STUDIO DI FATTIBILITÀ E

Transcript

1 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: Prof. Paolo Coppa Candidato: Daniele Paglici Correlatore: Ing. Antonio De Luca Ing. Pietro Palopoli Anno accademico 2015/2016

2

3 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

4 INDICE PREMESSA 3 1. SOLARE TERMODINAMICO: STATO DELL ARTE GENERALITÀ SOLUZIONI TECNOLOGICHE STORAGE TERMICO FLUIDO TERMO-VETTORE IMPIANTI ESISTENTI ROAD MAP IMPIANTO SOLARE TERMODINAMICO A CONCENTRAZIONE INTRODUZIONE PRINCIPIO DI FUNZIONAMENTO DI UN IMPIANTO SOLARE A SALI FUSI CON COLLETTORI LINEARI PARABOLICI RADIAZIONE SOLARE DIRETTA (DNI, DIRECT NORMAL IRRADIANCE) ANGOLO DI INCIDENZA INCIDENCE ANGLE MODIFIER (IAM) PERDITE PER OMBREGGIAMENTO (ROW SHADOWING) E PERDITE ALLE ESTREMITÀ (END LOSSES) IL COLLETTORE SOLARE CAMPO SOLARE SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO RISULTATI TECNICI VALUTAZIONE ECONOMICA ANALISI DEI COSTI DELL IMPIANTO DI GENERAZIONE ANALISI DEI RICAVI DELL IMPIANTO DI GENERAZIONE COSTI UNITARI DI PRODUZIONE ANALISI DI FATTIBILITÀ DI IMPIANTI PER TAIWAN INTRODUZIONE CARATTERIZZAZIONE DEL SITO DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 5MW DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 50MW 106 CONCLUSIONI 115 INDICE DELLE FIGURE 119 1

5 INDICE DELLE TABELLE 122 BIBLIOGRAFIA 123 RINGRAZIAMENTI 125 2

6 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 tecnicoscientifico 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. 3

7 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 = 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 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/(m 2 anno). 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. 4

8 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 5

9 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 CO 2 e a diversificare le fonti di approvvigionamento energetico. 6

10 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, i gruppi di ricerca dei Paesi afferenti alla International Energy Agency - IEA (Solar PACES 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. 7

11 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 8

12 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. 9

13 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 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 Fattore di Efficienza solare 1 Efficienza solare Sistemi concentrazione di picco (%) media annua (%) Parabolici Lineari Fresnel Lineari Torri Solari Dischi Parabolici TABELLA 3 TEMPERATURE ED EFFICIENZE CARATTERISTICHE PER LE TECNOLOGIE CSP Temperatura Temperatura Efficienza Sistemi 2 massima [ C] ottimale [ C] massima [%] Parabolici Lineari Fresnel Lineari Torri Solari Dischi Parabolici Efficienza solare= Produzione elettrica netta/radiazione solare diretta 2 Temperature ed Efficienza calcolate in condizioni ideali (effic. conc. 100%, corpo nero) 10

14 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 11

15 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; 12

16 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 13

17 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. 14

18 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 15

19 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. 16

20 I sali fusi sono principalmente di due tipi: miscele binarie e miscele ternarie. La principale miscela binaria è costituita da nitrato di sodio NaNO 3 e nitrato di potassio KNO 3, 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 17

21 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/m 3. 18

22 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] Minima temperatura di esercizio [ C] Densità [Kg/m 3 ] , Conducibilità [W/m K] 0,127-0,073 0,498-0,548 0,475-0,675 Capacità termica [J/Kg K] Viscosità [Pa s] 0, , ,0046-0,0019 0,0158-0,011 Costo indicativo [ /Kg] 7 0,9 3,5-5 19

23 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 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 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 20

24 (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. 21

25 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 22

26 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%NaNO 3, 60%KNO 3 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. 23

27 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, ANI 400 W/m 2, 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/m 2 e la temperatura di uscita del sale fuso dal campo solare è inferiore a 400 C, la portata minima viene convogliata nel serbatoio freddo. 24

28 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 25

29 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 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) 26

30 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 e FIGURA 11 ANGOLO DI DECLINAZIONE 27

