803 kW. La
potenza termica accumulabile con ANI= 1 kW/m2, con una portata di circa 6 kg/s, è
pari a circa 2.34 MW.
FIGURA 25 POTENZA TERMICA ASSORBITA DAL LOOP IN FUNZIONE DELL'ANI
45
La Figura 26 mostra l’efficienza termica media dei tubi ricevitori di una stringa in
funzione dell’ANI. Per valori compresi nell’intervallo 200 <ANI< 400 W/m2,
𝜂𝑇𝐸𝑅𝑀≅ 0.8, per ANI≥ 800 W/m2 si ha 𝜂𝑇𝐸𝑅𝑀> 0.9.
FIGURA 26 RENDIMENTO TERMICO DEL LOOP IN FUNZIONE DELL'ANI
La Figura 25 Potenza termica assorbita dal loop in funzione dell'ANI mostra la potenza termica
scambiata da una stringa con l’ambiente.
FIGURA 27 RENDIMENTO TERMICO DELLA STRINGA IN FUNZIONE DELL'ANI
Dalla Figura 27 si può notare che la potenza termica scambiata con l’ambiente, con
ANI = 400 W/m2 (220.3 kW), è leggermente maggiore rispetto a quella scambiata
con ANI> 400 W/m2, ciò è dovuto al fatto che fermo restando le temperature di
ingresso e uscita del sale dalla stringa (rispettivamente 290 e 550 °C), la minore
portata di sale con ANI= 400 W/m2, comporta una minore velocità del fluido, ossia
un coefficiente di scambio termico inferiore, quindi la temperatura media di tutti i
tubi d’acciaio della stringa diviene leggermente maggiore rispetto a quella
raggiungibile con ANI> 400 W/m e ciò comporta un aumento della potenza dispersa
per irraggiamento.
46
2.5. CAMPO SOLARE
FIGURA 28 CAMPO SOLARE
Il campo solare è costituito dall’insieme delle stringhe alimentate in parallelo,
ciascuna delle quali comprende 𝑛𝑐𝑝𝑠 = 6 collettori/stringa 3
. Ogni stringa è collegata
ai due serbatoi di accumulo attraverso due tubazioni collegate alle linee di
distribuzione a 290 °C e di raccolta del sale a 550 °C (headers).
Per un corretto bilanciamento della portata di sale all’interno del campo solare è
necessario adottare una configurazione per quanto possibile simmetrica rispetto alle
linee di distribuzione e quadrata, per ridurre al minimo la lunghezza delle tubazioni e
l’impatto sul territorio. In base alla taglia degli impianti si può adottare una
configurazione in “linea” per impianti di piccola taglia (1) e ad “H”, per impianti di
taglia commerciale (2).
3 In funzione della taglia dell’impianto e del sito di installazione possono variare da 4 ad 8.
47
FIGURA 29 LAYOUT DI UN IMPIANTO DI PICCOLA TAGLIA E DI TAGLIA COMMERCIALE
L’estensione del campo solare è funzione principalmente della taglia dell’impianto.
La superficie riflettente totale è pari alla superficie riflettente di un collettore per il
numero di collettori necessari alla produzione richiesta senza accumulo, moltiplicata
per il multiplo solare (SM, Solar Multiple), che tiene conto della capacità termica
prevista per il sistema di accumulo.
Partendo dalla superficie del collettore:
𝑆𝑐 = 𝐿𝑐 ∙ (𝐴𝑝 − 𝐺𝑐)
Dove:
𝑆𝑐= Proiezione della superficie parabolica sul piano di captazione [m2]
𝐿𝑐= Lunghezza del collettore [m]
𝐴𝑝= Apertura parabole [m]
𝐺𝑐= Gap centrale tra le semi-parabole [m]
48
Fissata la potenza elettrica dell’impianto 𝑃𝑒, si può calcolare la potenza termica che
deve essere fornita dal generatore di vapore alla turbina:
𝑃𝐺𝑉 =𝑃𝑒
𝜂𝑡ℎ
Dove 𝜂𝑡ℎ è il rendimento termodinamico dell’impianto
Il numero di stringhe necessarie per la produzione senza accumulo è il seguente:
𝑛𝑠𝑝 =𝑃𝐺𝑉
𝑃𝑡ℎ 𝑠
Dove 𝑃ths è la potenza termica assorbita da una stringa con l’ANI di design definita
dall’analisi dei dati meteorologici [MWth]
La superficie del campo solare con accumulo (𝑆𝑆𝐹 ) è data quindi dalla relazione
seguente:
𝑆𝑆𝐹 = 𝑆𝑐 𝑛𝑐𝑝𝑠 𝑛𝑠𝑝 𝑆𝑀
Nota l’estensione del campo solare è possibile dimensionare la rete di tubazioni
definendo i diametri degli headers e delle tubazioni che collegano quest’ultimi con le
linee di tubi ricevitori delle stringhe.
A partire dal valore della portata in massa che alimenta una stringa in funzione del
valore dell’ANI di design, si calcolano le velocità nominali di ingresso e di uscita del
sale fuso da una stringa:
𝑣𝐼𝑁 𝑀𝑆 290°𝐶 =4 �̇�𝑀𝑆 𝐷𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛
𝜌290°𝐶 𝜋 𝐷𝑇𝑅2
𝑣𝑂𝑈𝑇 𝑀𝑆 550°𝐶 =4 �̇�𝑀𝑆 𝐷𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛
𝜌550°𝐶 𝜋 𝐷𝑇𝑅2
Dove:
�̇�𝑀𝑆 𝐷𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛= Portata di sale fuso in una stringa corrispondente all’ANI di design
[kg/s]
𝜌290°𝐶 = Densità del sale fuso alla temperatura di 290°C [kg/m3]
49
𝜌550°𝐶 = Densità del sale fuso alla temperatura di 550°C [kg/m3]
𝐷𝑇𝑅 = Diametro interno del tubo ricevitore [m]
Con relazioni simili possono essere calcolati i diametri dei vari tratti degli headers,
dove sono previsti tratti con restringimento di sezione per mantenere la velocità di
flusso del sale circa costante. Lo stesso discorso vale anche per le tubazioni che
collegano i serbatoi con gli headers. Per il dimensionamento dei “bridges” (tubazioni
di rinvio di lunghezza 15 m posizionate tra il terzo e il quarto collettore delle
stringhe), si è assunto un tubo di acciaio inox AISI 321, diametro esterno 70 mm,
spessore 3 mm.
Per valutare l’efficienza dell’isolamento termico necessario per minimizzare le
perdite di calore verso l’ambiente è stato considerato il seguente modello di scambio
termico:
o Convezione tra la miscela di sali fusi e la parete interna del tubo d’acciaio
o Conduzione nel materiale isolante in direzione radiale
o Convezione tra aria ambiente e parete esterna della coibentazione
Il materiale di riferimento per le tubazioni è l’acciaio AISI 321, per evitare problemi
di corrosione. per la coibentazione delle tubazioni è stata scelta una copertura in lana
di vetro per alta temperatura.
Nel modello di ottimizzazione del raggio critico dell’isolamento termico degli
heaters e del piping, si è considerata una temperatura omogenea del sale nella
sezione di flusso, circa uguale alla temperatura della parete interna del tubo
d’acciaio.
Lo schema di scambio termico può essere descritto utilizzando l’analogia con le
resistenze elettriche:
50
Heaters
𝑅𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑠𝑡 =1
2𝜋ℎ𝑠𝑟𝐻𝑖𝐿𝐻
𝑅𝑐𝑜𝑛𝑑 𝑡 =
ln (𝑟𝐻𝑒
𝑟𝐻𝑖)
2𝜋𝐿𝐻𝑘𝑙𝑣
𝑅𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑡𝑎 =1
2𝜋ℎ𝑎𝑟𝐻𝑒𝐿𝐻
Piping del campo solare
𝑅𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑠𝑡 =1
2𝜋ℎ𝑠𝑟𝑝𝑖𝐿𝑝
𝑅𝑐𝑜𝑛𝑑 𝑡 =
ln (𝑟𝑝𝑒
𝑟𝑝𝑖
)
2𝜋𝐿𝑝𝑘𝑙𝑣
𝑅𝑐𝑜𝑛𝑣 𝑡𝑎 =1
2𝜋ℎ𝑎𝑟𝑝𝑒𝐿𝑝
Dove:
𝑟𝐻𝑖 = Raggio interno header [m]
𝑟𝐻𝑒 = Raggio esterno header [m]
𝐿𝐻 = Lunghezza degli Headers [m]
𝑟𝑝𝑖= Raggio interno del piping del campo solare [m]
𝑟𝑝𝑒= Raggio esterno del piping del campo solare [m]
𝐿𝑝 = Lunghezza del piping [m]
Per il calcolo del coefficiente di scambio convettivo del sale fuso (hs) è stata utilizzata la
relazione di Dittus-BÖlter:
𝑁𝑢 = 0.023𝑅𝑒0.8𝑃𝑟0.4
Con:
𝑅𝑒 =𝑤𝑀𝑆𝐷𝑖
𝜈𝑀𝑆
𝑃𝑟 =𝜈𝑀𝑆
𝛼𝑀𝑆
𝑤𝑀𝑆 = Velocità del sale fuso [m/s]
𝐷𝑖 = Diametro interno del condotto (heaters o piping) [m]
51
𝜈𝑀𝑆 = Viscosità cinematica del sale fuso [m2/s]
𝛼𝑀𝑆 = Diffusività termica del sale fuso [W/mK]
Per il calcolo del coefficiente di scambio convettivo con l’aria (ha), sono distinguibili
due casi:
o Velocità del vento maggiore di 1 m/s
Correlazione di Hilpert per la convezione forzata:
𝑁𝑢 = 𝐵𝑅𝑒𝑛
Dove i fattori 𝐵 ed 𝑛 sono riportati nella tabella seguente in funzione del numero
di Reynolds.
Re n B
1-4 0.33 0.891
4-40 0.385 0.821
40-4000 0.466 0.615
4000-40000 0.618 0.174
40000-250000 0.805 0.0239
o Velocità del vento minore di 1 m/s
Correlazione di Incropera e De Witt per la convezione naturale:
𝑁𝑢 = {0.6 + 0.387𝑅𝑎16 [1 + (0.559𝑃𝑟−1)
916]
−8
27}
2
Dove:
𝑅𝑎 = 𝐺𝑟 𝑃𝑟
Con:
𝐺𝑟 =𝑔 𝐷3 𝛽𝜌2 (𝑇𝑝 − 𝑇𝑎)
𝜇2
𝑃𝑟 =𝜈𝑎
𝛼𝑎
𝑇𝑝 = Temperatura di parete [°C]
𝑇𝑎 = Temperatura dell’aria [°C]
52
La potenza termica scambiata da minimizzare sarà quindi:
�̇� =𝑇𝑀𝑆 − 𝑇𝑎
∑ 𝑅𝑖
Dove 𝑇𝑀𝑆 è la temperatura del sale fuso [°C] e 𝑇𝑎 la temperatura dell’aria ambiente.
53
2.6. SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO
Lo storage termico è il vantaggio principale della tecnologia solare a sali fusi, perché
garantisce l’affidabilità e la redditività economica dell’impianto.
Il sistema di accumulo diretto di sale ad alta temperatura, aumenta l’affidabilità della
produzione di energia elettrica grazie alla possibilità di ridurre i picchi di produzione,
permettendo all’impianto di potenza di lavorare in condizioni di stabilità e quindi di
ridurre le possibilità di guasto. L’obiettivo principale è aumentare il fattore di capacità
dell’impianto4.
La richiesta di potenza elettrica non è costante nel tempo, ma l’eccesso di calore
disponibile in periodi di bassa richiesta può essere caricato nel sistema di accumulo
termico (TES, Thermal Energy Storage), per aumentare la produzione di energia
elettrica durante i periodi di maggiore richiesta. Il risultato è una maggiore flessibilità
dell’impianto, che migliora la capacità produttiva e la stabilità della rete di
distribuzione. Questo miglioramento ha una ricaduta positiva anche sulla riduzione dei
costi di produzione e sul costo dell’energia.
La domanda di energia nei settori industriale, commerciale e residenziale, varia durante
il giorno, le settimane e le stagioni. Queste variazioni possono essere seguite con
maggiore efficienza dai sistemi di accumulo termico, che garantendo costantemente la
disponibilità di energia elettrica, riducono il costo del kWh.
L'energia può essere conservata in diversi modi. Ma in tutti paesi industrializzati
l'energia viene prodotta e trasferita sotto forma di calore da accumulare, utilizzare
direttamente, o trasformare in energia elettrica. Il calore può essere considerato quindi
una fonte primaria di sviluppo dei processi produttivi.
In un impianto solare termodinamico deve essere sempre integrato un sistema di
accumulo termico, perché la disponibilità di energia solare è limitata nel tempo e non
coincide con i periodi di richiesta di energia elettrica. I sistemi TES hanno comunque
delle limitazioni fisiche:
4 Il fattore di capacità di un impianto di energia elettrica, è il rapporto tra l’energia elettrica realmente
prodotta e l’energia elettrica producibile in modo continuativo alla massima capacità, ossia a potenza
nominale.
54
o Efficienza di accumulo: Rapporto tra l'energia termica utile immagazzinata nel
serbatoio e l’energia primaria disponibile;
o Efficienza di trasformazione: Rapporto tra l’energia elettrica prodotta e l’energia
termica utile immagazzinata.
Di queste limitazioni si deve tenere conto in fase di progettazione delle dimensioni del
campo solare.
Dalla Figura 30 , si può notare che normalmente il picco massimo di consumo
giornaliero dell’energia elettrica si verifica dopo il tramonto. I sistemi di storage
possono aiutare gli impianti solari a risolvere in parte il problema, utilizzando l'energia
termica immagazzinata durante il giorno.
FIGURA 30 ESEMPIO DI DIAGRAMMA DI CARICO GIORNALIERO, IN CUI SONO EVIDENZIATE LE PUNTE DI CARICO (A), IL CARICO
BASE (B) E LE ECCEDENZE (C).
Il National Renewable Energy Laboratory (NREL), ha elaborato un modello che mette
in relazione il fattore di capacità, la capacità di stoccaggio termico ed il multiplo solare.
Il modello è in grado di confrontare diverse opzioni in termini di tecnologia e
configurazione d’impianto, con l’obiettivo di ottimizzare la progettazione di un
impianto CSP. Nelle decisioni di progettazione va quindi considerato un trade-off tra i
costi incrementali determinati dall’aumento del campo solare e del sistema di storage,
bilanciati però dall’incremento dei profitti che matureranno dalla maggiore produzione
di energia e dalla maggiore dispacciabilità.
La figura seguente mostra gli andamenti del costo attualizzato dell’energia elettrica
(LCOE, Levelised Cost of Electricity), espresso in $/kWhth, in funzione del multiplo
solare e per diverso numero di ore di accumulo.
55
FIGURA 31 LCOE, LEVELISED COST OF ELECTRICITY (NREL)
Di seguito viene riassunto lo studio della simulazione di funzionamento di un sistema di
accumulo termico a sali fusi con doppio serbatoio. Il serbatoio caldo accumula sale fuso
proveniente dal campo solare a 550°C, per alimentare il generatore di vapore. Il sale
esce dal generatore di vapore a 290 °C, per essere accumulato nel serbatoio freddo e
successivamente inviato nel campo solare per raccogliere il calore prodotto dalla
radiazione solare e accumularlo nel serbatoio caldo. Il modello calcola innanzitutto la
massa di sale fuso da accumulare nel serbatoio caldo per alimentare in assenza di
radiazione solare il generatore di vapore a piena potenza:
𝑚𝐻𝑇 = �̇�𝐺𝑉 ∗ ℎ ∗ 3600
Con:
�̇�𝐺𝑉 =𝑃𝑒
𝜂𝑡ℎ ∫ 𝑐𝑝(𝑇)𝑑𝑇𝑇𝐻𝑇
𝑇𝐶𝑇
Dove:
𝑚𝐻𝑇 = Massa di sale da accumulare nel serbatoio caldo [kg]
ℎ = Ore di produzione con l’accumulo [h]
�̇�𝐺𝑉 = Portata di sale richiesta dal generatore di vapore [kg/s]
𝑐𝑃 = Calore specifico del sale fuso [J/kg K]
56
𝑇𝐻𝑇 = Temperatura del serbatoio caldo [°C]
𝑇𝐶𝑇 = Temperatura del serbatoio freddo [°C]
Nota l’estensione del campo solare e quindi il diametro e la lunghezza delle tubazioni il
modello calcola la massa di sale totale necessaria al funzionamento dell’impianto, cioè
la massa di sale fuso da accumulare nel serbatoio freddo al primo riempimento, che è
pari alla somma della massa precedentemente calcolata per l’accumulo, la massa in
circolazione nel campo solare e la massa raccolta nei volumi morti dei due serbatoi al di
sotto della sezione di ingresso del sale nelle pompe di circolazione.
