Le tecnologie disponibili

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1 Le tecnologie disponibili La produzione di energia elettrica da solare termodinamico è stata sperimentata e dimostrata utilizzando diverse tecnologie di raccolta e concentrazione della radiazione solare. Per la produzione di energia da immettere in rete vengono utilizzati: sistemi a collettori parabolici lineari sistemi a torre mentre per la produzione destinata a piccole comunità isolate sono utilizzati i sistemi a concentrazione puntiforme (specchi parabolici). Il sistema progettato dall'enea combina le due tecnologie dei sistemi a collettori parabolici lineari e dei sistemi a torre e prevede una serie di profonde innovazioni che permettono di superare i punti critici di entrambe. Sistemi a collettori parabolici lineari La tecnologia attualmente più matura per la produzione di energia elettrica da solare termodinamico è quella che utilizza i collettori parabolici lineari: da circa 20 anni sono in esercizio a Kramer Juction, in California, nel deserto del Mojave, nove grandi impianti termoelettrici solari di questo tipo (SEGS, Solar Electric Generating Systems), per una potenza elettrica complessiva di oltre 350 MW. Schema funzionale di un collettore parabolico di un impianto solare termico In tali impianti, il campo solare ha una struttura modulare ed è costituito da collettori parabolici lineari collegati in serie e disposti in file parallele della lunghezza di alcune centinaia di metri. Ciascun collettore è costituito da un riflettore di forma parabolica (comune specchio di vetro) che concentra i raggi solari su un tubo assorbitore (ricevitore) disposto sul fuoco della parabola. Un fluido portatore di calore, tipicamente olio minerale, pompato attraverso i tubi ricevitori, alimenta una stazione di potenza localizzata al centro del campo solare. Il calore così prodotto viene trasformato in vapore allo scopo di far funzionare un gruppo turbo-generatore elettrico. La temperatura tipica di operazione è di 390 C. Impianto a collettori parabolici lineari di Kramer Juction (California) Questa tecnologia, tuttavia, presenta alcune serie limitazioni, che ne hanno impedito la diffusione più ampia. I principali problemi riguardano: Pagina 1 di 7

2 la dipendenza della produzione di energia elettrica dalla intermittenza e dalla variabilità della fonte solare che costringe all'utilizzo di combustibili fossili per integrare la produzione di energia termica. Essi sono quindi degli impianto "ibridi" solare-combustibile fossile; la bassa efficienza di conversione degli impianti, dovuta alla limitata efficienza di raccolta dell'energia solare e alla bassa temperatura di lavoro del fluido portatore di calore (< 400 C); il costo elevato dell'energia elettrica prodotta, conseguenza della bassa efficienza e dell'elevato costo di costruzione degli impianti; l'alta pericolosità del fluido di lavoro: tossico e altamente infiammabile alla temperatura di esercizio. Sistemi a Torre Questa tecnologia ha superato la fase dimostrativa a livello di prototipo industriale (impianto americano Solar Two da 10 MW), ma non è ancora giunta alla fase di maturità commerciale. Schema funzionale di un impianto solare a torre Negli impianti a torre, il campo solare è costituito da specchi piani (eliostati) che inseguono il moto del sole, concentrando i raggi solari su di un ricevitore montato in cima ad una torre posizionata al centro dell'impianto. All'interno del ricevitore viene fatta circolare una miscela di sali fusi che assorbe il calore e lo accumula in appositi serbatoi. Con il calore accumulato ad alta temperatura (565 C), si produce vapore per alimentare un turbo-generatore. I principali miglioramenti introdotti in questo tipo di impianti rispetto a quelli a collettori parabolici lineari sono: la sicurezza del liquido trasportatore di calore, che è un nitrato di sodio e potassio, noto concime di origine naturale, non infiammabile e non tossico; il miglioramento del rendimento del ciclo termodinamico, legato all innalzamento della temperatura di operazione da 390 a 565 C; la possibilità di introdurre un accumulo termico per ovviare alle variazioni giornaliere dell'intensità solare. Ciò comporta importanti vantaggi di continuità per il gruppo turbina-alternatore ed evita il ricorso all'integrazione con combustibili fossili. Questi impianti sono quindi alimentati esclusivamente a fonte rinnovabile; la riduzione del costo degli specchi ottenuta con l'adozione di una nuova tecnologia basata su materiali compositi (honeycomb), più leggeri, robusti ed economici rispetto alla lastra di vetro usata nei SEGS. Gli impianti a torre solare con accumulo di energia consentono, pertanto, efficienze di conversione superiori e investimenti iniziali inferiori rispetto ai sistemi a collettori parabolici lineari. Ma essi presentano ancora degli svantaggi che rendono difficile l'applicabilità su grande scala e per elevate potenze. Pagina 2 di 7