31 La relazione seguente sviluppata da P.I Cooper nel 1969, definisce la declinazione del sole nel corso dell anno: δ = sin ( 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]. 28

32 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: Dove: "Tempo Solare"= Tempo standard DST + (L st L loc ) 15 + EOT 1h 60 min 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); L st = Meridiano standard per l ora locale della zona [gradi]; L loc = 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): Dove EOT = ( cos(b) sin(b) cos(2b) sin (2B) B = 360 (n 1) [gradi] Con n= numero del giorno dell anno (1=1 gennaio; 365=31 dicembre) 29

33 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(θ Z ) = cos(δ) cos( ) cos(ω) + sin(δ) sin( ) Dove: δ= declinazione [gradi] ω= angolo orario [gradi] = latitudine del sito dell impianto [gradi] 30

34 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) = cos 2 θ Z + cos 2 δ sin 2 ω 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. 31

35 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 32

36 il 21 Dicembre ed è dovuto all aumento della declinazione δ ( Figura 12 Angolo di declinazione durante l anno) e dell angolo di zenith θ Z (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 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) 33

37 Con θ espresso in gradi e il fattore K definito dall equazione: K = cos(θ) + C 1 θ + C 2 θ 2 L equazione che definisce lo IAM assume quindi l espressione seguente: IAM = 1 + C 1 θ cos(θ) + C 2 θ 2 cos (θ) Le costanti C 1 e C 2 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 C 1 = , C 2 = 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 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 34

38 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: W θ = arctg ( ) L spacing W= Apertura delle parabole [m] L spacing = 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 = W eff W = L spacing W cos (θ Z ) cos(θ) Row Shadowing Factor= Fattore di ombreggiamento W eff = Apertura efficace (non ombreggiata) dello specchio [m] 35

39 L spacing = Distanza tra le stringhe [m] W= Apertura delle parabole [m] θ Z = 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: η RS = n SCA ns W + n SCA s W eff n SCA ns + n SCA s n SCA ns = Numero di collettori solari con apertura completamente irraggiata n SCA s = Numero di collettori solari con aperura parzialmente irraggiata n SCA ns + n SCA 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: 36

40 EndLoss = η EL = 1 ϝ tan (θ) L SCA Dove: ϝ= distanza focale [m] θ= angolo di incidenza [gradi] L SCA = 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 η EL η RS IAM Dove: ESR = DNI cos(θ) η EL = End Loss Factor η RS = 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 37

41 essere anche stabilito empiricamente (ad es. si può assumere 800 W/m 2 se la DNI integrata è 2000 kwh/m 2 anno) 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. 38

42 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 39

43 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. 40

44 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. 41

45 L efficienza totale del sistema collettore-tubo ricevitore (η TOT ), è data dal prodotto dell efficienza ottica del collettore ( η OPT ), per l efficienza termica del tubo ricevitore, (η TERM ), definite come segue: Dove: Quindi: η TERM = η TOT = η OPT = η TOT = η OPT η TERM ANI assorbita dal cermet ANI incidente sugli specchi ANI assorbita dal fluido termovettore ANI assorbita dal cermet 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 ϝ t =0.994 o Allineamento degli specchi ϝ as = 0.98 o Riflessione degli specchi puliti ϝ rsp = o Sporcamento della superficie degli specchi ϝ rss = 0.93/ϝ rsp o Sporcamento della superficie dei tubi ricevitori ϝ st =(1+ϝ rss )/2 o Riduzione di efficienza per errori non determinati ϝ end =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. 42

46 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 τ VA = 0.96 o Assorbanza del coating cermet α CERMET = 0.95 o Efficienza geometrica degli schermi delle giunzioni vetro-metallo η SCHERMI = 0.95 Quindi: η OPT = ϝ t ϝ as ϝ rsp ϝ rss ϝ st ϝ end τ VA α CERMET η SCHERMI 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. 43

47 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 (m 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/m 2, 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 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/m 2 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/m 2, 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 44

48 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/m 2, η TERM 0.8, per ANI 800 W/m 2 si ha η TERM > 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/m 2 (220.3 kw), è leggermente maggiore rispetto a quella scambiata con ANI> 400 W/m 2, 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/m 2, 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. 45

