Capitolo 1

Capitolo 1

1.1 - Le centrali termoelettriche tradizionali.1.1.1 - Caratteristiche e parametri principali di un generatore di vapore.1.1.1.1 - Il rendimento del generatore di vapore.1.1.1.2 - Equivalente termico del generatore di vapore.1.1.1.2.1 - Il potere calorifico del combustibile.1.1.1.2.2 - Emissioni di sostanze inquinanti.1.1.1.3 - Il consumo specifico di combustibile.1.1.1.4 - Il consumo specifico di calore.1.1.1.5 - Il consumo specifico di vapore.1.1.2 - La rigenerazione negli impianti a vapore.1.1.2.1 - L’importanza i cicli rigenerativi.1.1.2.2 - Ciclo Rankine – Hirn a rigenerazione.1.1.2.3 - Effetti spillamento di vapore dalla turbina.1.1.3 - Unità termoelettrica 30 MW nello Yemen.1.1.3.1 - Problemi ricorrenti relativi all’unità di generazione termoelettrica.1.1.3.2 - Svantaggi cicli rigenerativi.1.2 - L’integrazione.1.2.1 - Schema d’impianto.1.2.2 - Analisi termodinamica.1.3 - Le fonti energetiche rinnovabili.1.3.1 - Il solare termodinamico – tecnologie esistenti.1.3.1.1 - Caratteristiche generali.1.3.1.2 - Principali impianti solari termodinamici in esercizio.1.3.1.3 - Progetti recenti e prospettive di mercato.1.3.2 - Prospettive future per i costi del Solare Termodinamico.1.3.3 - Sfruttamento dell’energia solare.1.3.4 - Le prospettive del solare termodinamico.1.3.5 - Progetto Archimede.1.3.5.1 - Schema generale di funzionamento.1.3.5.2 - Progettazione e soluzioni innovative.1.3.5.3 - Vantaggi Progetto Archimede.1.3.5.4 – Svantaggi Progetto Archimede.

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Capitolo 1

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Le centrali termoelettriche tradizionali

1.1 - Le centrali termoelettriche tradizionali

Gli impianti a vapore forniscono oggi la maggior parte dell’energia elettrica prodotta.I moderni impianti a vapore sono a portata variabile, cioè presentano portata diversa in sezioni diverse dell’impianto, e risultano impiantisticamente complessi. Per iniziarne lo studio conviene partire dal ciclo semplice a portata costante, in cui le trasformazioni termodinamiche ideali subite dall’acqua per convertire in lavoro parte del calore sviluppato dalla combustione nel generatore di vapore sono le seguenti:

1. l’acqua viene compressa dalla pressione pc, a cui si trova il vapore scaricato dalla turbina, fino alla pressione po che regna nella caldaia, subendo un incremento di temperatura (entalpia) trascurabile;

2. l’acqua viene riscaldata dalla temperatura corrispondente alla pressione di saturazione pc, fino alla temperatura corrispondente alla pressione po e quindi vaporizzata a pressione costante; eventualmente il vapore viene surriscaldato, ancora a pressione costante, a temperatura superiore a quella di vaporizzazione;

3. il vapore si espande in turbina, ottenendo lavoro, dalla pressione po alla pressione pc ;

4. il vapore scaricato dalla turbina viene completamente condensato a pressione costante e ricondotto quindi allo stato liquido con cui aveva iniziato il ciclo.

Lo schema dell’apparato è rappresentato in figura 1 mediante l’uso della simbologia grafica comunemente usata. In figura 1 è rappresentato un impianto a vapore semplice in cui si realizza un ciclo di conversione del calore in lavoro: il fluido è pressurizzato dalla pompa alimento caldaia (1 -2), riscaldato (2 -3), vaporizzato (3-4) ed eventualmente surriscaldato (ciclo di Hirn) in caldaia (4 -5), fatto espandere in turbina (5 -6) e quindi condensato nel condensatore (6-1) chiudendo in tal modo il ciclo. Nelle figure 1 è rappresentata la successione delle trasformazioni, supposte ideali, rispettivamente nei piani termodinamici (T−s ) e (h−s). Il fatto che il ciclo tagli la curva limite comporta un diverso peso della fase di compressione rispetto a quella d'espansione. Infatti, il lavoro di compressione ideale della pompa wp , nel caso di fluidi incomprimibili, è espresso dalla:

wp = h2 – h1 = ∫1

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v dp = v (p2−p1) (1)

ed è molto piccolo rispetto ai gas o ai vapori a causa del piccolo valore di v.