𝑚𝑇𝑂𝑇 = 𝑚𝐻𝑇 + 𝑚𝑣𝑚 𝐻𝑇 + 𝑚𝑣𝑚 𝐶𝑇 + 𝑚𝑆𝐹
Dove:
𝑚𝑇𝑂𝑇 = massa da accumulare nel serbatoio freddo al primo riempimento [kg]
𝑚𝑣𝑚 𝐻𝑇 = massa contenuta nel volume morto del serbatoio caldo [kg]
𝑚𝑣𝑚 𝐶𝑇 = massa contenuta nel volume morto del serbatoio freddo [kg]
𝑚𝑆𝐹 = massa di sale fuso circolante nel campo solare [kg]
FIGURA 32 SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO (SERBATOIO FREDDO E CALDO) DELL’IMPIANTO ARCHIMEDE
Il volume del serbatoio è uguale al volume totale occupato dalla massa di sale fuso,
considerando per il volume morto un’altezza di circa 0.75 m. L’altezza totale del
serbatoio deve essere valutata aggiungendo circa 1 m all’altezza del pelo libero del sale
fuso, per assecondare eventuali problemi di sloshing, cioè ondeggiamenti del sale fuso
causati da terremoto.
57
Entrambi i serbatoi hanno lo stesso volume e sono costituiti da una lamina interna di
acciaio AISI 316-Ti, resistente alla corrosione e con buone caratteristiche meccaniche
ad alta temperatura, rivestita esternamente da un serbatoio di acciaio al carbonio con la
funzione di struttura portante. L’esterno del serbatoio è rivestito da una parete in
mattoni refrattari e da una serie di layer termicamente isolanti per alta temperatura, di
spessore opportuno per minimizzare lo scambio termico con l’ambiente.
Il modello di simulazione analizza le dinamiche di riempimento e svuotamento dei due
serbatoi in esercizio, attraverso bilanci di massa ed energia, che descrivono in dettaglio
le dinamiche funzionali.
La portata in ingresso nel serbatoio caldo è pari alla portata di sale fuso a 550°C in
uscita dal campo solare che dipende dall’intensità della radiazione solare. La portata in
uscita dal serbatoio caldo è pari alla portata di sale richiesta per alimentare il generatore
di vapore e che successivamente, a 290 °C, viene inviata nel serbatoio freddo. Se la
portata di sale fuso non raggiunge la temperatura richiesta per l’invio nel serbatoio
caldo, viene ricircolata nel serbatoio freddo e quindi rinviata nel campo solare.
Gli impianti solari termodinamici comprendono sempre una caldaia ausiliaria per
compensare la variabilità naturale della radiazione solare.
Negli impianti solari lineari parabolici di piccola taglia a serbatoio unico, con sali fusi
ad alta temperatura e generatore di vapore integrato nel serbatoio, il sale fuso che esce
dal campo solare a 550 °C viene inviato direttamente ad un distributore posizionato nel
serbatoio di accumulo, ad un’altezza leggermente inferiore al pelo libero del sale fuso.
Se invece l’ANI non è sufficientemente elevata per raggiungere la massima
temperatura, il sale fuso viene inviato prima ad una caldaia (alimentata a biomassa,
biogas, singas o metano), dove viene riscaldato a 550°C e quindi al distributore nel
serbatoio. Questo tipo di impianti sfrutta la capacità del sale fuso di stratificare a causa
della temperatura creando un termoclino, che nel serbatoio di accumulo separa la zona
superiore di sale a 550 °C da quella inferiore, dove viene accumulato il sale fuso a 290
°C che in uscita dal generatore di vapore alimenta il campo solare.
Per impianti solari con elevato numero di ore di accumulo e quindi con sistemi di
accumulo termico a doppio serbatoio, considerato che la portata di sale in uscita dal
campo solare è mediamente maggiore della portata che alimenta il generatore di vapore,
58
è più conveniente inserire la caldaia ausiliaria a valle del serbatoio caldo e inoltre, in
questo modo è comunque garantita la massima temperatura d’ingresso del sale fuso nel
generatore di vapore anche in giornate in cui la radiazione solare è insufficiente.
La logica di funzionamento del sistema di accumulo termico è stata simulata assumendo
condizioni operative quasi stazionarie, con intervallo temporale della discretizzazione
pari a un’ora (coerentemente con i dati di input della distribuzione annuale della DNI).
Facendo riferimento allo schema seguente:
FIGURA 33 BILANCI DI MASSA NEL SERBATOIO CALDO E FREDDO
La portata (�̇�𝑆𝐹) , rappresenta la portata che entra nel campo solare a temperatura
𝑇𝐶𝑇𝑂𝑈𝑇 ed esce a temperatura 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇
.
Se 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇 è compresa nell’intervallo tra 450 e 550 °C, con (�̇�𝑆𝐹) e 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇
= 𝑇𝐻𝑇𝐼𝑁,
entrambi funzioni dell’ANI, l’energia accumulata nel serbatoio caldo in un’ora è:
3,6 (�̇�𝑆𝐹) ∫ 𝑐𝑝(𝑇)𝑑𝑇 (𝑀𝑊ℎ)𝑇𝐻𝑇𝐼𝑁
𝑇𝐶𝑇𝑂𝑈𝑇
L’energia che la caldaia 𝐶𝐼 deve fornire alla portata (�̇�𝑆𝐹) in un’ora, per incrementare
la temperatura del sale fuso a 550 °C è:
3,6 (�̇�𝑆𝐹) ∫ 𝑐𝑝(𝑇)𝑑𝑇 (𝑀𝑊ℎ)550
𝑇𝐻𝑇𝐼𝑁
Se la temperatura di uscita del sale fuso dal campo solare è 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇 < 450 °C, la
portata (�̇�𝑆𝐹) viene accumulata nel serbatoio freddo.
Considerando la massa di sale nel volume morto del serbatoio caldo (𝑚𝑉𝑀) e la massa
di sale accumulata fino all’ora precedente 𝑚𝐻𝑇(𝑡 − 1), dove 𝑡 è il tempo espresso in
ore, la massa accumulata nel serbatoio caldo nell’ora 𝑡, è la seguente:
59
𝑚𝐻𝑇(𝑡) = 𝑚𝑉𝑀 + 𝑚𝐻𝑇(𝑡 − 1) + (�̇�SF)
Durante le giornate con elevata insolazione è possibile raggiungere il massimo livello di
sale fuso accumulato nel serbatoio caldo quando l’ANI è ancora sufficientemente
elevata per accumulare sale fuso a 550 °C.
Prima che tale condizione si verifichi, diversi collettori devono essere posizionati fuori
fuoco, in modo che all’uscita del campo solare il sale fuso possa raggiungere 550 °C
con una la portata (�̇�𝑆𝐹)𝐸𝐹𝐹 leggermente inferiore alla portata che alimenta il
generatore di vapore.
La portata di dumping è definita dalla relazione seguente:
�̇�𝐷𝑈𝑀𝑃 = (�̇�𝑆𝐹)𝑅𝐼𝐹 − (�̇�𝑆𝐹)𝑅𝐼𝐷
Dove:
(�̇�𝑆𝐹)𝑅𝐼𝐹 = Portata di riferimento rispetto al valore dell’ANI, per raggiungere
𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇=550°C in condizioni normali di esercizio (collettori a fuoco)
(�̇�𝑆𝐹)𝑅𝐼𝐷 = Portata ridotta rispetto al valore dell’ANI, per raggiungere 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇= 550°C
in condizioni di campo solare con parte dei collettori fuori fuoco
La portata di dumping deve essere minima, in modo da massimizzare l’efficienza del
sistema di accumulo.
Il serbatoio freddo viene alimentato da tre possibili portate in ingresso:
(�̇�𝐺𝑉): 𝑃ortata d’ingresso al generatore di vapore
(�̇�𝑆𝐹)T<450: Portata in uscita dal campo solare che non ha raggiunto i 450°C
(�̇�SF)NOT : Portata minima proveniente dal campo solare in assenza di
radiazione
Le portate di sale fuso in uscita dal serbatoio freddo sono le seguenti:
(�̇�𝑆𝐹): Portata inviata al campo solare in funzione dell’intensità di radiazione
(�̇�SF)NOT: portata minima ricircolata nel campo solare in assenza di radiazione
60
La massa accumulata nel serbatoio freddo nell’intervallo di un’ora, considerando la
massa del volume morto e la massa accumulata alla fine dell’ora precedente, è pari a:
𝑚𝐶𝑇(𝑡) = 𝑚𝑉𝑀 + 𝑚𝐶𝑇 (𝑡 − 1) + (�̇�GV) + (�̇�𝑆𝐹)T<450 − (�̇�SF)
Nelle figure successive sono mostrati alcuni esempi di risultati ottenuti dalla
simulazione di esercizio di un impianto di potenza 5 MWe.
FIGURA 34 VARIAZIONE DEL LIVELLO DEL SALE FUSO NEL SERBATOIO CALDO (HHT) E NEL SERBATOIO FREDDO (HCT)
La potenza trasferita al fluido nel campo solare e dalla combustione in caldaia di un
combustibile tradizionale quando 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇 >450 °C possono essere valutate dalle
relazioni:
𝑃𝑀𝑆 = (�̇�SF) 𝑐𝑃̅̅̅̅ (550 − 290)
(𝑃𝑀𝑆)𝐶𝐼 = (�̇�SF) 𝑐𝑃̅̅̅̅ (550 − 𝑇𝑆𝐹𝑂𝑈𝑇 )
FIGURA 35 POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO
61
La potenza totale erogata dal generatore di vapore è data dalla relazione:
𝑃𝐺𝑉 = (�̇�)GV 𝑐�̅� (550 − 290)
FIGURA 36 POTENZA EROGATA DAL GENERATORE DI VAPORE
Per quanto riguarda il dumping:
𝑃𝐷𝑈𝑀𝑃 = �̇�DUMP 𝑐�̅� (550 − 290)
Per l’energia accumulata nel serbatoio:
(𝐸𝐸𝐹𝐹)𝐻𝑇 = 𝑚 HT EFF 𝑐�̅� (𝑇𝐻𝑇 − 𝑇𝐶𝑇)
FIGURA 37 ENERGIA ACCUMULATA
62
Dove:
𝑃𝑀𝑆 = Potenza trasferita al fluido dalla radiazione solare [MW]
(𝑃𝑀𝑆)𝐶𝐼 = Potenza trasferita al fluido dalla caldaia ausiliaria [MW]
𝑇𝑆𝐹 = Temperatura di uscita dal campo solare, in questo caso compresa tra
450°C e 550°C
𝑃𝐺𝑉 = Potenza erogata dal generatore di vapore [MW]
𝑃𝐷𝑈𝑀𝑃 = Potenza persa per dumping [MW]
(𝐸𝐸𝐹𝐹)𝐻𝑇 = Energia effettivamente accumulata nel serbatoio caldo [MWh]
𝑇𝐻𝑇 = Temperatura del serbatoio caldo [°C}
𝑇𝐶𝑇 = Temperatura del serbatoio freddo [°C}
Per calcolare le temperature del serbatoio caldo e di quello freddo, si sono calcolate le
temperature di miscelamento in entrambi i serbatoi considerando sempre condizioni di
regime quasi stazionario e ad intervalli di tempo di un’ora, e le perdite per scambio
termico con l’esterno.
Per il serbatoio freddo si è innanzitutto calcolata la temperatura di miscelamento tra la
corrente di sale fuso proveniente dal generatore di vapore e quella proveniente dal
campo solare.
Le portate in uscita al generatore di vapore sono le stesse portate in uscita dal serbatoio
caldo; in base alle condizioni di ANI e di accumulo una delle tre portate, Mout, M’out ed
M’’out , sarà diversa da zero. La massa in ingresso al serbatoio freddo proveniente dal
campo solare è quella massa che non ha raggiunto la temperatura in ingresso in
caldaia/serbatoio caldo. Se la Mnott è nulla la temperatura T’eq coinciderà con la
temperatura di uscita del sale dal generatore di vapore pari a 290°C.
𝑇′𝑒𝑞 =𝑀𝑛𝑜𝑡𝑡𝑐𝑃1𝑇𝑂𝑈𝑇 𝑆𝐹 + 𝑀𝑜𝑢𝑡𝑐𝑃2𝑇𝑂𝑈𝑇 𝐺𝑉 + 𝑀′𝑜𝑢𝑡𝑐𝑃2𝑇𝑂𝑈𝑇 𝐺𝑉 + 𝑀′′𝑜𝑢𝑡𝑐𝑃2𝑇𝑂𝑈𝑇 𝐺𝑉
𝑀𝑜𝑢𝑡𝑐𝑃2 + 𝑀′𝑜𝑢𝑐𝑃2 + 𝑀′′𝑜𝑢𝑡𝑐𝑃2 + 𝑀𝑛𝑜𝑡𝑡𝑐𝑃1
63
Dove:
𝑇𝑂𝑈𝑇 𝑆𝐹= Temperatura in uscita dal campo solare [°C]
𝑇𝑂𝑈𝑇 𝐺𝑉= Temperatura di uscita dal generatore di vapore= 290°C
𝑐𝑃1= Calore specifico medio tra le temperature di uscita dal campo solare [J/kg
K]
𝑐𝑃2= Calore specifico calcolato tra i 272°C e 290°C [J/kg K]
𝑐𝑃3= Calore specifico calcolato tra i 278°C e Tct(t-1) [J/kg K]
Mout= Portata di sale richiesta dal generatore di vapore inviata “direttamente”
dal campo solare. In questo caso la radiazione è sufficiente a riscaldare la portata
richiesta dal generatore di vapore.
M’out= Portata di sale accumulata nel serbatoio caldo ed inviata al generatore di
vapore quando la radiazione non è sufficiente a scaldare tutta la portata richiesta dal
generatore di vapore.
M’’out= Portata di sale residua nel serbatoio in grado di alimentare il generatore
di vapore per un tempo inferiore all’ora.
Nota la temperatura T’eq è stata calcolata la temperatura di miscelamento tra la massa
già contenuta all’interno del serbatoio (MCT) considerata alla temperatura TCT(t-1) e la
corrente in ingresso (MGV+MSF) alla temperatura prima calcolata T’eq.
𝑇𝑒𝑞 =𝑀𝐶𝑇(𝑡 − 1)𝑐𝑃2𝑇𝐶𝑇(𝑡 − 1) + (𝑀𝐺𝑉 + 𝑀𝑆𝐹)𝑐𝑃3𝑇′𝑒𝑞
𝑀𝐶𝑇(𝑡 − 1)𝑐𝑃2 + (𝑀𝐺𝑉 + 𝑀𝑆𝐹)𝑐𝑃3
Dove:
𝑀𝐶𝑇(𝑡 − 1) = Massa contenuta nel serbatoio freddo nell’ora precedente[kg]
𝑇𝐶𝑇(𝑡 − 1)= Temperatura del serbatoio freddo nell’ora precedente [°C]
Quest’ultima è stata calcolata come:
𝑇𝐶𝑇 = 𝑇𝑒𝑞 −�̇�𝐶𝑇 _𝑝𝑒𝑟𝑠𝑎
𝑐𝑃4𝑀𝐶𝑇
64
Dove:
𝑐𝑃4= Calore specifico del sale fuso calcolato tra 278°C e 𝑇𝑒𝑞 [J/kg K]
�̇�𝐶𝑇_𝑝𝑒𝑟𝑠𝑎= Potenza termica persa per scambio di calore della massa di sale fuso
contenuta nel serbatoio freddo ( 𝐶𝑇) con l’esterno [W]
Per il serbatoio caldo si è studiato il caso di caldaia a monte dello stesso quindi la
temperatura della portata di sale in ingresso è sempre circa 550°C. Le variazioni della
temperatura della massa di sale accumulata sarà quindi funzione delle sole perdite per
scambio termico con l’esterno:
𝑇𝐻𝑇 = 𝑇𝑒𝑞 −�̇�𝐻𝑇 _𝑝𝑒𝑟𝑠𝑎
𝑐𝑃5𝑀𝐻𝑇
Dove:
𝑐𝑃5= Calore specifico del sale fuso calcolato tra 500°C e 550°C [J/kg K]
�̇�𝐻𝑇_𝑝𝑒𝑟𝑠𝑎= Potenza termica persa per scambio di calore della massa di sale fuso
contenuta nel serbatoio caldo (𝑀𝐻𝑇) con l’esterno [W]
La conoscenza della temperatura del serbatoio freddo è di fondamentale importanza per
il corretto funzionamento dell’impianto. Come si è visto dalla caratterizzazione del sale
fuso la sua temperatura non può scendere al sotto della temperatura di solidificazione.