3 Le innovazioni del Progetto Il sistema progettato dall'enea combina le due tecnologie dei sistemi a collettori parabolici lineari (SEGS) e dei sistemi a torre e prevede una serie di profonde innovazioni che permettono di superare i punti critici di entrambe; In esso è stata utilizzata la geometria parabolica lineare, ma con sviluppi tecnologici tali da permettere l'utilizzo dei sali fusi e, quindi, delle più alte temperature tipiche della tecnologia degli impianti a torre. Le principali innovazioni riguardano: Impianto solare a concentrazione secondo il progetto ENEA l'utilizzo di un sistema di accumulo termico costituito da due serbatoi di stoccaggio di grandi dimensioni, mediante il quale l'impianto può erogare una potenza elettrica costante nell'arco delle 24 ore, indipendentemente dalla variabilità della fonte solare; l'incremento della temperatura di funzionamento dell'impianto (circa 550 C). Questa innovazione richiede, da un lato, l'uso di un fluido termovettore (miscela di nitrati di sodio e di potassio) diverso dall'olio sintetico impiegato negli impianti attualmente in esercizio e, dall'altro lato, un sostanziale miglioramento delle proprietà ottiche del rivestimento del tubo ricevitore dei collettori che permetta un migliore assorbimento del calore; la progettazione di un nuovo tipo di concentratore, basato sull'impiego di componenti in grado di assicurare una significativa riduzione dei costi di costruzione e posa in opera. Questi miglioramenti dovrebbero permettere lo sviluppo di una originale e competitiva "nicchia" di mercato sia nazionale che internazionale; Il sistema dovrebbe avere costi inferiori a quelli previsti dagli impianti a torre e, nel contempo, sfruttare tutta l'esperienza operativa acquisita dalla ormai matura tecnologia modulare dei SEGS; Il collettore parabolico lineare rappresenta il modulo base del sistema. Il raggiungimento della potenza richiesta è ottenuto mediante l'utilizzo di più moduli. Tale configurazione è quindi facilmente adattabile alle caratteristiche di siti reperibili nell'italia Meridionale. L'accumulo termico Nel settore della produzione elettrica, una tecnologia matura deve erogare l'energia in funzione della domanda. Fino ad oggi, l'unica energia rinnovabile che ha avuto una diffusione estesa in questo settore è stata quella idroelettrica. Ciò è dovuto sia alla competitività dei suoi costi sia alla presenza del sistema bacino/sbarramento, che è in grado di compensare le fluttuazioni dovute alla variabilità delle precipitazioni. Nel caso dell'energia solare, il calore accumulato nel serbatoio caldo svolge la stessa funzione dell'accumulo di acqua nel bacino idroelettrico. Fortunatamente, poiché l'energia solare è generalmente disponibile su base giornaliera, la quantità di energia da immagazzinare, al fine di garantire la stessa continuità di funzionamento, è tuttavia molto più modesta. Pagina 3 di 7

