PRINCIPI DI PROGETTAZIONE DEL SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO DI UN IMPIANTO SOLARE PARABOLIC TROUGH DI NUOVA GENERAZIONE

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1 PRINCIPI DI PROGETTAZIONE DEL SISTEMA DI ACCUMULO TERMICO DI UN IMPIANTO SOLARE PARABOLIC TROUGH DI NUOVA GENERAZIONE Bruno Covili Faggioli Head of Operations, Met NewEn (Maire Tecnimont Group) Trasporto e Stoccaggio dell Energia, Come diventare Smart 11 luglio 2011, Centro Servizi della BPM, Milano

2 AGENDA 1. Il gruppo Maire Tecnimont 2. Gli impianti CSP parabolic trough ed i vantaggi offerti dal sistema di accumulo 3. Dimensionamento sistema di accumulo 4. Possibili soluzioni alternative 5. Conclusioni 2

3 PROFILO DEL GRUPPO leader nell Engineering & Main Contracting e Licensing, attivo sul mercato nazionale e internazionale nei settori oil, gas & petrolchimico, energia, infrastrutture e ingegneria civile avanzate competenze nei servizi EPC e Process Engineering applicate all implementazione di progetti complessi chiavi in mano in differenti aree geografiche safety culture: obiettivo zero incidenti competenze distintive nel licensing e IP forte orientamento alla tecnologia ed all innovazione sviluppo di energie rinnovabili e attività di ricerca nel settore dell energia nucleare 3

4 MET NEWEN: SVILUPPO DI ENERGIA RINNOVABILE Società del Gruppo attiva nello sviluppo di opportunità nelle rinnovabili Identificazione e promozione di nuove opportunità di investimento, assicurando il percorso autorizzativo e il finanziamento di progetti energetici basati su fonti rinnovabili Sinergie con l expertise in EPC di Tecnimont Principali progetti in corso: biomasse e energia solare termodinamica (concentrating solar power-csp) 4

5 MET NEWEN: PROGETTI E ATTIVITA DI RICERCA Olevano, centrale a biomassa: I 20 MWe generati dalla centrale forniranno 140 GWhe/a di energia rinnovabile, impiegando circa ton annue di biomassa. Il 100% del cippato di legno utilizzato arriverà dalla filiera corta, contribuendo così al benessere economico e sociale dell area. La centrale consentirà inoltre la riduzione delle emissioni di CO 2 nell ambiente per una quota di oltre ton annue, sostituendo l energia elettrica generata da centrali a combustibili fossili. Attività di sviluppo nell energia solare a concentrazione (CSP): Met NewEn, in collaborazione con ENEA e con ENEL Green Power, sta attualmente studiando una centrale di 30 MWe in Sicilia, al fine di dimostrare le potenzialità dei sistemi diretti a sali fusi. Grazie a questa tecnologia, che utilizza i sali fusi come fluido di trasferimento del calore, si sta acquisendo know-how tecnico di alto valore nel CSP (Concentrated Solar Power) parabolico. 5

7 IMPIANTO DI RIFERIMENTO: CSP PARABOLIC TROUGH CON SALI FUSI COME FLUIDO TERMOVETTORE T. AP T. MP-BP GEN SC CND SF Aree principali impianto: Campo solare Sistema stoccaggio Power block Dati dimensionali di base (esempio): Area proiettata specchi: ~ m 2 Sistema stoccaggio: ~ 7 h Potenza lorda: 30 MWe 7

8 UTILIZZO POTENZA TERMICA CAMPO SOLARE IMPIANTO CSP SENZA ACCUMULO 1.10 Potenza termi ica da campo solare / potenza term mica riferimento Non utilizzata Pcs > Pct MAX Al ciclo termico Pct MIN Pcs Pct MAX Non utilizzata Pcs < Pct MIN Ora [h] Solstizio estate Solstizio inverno Equinozio prim. N.B.: Integrazione con altra fonte (es.: fossile) non considerata. 8