Altrettanto importante è che la temperatura all’interno del serbatoio freddo non superi i
330-340°C, altrimenti si avrebbe in ingresso al campo solare una temperatura di molto
superiore a quella di progetto, implicando la necessità di aumentare eccessivamente la
portata da far circolare. Altrettanto importante è il controllo della temperatura del
serbatoio caldo che non può scendere al di sotto di circa 530-540°C, temperatura
richiesta in ingresso al generatore di vapore.
Per tenere la temperatura massima e minima di entrambi i serbatoi sotto controllo si è
dimensionato il sistema di isolamento del serbatoio andando anche, di conseguenza, a
minimizzare la potenza termica persa dal serbatoio (�̇�𝐻𝑇/𝐶𝑇_𝑝𝑒𝑟𝑠𝑎).
65
Entrambi i serbatoi sono realizzati con una serie di layer necessari al supporto
strutturale del serbatoio oltre che per l’isolamento termico. Muovendosi dall’interno
verso l’esterno orizzontalmente la configurazione costruttiva è:
o Camicia in acciaio inossidabile (AISI 316 Ti), a diretto contatto con il sale
o Rivestimento in mattoni refrattari KX-99
o Rivestimento in mattoni isolanti G-23
o Mantello in acciaio inossidabile 304L
o Coperta isolante in Morgan Kaowool
o Coperta isolante in Morgan Superwool HT
o Pannelli isolanti Morgan Superwool Plus Blanket
Oltre alle perdite sulle pareti sono state calcolate anche le perdite di calore del fondo
che si è assunto con la stessa struttura composita della parete.
�̇�𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜 =(𝑇𝑀𝑆 − 𝑇𝑠𝑢𝑜𝑙𝑜)
𝑅′𝑚𝑟 + 𝑅′𝑚𝑖 + 𝑅′𝑘𝑤 + 𝑅′𝑠𝑤 + 𝑅′𝐵𝑇𝑈
Dove:
𝑅′𝑚𝑟 =s𝑚𝑟
𝜋𝑟𝑖2𝑘𝑚𝑟
Resistenza di mattoni refrattari
𝑅′𝑚𝑖 =s𝑚𝑖
𝜋𝑟𝑖2𝑘𝑚𝑖
Resistenza di mattoni isolanti
𝑅′𝑘𝑤 =s𝑘𝑤
𝜋𝑟𝑖2𝑘𝑘𝑤
Resistenza di isolante Kaowool
𝑅′𝑠𝑤 =s𝑠𝑤
𝜋𝑟𝑖2𝑘𝑠𝑤
Resistenza di isolante Superwool
𝑅′𝐵𝑇𝑈 =s𝐵𝑇𝑈
𝜋𝑟𝑖2𝑘𝐵𝑇𝑈
Resistenza di isolante BTU Block
𝑟𝑖 = Raggio interno del serbatoio [m]
s𝑖 = Spessore dell’isolante i-esimo [m]
𝑘𝑖 = Conduttività termica dell’isolante i-esimo [W/m°C]
66
TABELLA 5 CARATTERISTICHE TERMOFISICHE DEI MATERIALI ISOLANTI IMPIEGATI PER I SERBATOI
T [°C] Kmr Kmi Kkw Ksw KBTU
KX-99 G-23 Kaowool Superwool Plus 128 BTU-Block
500 1,41 0,33 0,12 0,12 0,03
300 1,40 0,15 0,10 0,10 0,03
Al di sotto di questa struttura vi è un basamento in cemento a sorreggere il peso del sale
fuso. Le proprietà meccaniche del cemento presentano una condizione di crisi al di
sopra dei 300°C circa, è quindi necessario prevedere un sistema di raffreddamento delle
fondamenta.
Il modello di scambio termico utilizzato per ottimizzare il raggio critico di ogni strato
isolante considera lo scambio termico per conduzione tra gli strati di materiale isolante e
lo scambio per convezione con l’aria. Ipotesi semplificativa è stata considerare gli strati
in metallo una conduttanza unitaria e si è assunta una temperatura della parete interna
pari alla temperatura del sale.
Lo schema di scambio termico nelle pareti può essere descritto utilizzando l’analogia
con le resistenze elettriche:
Dove:
𝑅𝑚𝑟 =ln(
𝑟𝑒
𝑟𝑖)
2𝜋𝐻𝑠𝑘𝑚𝑟 Resistenza dei mattoni refrattari
𝑅𝑚𝑖 =ln(
𝑟𝑒
𝑟𝑖)
2𝜋𝐻𝑠𝑘𝑚𝑖 Resistenza dei mattoni isolanti
𝑅𝑘𝑤 =ln(
𝑟𝑒
𝑟𝑖)
2𝜋𝐻𝑠𝑘𝑘𝑤 Resistenza dell’isolante Kaowool
67
𝑅𝑠𝑤 =ln(
𝑟𝑒
𝑟𝑖)
2𝜋𝐻𝑠𝑘𝑠𝑤 Resistenza dell’isolante Superwool
𝑅𝐵𝑇𝑈 =ln(
𝑟𝑒
𝑟𝑖)
2𝜋𝐻𝑠𝑘𝐵𝑇𝑈 Resistenza dell’isolante BTU Block
𝑅𝐶𝑜𝑛𝑣 =1
2𝜋ℎ𝑐𝑟𝑖𝐻𝑠 Resistenza dei mattoni refrattari
𝐻𝑠= Livello di riempimento del serbatoio [m]
𝑟𝑒 = Raggio esterno del rispettivo layer [m]
𝑟𝑖 = Raggio interno del rispettivo layer [m]
Per calcolo del coefficiente di scambio convettivo (ℎ𝑐) è stata utilizzata la relazione di
Eckert e Jackson:
𝑁𝑢𝐿 = 0.678𝑃𝑟0.5𝐺𝑟𝐿
0.25
(0.952 + 𝑃𝑟)0.25
Con:
𝑁𝑢𝐿 =ℎ𝑐𝐻𝑠
𝑘
𝐺𝑟𝐿 =𝑔 𝐻𝑠
3 𝛽𝜌 (𝑇𝑝 − 𝑇𝑎)
𝜇2
La potenza persa attraverso le pareti è pari a:
�̇�𝐻𝑇/𝐶𝑇_𝑝𝑒𝑟𝑠𝑎 =(𝑇𝑀𝑆 − 𝑇𝑎)
𝑅𝑚𝑟 + 𝑅𝑚𝑖 + 𝑅𝑘𝑤 + 𝑅𝑠𝑤 + 𝑅𝐵𝑇𝑈 + 𝑅𝐶𝑜𝑛𝑣
Con:
𝑇𝑀𝑆= temperatura sale fuso [°C]
𝑇𝑎= temperatura dell’aria [°C]
68
FIGURA 38 TEMPERATURE DEL SALE ALL'INTERNO DEL SERBATOIO CALDO E FREDDO
In figura sono riportate le temperature dei serbatoi ottenute dalla simulazione del
funzionamento di un impianto da 5MW sito in Priolo Gargallo (Sicilia). Questo studio,
fatto attraverso dati della radiazione solare diretta misurati a terra, consente di
evidenziare come nei mesi invernali, a causa di lunghi periodi in assenza di radiazione,
si renda necessario l’utilizzo della caldaia ausiliaria per non far scendere al di sotto di
temperature limiti prestabilite il sale fuso.
69
2.7. RISULTATI TECNICI
Attraverso la trattazione qui svolta è possibile definire le prestazioni di un impianto
solare termodinamico a collettori parabolici, la cui valutazione può essere riassunta
dallo schema che segue:
FIGURA 39 BILANCIO ANNUALE DI ENERGIA DEL SISTEMA
L’energia in ingresso al sistema è l’integrale nell’anno dell’ANI. Utilizzando la
superficie captante totale ed il rendimento termico totale del campo solare si conosce
l’entità dell’energia assorbita dal fluido. L’energia accumulabile però risulta inferiore
all’energia assorbita a causa della potenza termica persa nella circolazione del sale nel
campo solare nelle ore in assenza di radiazione. Le dimensioni dell’accumulo
influiscono notevolmente sulla produttività dell’impianto: infatti se la massa di sali
accumulata è inferiore a quella relativa alla potenza che si potrebbe accumulare durante
il giorno, una parte di questa viene dispersa (energia scartata). Altra energia dispersa
deriva dalla potenza termica dispersa dalle tubazioni (piping) e dai serbatoi. All’energia
accumulata deve essere sommata l’energia proveniente dalla caldaia ausiliaria per
calcolare l’energia utilizzata. Infine noto il rendimento termodinamico dell’impianto
generatore di potenza si calcola l’energia elettrica finale prodotta.
70
2.8. VALUTAZIONE ECONOMICA
La costruzione di un qualunque impianto di produzione energetica richiede che venga
fatto prima una valutazione economica a completamento dello studio di fattibilità. E’ di
fondamentale importanza la corretta valutazione economica, specie se basato su
tecnologie innovative e/o con combustibili non tradizionali che hanno raggiunto lo
stadio di sviluppo della maturità industriale. Solo grazie ad essa si può infatti capire se
l’impianto proposto sta per diventare competitivo, sul libero mercato, con quelli già in
esercizio, oppure è ancora lontano dalla maturità commerciale.
La valutazione dell’economicità di un impianto da costruire, e la conseguente stima
della redditività da esso attesa, richiede una corretta quantificazione di tutte le entrate e
le uscite che si verificano durante la sua costruzione ed esercizio; vale infatti il principio
generale che un impianto di produzione energetica è economicamente conveniente solo
se, nel complesso, i ricavi da esso ottenibili sono maggiori dei costi richiesti (al netto
degli eventuali contributi concessi). Inoltre la corretta valutazione della redditività e
della fattibilità di impianti basati su tecnologie in costante sviluppo tecnologico,
comporta un’analisi di sensitività del risultato economico finale alle variazioni delle
grandezze che lo influenzano maggiormente, secondo diversi possibili scenari
riguardanti la loro evoluzione futura.
2.8.1. ANALISI DEI COSTI DELL’IMPIANTO DI GENERAZIONE
La valutazione dei costi, che devono essere sostenuti per ottenere la produzione
energetica, può essere fatta con riferimento a diverse modalità di funzionamento
dell’impianto in esame. In tal modo si può tener conto sia delle caratteristiche delle fonti
di energia primaria utilizzate che della eventuale presenza di sistemi d’accumulo
dell’energia trasformata, nonché di sistemi ausiliari d’integrazione di tipo tradizionale o
di un impianto integrato, in genere alimentati con combustibili tradizionali. Tutti questi
apparati hanno la funzione di compensare le differenze tra le potenze richieste dalle
utenze e quelle che l’impianto a sé stante sarebbe in grado di erogare, oppure di
mantenerne costante la potenza erogata, su intervalli temporali più o meno lunghi;
pertanto la presenza di almeno uno degli apparati diventa indispensabile quando si fa
ricorso ad una fonte primaria di tipo discontinuo (non programmabile). È evidente che
la scelta della modalità di funzionamento dell’impianto può incidere anche
71
profondamente sul dimensionamento delle sue varie parti componenti. Ciò avviene in
particolare quando la fonte primaria è di tipo non programmabile e il sistema di
generazione non è integrato in un impianto energetico commerciale (in genere di taglia
molto maggiore), ma è direttamente collegato alle utenze.
In questo paragrafo vengono esaminati i costi che incidono sulla produzione di un
impianto di generazione, suddivisi secondo le seguenti tre voci:
costo di costruzione;
costo di esercizio e manutenzione;
costo dei combustibili.
Ad esse va però aggiunta una quarta voce costo delle esternalità, per tener conto del
complessivo impatto negativo che la produzione energetica ha sull’ambiente e sulla
collettività. Fino a poco più di un decennio fa, questa voce non veniva presa in alcuna
considerazione nella valutazione dei costi di produzione, poiché l’esercente non aveva
alcun obbligo di risarcimento dei danni, diretti e indiretti, provocati dal funzionamento
dell’impianto.
Già da diversi anni sono stati definiti dei limiti alle emissioni inquinanti rilasciate da
ciascun impianto; oltre questo limite, il gestore deve pagare una penale proporzionale
all’entità del suo superamento, come parziale risarcimento della collettività per il danno
arrecato. Pertanto gli effetti, provocati all’esterno da un impianto di generazione,
cominciano a riflettersi economicamente sui costi di produzione ed è previsto che, in un
prossimo futuro, avranno un’incidenza crescente.
Quindi le “esternalità”, col loro progressivo trasferimento sui costi di produzione,
potrebbero sensibilmente modificare la scala di preferibilità delle varie fonti energetiche
primarie e le conseguenti scelte tra le diverse tipologie impiantistiche.
o Costo di costruzione
Il costo per la costruzione dell’impianto di generazione rappresenta il complesso delle
spese che si devono sostenere per la sua realizzazione e messa in servizio commerciale.
Tale costo dipende sia dalla taglia dell’impianto che dalle sue caratteristiche costruttive
ed è tanto maggiore, a parità di taglia, quanto più è innovativa la tecnologia sfruttata.
72
Per definire una valutazione quantitativa, i costi di costruzione vengono divisi in due
voci principali:
Costi diretti: comprendono le spese per la progettazione e la direzione lavori;
l’acquisto e la sistemazione del sito; la costruzione delle opere civili; la
fabbricazione, il trasporto e il montaggio in cantiere dei componenti principali;
l’avviamento dell’impianto.
Costi indiretti: comprendono le spese per le consulenze tecniche; l’iter
autorizzativo alla costruzione; la gestione degli ordini e dei contratti; le ispezioni
in fabbrica; i collaudi; la gestione dell’amministrazione; le imposte; gli interessi
passivi, corrisposti sull’eventuale capitale preso in prestito, fino all’entrata in
esercizio commerciale dell’impianto; le spese per l’assicurazione contro i rischi
nel cantiere; le somme da tenere a disposizione per far fronte ad eventuali
imprevisti nel corso della realizzazione.
Il costo di costruzione che verranno di seguito calcolati saranno a preventivo . Si terrà
quindi conto delle informazioni ricavabili da dati a consuntivo (cioè di impianti già
realizzati e di cui si hanno tutte le voci di costo accertate) di impianti analoghi (della
stessa tipologia e di taglia confrontabile), se disponibili, altrimenti delle informazioni
estrapolabili da impianti già realizzati, di taglia più piccola, oppure, in mancanza di
questi, da impianti di tipo dimostrativo e di ricerca.
È evidente quindi che le varie voci di costo possono presentare margini d’incertezza
tanto più ampi quanto più la tecnologia è di tipo innovativo e più è ridotta l’esperienza
complessivamente cumulata nella realizzazione della specifico componente.
L’attuale costo di investimento per impianti solare termodinamici nei paesi OECD5
(Organisation for Economic Co-operation and Development) varia tra i 4000 €/kW e
7000€/kW; mentre negli stati non-OECD si hanno costi più bassi che variano tra i
3500€/kW e 6500€/kW. Questi costi si riferiscono ai costi di impianti a collettori
parabolici e agli impianti a torre, uniche tra le tecnologie solare termodinamico, con
5 Attuali membri dell’OECD: Australia, Austria, Belgium, Canada, Chile, Czech Republic, Denmark,
Estonia, Finland, France, Germany, Greece, Hungary, Iceland, Ireland, Israël, Italy, Japan, Korea, Latvia,
Luxembourg, Mexico, Netherlands, New Zealand, Norway, Poland, Portugal, Slovak Republic, Slovenia,
Spain, Sweden, Switzerland, Turkey, United Kingdom, United States.