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Capitolo 1

Figura 1- Schema base di un impiantro a vapore.

Dalla definizione di rendimento utile`epossibile calcolare la potenza termica fornita al ciclo

ηu = Pu / Q1 (2)dove:Q1 : è la potenza termica fornita al ciclo.ηu : è il rendimento utile.Pu : è la potenza utile.

La potenza interna del ciclo è data da:

Pi = Q1 – Q2 = Pu

ηm (3)

dove:Q2 : è la potenza termica fornita al ciclo.ηm : è il rendimentomeccanico.Pi : è La potenza interna del ciclo.

Il salto entalpico nel condensatore vale:

hΔ c = h6 – h1 = r · x (4)dove:

r : è il calore latente di condensazione.x : è il titolo del vapore saturo umido.

hc : è il salto entalpico nel condensatore.Δ

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La portata di vapore che condensa:

Q2 = mv,c ·Δhc = mraff. ·Cpw · T Δ (5)dove:

mraff. : è la portata di acqua di raffreddamento.mv,c : è la portata di vapore che condensa.Cpw : è il calore specifico dell’acqua.

TΔ : è il salto di temperatura dell’acqua condensatrice.

1.1.1 - Caratteristiche e parametri principali di un generatore di vapore

1.1.1.1 - Il rendimento del generatore di vapore

Si può valutare il rendimento della caldaia anche considerando l'entalpia del vapore prodotto hv e l'entalpia dell'acqua di alimentazione ha. Indicando con mv la produzione oraria di vapore, il calore utilizzato in un'ora risulta:

Qv = mv · (hv – ha ) (6)

La quantità di calore speso è invece data dal prodotto del consumo orario di combustibile mf per l’energia interna massica:

Qf = mf · Hi (7)dove:

ha : l’entalpia dell’acqua di alimento all’ingresso della caldaia.hv : l’entalpia del vapore surriscaldato all’uscita della caldaia e all’ingresso in turbina.Hi : è il potere calorifico inferiore del combustibile.mf : è la portata del combustibile.

Per il rendimento della caldaia si ha quindi :

ηu = Qv /Qf (8)

Se la caldaia è dotata di un economizzatore, una parte del calore residuo contenuto nei fumi della combustione viene utilizzata per il preriscaldamento dell'acqua. In questo caso rimane invariato il calore speso ma aumenta quantità di calore utilizzato e quindi il rendimento; per la determinazione rendimento si deve infatti tener conto non dell'entalpia dell'acqua l'ingresso della caldaia ma dell'entalpia, inferiore, all'ingresso dell'economizzatore.Volendo ottenere il rendimento termico utile del generatore ηu, si deve giungere al calore speso per il vapore il calore esterno eventualmente utilizzato per il preriscaldamento del combustibile o dell'aria comburente e si deve sottrarre calore utilizzato la quantità di calore

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Figure 2 - Caratteristiche e parametri principali di un generatore di vapore

-Il rendimento del generatore di vapore :Il rendimento di un generatore di vapore è dato dal rapporto fra il calore trasferito dal generatore al fluido che in esso circola e il calore fornito al generatore;La quantità di calore fornita alla caldaia si ottiene sommando al calore sviluppato dalla combustione del combustibile il calore apportato dall’esterno, che, a seconda dei casi, può derivare dal riscaldamento del combustibile e dal vapore di atomizzazione del combustibile liquido

ηgeneratore di vapore = m v ∙ ∆h

m f ∙ Hi (9)

Dove;ηgeneratore di vapore : è il rendimento del generatore di vapore.mf : è la portata del combustibile.Hi : è il potere calorifico inferiore del combustibile.mv: è la portata del vapore prodotto.∆h: è il salto entalpico nel generatore di vapore.