9 UTILIZZO POTENZA TERMICA CAMPO SOLARE IMPIANTO CSP CON ACCUMULO Potenza termic ca da campo solare / potenza termic ca riferimento Al sistema di accumulo (*) Pcs > Pct MAX Al ciclo termico Pct MIN Pcs Pct MAX Al sistema di accumulo / Al ciclo termico Pcs < Pct MIN Ora [h] Solstizio estate Solstizio inverno Equinozio prim. (*) Non utilizzata solo se accumulo e gia pieno. Con un buon dimensionamento tale situazione e poco frequente. 9

10 TRASFERIMENTO ENERGIA TERMICA ACCUMULO: CASO ESTIVO Potenza termic ca da campo solare / potenza termi ica riferimento Pct MAX Allo stoccaggio Dallo stoccaggio Ora [h] Solstizio estate Solstizio inverno Equinozio prim. 10

11 TRASFERIMENTO ENERGIA TERMICA ACCUMULO: CASO INVERNALE Potenza termica da campo solare / potenza termi ica riferimento Pct MAX Allo stoccaggio Il ciclo termico viene avviato solo se c è la possibilità di funzionare per un minimo prestabilito di ore, preferibilmente a pieno carico Ora [h] Solstizio estate Solstizio inverno Equinozio prim. 11

12 DISTRIBUZIONE POTENZA TERMICA DA CAMPO SOLARE Potenza termica da campo solare MWt Ora Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Grafico creato con DVIEW Sviluppato da NREL e da MISTAYA ENGINEERING INC. Programma fornito da: DOE/NREL/MRI. 12

13 DISTRIBUZIONE POTENZA LORDA Potenza lorda nominale ~40 MWe, no accumulo Potenza elettrica lorda MWe Ora Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec N.B.: Stima semplificata basata sui dati di potenza termica dal campo solare. Grafico creato con DVIEW Sviluppato da NREL e da MISTAYA ENGINEERING INC. Programma fornito da: DOE/NREL/MRI. 13

14 DISTRIBUZIONE POTENZA LORDA Potenza lorda nom. 30 MWe, ~ 7 h di accumulo Potenza elettrica lorda MWe Ora Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Grafico creato con DVIEW Sviluppato da NREL e da MISTAYA ENGINEERING INC. Programma fornito da: DOE/NREL/MRI. 14

15 PREZZO ENERGIA ELETTRICA Prezzo energia elettrica Sicilia 2010 (media mensile) [ /MWh] Rielaborazione dati Gestore Mercati Energetici (GME) 15

16 VANTAGGI SISTEMA DI ACCUMULO a pari dimensioni del campo solare, il ciclo termico ha dimensioni minori; marcia per un numero maggiore di ore equivalenti (frequentemente a pieno carico); esercizio del ciclo termico più regolare: riduzione del numero di cicli di avviamento / spegnimento; riduzione oscillazioni di carico dovute alla variazione della radiazione solare diretta; importante riduzione delle perdite legate all impossibilità di utilizzare l energia termica messa a disposizione dal campo solare; molto spesso c è la possibilità di indirizzare la produzione verso ore dove la domanda di energia elettrica (e quindi il prezzo) è maggiore. 16

17 SISTEMA DI ACCUMULO INDIRETTO CAMPO SOLARE Frecce rosse -> fase carica Frecce blu -> fase scarica SCAMB. SC 384 ºC Il dimensionamento di questo scambiatore può limitare la potenza trasferibile all accumulo in alcune condizioni POWER BLOCK SF 291 ºC Non è possibile accumulare direttamente l olio diatermico (alti volumi, alti costi); Pur di usufruire dei vantaggi dell accumulo, in impianti costruiti di recente (come Andasol), è stato realizzato il sistema rappresentato in figura. Il fluido utilizzato per stoccare l energia termica è una miscela di sali fusi (60%m NaNO 3, 40%m KNO 3 ); Può essere considerato come lo stato dell arte per lo stoccaggio negli impianti CSP parabolic trough ad olio diatermico. 17