73
impianti di taglia commerciale. Tra le due tecnologie presenta un costo maggiore
l’impianto a torre ma il costo degli impianti a collettori paraboici cresce se comprende
lo storage di energia. Al tempo stesso, questa soluzione tecnologica per gli impianti
CSP portano ad un aumento del fattore di capacità, della dispacciabilità e un minor
LCOE (soprattutto se viene usato sale fuso come fluido termovettore).
I costi di costruzione degli impianti solari termodinamici per produzione elettrica non
sono di facile valutazione. Trattandosi generalmente di impianti di grandi dimensioni,
che comportano investimenti che possono arrivare ai miliardi di euro, le notizie in
merito sono spesso confidenziali; a volte ciò che viene comunicato non è realistico.
Costi consolidati si hanno solo nei mercati che presentano un ampio portafoglio di
installazioni, come gli Stati Uniti e la Spagna. Un impianto solare termodinamico può
essere realizzato in vari modi (con o senza accumulo e nel secondo caso con diversi
dimensionamenti sia del sistema di accumulo che del campo solare, aspetti che
influiscono sui costi di investimento ma anche sulla produzione attesa) in realtà il
riferimento al puro costo specifico di investimento può essere fuorviante e comunque
fornisce un intervallo tra costo minimo e costo massimo e non un valore univoco.
Per gli impianti a collettori parabolici costruiti tra il 2007 ed il 2013, con accumulo
termico dalle 4 alle 8 ore, i costi a consuntivo variano tra 6300 €/kW e i 12000 €/kW.
Dal 2013, si è registrato un trend verso il basso arrivando ad una stima tra i 5500 €/kW
e 7500 €/kW. Ad oggi il costo unitario d’impianto è compreso tra i 4000€/kW e i
5000€/kW.
Stime di alcuni anni fa, su possibili riduzioni del costo di investimento (CAPEX,
CAPital EXpenditure) entro il 2022, indicavano valori tra 2,5 e 8 M€/MW per un
impianto parabolico lineare e tra 3 e 6,3 M€/MW per un impianto a torre solare, senza e
con accumulo termico. Per impianti dedicati alla produzione elettrica, la stragrande
maggioranza dei progetti recenti prevede sempre la presenza di un sistema di accumulo
termico. I dati più recenti relativi al “mercato internazionale” in una prospettiva che si
estende dal 2013 al 2050, sono riportati in Tabella 6. I costi sono espressi in M€/MW
(riferiti rispettivamente al 2015 e al 2013); non è specificato il dimensionamento del
sistema di accumulo.
74
TABELLA 6 COSTO DI INVESTIMENTO (CAPEX) IN M€/MW
Costo di investimento (CAPEX) in M€/MW
Anno 2013/2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050
Analisi 2014 Ipotesi
“Bassa” 4,1 3,3
3
2,8 2,6
Analisi 2014 Ipotesi
“Media” 5,6 4,5
3,8
3,5 3,4
Analisi 2014 Ipotesi
“Alta” 6,9 6
5
4,5 4
Studio 2016 4,3 3,5 3,04 2,81 2,66
È inoltre doveroso evidenziare che non solo l’aggiornamento dei dati ma anche gli
interesse sulle tecnologie in causa influiscono sui valori, soprattutto nella prospettiva di
lungo termine.
Sono stati recentemente pubblicati i costi di investimento di due impianti significativi
attualmente in costruzione (Noor II e Noor III) in Marocco, realizzati da ACWA Power.
L’impianto Noor II è a collettori parabolici con una potenza di 200MW, usa olio come
fluido termovettore e per l’accumulo di 7 ore viene impiegato sale fuso. L’impianto
Noor III è a Torre Solare con una potenza di 150MW ed accumulo con Sali fusi di 8
ore. Il CAPEX è dell’ordine di 5,5 M$/MW e 5,75 M$/MW rispettivamente per Noor II
e Noor III, ovvero dell’ordine di 4,8- 5,05 M€/MW al cambio attuale.
Lo studio di fattibilità per un impianto CSP di produzione elettrica, da costruire in Cina
con la tecnologia ENEA dei collettori parabolici lineari e dotato di accumulo termico,
ha fornito un costo di costruzione intorno a 5,9 M€/MW. L’impianto ha una potenza di
55 MW e dovrebbe essere il primo di una serie di impianti solari che la Compagnia
JINFAN Power intende costruire nella Provincia di Gansu.
Altro studio di fattibilità redatto da ENEA ha portato alla stima del costo di costruzione
per un impianto ibrido (solare biomassa) di produzione elettrica, da localizzare in
Sardegna. L’impianto, con campo solare a collettori parabolici lineari, dotato di
accumulo termico e integrato con una caldaia a biomassa a valle del serbatoio caldo, ha
75
una potenza complessiva di 2,7 MW; il suo costo di costruzione è stato stimato pari a
11,6 M€.
Il costo di costruzione dell’impianto può essere suddiviso in quattro voci che
definiscono i quattro sottosistemi caratteristici di tali impianti. Tali voci sono:
Parte convenzionale6
Sistema di captazione dell’energia solare
Sistema d’accumulo termico
Generatore di vapore
Costi accessori
La ripartizione in termini di costo per un impianto da 5 MW vengono mostrati nelle
seguenti figure.
FIGURA 40 CONFRONTO RIPARTIZIONE COSTI DI COSTRUZIONE IMPIANTO DA 5MW CON E SENZA STORAGE
6 comprende tutti i componenti e sistemi del ciclo acqua-vapore
76
Una ripartizione percentuale dei costi di investimento è stata studiata da uno studio
IRENA del 2012, i cui risultati sono mostrati in tabella:
TABELLA 7 RIPARTIZIONE PERCENTUALE DEL COSTO DI INVESTIMENTO
Ripartizione percentuale del costo di investimento
Sito Terreno 3,1
17,2 Preparazione del sito e infrastrutture 5,8
Strutture metalliche 2,5
Tubazioni 1,8
Installazioni elettriche 4
Campo solare Collettori solari 6,4
38,5 Tubi ricevitori 7,1
Strutture metalliche 10,7
Piloni 1,1
Fondazioni 2,1
Movimentazione collettori 0,4
Flessibili 0,7
Circuito termovettore 5,4
Fluido termovettore 2,1
Strumentazione e controlli 2,5
Accumulo termico Sali 5,1
10,5 Serbatoi 1,8
Coibentazioni 0,2
Fondazioni 0,6
Scambiatori di calore 1,4
Pompe 0,4
Accessori 1
Parte convenzionale Gruppo di potenza 5,7
14,3 Accessori 5,7
Interfaccia rete 2,9
Spese generali Progettazione 2,9
19,5 Direzione lavori 7,7
Finanziamento 6
Imprevisti 2,9
Totale
100
77
Da quest’analisi si evince che attualmente i costi non sono competitivi con quelli dei
tradizionali impianti di produzione; ma si ha la ragionevole certezza che sono destinati a
scendere nel tempo, al crescere della potenza cumulativa installata per le diverse
tipologie d’impianto.
o Costo di esercizio e manutenzione
Il costo di esercizio e manutenzione rappresenta l’insieme delle spese che l’esercente
deve sostenere per mantenere in funzione ed in condizioni efficienti l’impianto di
produzione.
Pertanto sono comprese in tale costo:
le spese per il personale;
le spese per la manutenzione ordinaria e straordinaria;
le spese per i pezzi di ricambio ed il materiale di consumo;
le spese per l’assicurazione contro danni all’impianto da eventi interni o esterni;
le spese per l’assicurazione contro danni causati dall’impianto dopo la sua
entrata in servizio, con copertura della responsabilità civile verso terzi.
Poiché ai fini dell’analisi economica interessa conoscere il costo annuo di esercizio e
manutenzione, è evidente come in esso compaiano sia spese fisse, indipendenti dalle ore
annue di funzionamento, che spese pressoché proporzionali a queste e quindi, in prima
approssimazione, alla produzione annua dell’impianto.
Va tenuto presente che le diverse voci del costo di esercizio e manutenzione in genere
non rimangono costanti nel corso degli anni di funzionamento dell’impianto. Ciò si
verifica sia perché, all’aumentare della produzione cumulata, alcuni componenti
strutturali ed organi in movimento sono soggetti a deteriorarsi e a logorarsi, richiedendo
maggiori interventi di manutenzione, sia perché, specie in impianti che sfruttano
tecnologie innovative, l’esperienza d’esercizio maturata porta ad ottimizzare
progressivamente la gestione dell’impianto e a suggerire quelle modifiche
impiantistiche che consentono di migliorare le prestazioni complessive, come pure di
ridurre sensibilmente i malfunzionamenti e/o le rotture dei componenti critici.
Comunque è in genere assai difficile, soprattutto nelle valutazioni preventive,
suddividere il costo annuo di esercizio e manutenzione in spese fisse (che costituiscono
78
la parte preponderante) e spese proporzionali alla produzione energetica. Spesso, anche
per impianti in esercizio, questo costo annuo viene fornito nel suo complesso come
percentuale del costo iniziale di costruzione: così, ad esempio, per un impianto
termoelettrico a ciclo combinato gas-vapore, con due sezioni da 350 MWe , viene preso
un costo annuo pari al 3,8% dell’effettivo costo di costruzione; per altre tipologie
d’impianti di produzione elettrica a combustibili commerciali una percentuale compresa
tra il 3 e il 3,5%, mentre per gli impianti eolici si prende una percentuale tra il 2 e il 3%.
In altri casi viene invece fornito il suo valore globale annuo e, se l’impianto produce
energia di un solo tipo, la sua incidenza sul costo unitario della produzione lorda,
effettiva o attesa; ad esempio, per gli impianti termoelettrici solari a collettori parabolici
lineari si stima che il costo di esercizio e manutenzione abbia un’incidenza, sul costo
della produzione lorda, compresa tra 1,9 e 2,8 c€/kWhe.
La prima valutazione dettagliata dei costi delle O&M (Operations and maintenance) per
gli impianti solari termodinamici si hanno dall’impianto californiano Solar Electricity
Generating System (SEGS), costruito tra il 1982 ed il 1990. La stima è di
0,04USD/kWh (Cohen, 1999). Una delle maggiori spese è risultata essere la
sostituzione degli specchi ricevitori a causa della rottura del vetro. Sviluppi tecnologici
dei materiali impiegati e di una nuova progettazione hanno contribuito a ridurne la
possibilità di guasto ed il loro costo. Costo di manutenzione ordinario che permane
elevato è quello della pulizia degli specchi, inclusi i costi dell’acqua. L’impianto può
essere assicurato con un possibile costo tra 0,5 % e 1% del costo del capitale iniziale.
Questo costo aumenta in caso di installazioni in luoghi meno sicuri. Dai più recenti
impianti costruiti in Spagna, si stima che siano più bassi rispetto a quelli degli impianti
SEGS. Ad oggi i costi delle O&M sono stimati tra 0,02 USD/kWh a 0,04 USD/kWh
(compresa l'assicurazione) (Fichtner, 2010). Come per i costi di impianto anche i costi
di manutenzione degli impianti a collettori parabolici è più basso del costo degli i
impianti a torre rispettivamente sono tra 0,02-0,03 USD/kWh e 0,03-0,04 USD/kWh.
o Costo dei combustibili
Rappresenta l’insieme delle spese annue che l’esercente deve sostenere per rifornire
l’impianto di produzione dei combustibili necessari al suo funzionamento. Tali spese
79
sono associate alle diverse fasi del ciclo di ciascun combustibile utilizzato, che possono
comprendere:
l’acquisto del materiale grezzo;
il suo trattamento e la conversione nella forma chimica desiderata;
il suo condizionamento nella forma fisica più adatta per il trasporto e l’utilizzo
all’interno dell’impianto di generazione;
il trasporto fino all’impianto di produzione energetica;
il trattamento chimico e il condizionamento di ciò che rimane del combustibile
dopo il suo sfruttamento nell’impianto di produzione;
il recupero dei sottoprodotti utilizzabili e lo smaltimento dei rifiuti.
Tutte queste voci di spesa possono essere raggruppate in tre categorie:
costi associati al consumo di combustibile, dati dalla differenza tra il valore
iniziale del materiale grezzo e quello finale (eventualmente nullo) dopo l’utilizzo
nell’impianto di produzione;
costi associati al ciclo del combustibile, dati dalle spese relative alle fasi di
trattamento, conversione, condizionamento e trasporto del combustibile, nonché
alle fasi di trattamento, condizionamento e smaltimento dei residui;
oneri economici, dati dagli interessi passivi sulle spese, richieste nelle varie fasi
del ciclo, che precedono i ricavi dalla vendita della produzione energetica.
Va sottolineato che, a seconda del combustibile utilizzato, possono mancare una o più
fasi del ciclo e quindi una o più delle tre categorie di costi sopra citate; inoltre questi
costi di norma sono variabili nel tempo e, specie quelli della prima categoria, possono
essere soggetti a notevoli fluttuazioni anche nell’arco dello stesso anno. Pertanto, negli
impianti di produzione in grado di funzionare con combustibili diversi, al fine di
minimizzare il loro costo complessivo, l’esercente fa ricorso di norma al combustibile
che, in ciascun periodo dell’anno, è più economico, a meno che non ci siano vincoli
tecnico-gestionali o ambientali al suo utilizzo.
È evidente che, nell’impianto in esame, dove l’energia primaria è da fonte rinnovabile,
la voce “costo dei combustibili” si riduce fortemente. Gli impianti a collettori parabolici
comprendono sempre una caldaia ausiliaria alimentata soprattutto con gas naturale, sono
80
ancora in fase di studio sistemi ibridi alimentati con biomasse. Un breve andamento del
costo del gas naturale è mostrato nella figura che segue.
FIGURA 41 ANDAMENTO PREZZO GAS NATURALE
o Costo delle esternalità
Come già ricordato, è ormai indispensabile considerare anche questa voce ai fini di una
corretta valutazione economica di un impianto di produzione energetica.
In questo settore produttivo le esternalità sono associate principalmente ai danni
provocati dalle emissioni derivanti dall’utilizzo delle varie fonti primarie. Tali danni
comprendono sia l’impatto fisico sull’ambiente dell’inquinamento prodotto, che le
conseguenze di tale impatto sulla qualità della vita. Dal punto di vista economico,
l’inquinamento dovuto ad un impianto andrebbe ridotto complessivamente fino ad un
livello efficiente, al disopra del quale il danno prodotto, in termini monetari, risulta
ancora superiore al costo che si dovrebbe affrontare per ottenere un maggior
abbattimento degli inquinanti e al disotto del quale il danno risulterebbe invece inferiore
al costo richiesto per proseguire nel loro abbattimento. Pertanto, a tale livello globale
d’inquinamento il danno economico marginale eguaglia il costo marginale per
l’ulteriore riduzione. La sua individuazione però non è semplice, poiché richiede la
conoscenza dell’andamento sia dei costi ambientali (esterni) che dei costi per la cattura
e il trattamento delle diverse sostanze inquinanti rilasciate dall’impianto (interni), al
variare del livello di efficienza ottenibile con i sistemi attualmente disponibili su scala
industriale. Così l’individuazione del livello efficiente per l’inquinamento di ogni fonte
energetica viene a dipendere in modo cruciale dalla valutazione economica delle
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
$/mmBTU
anno
Japan LNG cif
Average Germanimport price cifUK NBP
Btu=British therma units cif=cost+insurance+f
81
esternalità prodotte. Questa comporta la quantificazione dei costi dovuti all’impatto
fisico, come pure dei costi connessi alla perdita di un bene di difficile valutazione
oggettiva, quale può essere la qualità della vita. Alla grande difficoltà nel definire un
valore monetario condiviso per una data esternalità, si aggiunge poi quella di stabilire, a
livello governativo, come e in che misura tale valore debba essere inglobato nei costi di
produzione ed avere un impatto sui prezzi di mercato dei prodotti energetici.