49 2.5. CAMPO SOLARE FIGURA 28 CAMPO SOLARE Il campo solare è costituito dall insieme delle stringhe alimentate in parallelo, ciascuna delle quali comprende n cps = 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. 46

50 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: S c = L c (A p G c ) Dove: S c = Proiezione della superficie parabolica sul piano di captazione [m 2 ] L c = Lunghezza del collettore [m] A p = Apertura parabole [m] G c = Gap centrale tra le semi-parabole [m] 47

51 Fissata la potenza elettrica dell impianto P e, si può calcolare la potenza termica che deve essere fornita dal generatore di vapore alla turbina: P GV = P e η th Dove η th è il rendimento termodinamico dell impianto Il numero di stringhe necessarie per la produzione senza accumulo è il seguente: n sp = P GV P th s Dove P ths è la potenza termica assorbita da una stringa con l ANI di design definita dall analisi dei dati meteorologici [MW th ] La superficie del campo solare con accumulo (S SF ) è data quindi dalla relazione seguente: S SF = S c n cps n sp 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: v IN MS 290 C = 4 m MS Design 2 ρ 290 C π D TR Dove: v OUT MS 550 C = 4 m MS Design 2 ρ 550 C π D TR m MS Design= Portata di sale fuso in una stringa corrispondente all ANI di design [kg/s] ρ 290 C = Densità del sale fuso alla temperatura di 290 C [kg/m 3 ] 48

52 ρ 550 C = Densità del sale fuso alla temperatura di 550 C [kg/m 3 ] D TR = 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: 49

53 Heaters 1 R conv st = 2πh s r H i L H Piping del campo solare 1 R conv st = 2πh s r pi L p ln ( r He r ) H i R cond t = 2πL H k lv 1 R conv ta = 2πh a r H e L H ln ( r p e r ) pi R cond t = 2πL p k lv 1 R conv ta = 2πh a r pe L p Dove: r H i = Raggio interno header [m] r H e = Raggio esterno header [m] L H = Lunghezza degli Headers [m] r pi = Raggio interno del piping del campo solare [m] r pe = Raggio esterno del piping del campo solare [m] L p = Lunghezza del piping [m] Per il calcolo del coefficiente di scambio convettivo del sale fuso (h s ) è stata utilizzata la relazione di Dittus-BÖlter: Nu = 0.023Re 0.8 Pr 0.4 Con: Re = w MSD i ν MS Pr = ν MS α MS w MS = Velocità del sale fuso [m/s] D i = Diametro interno del condotto (heaters o piping) [m] 50

54 ν MS = Viscosità cinematica del sale fuso [m 2 /s] α MS = Diffusività termica del sale fuso [W/mK] Per il calcolo del coefficiente di scambio convettivo con l aria (h a ), sono distinguibili due casi: o Velocità del vento maggiore di 1 m/s Correlazione di Hilpert per la convezione forzata: Nu = BRe n Dove i fattori B ed n sono riportati nella tabella seguente in funzione del numero di Reynolds. Re n B o Velocità del vento minore di 1 m/s Correlazione di Incropera e De Witt per la convezione naturale: Nu = { Ra 1 6 [1 + (0.559Pr 1 ) 16] } Dove: Con: Ra = Gr Pr Gr = g D3 βρ 2 (T p T a ) μ 2 Pr = ν a α a T p = Temperatura di parete [ C] T a = Temperatura dell aria [ C] 51

55 La potenza termica scambiata da minimizzare sarà quindi: Q = T MS T a R i Dove T MS è la temperatura del sale fuso [ C] e T a la temperatura dell aria ambiente. 52

56 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 impianto 4. 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. 53

57 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 $/kwh th, in funzione del multiplo solare e per diverso numero di ore di accumulo. 54

58 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: m HT = m GV h 3600 Con: m GV = η th T HT T CT P e c p (T)dT Dove: m HT = Massa di sale da accumulare nel serbatoio caldo [kg] h = Ore di produzione con l accumulo [h] m GV = Portata di sale richiesta dal generatore di vapore [kg/s] c P = Calore specifico del sale fuso [J/kg K] 55

59 T HT = Temperatura del serbatoio caldo [ C] T CT = 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. m TOT = m HT + m vm HT + m vm CT + m SF Dove: m TOT = massa da accumulare nel serbatoio freddo al primo riempimento [kg] m vm HT = massa contenuta nel volume morto del serbatoio caldo [kg] m vm CT = massa contenuta nel volume morto del serbatoio freddo [kg] m SF = 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. 56