18 SISTEMA DI ACCUMULO DIRETTO CAMPO SC max ~ 550 ºC POWER SOLARE BLOCK SF 290 ºC Rispetto ad un sistema indiretto (stato dell arte), il sistema diretto: è più semplice; è meno costoso in quanto non è necessario il sistema di scambio termico (costituito da molti scambiatori shell and tubes); è energeticamente più efficiente in quanto le operazioni di caricamento / scaricamento del sistema di accumulo non portano ad un degrado dell energia termica. 18

19 IL SISTEMA DI ACCUMULO DELL IMPIANTO ANALIZZATO L utilizzo della miscela di sali fusi 60%m NaNO 3 40%m KNO 3 come fluido termovettore per il campo solare consente: di utilizzare il sistema diretto con tutti i vantaggi connessi; di innalzare la temperatura di uscita del campo solare fino a ~ 550ºC; rispetto ad un sistema convenzionale quindi, di aumentare sia la quantità per unità di volume dell energia stoccata, sia la sua qualità (l energia termica viene resa disponibile ad una temperatura superiore, con maggiori efficienze del ciclo termico). Nonostante ciò tale strada non è stata percorsa fino ad ora in quanto: i sali iniziano a solidificare a 238 ºC (necessità di gestire in modo adeguato tutte le problematiche impiantistiche connesse); le maggiori dispersioni del campo solare devono essere contenute con tubi ricevitori di elevate prestazioni. 19

21 SCELTA CAPACITA ENERGETICA SISTEMA ACCUMULO Per un campo solare di dimensione fissata, all aumentare della dimensione del ciclo termico (riconducibile alla potenza lorda) e di quella del sistema di accumulo (riconducibile all energia stoccabile): la produzione di energia elettrica cresce fino a raggiungere un valore limite; il costo di investimento continua a crescere. Prod. Costo invest. Dimens. E quindi necessario individuare, tramite un ottimizzazione tecnica-economica, le dimensioni ottimali del ciclo termico e del sistema di accumulo che massimizzino il ritorno dell investimento (che costituisce quindi la funzione obiettivo). Si tratta di un operazione complessa che richiede l utilizzo di strumenti specifici, come il software CSP PTM+, attualmente sviluppato da Met NewEn per impianti CSP parabolic trough con sistema di accumulo diretto. 21

22 ESEMPIO ANDAMENTO FUNZIONE OBIETTIVO Limite minimo D.M. 11 aprile 2008 IRR - IRRref 1.8% 1.6% 1.4% 1.2% 1.0% 0.8% 0.6% 0.4% 0.2% 0.0% Dimensioni accumulo [MWh] Potenza lorda ciclo [MW] I risultati ottenuti sono influenzati in modo significativo dai dati (o assunzioni a seconda dei casi) di input utilizzati. Fra questi ricordiamo quelli relativi alla radiazione solare diretta e soprattutto quelli relativi all andamento dei costi dello stoccaggio e del ciclo termico al variare delle dimensioni. 22

23 DISEGNO SEMPLIFICATO DI RIFERIMENTO 23

24 CALCOLO DIMENSIONI GEOMETRICHE SERBATOI DI ACCUMULO /1 Ipotesi principali dell esempio di calcolo: Capacità energetica: 500 MWh Fluido utilizzato: 60%m NaNO 3, 40%m KNO 3 Temperatura serbatoio caldo: 550 ºC Temperatura serbatoio freddo: 290 ºC Geometria: cilindrica Lunghezza massima braccio pompa verticale: 14 m Battente minimo sulla pompa: 0,55 m Distanza minima fondo serbatoio - flangia pompa: 0,35 m Lunghezza albero pompa non sfruttata per presenza tetto ellissoidale e supporto pompa: 3 m Frazione riempita del serbatoio: 90% Un singolo serbatoio deve essere in grado di contenere anche i drenaggi dei sali di tutto il resto dell impianto (si veda dopo per le altre ipotesi) Il serbatoio caldo ed il serbatoio freddo sono gemelli 24