4 Sistema di accumulo del calore (progetto ENEA) Un elevato salto termico (260 C) tra il serbatoio caldo e quello freddo permette una notevole capacità di accumulo (per immagazzinare 1 kwh di energia termica sono sufficienti circa 5 litri di sale fuso nel serbatoio caldo). L'energia accumulata in un dato volume di questo sale fuso è eguale all'energia prodotta dalla combustione dello stesso volume di gas naturale, alla pressione di 18,4 bar, oppure di un volume di petrolio 43 volte inferiore. Ma, mentre in un impianto termoelettrico convenzionale destinato al carico di base il riempimento del serbatoio di olio combustibile è normalmente effettuato con frequenze dell'ordine dei mesi, il tempo di accumulo per l'impianto solare è determinato dal ciclo giornaliero, eventualmente incrementato al fine di compensare anche alcuni giorni di cattivo tempo. Ne consegue che, a parità di potenza installata, le dimensioni per un serbatoio di olio combustibile e quelle per l'accumulo termico di un impianto solare in funzionamento continuativo sono in realtà paragonabili. Ad esempio, al fine di garantire l'erogazione a potenza costante (24 ore su 24) dell'energia solare giornaliera massima raccolta da 1 km 2 di collettori nel Sahara, è richiesto un serbatoio di accumulo di circa 30 m di diametro e 21 m di altezza. Se il serbatoio è di dimensioni opportune, le perdite di energia associate all'accumulo termico sono molto contenute, tipicamente minori dell'1% giornaliero. Quindi l'accumulo termico è un sistema estremamente efficiente, qualora confrontato con gli altri metodi correnti di accumulo energetico. Il fluido termovettore Il fluido termovettore degli impianti di Kramer Juction è un olio minerale infiammabile e tossico. Le proprietà di questo liquido, inoltre, limitano la temperatura di funzionamento dell'impianto e - per motivi di sicurezza e di costo - non permettono l immagazzinamento del liquido caldo in volumi tali da costituire un efficace accumulo termico. In realtà questi impianti sono dei sistemi ibridi solare-gas naturale, in quanto necessitano di una pesante integrazione con gas naturale per coprire le discontinuità giornaliere della fonte solare. Per queste ragioni, nel progetto ENEA si è preferito adottare come fluido termovettore una miscela di sali fusi, 60% NaNO 3-40% KNO 3; Questi sali sono largamente usati in agricoltura come fertilizzanti, sono economici e disponibili in grandissime quantità. La temperatura di esercizio del fluido termovettore varia tra i 290 e i 550 C; la temperatura massima è limitata dal fatto che oltre i 600 C possono insorgere potenziali problemi di corrosione dei materiali. È già stato completato presso l'enea lo studio dettagliato dei componenti associati all'uso della miscela di sali fusi, come pure sono stati studiati e risolti in maniera soddisfacente i potenziali problemi connessi con tale tecnologia, come ad esempio quelli relativi alla corrosione dei materiali. Il tubo ricevitore Il tubo ricevitore, situato sulla linea focale degli specchi, è costituito da due cilindri coassiali separati da una intercapedine sotto vuoto con funzione di isolante termico. Pagina 4 di 7

5 Tubo ricevitore (progetto ENEA). Nel particolare: struttura del rivestimento spettralmente selettivo sviluppato dall'enea Il cilindro esterno in vetro, del diametro di 11,5 cm, è un involucro protettivo, con la funzione di impedire il contatto diretto tra la zona calda e l'ambiente esterno, ed è collegato mediante soffietti metallici al cilindro interno in acciaio. Quest'ultimo, che ha un diametro di 7 cm, costituisce il tubo assorbitore dell'energia solare; al suo interno circola il fluido termovettore. Un opportuno rivestimento spettralmente selettivo sviluppato nei laboratori dell'enea, applicato sulla superficie esterna del tubo in acciaio, assicura il massimo assorbimento nello spettro della luce solare e la minima emissione di radiazione infrarossa dal tubo caldo, consentendo il raggiungimento dell'elevata temperatura di esercizio dell'impianto (550 C). Gli specchi parabolici La radiazione solare diretta è focalizzata su un tubo collettore-ricevitore mediante l'uso di grandi specchi parabolici lineari; L'apertura degli specchi è di 5,76 m, con una altezza focale di 1,81 m. Modulo di collettore solare (progetto ENEA) Gli specchi, adatti ad una produzione economica in serie, sono costituiti da pannelli "a nido d ape" ("honeycomb") di 2,5 cm di spessore, con struttura interna in alluminio e strati superficiali in fibra di vetro, che presentano un'elevatissima rigidità. Sulla superficie esterna di questi pannelli aderisce un sottile specchio di vetro ad alta riflettività. Un insieme di tali pannelli riflettenti è rigidamente fissato ad una struttura di supporto, lunga circa 25 m, che ne consente la rotazione per seguire il percorso del sole. Pagina 5 di 7