60 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, 57

61 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 (m SF), rappresenta la portata che entra nel campo solare a temperatura T CT OUT ed esce a temperatura T SFOUT. Se T SF OUT è compresa nell intervallo tra 450 e 550 C, con (m SF) e T SF OUT = T HTIN, entrambi funzioni dell ANI, l energia accumulata nel serbatoio caldo in un ora è: T HT IN 3,6 (m SF) cp(t)dt (MWh) T CT OUT L energia che la caldaia CI deve fornire alla portata (m SF) in un ora, per incrementare la temperatura del sale fuso a 550 C è: 550 3,6 (m SF) cp(t)dt (MWh) T HT IN Se la temperatura di uscita del sale fuso dal campo solare è T SF OUT < 450 C, la portata (m SF) viene accumulata nel serbatoio freddo. Considerando la massa di sale nel volume morto del serbatoio caldo (m VM ) e la massa di sale accumulata fino all ora precedente m HT (t 1), dove t è il tempo espresso in ore, la massa accumulata nel serbatoio caldo nell ora t, è la seguente: 58

62 m HT (t) = m VM + m HT (t 1) + (m 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 (m SF) EFF leggermente inferiore alla portata che alimenta il generatore di vapore. La portata di dumping è definita dalla relazione seguente: Dove: m DUMP = (m SF) RIF (m SF) RID (m SF) RIF = Portata di riferimento rispetto al valore dell ANI, per raggiungere T SF =550 C in condizioni normali di esercizio (collettori a fuoco) OUT (m SF) RID = Portata ridotta rispetto al valore dell ANI, per raggiungere T SF OUT = 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: (m GV): Portata d ingresso al generatore di vapore (m SF) T<450 : Portata in uscita dal campo solare che non ha raggiunto i 450 C (m 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: (m SF): Portata inviata al campo solare in funzione dell intensità di radiazione (m SF) NOT : portata minima ricircolata nel campo solare in assenza di radiazione 59

63 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: m CT (t) = m VM + m CT (t 1) + (m GV) + (m SF) T<450 (m 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 (H HT) E NEL SERBATOIO FREDDO (H CT) La potenza trasferita al fluido nel campo solare e dalla combustione in caldaia di un combustibile tradizionale quando T SF OUT relazioni: P MS = (m SF) c P ( ) (P MS ) CI = (m SF) c P (550 T SF OUT ) >450 C possono essere valutate dalle FIGURA 35 POTENZA TRASFERITA AL FLUIDO 60

64 La potenza totale erogata dal generatore di vapore è data dalla relazione: P GV = (m ) GV c p ( ) FIGURA 36 POTENZA EROGATA DAL GENERATORE DI VAPORE Per quanto riguarda il dumping: P DUMP = m DUMP c p ( ) Per l energia accumulata nel serbatoio: (E EFF ) HT = m HT EFF c p (T HT T CT ) FIGURA 37 ENERGIA ACCUMULATA 61

65 Dove: P MS = (P MS ) CI = Potenza trasferita al fluido dalla radiazione solare [MW] Potenza trasferita al fluido dalla caldaia ausiliaria [MW] T SF = 450 C e 550 C Temperatura di uscita dal campo solare, in questo caso compresa tra P GV = P DUMP = (E EFF ) HT = T HT = T CT = Potenza erogata dal generatore di vapore [MW] Potenza persa per dumping [MW] Energia effettivamente accumulata nel serbatoio caldo [MWh] Temperatura del serbatoio caldo [ C} 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, M out, 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 M nott è nulla la temperatura T eq coinciderà con la temperatura di uscita del sale dal generatore di vapore pari a 290 C. T eq = M nottc P1 T OUT SF + M out c P2 T OUT GV + M out c P2 T OUT GV + M out c P2 T OUT GV M out c P2 + M ou c P2 + M out c P2 + M nott c P1 62