2.8.2. ANALISI DEI RICAVI DELL’IMPIANTO DI GENERAZIONE
I ricavi ottenibili da un impianto di generazione sono tutti legati, direttamente o
indirettamente, alla sua produzione energetica e in genere, a parità di produzione,
dipendono anche dalla sua modalità di funzionamento. Tali ricavi sono costituiti dalla
vendita, diretta o sul mercato, della produzione energetica e, a seconda delle fonti
primarie e della tipologia impiantistica utilizzate, dalle incentivazioni sulla produzione
durante i primi anni d’esercizio. Di norma il prezzo unitario di vendita della produzione
energetica è fissato sia in base al tipo di energia fornita che alle sue qualità. È evidente
che per ogni tipo d’energia prodotta (elettrica, termica, frigorifera) il prezzo unitario è
fortemente legato all’entità della sua domanda da parte delle utenze collegate,
direttamente o tramite rete di distribuzione, all’impianto di produzione. Poiché tale
domanda non è quasi mai costante nel tempo ma, in genere, varia in modo consistente
sia durante l’arco della giornata che durante i giorni della settimana e i mesi dell’anno,
ne consegue che, a parità di produzione, i ricavi annui sono maggiori se si riesce a
modularla, aumentandola nei periodi di maggior richiesta e riducendola (fino ad
azzerarla se fosse possibile) nei periodi di richiesta scarsa o nulla. Quanto alla
prevedibilità dell’andamento temporale della domanda nel corso dell’anno, questa
dipende molto dal numero e dalla tipologia delle utenze collegate e quindi,
indirettamente, dalla possibilità di trasportare l’energia prodotta. L’energia elettrica (a
differenza delle energia termica e frigorifera) è facilmente trasportabile anche a lunghe
distanze (qualche migliaio di chilometri) attraverso reti di trasmissione nazionali tra loro
interconnesse; quindi, se l’impianto cede in rete la sua produzione, le utenze collegate
sono estremamente numerose e diversificate. In tal caso l’andamento temporale della
domanda, sia su base giornaliera che mensile o annuale, è prevedibile con elevato grado
d’affidabilità. La situazione muta però radicalmente quando l’impianto cede la sua
produzione elettrica ad una rete locale o direttamente alle utenze, collegate con una rete
82
dedicata; in queste circostanze l’andamento temporale del carico potrebbe essere poco
prevedibile.
Poiché le tecnologie CSP, a collettori parabolici e a torre solare, hanno raggiunto ormai
un livello di maturità industriale più o meno elevato, in tutti i Paesi industrialmente
avanzati sono state previste, con diverse modalità, incentivazioni economiche volte a
favorire un rapido sviluppo delle tipologie più promettenti, onde ridurne i tempi di
avvicinamento alla fase di maturità commerciale. Nell’ambito dello studio di fattibilità
di un impianto CSP, la valutazione economica deve quindi anche tener conto delle
diverse modalità con le quali è attualmente incentivato e della durata temporale di
ciascun incentivo. Ciò al fine di stabilire se l’esborso complessivo, richiesto per la sua
costruzione e la successiva gestione durante la fase produttiva, viene remunerato nel
tempo in maniera adeguata.
2.8.3. COSTI UNITARI DI PRODUZIONE
Per facilitare l’analisi del risultato economico finale, vengono definiti e calcolati
opportuni indicatori economici di riferimento e di controllo. Dal loro valore, che
dipende ovviamente anche dai margini di variabilità con i quali sono note le diverse
voci d’entrata ed uscita, è possibile stabilire in maniera oggettiva la convenienza
economica di una iniziativa proposta, come pure individuare, fra diverse iniziative
proposte tra loro alternative, la più conveniente.
Gli indicatori economici, per come sono definiti, descrivono però soltanto alcuni aspetti
del problema e la loro valutazione rappresenta solo una prima fase dell’analisi
economica complessiva. I loro valori infatti dipendono molto dalle iniziali assunzioni
che stanno alla base dello studio di fattibilità e che potrebbero rivelarsi poco realistiche
ad un successivo esame più accurato ed approfondito. Di conseguenza, nell’analisi
economica preliminare di una iniziativa proposta, è necessario che si ottengano, nel
complesso, buoni valori per gli indicatori economici di riferimento e controllo, ma ciò
non è sufficiente ad assicurarne l’effettivo successo economico.
Va ricordato inoltre che nel processo decisionale spesso possono prevalere criteri di
scelta diversi da quelli della esclusiva convenienza economica, quali ad esempio: la
diversificazione delle fonti energetiche primarie, la riduzione della dipendenza
dall’estero per l’approvvigionamento energetico, la riduzione dell’impatto ambientale
83
degli impianti di produzione, l’incremento dei posti di lavoro, l’opportunità di sostenere
l’industria nazionale in un settore ritenuto strategico, la volontà di far crescere le
competenze per favorire la competitività del settore a livello internazionale.
Indicatore economico per eccellenza negli impianti di potenza sono i costi unitari di
produzione. Essi sintetizzano meglio di qualunque altra grandezza, le prestazioni
dell’impianto dal punto di vista economico. Il costo unitario delle varie produzioni
energetiche, per la tipologia d’impianto in esame, rende quindi possibile un confronto
con quello medio degli impianti convenzionali a combustibili fossili; ciò permette di
verificare se tale tipologia ha raggiunto o è prossima allo stadio di maturità
commerciale. Tramite i costi unitari di produzione si possono anche fare valutazioni
economiche preliminari su progetti innovativi di impianti, tesi a migliorarne le
prestazioni; in tal modo c’è anche la possibilità di individuare, tra più configurazioni
possibili, quella che minimizza tali costi unitari.
Nel caso di impianti CSP di sola produzione elettrica, i valori che si ottengono per il
costo livellato dell’energia (LCOE) dipendono fortemente sia dall’irraggiamento solare
medio annuo del sito che dall’utilizzo di sistemi di accumulo energetico. Ad oggi il
LCOE di un impianto CSP varia tra 75 e 360 €/MWh per le tecnologie a sistemi
parabolici lineari e a torre solare, con e senza accumulo termico, in due principali aree
di mercato (Spagna, Stati Uniti e Australia - Cina e India).
Le stime sulle possibili riduzioni di costo per un impianto parabolico lineare con
accumulo indicano un intervallo compreso tra 90 e 110 €/MWh entro il 2022.
84
Nello studio di fattibilità ENEA per l’impianto ibrido (solare biomassa) da installare in
Sardegna, avente una potenza elettrica lorda complessiva di 2,7 MW, è stato calcolato il
costo unitario di produzione dell’impianto tramite il sistema di calcolo FELIPE
(brevetto ENEA). I risultati sono riportati in tabella:
TABELLA 8 COSTO UNITARIO DI PRODUZIONE DELL’IMPIANTO IBRIDO SOLARE-BIOMASSA
Costo unitario di produzione dell’impianto ibrido solare-biomassa
Voce Di Costo Costo annuo
(M€)
Incidenza sulla produzione unitaria
Termica
(c€/kWht)
Frigorifera
(c€/kWhf)
Elettrica
(c€/kWhe)
Ammortamento Impianto 1.487 0 0 15,1
Esercizio e Manutenzione 368 0 0 3,7
Combustibile 109 0 0 1,1
Esternalità 0 0 0 0
Totale 1.964 0 0 20
85
3. ANALISI DI FATTIBILITÀ DI IMPIANTI PER TAIWAN
3.1. INTRODUZIONE
Il modello di calcolo sviluppato e descritto nel precedente capitolo è stato applicato per
lo studio di fattibilità di due impianti a collettori parabolici da 5 MWe e 50 MWe,
entrambi con 8 ore di accumulo diretto con sali fusi e doppio serbatoio. Lo studio è stato
fatto per il sito di Taichung in Taiwan, con dati orari di radiazione solare diretta,
temperatura ambiente e velocità del vento.
I dati utilizzati per la caratterizzazione del sito sono stati presi da un database realizzato
con METEONORM®, un software commerciale che mette a disposizione tutte le
informazioni metereologiche di riferimento. Per il sito in studio non ci sono stazioni
metereologiche con misuratori di radiazione a terra, i risultati sono stati ottenuti per
interpolazione tra i dati misurati da stazioni vicine. Altri dati sulla radiazione solare
oraria sono stati presi attraverso la banca dati dell’Agenzia Europea EUMETSAT
(European Organisation for the Exploitation of Meteorological Satellites), specializzata
nella gestione e nello sfruttamento dei satelliti metereologici allo scopo di fornire dati di
carattere meteorologico e climatologico. I database utilizzati permettono solo una prima
valutazione della fattibilità del sito di installazione e quindi dell’impianto. A questa
prima analisi dovrà seguire una campagna di misurazioni a terra, per verificare che la
distribuzione dei risultati sperimentali sia entro limiti accettabili per un tale
investimento.
86
3.2. CARATTERIZZAZIONE DEL SITO
FIGURA 42 REGIONE DI TAICHUNG A TAIWAN
Il sito previsto per la costruzione dell’impianto è Taichung, regione centro occidentale
dell’isola di Taiwan, latitudine 24° 15’ N, longitudine 120° 67’ E.
FIGURA 43 ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA (DATI
METEONORM)
FIGURA 44 ANDAMENTO DELLE PRECIPITAZIONI (DATI
METEONORM)
Taiwan è un’isola dal clima tropicale, con estati afose e piovose, ed inverni miti. In
inverno, le temperature massime si attestano sui 22 °C, le minime, a causa dell'influenza
del mare e della bassa latitudine, non scendono mai sotto lo zero, con limitate serie di
giorni con assenza di sole. In primavera si comincia a manifestare una certa attività
temporalesca pomeridiana, riducendo le ore di soleggiamento a causa del monsone
estivo che raggiunge l'isola all’inizio del mese di maggio, provenendo da sud. L'estate è
calda e con piogge intense e di breve durata. In questo periodo l'isola è spesso
interessata da tifoni, cicloni tropicali che portano forti venti, con picchi di 9 m/s, e
piogge torrenziali, ma che in genere arrecano più danni lungo la costa orientale. Il
periodo in cui sono più frequenti va da agosto all'inizio di ottobre. Da ottobre a
dicembre, passato il monsone, le piogge diminuiscono notevolmente. I fattori
87
metereologici che vanno tenuti in considerazione nel dimensionamento sono i picchi di
vento e l’elevata nuvolosità che riduce la quantità di radiazione solare diretta.
FIGURA 45 DISTRIBUZIONE DELLA DNI ORARIO DI TAICHUNG (METEONORM®)
Dall’analisi dei dati statistici dei database orari già nominati si ha un valore di
radiazione solare diretta annuale di circa 900 kWh/m2anno con un valore medio della
densità di potenza di 270 W/m2. In letteratura sono stati trovati valori della radiazione
mensile ed annua più alti, l’esempio riportato nella figura seguente si riferisce a valori
misurati dalla NASA. Questa variabilità nei dati enfatizza la necessità di una campagna
sperimentale di misura per avere dati meteorologici certi sul sito.
FIGURA 46 - DNI MEDIA MENSILE DURANTE LE ORE DI SOLEGGIAMENTO A TAICHUNG.
Il questa fase il dimensionamento è stato eseguito sui dati orari disponibili forniti da
METEONORM®.
0
100
200
300
400
500
600
CMSAF 313 W/m2
NASA 369 W/m2
W/m
2
METEONORM 274 W/m2
Media Annuale
88
Come prima cosa è stata analizzata la radiazione solare diretta. Infatti per valutare
energia termica effettivamente raccolta dal campo solare ( ANI Aperture Normal
Irradiance),è necessario determinare la componente normale della radiazione solare
diretta (ESR, Effective Solar Radiation), a meno delle perdite di efficienza per
ombreggiamento, delle perdite di estremità e delle perdite dovute allo IAM (Incident
Angle Modifier).
FIGURA 47 DNI, ESR, ANI MEDIE MENSILI NELLE ORE DI SOLEGGIAMENTO
Una volta valutata la curva di radiazione che realmente incide sugli specchi, è possibile
passare al dimensionamento del campo solare, partendo dai dati di input di riferimento:
o Potenza elettrica richiesta dall’utenza (5 e 50 MWe)
o Tempo di accumulo termico richiesto (8 ore)
l’ANI di design, dovrebbe essere funzione dei dati metereologici del sito in cui si vuole
installare l’impianto ed è stata assunta pari a 800 W/m2 partendo da una prima
valutazione effettuata assumendo un valore empirico di 850 W/m2, successivamente
ottimizzato da considerazioni tecnico economiche.
Assumendo una radiazione nominale superiore a 800 W/m2, l’estensione del campo
solare si riduce (minori costi di investimento iniziali), ma dall’analisi di producibilità
del sito su base annuale, tale riduzione non permetterebbe di assecondare le richieste del
cliente in termini di energia accumulata.
Dall’analisi economica di seguito descritta, emerge però che la riduzione della
radiazione di design comporta una leggera riduzione dei costi di produzione dell’energia
89
elettrica a fronte di un cospicuo aumento dei costi di investimento, dovuti soprattutto
alla necessità di aumentare l’estensione del campo solare.
FIGURA 48 ANDAMENTO COSTI DI INVESTIMENTO E DI PRODUZIONE ENERGIA ELETTRICA (IMPIANTO
5MW)
Nelle figure seguenti sono mostrati due esempi grafici delle distribuzioni annuali delle
ore delle di storage su base mensile, ottenute dimensionando il campo solare
rispettivamente per 800 e 900 W/m2. Note le caratteristiche meteorologiche del sito, la
definizione del valore medio dell’ANI di riferimento è un punto chiave per il
dimensionamento e l’ottimizzazione delle prestazioni dell’impianto solare, che in questo
lavoro è stato effettuato per tentativi.
FIGURA 49 ANDAMENTO DELLE ORE DI STORAGE AL VARIARE DELL'ANI DI DESIGN
90
3.3. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 5MW
3.3.1. CAMPO SOLARE
La dimensione del campo solare e quindi la definizione del numero di collettori solari,
dipende dalla potenza elettrica, dall’efficienza di produzione, dalla capacità di accumulo
termico, dalla radiazione efficace e dalle prestazioni dei collettori solari.
Il sistema in studio ha una potenza elettrica di 5 MW generata facendo espandere in
turbina vapore a circa 525-530°C a 100-120 bar con un’efficienza del ciclo Rankine pari
a 0.25. La potenza termica del generatore di vapore sarà quindi pari a:
𝑃𝐺𝑉 =𝑃𝑒
𝜂𝑡ℎ= 20𝑀𝑊
Questa potenza dovrà coincidere con la potenza che dovrà essere fornita dal campo
solare:
𝑃𝑆𝐹 = 𝑃𝐺𝑉 = 𝐷𝑁𝐼𝐷𝑒𝑠𝑖𝑔𝑛 𝜂𝑆𝐹 𝑆𝑆𝐹
FIGURA 50 RENDIMENTO TOTALE DEL LOOP
Il rendimento del campo solare (𝜂𝑆𝐹 ) è dato dal prodotto del rendimento ottico del
collettore, stimato pari a 0,752 per il valore medio del rendimento termico di una linea
di tubi ricevitori di una stringa di 6 collettori parabolici di lunghezza circa 100 m, in
esercizio con l’ANI di design (800 W/m2), pari a 𝜂𝑡𝑒𝑟𝑚 = 0,8995 per un rendimento
totale 𝜂𝑆𝐹 = 0.6731.
91
La superficie totale riflettente (𝑆𝑆𝐹), sarà pari al prodotto della superficie riflettente di
un collettore (566.8 m2), per il numero di collettori in una stringa (6), per il numero di
stringhe totali che compongono il campo solare.
La potenza termica assorbita da una stringa è dunque pari a circa:
𝑃𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑎 = 566.8 ∙ 6 ∙ 800 ∙ 0.6731=1.831262 MWt
Il numero di stringhe deve essere comprensivo delle stringhe sufficienti per la
produzione dell’impianto senza accumulo termico e di quelle necessarie a garantire le
ore di accumulo previste.
Il numero delle stringhe per la produzione senza accumulo è dato dal rapporto:
𝑃𝐺𝑉
𝑃𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔𝑎=
20
1.831262= 10.9 𝑆𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔ℎ𝑒
Come già descritto nel Capitolo 2 la relazione tra questi due valori è data dal Multiplo
Solare, che per le 8 ore di accumulo è pari a 2, che definisce una superficie totale
riflettente di 66816 m2, distribuita (per difetto), in 20 stringhe.
FIGURA 51 CAMPO SOLARE IMPIANTO 5 MW
92
Il campo solare è diviso in quattro zone ciascuna delle quali contiene 5 stringhe, distanti
15 m l’una dall’altra, pari a circa 3 volte l’apertura del collettore in modo da
minimizzare le perdite per oscuramento tra le varie stringhe.