La differenza dell'entalpia tra il vapore prodotto e l'acqua di alimento all'ingresso del generatore di vapore

∆h = hv – hsp (10)-Il Rapporto di evaporazione: è il rapporto tra la portata del vapore e la portata del combustibile

μD = mv/mf (11)

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-Il rapporto di evaporazione netto μD/N e stesso il rapporto di vaporazione ma è preso a condizioni standard e viene utilizzato per il confronto tra i generatori di vapore;

μD/N = d.∆h/2679 (12)

dove:μD/N < μd questa significato il generatore di vapore produce vapore surriscaldato e funziona bene. μD/N < μd questa significato il generatore di vapore produce vapore umido e funziona male.

1.1.1.2 - Equivalente termico del generatore di vapore

Per un generatore di vapore di rendimento ηg possiamo osservare i seguenti: ogni 1 [t/h] di combustibile può produrre salto entalpico del vapore prodotto ∆h espresso in [kJ/kg] può chiamato l’equivalente termico del generatore di vapore ∆h = X [kJ/kg]; che dipende sui seguenti fattori:

-Il rendimento termico del generatore di vapore.-Il potere calorifico inferiore del combustibile.-La portata del combustibile consumato.-Il carico del generatore di vapore. -Tipo di combustibile utilizzato.

1 [t/h] dal combustibile utilizzato equivalente a ∆h=X [kJ/kg]

dove:

X è l’equivalente termico del generatore di vapore.

bruciando gasolio con un potere calorifico inferiore di 10.000 kcal/kg ≃ 42.000 kJ/kg, per ogni kWh prodotto dobbiamo utilizzare circa 0.23 kg di combustibile.

Considerando che il rapporto tra la massa di combustibile e la massa di vapore, per unità di lavoro prodotto, è pari 0.08 , 0.07 si vede che, per una centrale da 640 MW, sono necessarie 150 t/h di combustibile. Se dovesse funzionare, con un coefficiente di utilizzazione pari a 0.8, per un anno di esercizio sarebbe necessario circa un milione di tonnellate di combustibile.

1.1.1.2.1 - Il potere calorifico

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Il potere calorifico superiore, Hs, è la quantità totale di calore sviluppata dalla reazione di combustione completa dell’unità di massa del combustibile e può essere approssimativamente valutato come:Hs ≅ 34.03Xc + 1444.42XH + 10.88XS [MJ/(kg di combustibile)](13)

dove le X rappresentano, rispettivamente, la frazione in massa di carbonio, idrogeno, zolfo ed ossigeno presenti nel combustibile.

I combustibili liquidi che si usano nelle centrali termoelettriche derivano dalla distillazione del petrolio greggio, sono composti quasi esclusivamente da idrocarburi e contengono mediamente l’84% di carbonio, il 12% di idrogeno e il 2% di ossigeno. Il contenuto in zolfo varia sec ondo la provenienza del greggio ed i trattamenti di desolforazione effettuati in raffineria. L’olio combustibile tipo bunker C, detto comunemente nafta pesante, può essere così classificato: • ATZ – alto tenore di zolfo (S > 2,3%), • MTZ – medio tenore di zolfo (1,3 < S < 2,3%), • BTZ – basso tenore di zolfo (0,5 < S < 1,3%), • STZ – senza tenore di zolfo (S < 0,5%). Il potere calorifico inferi ore è dell’ordine di 9.600÷ 9.800 kcal/kg. La temperatura di accensione è intorno a 250 °C. La viscosità a 50 °C è 7÷30 °E.

Nella tabella seguente mostra alcuni tipi di combustibile e il potere calorifico inferiore;

Tabella 1-Il potere calorifico inferiore di alcuni combustibili (p.c.i.)