66 Dove: T OUT SF = Temperatura in uscita dal campo solare [ C] T OUT GV = Temperatura di uscita dal generatore di vapore= 290 C c P1 = K] Calore specifico medio tra le temperature di uscita dal campo solare [J/kg c P2 = Calore specifico calcolato tra i 272 C e 290 C [J/kg K] c P3 = Calore specifico calcolato tra i 278 C e Tct(t-1) [J/kg K] M out = 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 (M CT ) considerata alla temperatura T CT (t-1) e la corrente in ingresso (M GV +M SF ) alla temperatura prima calcolata T eq. Dove: T eq = M CT(t 1)c P2 T CT (t 1) + (M GV + M SF )c P3 T eq M CT (t 1)c P2 + (M GV + M SF )c P3 M CT (t 1) = Massa contenuta nel serbatoio freddo nell ora precedente[kg] T CT (t 1)= Temperatura del serbatoio freddo nell ora precedente [ C] Quest ultima è stata calcolata come: T CT = T eq Q CT _persa c P4 M CT 63

67 Dove: c P4 = Calore specifico del sale fuso calcolato tra 278 C e T eq [J/kg K] Q 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: Dove: T HT = T eq Q HT _persa c P5 M HT c P5 = Calore specifico del sale fuso calcolato tra 500 C e 550 C [J/kg K] Q HT_persa= Potenza termica persa per scambio di calore della massa di sale fuso contenuta nel serbatoio caldo (M HT ) 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 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 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 (Q HT/CT_persa). 64

68 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. (T MS T suolo ) Q fondo = R mr + R mi + R kw + R sw + R BTU Dove: R mr = R mi = R kw = R sw = R BTU = r i = s i = k i = s mr πr 2 i k mr s mi πr i 2 k mi s kw πr 2 i k kw s sw πr i 2 k sw s BTU πr i 2 k BTU Resistenza di mattoni refrattari Resistenza di mattoni isolanti Resistenza di isolante Kaowool Resistenza di isolante Superwool Resistenza di isolante BTU Block Raggio interno del serbatoio [m] Spessore dell isolante i-esimo [m] Conduttività termica dell isolante i-esimo [W/m C] 65

69 TABELLA 5 CARATTERISTICHE TERMOFISICHE DEI MATERIALI ISOLANTI IMPIEGATI PER I SERBATOI T [ C] K mr K mi K kw K sw K BTU KX-99 G-23 Kaowool Superwool Plus 128 BTU-Block 500 1,41 0,33 0,12 0,12 0, ,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: R mr = ln(re ri ) 2πH s k mr Resistenza dei mattoni refrattari R mi = ln(re ri ) 2πH s k mi Resistenza dei mattoni isolanti R kw = ln(re ri ) 2πH s k kw Resistenza dell isolante Kaowool 66

70 R sw = ln(re ri ) 2πH s k sw Resistenza dell isolante Superwool R BTU = R Conv = H s = r e = r i = ln(re ri ) 2πH s k BTU 1 2πh c r i H s Resistenza dell isolante BTU Block Resistenza dei mattoni refrattari Livello di riempimento del serbatoio [m] Raggio esterno del rispettivo layer [m] Raggio interno del rispettivo layer [m] Per calcolo del coefficiente di scambio convettivo (h c ) è stata utilizzata la relazione di Eckert e Jackson: Pr Gr L Nu L = ( Pr) 0.25 Con: Nu L = h ch s k Gr L = g H s 3 βρ (T p T a ) μ 2 La potenza persa attraverso le pareti è pari a: (T MS T a ) Q HT/CT_persa = R mr + R mi + R kw + R sw + R BTU + R Conv Con: T MS = temperatura sale fuso [ C] T a = temperatura dell aria [ C] 67

71 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. 68

72 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. 69

73 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 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 70

74 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. 71

75 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 OECD 5 (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. 72

76 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 /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. 73

77 TABELLA 6 COSTO DI INVESTIMENTO (CAPEX) IN M /MW Costo di investimento (CAPEX) in M /MW Anno 2013/ Analisi 2014 Ipotesi Bassa Analisi 2014 Ipotesi Media Analisi 2014 Ipotesi Alta 4,1 3,3 3 2,8 2,6 5,6 4,5 3,8 3,5 3,4 6, ,5 4 Studio ,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 74

78 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 convenzionale 6 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 75

79 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

80 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 77

81 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 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 78