25 CALCOLO DIMENSIONI GEOMETRICHE SERBATOI DI ACCUMULO /2 Calcolo volume ideale: Si calcola la quantità di sali fusi che, fatti raffreddare da 550ºC a 290ºC, forniscono un energia termica di 500 MWh. Tale massa viene stoccata nel serbatoio caldo ad una temperatura di 550ºC. Per calcolare il volume occupato quindi, bisogna dividere la massa suddetta per la densità dei sali a 550ºC (1738 kg/m 3 ). Energia termica ceduta da 550ºC a 290ºC MWh Massa da stoccare ton 9, ,7 Volume impegnato a 550ºC m 3 5, ,2 Nota: se tale esempio fosse riferito ad un sistema indiretto abbinato ad un impianto ad olio diatermico, la massa ideale da stoccare sarebbe ~ 2,8 volte maggiore, mentre il volume ~ 2,7 volte maggiore. 25

26 CALCOLO DIMENSIONI GEOMETRICHE SERBATOI DI ACCUMULO /3 Volume impegnato dai drenaggi Un singolo serbatoio deve essere in grado di contenere i drenaggi sali di: a) campo solare; b) fondo secondo serbatoio; c) generatore di vapore; d) altri drenaggi minori. Il volume dei drenaggi del fondo del secondo serbatoio, geometricamente uguale al primo, non è noto a priori, in quanto il diametro del serbatoio è ancora incognito. In via preliminare, si ipotizza un volume totale impegnato dagli altri drenaggi (a+c+d) pari a 450 m 3. Rapporto altezza / diametro cilindro Un serbatoio cilindrico ideale avente altezza uguale al diametro minimizza il rapporto superficie / volume e quindi le dispersioni termiche per unità di volume. Tuttavia, per la dimensione dell accumulo di questo esempio, non è possibile un dimensionamento di questo tipo a causa del vincolo sulla lunghezza massima del braccio della pompa. La procedura seguente tiene conto di questo vincolo. 26

27 CALCOLO DIMENSIONI GEOMETRICHE SERBATOI DI ACCUMULO /4 Calcolo altezza associabile al volume di fluido pompabile ed altezza cilindro serbatoio Hpompa = 14 m Hc? Hd = 3 m Hb = Hpompa Hd Hc Hbatt Ha + Hb = 0,9 Ha + Hb + Hc Risolvendo il sistema: Hb? Hb = 9,32 m Hc = 1,14 m L altezza del cilindro Hcil è quindi: Hcil = Ha + Hb + Hc Hcil = 11,35 m Hbatt = 0,55 m Hdistmin = 0,35 m Ha = 0,55+0,35 = 0,9 m 27

28 CALCOLO DIMENSIONI GEOMETRICHE SERBATOI DI ACCUMULO /5 Calcolo diametro interno e volume totale Vpomp = Vid + Vdren1 + Vdren2 Vpomp, volume pompabile, INCOGNITO Vid, volume ideale = 2621,2 m 3 Vdren1, volume drenaggi secondo serbatoio, INCOGNITO Vdren2, volume drenaggi campo solare, GV e altri drenaggi non menzionati (*) = 450 m 3 Si H B = Vid + Si H A + Vdren2 Vid + Vdren2 Si = H B H A Si, sezione interna serbatoio, INCOGNITA H B, altezza associata a volume pompabile = 9,32 m H A, altezza associata a volume fondo non pompabile = 0,9 m Si = 365,0 m 2 Di = 21,6 m Il volume totale del cilindro è pari a 4142,3 m 3 oltre il 50% superiore rispetto a quello ideale. (*) ad eccezione dei drenaggi relativi al fondo del serbatoio analizzato 28