Nella combustione di combustibili contenenti idrogeno, nei fumi è presente acqua allo stato di vapore; il passaggio dell’acqua dallo stato liquido allo stato di vapore comporta la perdita del calore latente di vaporizzazione (circa 2500 kJ/kg) dal calore di combustione. Il calore effettivamente disponibile per lo scambio termico è quindi solo quello sensibile e viene chiamato potere calorifico inferiore, Hi (circa il 10 % inferiore ad Hs).

1.1.1.2.2 - Emissioni di sostanze inquinanti

Le emissioni di inquinanti da impianti di combustione possono essere classificati come dipendenti da:

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• combustibile: se questo contiene una sostanza inquinante che rimane inalterata o se contiene una sostanza che a seguito della combustione si trasforma producendo composti inquinanti (SOx ed NOx); • combustione anomala: quando la combustione è incompleta si generano sostanze non completamente ossidate (ad es. CO, idrocarburi incombusti) e se la combustione non è ben controllata si può avere formazione di ossidi di azoto (NOx) di origine termica, cioè legata alla modalità con cui avviene la combustione (alta temperatura della fiamma); • combustione normale: anche se la combustione risulta essere normale si ha emissione di anidride carbonica (CO2) che provoca l’effetto serra. La tabella 2 riporta alcuni limiti e normative relative alla emissione di inquinanti.

Tabella 2- Alcuni limiti e normative relative alla emissione di inquinanti.

Nel seguito, ci limitiamo a valutare le emissioni di CO2, che sono attualmente quelle di maggiore interesse, per varie tipologie di combustibile. A tal fine, indichiamo innanzitutto con em la CO2 prodotta, in tonnellate, per ottenere 1 TJ di energia termica bruciando un determinato combustibile; questo valore dipende dal contenuto di carbonio del combustibile e dal suo potere calorifico. Tale energia sarà convertita in energia elettrica in un impianto termoelettrico, il cui rendimento globale medio vale ηgm . La emissione totale di CO2 per ogni TJ di energia elettrica o meccanica prodotta sarà allora data da:

etot = Wt · em = W el

ηgm · em ,

etotW el

= emηgm

(14)

La Tab.3 riporta i valori delle emissioni così calcolate per i principali combustibili.

Tabella 3- Principali caratteristiche dei combustibili commerciali.

(*) Rifiuti Solidi Urbani

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1.1.1.3 - Il consumo specifico di combustibile C c

Il consumo specifico di combustibile è dato dal rapporto tra la portata di combustibile e la potenza utile; Nella pratica, invece del rendimento, si usa il consumo specifico, ovvero le calorie spese per produrre un kWh ai morsetti del generatore:

Cc = 3600ηu∙ H i

[kg/kWh] (15)

E’ inversamente proporzionale al prodotto del rendimento per il potere calorifico del combustibile.Il rendimento globale dell'unità termoelettrica è dato da:

ηu = PE / Qin (16)

1.1.1.4 - Il consumo specifico di calore C s

Consumo specifico di calore è il quoziente tra il consumo di calore e l’energia elettrica prodotta durante l’intervallo di tempo considerato, misurata al punto di uscita verso la rete (a valle del prelievo di energia elettrica per i servizi ausiliari di centrale e a monte del trasformatore principale); è dato da:

Cs = 3600/ ηu [kJ/kWh] (17)

1.1.1.5 - Il consumo specifico di vapore C v

Un valore che espresso il tasso di consumo di vapore per produrre 1 KWh; è dato da:

Cv = 3600/(ηu .Qc) [kg/kWh] (18)dove: Qc : la quantità di calore al ciclo [kW] Per una sezione termoelettrica tradizionale (320 MW ai morsetti dell’alternatore) il rendimento lordo al massimo carico si aggira intorno al 42% (consumo specifico lordo di 2048 kcal/kWh) e il rendimento netto è pari al 40% (consumo specifico netto di 2150 kcal/kWh).

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Figura 3- Ciclo dei gruppi termoelettrici ENEL da 320 MW;Il rendimento è lordo se l’energia elettrica prodotta è misurata ai morsetti dell’alternatore. Al diminuire del carico il rendimento diminuisce (aumenta quindi il consumo specifico), poiché si modifica il ciclo termico per la diminuzione delle temperature e delle pressioni rispetto ai valori nominali.