82 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 79

83 ancora in fase di studio sistemi ibridi alimentati con biomasse. Un breve andamento del costo del gas naturale è mostrato nella figura che segue. $/mmbtu 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Japan LNG cif Average German import price cif UK NBP Btu=British therma units cif=cost+insurance+f anno 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 80

84 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 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 81

85 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 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 82

86 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

87 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 Incidenza sulla produzione unitaria Costo annuo Voce Di Costo Termica Frigorifera Elettrica (M ) (c /kwht) (c /kwhf) (c /kwhe) Ammortamento Impianto ,1 Esercizio e Manutenzione ,7 Combustibile ,1 Esternalità Totale

88 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. 85

89 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 N, longitudine 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 86

90 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/m 2 anno con un valore medio della densità di potenza di 270 W/m 2. 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. Media Annuale W/m NASA 369 W/m 2 METEONORM 274 W/m 2 CMSAF 313 W/m 2 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. 87

91 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 o Potenza elettrica richiesta dall utenza (5 e 50 MWe) 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/m 2 partendo da una prima valutazione effettuata assumendo un valore empirico di 850 W/m 2, successivamente ottimizzato da considerazioni tecnico economiche. Assumendo una radiazione nominale superiore a 800 W/m 2, 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 88

92 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/m 2. 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 89

93 3.3. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 5MW 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 C a bar con un efficienza del ciclo Rankine pari a La potenza termica del generatore di vapore sarà quindi pari a: P GV = P e η th = 20MW Questa potenza dovrà coincidere con la potenza che dovrà essere fornita dal campo solare: P SF = P GV = DNI Design η SF S SF FIGURA 50 RENDIMENTO TOTALE DEL LOOP Il rendimento del campo solare (η SF ) 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/m 2 ), pari a η term = 0,8995 per un rendimento totale η SF =

94 La superficie totale riflettente (S SF ), sarà pari al prodotto della superficie riflettente di un collettore (566.8 m 2 ), 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: P stringa = = 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: P GV 20 = = 10.9 Stringhe P stringa 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 m 2, distribuita (per difetto), in 20 stringhe. FIGURA 51 CAMPO SOLARE IMPIANTO 5 MW 91

95 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 m 2 (18,9 ha). TABELLA 9 CAMPO SOLARE IMPIANTO 5 MW Campo solare PGVth [MW] 36,62 Rendimento ciclo Rankine 0,25 ANI Design [W/m 2 ] 800 N collettori/loop 6 Lunghezza collettore [m] 100 Apertura parabole [m] 0,1 Gap centrale parabole [m] 1 Rendimento ottico 0, Rendimento termico nel loop 0, Rendimento campo solare 0, Superficie riflettente di un collettore [m 2 ] 566,8 Superficie riflettente del campo solare [m 2 ] N loop 20 N collettori totali 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: E acc = P GV 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 m 3 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. 92

96 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 ton corrispondente a un volume di m 3. 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 93

97 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/m 2. 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/m 2 ed i 94

98 176 W/m 2, 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 miscelarsi 7 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 7 Le 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. 95

99 più gravose pari a 1000W/m 2, 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 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. 96

100 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. 97

101 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 98

102 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 99

103 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% 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 ,10 k /MW e 100

104 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 /m 3 mentre per i Sali il costo unitario è di 0,9 /kg. TABELLA 12 COSTI ACCUMULO IMPIANTO 5MWE Accumulo Sistema di accumulo 35 /kwh th 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 /MW e 4250 k Controllo, Costruzione, ingegneria e contingenza 204 k /MW e 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 /kw e 101

105 Costi d'impianto 10% Campo solare 17% Accumulo 54% Blocco generatore energia elettria 19% Caldaia ausiliaria 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. 102