6 Le fasi del Progetto L'introduzione di notevoli innovazioni progettuali richiede una fase preliminare di ricerca, sviluppo e sperimentazione dei componenti, sia in laboratorio che sul campo, in condizioni reali di esercizio, e una fase successiva di sperimentazione su un impianto dimostrativo, di taglia significativa per il trasferimento della tecnologia all'industria. Il programma di ricerca sarà orientato agli aspetti più innovativi introdotti nella tecnologia (collettore, ricevitore, accumulo) e prevede la realizzazione di: circuiti sperimentali presso alcuni Centri di Ricerca ENEA un impianto dimostrativo. Completata la fase di sperimentazione verranno realizzati uno o più impianti di taglia industriale (40 MWe) nell Italia Meridionale. Poiché il fine delle attività di ricerca è quello di arrivare allo sviluppo di prodotti industriali con caratteristiche di prestazione e costo che consentano la diffusione su vasta scala di questa tecnologia, molte delle attività saranno condotte in stretta collaborazione con l'industria, il cui contributo è atteso proprio nell'individuazione delle soluzioni maggiormente praticabili in una produzione in serie. Più in dettaglio, questi i passi principali del Programma: Presentazione (31 agosto) al Ministero delle Attività Produttive dei documenti relativi al progetto di massima del Programma Solare termico ad alta temperatura di cui all'art. 111 della legge finanziaria Pubblicazione di un avviso di interesse, sui maggiori quotidiani nazionali ed europei, per coinvolgere partner industriali allo sviluppo del progetto 3. Individuazione presso la centrale ENEL di Montalto di Castro del sito per l'installazione dell'impianto dimostrativo e del LAboratorio Solare Avanzato (LASA-ENEA) 4. Realizzazione circuiti sperimentali presso i centri di Ricerche ENEA 5. Progettazione esecutiva impianto Prova Collettori Solari (PCS) presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia 6. Progettazione del Laboratorio Solare Avanzato (LASA-ENEA) 7. Negoziati con alcune Regioni del Mezzogiorno per la localizzazione e il co-finanziamento del prototipo di impianto industriale 8. Selezione dei partner industriali per la realizzazione dei componenti e sistemi degli impianti. 9. Realizzazione dell'impianto Prova Collettori Solari (PCS) presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia 10. Firma dell'accordo di collaborazione ENEA-ENEL per attività di ricerca sulla integrazione di un impianto solare a concentrazione con una esistente centrale termoelettrica a ciclo combinato 11. Richiesta di brevetto di nuovi tipi di rivestimento selettivo CERMET per il tubo ricevitore, sviluppati presso i laboratori del Centro Ricerche ENEA di Portici 12. Messa a punto e inizio prove degli apparati sperimentali relativi al fluido termovettore (sali fusi) e alla caratterizzazione ottica di materiali e componenti 13. Novembre, conferenza stampa ENEL-ENEA di presentazione dell'accordo di collaborazione sul Progetto "Archimede": integrazione di un impianto solare con la centrale di Priolo Gargallo (Siracusa), dove sono presenti due unità di produzione di energia elettrica a ciclo combinato da 380 MW 14. Progetto esecutivo della "macchina di sputtering" in grado di fabbricare il rivestimento (coating) CERMET su tubi ricevitori lunghi 4 metri Pagina 6 di 7

7 Messa in esercizio dell'impianto Prova Collettori Solari (PCS) presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia ed inizio campagna di prove sperimentali sui primi prototipi di collettori solari, pannelli riflettenti e tubi ricevitori 16. Installazione a marzo, in occasione della inaugurazione della centrale ENEL a ciclo combinato di Priolo Gargallo, di un modulo di collettore parabolico lineare ENEA da 12 metri per dimostrazione e sperimentazione 17. Potenziamento e sperimentazione degli apparati di caratterizzazione dei pannelli riflettenti, e di prova del fluido termovettore 18. Gara per l'appalto della fornitura della "macchina di sputtering" e lavori di sistemazione per rederne agibile l'installazione presso il C.R. ENEA di Portici 19. Redazione del Progetto preliminare, del Conto Economico Previsionale e del conseguente Piano di investimenti per la realizzazione del Progetto "Archimede" a Priolo Gargallo 20. Prime valutazioni sui dati sperimentali del PCS relativamente ai principali componenti 21. Analisi integrata dei risultati della prima campagna sperimentali del PCS, modifiche e ampliamenti dell'impianto per migliorarne funzionalità e capacità 22. Sviluppo nell'assemblaggio dei principali componenti del tubo ricevitore per il passaggio alla fase di produzione di tipo pre-industriale 23. Inizio seconda campagna di prove dell'impianto PCS su nuovi tipi di tubi ricevitori, di pannelli riflettenti e di strutture di supporto e di giunzione 24. Consegna entro luglio e successiva messa in esercizio della "macchina di sputtering" presso il Centro Ricerche ENEA di Portici e inizio produzione di una prima serie di tubi ricevitori 25. Elaborazione della documentazione relativa al Progetto "Archimede" da sottoporre alla Conferenza dei Servizi per quanto riguarda i nuovi aspetti normativi sui lavori pubblici e l'edilizia 26. Ridefinizione del progetto preliminare dell impianto Archimede per una taglia di 5 MWe 27. Campagne di prove sull impianto Prova Collettori Solari (PCS) per la qualificazione dei nuovi componenti quali il tubo ricevitore, i sistemi di movimentazione dei collettori, valvole e strumentazione per il controllo dei sali fusi 28. Firma della convenzione ENEA-ENEL per la progettazione esecutiva dell impianto Archimede e la valutazione dei costi Costruzione dell impianto Archimede 30. Entrata in funzione dell impianto Archimede Pagina 7 di 7

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