Figura 4– Variazioni del consumo specifico di calore per unità termoelettrica 320 MW.

1.1.2 - La rigenerazione negli impianti a vapore.

La rigenerazione consiste nella sostituzione di uno scambio termico superiore con l'esterno con uno scambio termico interno al sistema, possibilmente di tipo a recupero (calore di scarto). Tale pratica risulta particolarmente vantaggiosa se si sostituiscono gli scambi termici con l'esterno nella zona del ciclo dove il fluido operativo opera a basse temperature; infatti, il livello di temperatura sviluppato nei sistemi di combustione è elevato, e la degradazione del calore fino alle basse temperature del fluido operativo del ciclo comporta elevate irreversibilità nello scambio termico. Il ciclo Hirn può essere suddiviso in più cicli disposti termicamente in parallelo (ovvero che condividono la "sorgente" superiore; Figura 5

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Figura 5- Ciclo Hirn sul piano T-S

Il ciclo ottenuto dalla combinazione dei tre cicli I, II e III é del tutto equivalente al ciclo originario in termini di calore (aree sottese dalle trasformazioni), lavoro (area del ciclo) e rendimento.

Se la caldaia è dotata di un economizzatore, una parte del calore residuo contenuto nei fumi della combustione viene utilizzata per il preriscaldamento dell'acqua . In questo caso rimane invariato il calore speso ma aumenta quantità di calore utilizzato e quindi il rendimento; per la determinazione rendimento si deve infatti tener conto non dell'entalpia dell'acqua l'ingresso della caldaia ma dell'entalpia, inferiore, all'ingresso dell'economizzatore.Volendo ottenere il rendimento termico utile del generatore ηu, si deve giungere al calore speso per il vapore il calore esterno eventualmente utilizzato per il preriscaldamento del combustibile o dell'aria comburente e si deve sottrarre calore utilizzato la quantità di calorela quantità di calore nell’economizzatore QECON..la quantità di calore nell’evaporatore QEVA..la quantità di calore nello surriscaldatore QSUR.. la quantità di calore assorbita dall’acqua di alimento Qw.

1.1.2.1 - L’importanza i cicli rigenerativi.

La rigenerazione è una tecnica molto utilizzata nei sistemi di conversione termodinamica dell’energia, ai fini dell’aumento del rendimento.Il vapore spillato non compirebbe quindi alcun lavoro, e riscalderebbe soltanto l'acqua liquida alla stessa pressione, il che risulta chiaramente controproducente.La risulta però molto vantaggiosa anche a costo di una diminuzione del lavoro utile del ciclo.Il grado di rigenerazione che rende massimo il rendimento termodinamico è vicino a R = 0.5 .le applicazione di energia solare può entrare qui per produrre l’energia termica tramite i collettori solari a concentrazione lineari e riscaldare l’acqua di alimento e sfruttamento una fonte esterna di calore senza consumo di combustibile, e di lato in modo si otterrà quanto segue:

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- Ridurre la quantità del combustibile consumato in unità termoelettrica per produrre la stessa potenza.- Ridurre il vapore spillato che dovrebbe passare la turbina dove avrebbe aumenta la sua potenza prodotta.- Evitare le problemi legati dei riscaldatori in caso di fuori servizio che sempre si verificano soprattutto con l'unità di invecchiamento .

Figura 6– Ciclo Rankine – Hirn sul piano (T – S)La differenza di entalpia nell’economizzatore hΔ 2-1’.La differenza di entalpia nell’evaporatore hΔ 3-2.La differenza di entalpia nello surriscaldatore; hΔ 4-3.Il salto entalpico totale del generatore di vapore hΔ 4-1’.

1.1.2.2 - Ciclo Rankine – Hirn a rigenerazione.