Considerata una larghezza del sistema di storage e del Power Block di circa 30 m si ha
un estensione totale del campo solare di circa 189000 m2
(18,9 ha).
TABELLA 9 CAMPO SOLARE IMPIANTO 5 MW
Campo solare
PGVth [MW] 36,62
Rendimento ciclo Rankine 0,25
ANI Design [W/m2] 800
N° collettori/loop 6
Lunghezza collettore [m] 100
Apertura parabole [m] 0,1
Gap centrale parabole [m] 1
Rendimento ottico 0,752073
Rendimento termico nel loop 0,894995
Rendimento campo solare 0,673101
Superficie riflettente di un collettore [m2] 566,8
Superficie riflettente del campo solare [m2] 66816
N° loop 20
N°collettori totali 120
3.3.2. STORAGE TERMICO
L’impianto prevede un accumulo termico di 8 ore (h), definito come il tempo in cui
l’impianto può operare alla potenza nominale in assenza di radiazione. L’energia
termica da accumulare sarà quindi pari a:
𝐸𝑎𝑐𝑐 = 𝑃𝐺𝑉 ℎ = 160 𝑀𝑊ℎ
La dimensione dello storage dipende dalle temperature operative dei due serbatoi.
L’impiego di Sali fusi permette temperature di esercizio pari a 550°C del serbatoio
caldo e 290°C del serbatoio freddo.
Dalle proprietà termofisiche della miscela binaria di sali utilizzata si ha che per
l’accumulo di 1 MWh sono necessari circa 5,25 m3 di sale nel serbatoio caldo
corrispondenti a circa 9.1 ton di sale. Nel nostro caso saranno necessari 1462,1 ton di
sale nel serbatoio caldo per soddisfare la domanda di energia richiesta.
93
Il volume del serbatoio deve essere però maggiore in quanto deve comprendere il
volume morto sul fondo del serbatoio di altezza di 0,75 m per mantenere la pompa di
estrazione del sale sempre sotto battente ed avere una altezza di circa 1 m sopra il pelo
libero per permettere l’ondeggiamento del fluido in caso di terremoto. Le dimensioni
dei due serbatoi sono state però dimensionate in funzione del volume di sale fuso che
deve contenere il serbatoio caldo dell’impianto in esercizio. Esso consisterà quindi nella
somma del volume di sale necessario all’accumulo, di quello che in esercizio è
contenuto nel campo solare (collettori e tubazioni) e nel generatore di vapore. La massa
totale di sale è pari a 1866.9 ton corrispondente a un volume di 979.7 m3. I due serbatoi
sono stati dimensionati con gli stessi valori di diametro interno ed altezza pari
rispettivamente pari a 11 m e 11.3 m.
FIGURA 52 DIMENSIONE SERBATOI IMPIANTO 5 MW
FIGURA 53 MASSA DI SALE NEL SERBATOIO FREDDO AL PRIMO
RIEMPIMENTO (T) IMPIANTO 5 MW
TABELLA 10 SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 5MW
Sistema di accumulo
Ore di accumulo 8
Solar Multiple 2
Energia accumulata [MWh] 160
Temperatura serbatoio caldo [°C] 550
Temperatura serbatoio freddo [°C] 290
Massa di Sali per accumulo [ton] 1462,068
94
3.3.3. PORTATA DI SALE FUSO
Nel campo solare la portata di sale viene equamente distribuita tra le varie stringhe,
regolata in funzione dell’intensità di radiazione, in modo da mantenere costante la
temperatura di uscita da ogni stringa. Purtroppo non è possibile ridurre troppo la portata
in modo da ridurre la velocità del fluido e quindi il suo coefficiente di scambio termico.
FIGURA 54 ANDAMENTO PORTATA E TEMPERATURA DEI SALI FUSI IN FUNZIONE DELL'ANI
Il valore della portata minima è limitata a 2,03 kg/s, che consente di raggiungere la
temperatura di uscita del sale fuso a 550 °C con una radiazione di 400 W/m2.
FIGURA 55 FLUSSO DEL SALE FUSO NELL'IMPIANTO DA 5MW
Quando la temperatura del sale scende al di sotto dei 550°C ma è superiore a 400°C,
cioè quando la radiazione che incide sul campo solare è compresa tra i 400 W/m2 ed i
95
176 W/m2, per ottimizzare il funzionamento dell’impianto, il flusso viene inviato ad una
caldaia ausiliaria a combustione di gas naturale. Il sale a 550°C verrà quindi inviato al
serbatoio caldo. Il flusso di sale che esce dal campo solare con una temperatura inferiore
ai 400°C viene invece ricircolato nel serbatoio freddo. Nel bilancio energetico annuale
la potenza trasferita al fluido dalla caldaia è limitata al 9% della potenza complessiva
trasferita al fluido (campo solare e caldaia), rispettando il ruolo di alimentazione
secondario.
FIGURA 56 POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO IMPIANTO 5MW
Nel serbatoio freddo viene ricircolata anche la portata di sale proveniente dal campo
solare con una temperatura maggiore di 290 °C, che andrà a “miscelarsi7” con la portata
in uscita dal generatore di vapore a 290°C e con la massa di sale già presente nel
serbatoio. Con temperatura del sale all’interno del serbatoio freddo maggiore di 290°C
la portata inviata al campo solare dovrà essere aumentata con un coefficiente correttivo
in modo che la temperatura di uscita dal campo solare non sia superiore a 550 °C. In
questo lavoro si è ipotizzato che la temperatura di ingresso nel campo solare sia costante
e pari a 290°C. Ci si è limitati a controllare l’andamento della temperatura all’interno
del serbatoio freddo ottenendo una temperatura media annua di 285°C ed una
temperatura massima di 330°C. Attraverso la simulazione del funzionamento di una
stringa, imponendo la temperatura di ingresso a 330°C, nelle condizioni di radiazioni
7Le temperature all’interno dei serbatoi vengono calcolate ipotizzando la completa miscelazione della
massa contenuta nel serbatoio con le portate provenienti dal campo solare e dal generatore di vapore.
In realtà il sale fuso confluisce nel serbatoio formando una stratificazione in funzione della temperatura
e non opera una miscelazione completa.
96
più gravose pari a 1000W/m2, si ha la temperatura di uscita di 550°C con una portata di
6,95kg/s. Tale valore è risultato accettabile considerato che è solo il 13 % maggiore
della portata massima calcolata con una temperatura di ingresso di 290°C e quindi
rientra nel range di operabilità della pompa di circolazione.
FIGURA 57 ANDAMENTO TEMPERATURA DEL SERBATOIO FREDDO PER L’IMPIANTO DA 5MW
3.3.4. PRESTAZIONI DELL’IMPIANTO
Una volta dimensionato il campo solare ed il sistema di accumulo termico è possibile
stimare le prestazioni annuali dell’impianto.
Dall’analisi dell’ANI integrata su base annuale, il numero delle ore in cui la radiazione
permette di accumulare calore alla temperatura di design di 550 °C, è di 1434 h/anno.
Se l’impianto funzionasse senza l’ausilio della caldaia, il valore scenderebbe a
802h/anno ed è quindi chiara l’importanza di questo elemento nell’economia
dell’impianto.
Bisogna inoltre considerare che il numero di ore calcolate di esercizio dell’impianto è
inferiore a quello reale, in quanto si è assunta l’ipotesi che la temperatura di ingresso al
campo solare sia costantemente pari a 290 °C.
All’aumentare di questo valore la radiazione minima necessaria a portare il fluido a 550
°C sarà inferiore e aumentano quindi (anche se di poco), il numero di ore/anno in cui
l’impianto lavora alla temperatura di design.
97
FIGURA 58 - DISTRIBUZIONE ANNUALE DELLA ANI E PORTATA DI SALE FUSO NELLA STRINGA
FIGURA 59 ANDAMENTO ORARIO DELLA POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO E DELLA TEMPERATURA DI USCITA DEL SALE FUSO
DAL CAMPO SOLARE PER L'IMPIANTO DA 5MW
Nella Figura 59 Andamento orario della potenza trasferita al fluido e della temperatura di
uscita del sale fuso dal campo solare per l'impianto da 5MWè riportato l’andamento della
potenza trasferita al fluido dal campo solare e la temperatura di uscita. In funzione
dell’energia assorbita dal fluido si avrà il sale alla temperatura di 550°C e quindi adatta
per immagazzinare il sale fuso nel serbatoio caldo. La temperatura di uscita dal campo
solare del sale fuso sarà inferiore a quella definita dalla simulazione numerica a causa
della potenza termica persa sia dalle tubazioni che dagli headers. Al fine di minimizzare
questa perdita i condotti sono stati coibentati con uno strato opportuno di materiale
isolante, portando questa perdita al 3% dell’energia solare incidente.
98
FIGURA 60 BILANCI DI POTENZA ED ENERGIA PER L'IMPIANTO DA 5MW
Una volta che il serbatoio caldo raggiunge un livello di energia sufficiente inizia ad
alimentare il generatore di vapore e la presenza dello storage permette di produrre anche
in assenza di radiazione.
In giornate particolarmente favorevoli in cui la radiazione solare è alta durante l’arco
della giornata, può accadere che parte dell’energia solare disponibile non possa essere
accumulata perché il livello del serbatoio caldo è massimo, quest’energia deve essere
quindi “scartata” (dumping). Il dimensionamento del serbatoio deve considerare questa
perdita che deve essere minimizzata aumentando il volume, ma avendo sempre come
obiettivo principale l’economia dell’impianto valutata nell’arco dell’intero anno solare,
con il giusto compromesso tra costo ed efficienza di utilizzo del sistema di accumulo.
Al fine di limitare le perdite di dispersione termica, i serbatoi sono stati coibentati con
diversi strati di materiale isolante. Le potenze termiche per il serbatoio caldo e per il
serbatoio freddo sono rispettivamente dell’ordine di 30 MW e 15 MW per una perdita
complessiva dei due serbatoi inferiore all’1% dell’energia solare annua.
FIGURA 61 LAYERS ISOLANTI DEI DUE SERBATOI
99
FIGURA 62 ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA CON IL
RAGGIO DEL SERBATOIO CALDO (IMPIANTO 5MW)
FIGURA 63 ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA CON IL
RAGGIO DEL SERBATOIO FREDDO (IMPIANTO 5MW)
Per la valutazione delle potenze energetiche in gioco è stato utilizzato lo schema
semplificato che segue.
FIGURA 64 PRESTAZIONI IMPIANTO 5MW
Dalla curva oraria della radiazione efficacie (energia solare), utilizzando la superficie
captante totale del campo solare e la curva di efficienza dei collettori si è calcolata
l’energia termica assorbita dal fluido. A questa è stata decurtata la perdita per
circolazione notturna e le dispersioni termiche degli headers e delle tubazioni (compreso
il tubo ricevitore) ottenendo l’energia che potenzialmente può essere accumulata. A
causa della dimensione del serbatoio di accumulo, parte dell’energia accumulabile viene
scartata (energia scartata) in corrispondenza dei periodi in cui il serbatoio caldo è pieno;
quando invece la radiazione scende al di sotto della soglia minima di ingresso nel
serbatoio caldo, per non scartare ulteriore energia, l’energia fornita dal campo solare
viene incrementata da quella fornita dalla caldaia ausiliaria (energia integrata). La
riduzione dell’energia raccolta dal campo solare viene effettuata mettendo fuori
produzione alcune stringhe dei collettori, mentre l’integrazione avviene per
100
combustione di combustibili tradizionali. L’energia accumulata risultante, depurata delle
perdite termiche dei serbatoi, è l’energia utilizzabile. L’energia elettrica immessa nella
rete risente infine del rendimento di trasformazione da energia termica ad elettrica del
ciclo Rankine.
L’energia accumulabile risulta essere il 54% dell’energia solare disponibile a causa delle
perdite per circolazione notturna, per dispersione termica con l’ambiente e per il
rendimento totale del campo solare. L’energia dispersa dai serbatoi è quasi trascurabile
ma una forte riduzione si ha a causa del basso rendimento (25%) del ciclo Rankine. Il
rendimento globale dell’impianto si attesta così a circa il 12,5%.
3.3.5. ANALISI ECONOMICA
L’investimento iniziale è stato calcolato sommando i costi:
o Campo solare;
o Accumulo;
o Gruppo di potenza, costituito da generatore di vapore, turbina, alternatore,
preriscaldatore e surriscaldatore;
o Caldaia di integrazione
Il campo solare è l’elemento di più alto costo soprattutto per l’elevato costo dei
collettori (tubi ricevitori+specchi+strutture+accessori) e del sistema di controllo che
deve essere rigoroso dovendo mantenere la temperatura sempre al di sopra dei 250°C. A
questi si aggiungono i costi delle fondazioni per il collettore e del fluido termovettore
nel campo solare.
TABELLA 11 COSTI CAMPO SOLARE IMPIANTO 5MWE
Campo solare
Collettore (tubi+strutture+accessori+controllo) 140,00 k€/collettore
16800,00 k€
Fondazione per collettore 10,00 k€/collettore
1200,00 k€
Sali fusi 0,90 €/kg
130,52 k€
Totale Campo Solare 18130,52 k€
Costo unitario campo solare 266,75 €/m
2
3626,10 k€/MWe
101
Il sistema di accumulo è stato calcolato in base al volume di sali necessario, funzione
della capacità termica e dell’energia da accumulare.
Nello specifico il costo dei serbatoi si può stimare sulla base di serbatoi in acciaio
speciale pari a 510 €/m3 mentre per i Sali il costo unitario è di 0,9 €/kg.
TABELLA 12 COSTI ACCUMULO IMPIANTO 5MWE
Accumulo
Sistema di accumulo 35 €/kWhth
Totale Accumulo 5600 k€
Il costo del gruppo di potenza è stato calcolato sulla base di valori specifici presenti in
letteratura e su valori di mercato. A questo è stato aggiunto un 20 % per tener conto dei
costi di controllo, costruzione, ingegneria e contingenza.
Infine è stato valutato, sulla base di costi riportati in manuali specifici, il costo della
caldaia di integrazione a combustibili commerciali (caldaia ausiliaria), necessaria per
compensare le dispersioni termiche del campo solare ed aumentare l’efficienza
dell’impianto. Il costo si riferisce ad un forno/caldaia di tipo a camera con tubi radianti
orizzontali in acciaio inossidabile di potenza nominale 10 MW.
TABELLA 13 COSTI DEL GRUPPO DI POTENZA E CALDAIA AUSILIARIA
Gruppo di Potenza
Costo specifico power block 850 k€/MWe
4250 k€
Controllo, Costruzione, ingegneria e contingenza 204 k€/MWe
1020 k€
Generatore energia elettrica 5270 k€
Caldaia ausiliaria 3000 k€
TABELLA 14 RIASSUNTO COSTI DI COSTRUZIONE IMPIANTO 5MW
Costi di impianto
Campo Solare 18130,52 k€
Accumulo 5600 k€
Gruppo di potenza 5270 k€
Caldaia ausiliaria 3000 k€
Totale 32
6,4
M€
k€/kWe
102
FIGURA 65 - RIPARTIZIONE COSTI DI IMPIANTO 5 MW
Per avere un parametro di confronto con le altre tecnologie ma anche tra le diverse
taglie di impianti a collettori parabolici si è calcolato il costo di produzione enrgetica.
Il costo annuale dell’energia elettrica prodotta è stato calcolato attraverso il metodo del
costo annuo; non avendo sufficienti informazioni fiscali e sui ricavi prodotti
dall’immissione in rete dell’energia elettrica di Taiwan, non è stato possibile svilupparlo
con il metodo del valore attuale netto. Noto il costo effettivo dell’impianto si è calcolato
il costo energetico considerando l’ammortamento dell’impianto, i costi di gestione ed i
tassi di sconto effettivi. Nello specifico si è considerata una vita utile dell’impianto di
15 anni con un tasso di sconto fisso del 7%. La vita dell’impianto, in realtà, è anche
superiore ai 30 anni, ma è consigliabile ripagare l’impianto stesso alla metà di questo
tempo, sia per motivi di incertezza sull’effettiva durata, sia perché nella seconda metà
della vita produttiva cresce l’onere delle manutenzioni straordinarie, ben più alto di
quello ordinario considerato. Nel calcolo si è trascurato il costo delle esternalità che
comprendono sia l’impatto fisico sull’ambiente dell’inquinamento prodotto, che le
conseguenze di tale impatto sulla qualità della vita. Questo costo non risulta comunque
significativo sul costo specifico di produzione di energia, dato che le emissioni
inquinanti vengono prodotte dalla sola caldaia ausiliaria.