29 RIASSUNTO RISULTATI OTTENUTI Hcil = 11,35 m Vcil = 4142,3 m 3 Di = 21,6 m Vid = 2621,2 m 3 29

30 ISOLAMENTO TERMICO Soluzione parete multistrato (disegno non in scala) Ambiente esterno Sali 550ºC Liner protettivo AISI 321H (protezione corrosione) Mattoni (isolamento termico) Struttura acciaio al carbonio (funzione portante) Fibra ceramica (isolamento termico) Esempio: Dati / vincoli: Temp. massima parete esterna: 60 ºC Temp. massima struttura acciaio: 315 ºC Capacità serbatoio: 500 MWh Dispersioni termiche totali: < 250 kw Dimensioni preliminari dell isolamento : Strato mattoni: ~ 750 mm Strato fibra ceramica: 125 mm 30

32 POSSIBILI SOLUZIONI ALTERNATIVE La soluzione (relativa ad un sistema di accumulo diretto) mostrata nell esempio precedente costituisce un punto di partenza per ulteriori miglioramenti e ottimizzazioni. Per fare degli esempi, alcune assunzioni utilizzate nei calcoli precedenti come: vincolo lunghezza braccio pompa; vincolo serbatoi gemelli; vincolo su dispersioni termiche massime ammissibili; necessità di stoccare tutti i drenaggi nel sistema di accumulo; possono essere riviste alla luce di studi tecnico economici approfonditi al fine di migliorare ulteriormente il risultato globale dell investimento. Sono attualmente in fase di studio anche soluzioni alternative quali: sistema di accumulo con vasche interrate; sistema di accumulo con serbatoio unico (termoclino). 32

33 STOCCAGGIO INTERRATO L obiettivo dello studio è quello di verificare: la fattibilità tecnica della soluzione con vasche interrate; la possibilità di ottenere una riduzione del costo specifico del sistema di accumulo. Per gli stoccaggi interrati assumono particolare importanza: la qualità del terreno (ad esempio non deve contenere rocce); il livello della falda; il grado di sismicità (la soluzione interrata risulta più favorevole in caso di elevata sismicità). In via preliminare sono state individuate le seguenti scelte tecniche: vasche di forma cilindrica; struttura portante con diaframmi in cemento armato; isolamento a strati multipli particolarmente studiato per: contenere le dispersioni entro i limiti previsti; proteggere il cemento da alte temperature e da gradienti termici troppo alti. 33

34 STOCCAGGIO CON SERBATOIO UNICO Vantaggi: risparmio potenziale in termini di costi di investimento consistente. Svantaggi: tecnologia in fase di sperimentazione. Le maggiori incognite tecnologiche sono legate: alla dimensione della zona di termoclino; al suo mantenimento nel tempo a valori contenuti. Attualmente, il gruppo Maire-Tecnimont, sta portando avanti assieme ad ENEA le seguenti attività: test della soluzione ad un serbatoio in un impianto industriale di piccola taglia; valutazione della possibilità di integrare il generatore di vapore nel serbatoio unico per ridurre ulteriormente i costi di investimento. Una soluzione di questo tipo comporta uno studio molto attento su diversi temi tecnici tra i quali la circolazione naturale all interno del serbatoio unico nelle diverse condizioni di funzionamento e la regolazione ai diversi carichi. 34

36 CONCLUSIONI L utilizzo del sistema di accumulo negli impianti CSP parabolic trough presenta importanti vantaggi (ed infatti diversi moderni impianti realizzati sono dotati di tale sistema). I sistemi di accumulo di tipo diretto con sali fusi riducono il costo del sistema di accumulo rispetto allo stato dell arte (olio con sistema indiretto a sali fusi). La scelta della capacità energetica del sistema di accumulo non è un operazione semplice, ma richiede un attenta analisi di tipo tecnico ed economico. E stato mostrato un esempio di dimensionamento geometrico di un serbatoio di accumulo (sistema diretto). A causa delle ipotesi adottate / dei vincoli esistenti il volume ottenuto è significativamente più alto rispetto a quello ideale. Esistono delle soluzioni tecnologiche (attualmente in fase di studio) che potrebbero rendere il sistema di accumulo ancora più attrattivo rispetto allo stato attuale. 36

37 Milan Via Gaetano De Castillia, 6/A Milan Ph Fax

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