106 Il costo annuale (Ca) è stato determinato con la seguente formula: Dove: I i = costo d investimento iniziale Cc = costo del combustibile Ca = I i + Coa + Cc Fa Coa = Costo operativo (O&M) delle apparecchiature pari al 2% di I i Fa = Fattore di annualità, ricavato dalla seguente relazione: Con: n= anni di vita utile i= tasso di sconto effettivo n Fa = 1 (1 + i) j j=1 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 /m 3 94,11597 k /anno Operations&Maintenance 2 % investimento 640,0104 k /anno TABELLA 16 COSTO UNITARIO DELL ENERGIA PRODOTTA IMPIANTO DA 5MW Costo kwh el Fa 9,11 Ii 32000,5 k Quota ammortamento (15 anni, 7% sconto 3513,5 k /anno effettivo) Coa 640,0 k /anno CC 94,1 k /anno Ca 4247,6 k /anno Produzione energia elettrica 7,73 GWh e /anno Costo Energia elettrica 549,4 /MWh e 103

107 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 [ /MWH EL] AL VARIARE DELLE VOCI DI COSTO (IMPIANTO 5MW). 104

108 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. 105

109 3.4. DIMENSIONAMENTO IMPIANTO DA 50MW CAMPO SOLARE Il sistema in studio ha una potenza elettrica di 50MW generata facendo espandere in turbina vapore a circa C a bar con una efficienza del ciclo Rankine pari a Il rendimento del campo solare (η SF ) è lo stesso dell impianto da 5 MW, pari a , avendo utilizzato la stessa ANI di design pari a 800 W/m 2. Anche per questo dimensionamento si sono adottati stringhe composte da 6 collettori ciascuno con m 2 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 m 2. FIGURA 67 CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MWE 106

110 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 m 2 (109,6ha). TABELLA 17 CAMPO SOLARE IMPIANTO 50 MW Campo solare PGVth [MW] 128,53 Rendimento ciclo Rankine 0,395 ANI Design [W/m 2 ] 800 N collettori/loop 6 Lunghezza collettore [m] 100 Apertura parabole [m] 0,1 Gap centrale parabole [m] 1 Rendimento ottico 0, Rendimento termico nel loop 0, Rendimento campo solare 0, Superficie riflettente di un collettore [m 2 ] 566,4 Superficie riflettente del campo solare [m 2 ] N loop 140 N collettori totali 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: E acc = P GV 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 107

111 contenuto nel campo solare, nei collettori, nelle tubazioni e nel generatore di vapore, per un totale di 12183ton di sale corrispondente a 6394 m 3. 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] Temperatura serbatoio caldo [ C] 550 Temperatura serbatoio freddo [ C] 290 Massa di Sali per accumulo [Ton] 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/m

112 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/m 2 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. 109

113 C Mese 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 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. 110

114 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 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 ,00 k Fondazione per collettore 10,00 k /collettore 8400,00 k Sali fusi 0,90 /kg 1567,7 k Totale Campo Solare ,7 k Costo unitario campo solare 268,13 /m ,35 k /Mw e 111

115 TABELLA 20 COSTO SISTEMA DI ACCUMULO IMPIANTO 50MW Accumulo Sistema di accumulo 35 /kwh th Totale Accumulo 36363,64 k Gruppo di Potenza TABELLA 21 COSTO GRUPPO DI POTENZA IMPIANTO 50 MW Costo specifico power block 850 k /MW e k Controllo, Costruzione, ingegneria e contingenza 204 k /MW e k Generatore energia elettrica k Caldaia ausiliaria 5000 k TABELLA 22 COSTI DI INVESTIMENTO IMPIANTO 50 MW Costi di impianto Campo Solare ,7 k Accumulo 36363,64 k Gruppo di potenza k Caldaia ausiliaria 5000 k Totale ,43 M k /kw e Costi d'impianto 2% 24% Campo solare 16% 58% Accumulo Blocco generatore energia elettrica Caldaia ausiliaria FIGURA 73 RIPARTIZIIONE COSTI DI IMPIANTO 50MW 112

116 TABELLA 23 COSTI VARIABILI IMPIANTO 50MW Costi variabili Costo combustibile 0,33 /m 3 Operations&Maintenance 1047 k /anno 2 % investimento 4392,6 k /anno TABELLA 24 COSTO UNITARIO DI PRODUZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA IMPIANTO 50 MW Costo kwh el Fa 9,11 Ii ,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 GWh e /anno Costo Energia elettrica 301,15 /MWh e FIGURA 74 ANALISI DI SENSIBILITÀ: VARIAZIONE DEL COSTO [ /MWHEL] AL VARIARE DELLE VOCI DI COSTO (IMPIANTO 50MW). 113