54%
19%
17%
10%
Costi d'impianto
Campo solare
Accumulo
Blocco generatore energia elettria
Caldaia ausiliaria
103
Il costo annuale (Ca) è stato determinato con la seguente formula:
𝐶𝑎 =𝐼𝑖
𝐹𝑎+ 𝐶𝑜𝑎 + 𝐶𝑐
Dove:
𝐼𝑖 = costo d’investimento iniziale
𝐶𝑐 = costo del combustibile
𝐶𝑜𝑎 = Costo operativo (O&M) delle apparecchiature pari al 2% di Ii
𝐹𝑎 = Fattore di annualità, ricavato dalla seguente relazione:
𝐹𝑎 = ∑1
(1 + 𝑖)𝑗
𝑛
𝑗=1
Con:
n= anni di vita utile
i= tasso di sconto effettivo
Dividendo infine il costo annuale ottenuto (Ca) per l’energia elettrica prodotta nell’arco
di un anno, è stato ottenuto il costo del kWh elettrico.
TABELLA 15 COSTI VARIABILI IMPIANTO 5MW
Costi variabili
Costo combustibile 0,33 €/m3
94,11597 k€/anno
Operations&Maintenance 2 %investimento
640,0104 k€/anno
TABELLA 16 COSTO UNITARIO DELL’ENERGIA PRODOTTA IMPIANTO DA 5MW
Costo kWhel
Fa 9,11
Ii 32000,5 k€
Quota ammortamento (15 anni, 7% sconto
effettivo)
3513,5 k€/anno
Coa 640,0 k€/anno
CC 94,1 k€/anno
Ca 4247,6 k€/anno
Produzione energia elettrica 7,73 GWhe/anno
Costo Energia elettrica 549,4 €/MWhe
104
Per una corretta valutazione economica, vista l’incertezza di alcune voci, è utile
eseguire un’analisi di sensitività prendendo come base i valori calcolati. Queste
incertezze possono essere dovute al fatto che alcune caratteristiche sono state ricavate
da manuali piuttosto che da valori reali oppure per la diversa maturità della tecnologia,
che fa sicuramente diminuire nel tempo il costo delle apparecchiature o dei componenti
più innovativi.
Le voci che potrebbero risentire di variazioni sono:
Campo solare, relativamente a tubo ricevitore, strutture e controllo, con una
variazione tra -40% e +20%;
Sistema di accumulo con una variazione -40% e + 40%
Quota di ammortamento tra i 20 e i 30 anni, lasciando invariato il tasso al 7%
Tasso di sconto tra il 5 e il 10 %, lasciando a 15 anni il tempo di ammortamento
O&M tra l’1,5 e il 5% del costo di costruzione dell’impianto.
I risultati ottenuti sono di seguito riportati:
FIGURA 66 ANALISI DI SENSIBILITÀ: VARIAZIONE DEL COSTO [€/MWHEL] AL VARIARE DELLE VOCI DI
COSTO (IMPIANTO 5MW).
105
Tra tutte le caratteristiche analizzate nell’analisi di sensitività, oltre alle variabili
economiche dovute al tempo di ammortamento e al tasso di sconto, il costo del campo
solare, comprendente tubo ricevitore, controlli e strutture, è quello che incide
maggiormente sul costo specifico di produzione di energia elettrica.
Ciò fa ben sperare per notevoli riduzioni del costo di produzione, poiché questa
tecnologia è ancora ottimizzabile e potrebbe beneficiare in futuro delle diminuzioni di
costi dovuti all’incremento della produzione delle apparecchiature ad esso connesse.
106
3.4. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 50MW
3.4.1. CAMPO SOLARE
Il sistema in studio ha una potenza elettrica di 50MW generata facendo espandere in
turbina vapore a circa 525-530°C a 100-120bar con una efficienza del ciclo Rankine
pari a 0.395.
Il rendimento del campo solare (𝜂𝑆𝐹) è lo stesso dell’impianto da 5 MW, pari a 0.6729,
avendo utilizzato la stessa ANI di design pari a 800 W/m2.
Anche per questo dimensionamento si sono adottati stringhe composte da 6 collettori
ciascuno con 566.8 m2 di superficie riflettente. Il numero di loop per la produzione
dell’impianto e che garantiscono un accumulo termico fino ad otto ore è di 140 stringhe,
definendo una superficie riflettente totale di 475776m2.
FIGURA 67 CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MWE
107
Il campo solare è diviso in quattro zone ciascuna delle quali contiene 35 stringhe,
distanti circa 19m l’una dall’altra. Considerata una larghezza del sistema di storage e del
Power Block di circa 50m si ha un estensione totale del campo solare di circa
1.096.000m2(109,6ha).
TABELLA 17 CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MW
Campo solare
PGVth [MW] 128,53
Rendimento ciclo Rankine 0,395
ANI Design [W/m2] 800
N° collettori/loop 6
Lunghezza collettore [m] 100
Apertura parabole [m] 0,1
Gap centrale parabole [m] 1
Rendimento ottico 0,752073
Rendimento termico nel loop 0,894763
Rendimento campo solare 0,672927
Superficie riflettente di un collettore [m2] 566,4
Superficie riflettente del campo solare [m2] 475776
N° loop 140
N°collettori totali 840
3.4.2. STORAGE TERMICO
L’impianto prevede un accumulo termico di 8 ore (h), sempre come il tempo in cui
l’impianto può operare alla potenza nominale in assenza di radiazione. L’energia
termica da accumulare sarà quindi pari a:
𝐸𝑎𝑐𝑐 = 𝑃𝐺𝑉 ℎ = 1038,96𝑀𝑊ℎ
La dimensione dello storage deve prevedere un accumulo di 9396,3ton di sale nel
serbatoio caldo per soddisfare la domanda energetica richiesta. Il volume del serbatoio
comprenderà un volume morto dell’altezza di 1m ed un’ulteriore aumento dell’altezza
di circa 0,75m. Le dimensioni, uguali per i due serbatoi, dovranno poter contenere la
somma del volume di sale necessario all’accumulo e di quello che in esercizio sarà
108
contenuto nel campo solare, nei collettori, nelle tubazioni e nel generatore di vapore, per
un totale di 12183ton di sale corrispondente a 6394 m3. I valori del diametro interno e
dell’altezza sono rispettivamente 21m e 19.3m.
FIGURA 68 DIMENSIONE SERBATOI IMPIANTO 50 MW
FIGURA 69 MASSA DI SALE NEL SERBATOIO FREDDO AL PRIMO
RIEMPIMENTO (T) IMPIANTO 50 MW
TABELLA 18 SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 50MW
Sistema di accumulo
Ore di accumulo 8
Solar Multiple 2
Energia accumulata [MWh] 1038.96
Temperatura serbatoio caldo [°C] 550
Temperatura serbatoio freddo [°C] 290
Massa di Sali per accumulo [Ton] 9494
3.4.3. PORTATA DI SALE FUSO
Nel campo solare la portata di sale viene equamente distribuita tra le varie stringhe,
regolata in funzione dell’intensità di radiazione, in modo da mantenere costante la
temperatura di uscita da ogni loop. A differenza dell’impianto da 5MW vista la
maggiore estensione del campo si sono dimensionati i condotti di alimentazione con
4 riduzioni di sezione, per assecondare le perdite d carico. Il valore della minima
portata rimane inferiormente limitata a 2,03 kg/s, consentendo il mantenimento della
temperatura di uscita del sale fuso a 550°C per una radiazione superiore a 400W/m2.
109
FIGURA 70 FLUSSO DEL SALE FUSO NELL'IMPIANTO DA 50MW
Per impianti di taglia commerciale come quello che si sta dimensionando la caldaia
ausiliaria viene installata a valle del serbatoio caldo. Quando la temperatura del sale
scende al di sotto dei 550°C ma è superiore a 450°C, cioè con una radiazione
compresa tra i 400W/m2 ed i 234W/m
2, il sale fuso viene inviato al serbatoio caldo;
mentre il flusso di sale che esce dal campo solare con una temperatura inferiore ai
450°C viene ricircolato nel serbatoio freddo. Dal serbatoio caldo il sale fuso se a
temperatura di 550°C viene direttamente inviato al generatore di vapore mentre se ha
una temperatura inferiore viene prima inviato alla caldaia ausiliaria dimensionata con
una potenza nominale di 50MW, che attraverso la reazione esotermica di
combustione porta il fluido alla temperatura di 550°C. La temperatura di 450°C è
stata determinata controllando che la temperatura del serbatoio freddo non ecceda i
330°C: nell’impianto da 5MW non si poteva ricircolare nel serbatoio freddo una
portata con temperatura superiore ai 400°C a causa della minor massa presente nel
serbatoio freddo che arrivava ad avere temperature superiori i 330°C.
Lo studio delle temperature all’interno dei serbatoi ha mantenuto anche per questo
dimensionamento le stesse ipotesi della casistica precedente: temperatura di ingresso
al campo solare costante a 290°C e le temperature del serbatoio calcolate per
miscelamento.
110
FIGURA 71 ANDAMENTO TEMPERATURA DEL SERBATOIO FREDDO E CALDO IMPIANTO 50MW
La diversa soluzione impiantistica comporta una maggior variazione della
temperatura all’interno del serbatoio caldo ma una minor oscillazione della
temperatura all’interno di quello freddo.
3.4.4. PRESTAZIONI DELL’IMPIANTO
Per valutare le prestazioni dell’impianto in termini di produzione ed efficienza si è
simulato il funzionamento dell’impianto e sono stati eseguiti i bilanci di energia per i
principali componenti del sistema sulla base dello schema presentato nel precedente
caso di studio.
Dall’analisi della radiazione efficacie annua (ANI) il numero di ore annue con
radiazione che permette di far lavorare l’impianto alla temperatura di Design di
550°C è di 1285 h/a, considerando anche il contributo dato dalla caldaia di circa il
14% dell’energia totale trasferita al fluido.
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
°C
Mese
111
FIGURA 72 PRESTAZIONI IMPIANTO 50MW
Il rendimento totale del campo solare è del 52%, più basso rispetto al caso precedente
a causa principalmente di due fattori: la maggior estensione del campo solare, che
definisce maggiori perdite nella rete di distribuzione, e la maggior portata evolvente
nel campo solare, che aumenta notevolmente le perdite per dispersione termica con
l’ambiente della rete di distribuzione. L’energia dispersa dai serbatoi rimane
trascurabile. Il rendimento globale dell’impianto è di circa 21%, più alto rispetto
all’impianto da 5MW anche grazie al più alto rendimento del ciclo Rankine.
3.4.5. ANALISI ECONOMICA
L’analisi economica è stata eseguita analogamente al caso di studio precedente con la
stessa suddivisione dei costi in campo solare, sistema di accumulo, blocco
generazione di energia elettrica e caldaia ausiliaria.
TABELLA 19 COSTO CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MW
Campo solare
Collettore (tubi+strutture+accessori+controllo) 140,00 k€/collettore
117600,00 k€
Fondazione per collettore 10,00 k€/collettore
8400,00 k€
Sali fusi 0,90 €/kg
1567,7 k€
Totale Campo Solare 127567,7 k€
Costo unitario campo solare 268,13 €/m
2
2551,35 k€/Mwe
112
TABELLA 20 COSTO SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 50MW
Accumulo
Sistema di accumulo 35 €/kWhth
Totale Accumulo 36363,64 k€
TABELLA 21 COSTO GRUPPO DI POTENZA IMPIANTO 50 MW
Gruppo di Potenza
Costo specifico power block 850 k€/MWe
42500 k€
Controllo, Costruzione, ingegneria e contingenza 204 k€/MWe
10200 k€
Generatore energia elettrica 52700 k€
Caldaia ausiliaria 5000 k€
TABELLA 22 COSTI DI INVESTIMENTO IMPIANTO 50 MW
Costi di impianto
Campo Solare 127567,7 k€
Accumulo 36363,64 k€
Gruppo di potenza 52700 k€
Caldaia ausiliaria 5000 k€
Totale 221631
4,43
M€
k€/kWe
FIGURA 73 RIPARTIZIIONE COSTI DI IMPIANTO 50MW
58% 16%
24%
2%
Costi d'impianto
Campo solare
Accumulo
Blocco generatore energia elettrica
Caldaia ausiliaria
113
TABELLA 23 COSTI VARIABILI IMPIANTO 50MW
Costi variabili
Costo combustibile 0,33 €/m3
1047 k€/anno
Operations&Maintenance 2 %investimento
4392,6 k€/anno
TABELLA 24 COSTO UNITARIO DI PRODUZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA IMPIANTO 50 MW
Costo kWhel
Fa 9,11
Ii 221631,3 k€
Quota ammortamento (15 anni, 7% sconto effettivo) 24333,93 k€/anno
Coa 4432,63 k€/anno
CC 1047 k€/anno
Ca 29813,6 k€/anno
Produzione energia elettrica 99 GWhe/anno
Costo Energia elettrica 301,15 €/MWhe
FIGURA 74 ANALISI DI SENSIBILITÀ: VARIAZIONE DEL COSTO [€/MWHEL] AL VARIARE DELLE VOCI DI COSTO (IMPIANTO
50MW).
114
L’analisi di sensibilità mostra, anche per l’impianto di taglia commerciale, una forte
dipendenza dalla possibile variazione del costo del campo solare. Il risultato più
importante è però la notevole riduzione, di quasi la metà del costo unitario di
produzione di energia elettrica dell’impianto da 50MW rispetto a quello da 5MW.
115
CONCLUSIONI
Negli ultimi decenni l'incremento del fabbisogno energetico, insieme ad una
crescente consapevolezza circa l'urgenza di contenere le emissioni di gas serra ed
inquinanti, ha promosso una crescita delle tecnologie volte al risparmio energetico e
alla produzione di energia da fonti rinnovabili. Il panorama energetico mondiale ha
riposto molta attenzione alle tecnologie che utilizzano l’energia solare, soprattutto
grazie agli sviluppi tecnologici che hanno portato alla possibilità di accumulo di
energia che costituisce un’opzione ottimale per compensare il disaccoppiamento tra
produzione e fabbisogno di energia dato dall’intermittenza della fonte.
Tra le tecnologie ad energia solare, il solare a concentrazione (CSP, Concetrated
Solar Power) può giocare un ruolo fondamentale nella produzione energetica
mondiale permettendo di produrre quantità significative di elettricità a costi
competitivi.
Le tecnologie solari a concentrazione per la produzione di energia elettrica hanno
caratteristiche molto diverse l'una rispetto all'altra, sia da un punto di vista tecnico e
costruttivo, sia da un punto di vista delle prestazioni e dei risultati che esse possono
fornire. Ognuna di queste tecnologie può rivelarsi più o meno adatta a soddisfare ben
determinate esigenze, sia in termini di quantità di energia richiesta, sia in termini di
disponibilità economica. Anche le caratteristiche e le risorse del luogo in cui si
vorrebbe installare un eventuale impianto solare a concentrazione contribuiscono a
individuare quale delle diverse tecnologie può fornire i risultati migliori. Inoltre tutte
le tecnologie solari a concentrazione, anche se su larghezza di scala diversa, hanno
dimostrato praticamente la loro concreta realizzabilità e la possibilità di poter
raggiungere livelli di efficienza più che soddisfacenti. Nonostante i buoni risultati
ottenuti, allo stato attuale la diffusione degli impianti CSP è ancora lontana dai livelli
di quella degli impianti convenzionali alimentati con i combustibili fossili, e questo
fatto è probabilmente dovuto a fattori economici. Infatti attualmente il costo di
realizzazione di un impianto solare a concentrazione per la produzione di energia
elettrica è circa 2.5 volte maggiore rispetto al costo di realizzazione di un impianto
convenzionale di pari potenza, e di conseguenza è più alto anche il prezzo
116
dell'elettricità prodotta. Una riduzione dei costi si avrà sicuramente nei prossimi 5-10
anni grazie alla diffusione delle tecnologie CSP su scala commerciale.
Ad oggi le tecnologie a maggiori prestazioni e con maggiori margini di
miglioramento sono i sistemi a torre solare ed a collettori parabolici, rappresentando
una valida soluzione commerciale nel panorama dei sistemi di generazione di energia
elettrica.
In questo lavoro di tesi si è approfondito il funzionamento dell’impianto a collettori
parabolici mettendone in luce i punti di forza e le criticità.
La progettazione di un impianto CSP parte dall’analisi dei dati metereologici del sito
in cui vuol essere installato. Prima tra tutte la distribuzione della radiazione solare
diretta (DNI, Direct Normal Irradiance) che deve essere la più alta possibile in modo
da incrementare l’operabilità e essere quindi un vantaggio economico. Ma parametri
fondamentali sono anche la distribuzione del vento e della temperatura. L’analisi del
funzionamento dell’impianto, attraverso bilanci di massa e di energia ha portato al
dimensionamento ed ottimizzazione di ogni suo componente.
Il cuore dell’impianto è il campo solare, che raccoglie l’energia solare attraverso tubi
ricevitori, specchi e sistemi di inseguimento sempre più efficienti. I collettori di cui si
compone definiscono anche il costo di investimento maggiore e solo la diffusione di
questi impianti può portare ad una riduzione che permetterebbe a questa tecnologia
di essere completamente competitiva con gli impianti di potenza convenzionali.
Prerogativa di questa tecnologia è la possibilità di accumulo termico che permette di
produrre energia anche in assenza di radiazione migliorando la capacità produttiva e
la dispacciabilità dell’impianto. Questo è stato possibile attraverso l’evoluzione
tecnologica del sistema di accumulo, attraverso storage diretto e soprattutto per i
fluidi termovettori impiegati, passando dall’impiego di olio diatermico ad una
miscela binaria di sali fusi. Questa permette di raggiungere più alte temperature e
maggiori salti entalpici, assenza di rischi in termini di inquinamento ambientale ed
un costo minore della materia prima. Di contro l’elevata temperatura di
solidificazione necessita di attenti controlli ed elevati costi di gestione che stanno
indirizzando la ricerca su miscele ternarie di sali ancora però non economicamente
117
vantaggiose. Per ridurre i costi di storage termico si stanno anche studiando sistemi
ad accumulo ad un unico serbatoio (termoclino) con impianti di prova in
progettazione e costruzione. L’impianto CSP studiato è completato dalla caldaia
ausiliaria, necessaria a compensare le perdite in assenza di radiazione ma che ha
mostrato ottimi risultati impiegandola nell’efficientamento dell’impianto come
seconda fonte energetica.
In conclusione a questo lavoro di tesi sono stati sviluppati studi di fattibilità per
impianti da installare a Taiwan da 5MW e 50MW a collettori parabolici operanti
mediante sale fuso con accumulo diretto di otto ore a due serbatoi. L’analisi
climatologica del sito, mediante dati satellitari, lo rende al limite dell’operabilità
richiesta: la distribuzione della radiazione solare diretta è inferiore a quella
raccomandata a causa principalmente dell’elevata piovosità registrata durante tutto
l’anno. Per una definitiva valutazione del sito è però necessaria una campagna di
misurazione a terra. Il dimensionamento dei componenti dell’impianto ha
evidenziato una maggior semplicità costruttiva nell’impianto da 5MW soprattutto nel
layout del campo solare e nel suo collegamento con il sistema di accumulo. Infatti
questa tecnologia, ancora nuova, richiede nella logica della sua evoluzione una prima
installazione di taglia pilota prima di passare ad impianti di taglia commerciale.
Evoluzione da 5MW a 50MW che comporta un netto incremento delle prestazioni: il
rendimento di impianto che passa dal 12% al 21%, ed in termini economici porta ad
un dimezzamento del costo unitario di produzione.
118
119
INDICE DELLE FIGURE
FIGURA 1 SUN BELT 5
FIGURA 2 SOLUZIONI TECNOLOGICHE PER IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI 8
FIGURA 3 IMPIANTI CSP NEL MONDO 20
FIGURA 4 STATISTICA TECNOLOGIE IMPIANTI OPERATIVI E FUTURI 21
FIGURA 5 IMPIANTO SOLARE A SALI FUSI AD ALTA TEMPERATURA 22
FIGURA 6 COLLETTORI SOLARI DELL’IMPIANTO DI PRIOLO GARGALLO 24
FIGURA 7 SOLUZIONE CON CALDAIA AUSILIARIA A MONTE DEL SERBATOIO CALDO 25
FIGURA 8 SOLUZIONE CON CALDAIA AUSILIARIA A VALLE DEL SERBATOIO CALDO 25
FIGURA 9 ANDAMENTO ORARIO DELLA GHI (GLOBAL HORIZONTAL IRRADIANCE) E DELLA DNI
(DIRECT NORMAL IRRADIANCE) 26
FIGURA 10 ANGOLO DI INCIDENZA DELLA RADIAZIONE DIRETTA 27
FIGURA 11 ANGOLO DI DECLINAZIONE 27
FIGURA 13 EOT, EQUATION OF TIME 30
FIGURA 14 COS(ΘZ) NEI DUE GIORNI ESTREMI: SOLSTIZIO D’ESTATE (21 GIUGNO) E SOLSTIZIO
D’INVERNO (21 DICEMBRE) 31
FIGURA 15 DNI, ESR E COS(Θ) PER IL 21 GIUGNO 32
FIGURA 16 DNI, ESR E COS(Θ) PER IL 21 DICEMBRE 32
FIGURA 17 IAM, COS(Θ) IN FUNZIONE DI Θ 34
FIGURA 18 ROW SHADOWING 35
FIGURA 19 END LOSSES 36
FIGURA 20 FATTORE DELLE PERDITE DI CONCENTRAZIONE ALLE ESTREMITÀ DEI COLLETTORI (END
LOSS FACTOR) 37
FIGURA 21 IMPIANTO DI PROVA COLLETTORI SOLARI (PCS), DEL CENTRO RICERCHE ENEA DELLA
CASACCIA (ROMA) 39
FIGURA 22 COLLETTORE SOLARE A 6 MODULI 40
FIGURA 23 TUBO RICEVITORE DI ENERGIA SOLARE CONCENTRATA 41
FIGURA 24 ANDAMENTO DELLA PORTATA DI SALE FUSO E DELLA SUA TEMPERATURA IN FUNZIONE
DELL'ANI 43
120
FIGURA 25 POTENZA TERMICA ASSORBITA DAL LOOP IN FUNZIONE DELL'ANI 44
FIGURA 26 RENDIMENTO TERMICO DEL LOOP IN FUNZIONE DELL'ANI 45
FIGURA 27 RENDIMENTO TERMICO DELLA STRINGA IN FUNZIONE DELL'ANI 45
FIGURA 28 CAMPO SOLARE 46
FIGURA 29 LAYOUT DI UN IMPIANTO DI PICCOLA TAGLIA E DI TAGLIA COMMERCIALE 47
FIGURA 30 ESEMPIO DI DIAGRAMMA DI CARICO GIORNALIERO, IN CUI SONO EVIDENZIATE LE PUNTE
DI CARICO (A), IL CARICO BASE (B) E LE ECCEDENZE (C). 54
FIGURA 31 LCOE, LEVELISED COST OF ELECTRICITY (NREL) 55
FIGURA 32 SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO (SERBATOIO FREDDO E CALDO) DELL’IMPIANTO
ARCHIMEDE 56
FIGURA 33 BILANCI DI MASSA NEL SERBATOIO CALDO E FREDDO 58
FIGURA 34 VARIAZIONE DEL LIVELLO DEL SALE FUSO NEL SERBATOIO CALDO (HHT) E NEL
SERBATOIO FREDDO (HCT) 60
FIGURA 35 POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO 60
FIGURA 36 POTENZA EROGATA DAL GENERATORE DI VAPORE 61
FIGURA 37 ENERGIA ACCUMULATA 61
FIGURA 38 TEMPERATURE DEL SALE ALL'INTERNO DEL SERBATOIO CALDO E FREDDO 68
FIGURA 39 BILANCIO ANNUALE DI ENERGIA DEL SISTEMA 69
FIGURA 40 CONFRONTO RIPARTIZIONE COSTI DI COSTRUZIONE IMPIANTO DA 5MW CON E SENZA
STORAGE 75
FIGURA 41 ANDAMENTO PREZZO GAS NATURALE 80
FIGURA 42 REGIONE DI TAICHUNG A TAIWAN 86
FIGURA 43 ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA (DATI METEONORM) 86
FIGURA 44 ANDAMENTO DELLE PRECIPITAZIONI (DATI METEONORM) 86
FIGURA 45 DISTRIBUZIONE DELLA DNI ORARIO DI TAICHUNG (METEONORM®) 87
FIGURA 46 - DNI MEDIA MENSILE DURANTE LE ORE DI SOLEGGIAMENTO A TAICHUNG. 87
FIGURA 47 DNI, ESR, ANI MEDIE MENSILI NELLE ORE DI SOLEGGIAMENTO 88
FIGURA 48 ANDAMENTO COSTI DI INVESTIMENTO E DI PRODUZIONE ENERGIA ELETTRICA (IMPIANTO
5MW) 89
FIGURA 49 ANDAMENTO DELLE ORE DI STORAGE AL VARIARE DELL'ANI DI DESIGN 89
FIGURA 50 RENDIMENTO TOTALE DEL LOOP 90
121
FIGURA 51 CAMPO SOLARE IMPIANTO 5 MW 91
FIGURA 52 DIMENSIONE SERBATOI IMPIANTO 5 MW 93
FIGURA 53 MASSA DI SALE NEL SERBATOIO FREDDO AL PRIMO RIEMPIMENTO (T) IMPIANTO 5 MW 93
FIGURA 54 ANDAMENTO PORTATA E TEMPERATURA DEI SALI FUSI IN FUNZIONE DELL'ANI 94
FIGURA 55 FLUSSO DEL SALE FUSO NELL'IMPIANTO DA 5MW 94
FIGURA 56 POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO IMPIANTO 5MW 95
FIGURA 57 ANDAMENTO TEMPERATURA DEL SERBATOIO FREDDO PER L’IMPIANTO DA 5MW 96
FIGURA 58 - DISTRIBUZIONE ANNUALE DELLA ANI E PORTATA DI SALE FUSO NELLA STRINGA 97
FIGURA 59 ANDAMENTO ORARIO DELLA POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO E DELLA TEMPERATURA
DI USCITA DEL SALE FUSO DAL CAMPO SOLARE PER L'IMPIANTO DA 5MW 97
FIGURA 60 BILANCI DI POTENZA ED ENERGIA PER L'IMPIANTO DA 5MW 98
FIGURA 61 LAYERS ISOLANTI DEI DUE SERBATOI 98
FIGURA 62 ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA CON IL RAGGIO DEL SERBATOIO CALDO (IMPIANTO
5MW) 99
FIGURA 63 ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA CON IL RAGGIO DEL SERBATOIO FREDDO (IMPIANTO
5MW) 99
FIGURA 64 PRESTAZIONI IMPIANTO 5MW 99
FIGURA 65 - RIPARTIZIONE COSTI DI IMPIANTO 5 MW 102
FIGURA 66 ANALISI DI SENSIBILITÀ: VARIAZIONE DEL COSTO [€/MWHEL] AL VARIARE DELLE VOCI DI
COSTO (IMPIANTO 5MW). 104
FIGURA 67 CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MWE 106
FIGURA 68 DIMENSIONE SERBATOI IMPIANTO 50 MW 108
FIGURA 69 MASSA DI SALE NEL SERBATOIO FREDDO AL PRIMO RIEMPIMENTO (T) IMPIANTO 50 MW
108
FIGURA 70 FLUSSO DEL SALE FUSO NELL'IMPIANTO DA 50MW 109
FIGURA 71 ANDAMENTO TEMPERATURA DEL SERBATOIO FREDDO E CALDO IMPIANTO 50MW 110
FIGURA 72 PRESTAZIONI IMPIANTO 50MW 111
FIGURA 73 RIPARTIZIIONE COSTI DI IMPIANTO 50MW 112
FIGURA 74 ANALISI DI SENSIBILITÀ: VARIAZIONE DEL COSTO [€/MWHEL] AL VARIARE DELLE VOCI DI
COSTO (IMPIANTO 50MW). 113
122
INDICE DELLE TABELLE
TABELLA 1 PROIEZIONE DEI COSTI NEI PROSSIMI 30 ANNI 7
TABELLA 2 FATTORI DI CONCENTRAZIONE ED EFFICIENZE SOLARI CARATTERISTICI PER LE
TECNOLOGIE CSP 10
TABELLA 3 TEMPERATURE ED EFFICIENZE CARATTERISTICHE PER LE TECNOLOGIE CSP 10
TABELLA 4 - CARATTERISTICHE E COSTI DEI FLUIDI TERMOVETTORI: OLIO DIATERMICO E MISCELE DI
SALI PER ALTA TEMPERATURA 19
TABELLA 5 CARATTERISTICHE TERMOFISICHE DEI MATERIALI ISOLANTI IMPIEGATI PER I SERBATOI 66
TABELLA 6 COSTO DI INVESTIMENTO (CAPEX) IN M€/MW 74
TABELLA 7 RIPARTIZIONE PERCENTUALE DEL COSTO DI INVESTIMENTO 76
TABELLA 8 COSTO UNITARIO DI PRODUZIONE DELL’IMPIANTO IBRIDO SOLARE-BIOMASSA 84
TABELLA 9 CAMPO SOLARE IMPIANTO 5 MW 92
TABELLA 10 SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 5MW 93
TABELLA 11 COSTI CAMPO SOLARE IMPIANTO 5MWE 100
TABELLA 12 COSTI ACCUMULO IMPIANTO 5MWE 101
TABELLA 13 COSTI DEL GRUPPO DI POTENZA E CALDAIA AUSILIARIA 101
TABELLA 14 RIASSUNTO COSTI DI COSTRUZIONE IMPIANTO 5MW 101
TABELLA 15 COSTI VARIABILI IMPIANTO 5MW 103
TABELLA 16 COSTO UNITARIO DELL’ENERGIA PRODOTTA IMPIANTO DA 5MW 103
TABELLA 17 CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MW 107
TABELLA 18 SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 50MW 108
TABELLA 19 COSTO CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MW 111
TABELLA 20 COSTO SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 50MW 112
TABELLA 21 COSTO GRUPPO DI POTENZA IMPIANTO 50 MW 112
TABELLA 22 COSTI DI INVESTIMENTO IMPIANTO 50 MW 112
TABELLA 23 COSTI VARIABILI IMPIANTO 50MW 113
TABELLA 24 COSTO UNITARIO DI PRODUZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA IMPIANTO 50 MW 113
123
BIBLIOGRAFIA
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Spinelli, Luigi Sipione; ENEA. (s.d.). Opportunità di applicazione delle tecnologie solari
termodinamiche in Italia.
125
RINGRAZIAMENTI
Per la realizzazione della tesi ed a compimento dei miei studi universitari devo
innanzitutto ringraziare:
Il Professor Paolo Coppa per la disponibilità e la professionalità con cui mi ha
seguito nei miei due lavori di tesi. Lo ricorderò sempre per l’esempio che
mostra nella dedizione allo studio ed all’insegnamento.
L’ingegner Antonio De Luca, per avermi dato la possibilità di lavorare a
stretto contatto con l’eccellenza della ricerca italiana. Per l’esperienza
formativa che mi ha regalato ed i consigli per gli anni che seguiranno di cui
farò tesoro.
La società Ianus per avermi dato l’opportunità di lavorare con esperti del
settore quali sono e per i costruttivi confronti.
Una dedica speciale va a Francesco e Marco che mi hanno dato oggi la possibilità di
aspirare al massimo, perché, non succede ma se succede, è Vostra!
Il ringraziamento più grande lo devo però alla mia famiglia. A mia madre, a mio
padre ed a mio fratello a cui devo tutto quello che sono.
Ai miei zii ed ai miei nonni che hanno sempre riposto grande fiducia in me, e quando
ne ho avuto bisogno, mi hanno sempre accolto e sostenuto.
Ai miei Amici con cui ho condiviso le lezioni più belle e più vere.
A Fabiana che ha reso questo traguardo solo l’inizio del progetto più bello.