Per aumentare ulteriormente il rendimento si adotta no i cicli rigenerativi o a spillamento di vapore, nei quali l’acqua che va alla cal daia viene preriscaldata mediante vapore spillato dalla turbina. Il rendimento migliora perché le calorie conte nute nel vapore spillato, che ha già compiuto del lavoro in turbina, vengono utiliz zate integralmente per innalzar e la temperatura dell’acqua all’ingresso di caldaia invece di andare in gran parte perdute nel condensatore. Lo spillamento di vapore riduce lo scostamento del ci clo Rankine da quello ideale di Carnot; infatti il calore, fornito dall’esterno con la combustione del combustibile, è ceduto al fluido (l’acqua di alimento) che è già stato preriscaldato a spese di calore prelevato all’interno del ciclo. In tal modo viene evitata una parte del ciclo Rankine a minor rendimento, cioè quella del riscaldamento dell’acqua a bassa temperatura lungo la curva limite inferiore.

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Figura 7- Processo ideale di rigenerazione continua nel ciclo Hirn

Lo schema impiantistico più elementare per un impianto a vapore con uno spillamento é riportato in Figura 8. Il ciclo corrispondente è esemplificato in Figura 9; il diagramma temperatura-superficie dello scambiatore rigenerativo in Figura 10.

Figura 8- Schema di impianto a vapore con uno spillamento Nella Figura 8 si fa riferimento ad una portata unitaria (1 kg/s) al condensatore. La portata ṁA spillata in turbina nel corso dell' espansione (punto A) viene interamente condensata nello scambiatore rigenerativo (Figura 8), e preriscalda l'acqua di alimento prima dell'ingresso nel generatore di vapore. Per semplicità si assume che la condensa non sia sottoraffreddata (punto a) e che la sua entalpia sia uguale a quella dell'acqua di alimento in uscita dallo scambiatore (per i liquidi l'entalpia dipende molto poco dalla pressione). La condensa viene reiniettata sulla linea dell'acqua di alimento mediante una apposita pompa.

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Figura 9 - Ciclo limite di impianto a vapore con uno spillamento (piano h-s)

Il punto (a) si trova in condizioni intermedie tra 0 (uscita condensatore/pompa di alimento) ed 1 (ingresso al vaporizzatore); sul piano h-s, il calore da trasferire complessivamente in fase liquida all'acqua di alimentoé visualizzato dal segmento verticale i; tale calore é quello che si vuole possibilmente sostituire con uno scambio termico rigenerativo (tale condizione verrebbe raggiunta quando il punto a coincidesse con 1).

Il Grado di Rigenerazione é definito in forma adimensionale come il rapporto tra calore rigenerato e calore massimo rigenerabile:

R = (ha - h0)/(h1 - h0) = (ha - h0)/i (19)

ed assume quindi valori compresi tra 0 (ciclo semplice, senza rigenerazione) ed 1.Il bilancio dello scambiatore rigenerativo (Figura 10) può scriversi:

m(hA - ha) = (ha - h0) = R i (20)

La differenza (hA - ha) rappresenta il calore sottratto all'unità di massa di vapore spillato, dalle condizioni di estrazione (normalmente, vapore surriscaldato) a quelle di liquido condensato. L'espressione del rendimento per il ciclo limite con uno spillamento é:

ηR = 1- Q2/Q1 = 1- (h4 - h0)/{ (1+m)[(h3 - h1) + (1- R) i]} (21)

dove (1- R) i = h1 - hA rappresenta la quantità di calore non rigenerata e che deve essere trasferita all'acqua in fase liquida nell'economizzatore.

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Figura 10- Diagramma temperatura-superficie dello scambiatore rigenerativo

Per il ciclo non rigenerato (R = 0), si ricade nel caso del ciclo semplice;Poiché il calore Q2 = (h4 - h0) trasferito al condensatore é lo stesso nei due casi, la massimizzazione del rendimento é ricondotta a quella del calore Q1 trasferito nella caldaia; nel caso con 1 spillamento, il massimo del rendimento si raggiunge circa per R = 0,5. Conviene cioè rigenerare solo il 50% del calore da trasferirsi in fase liquida all'acqua di alimento. La condizione R=0,5 ; nota questa, dalle tabelle del vapore saturo (colonna dell’entalpia del liquido), è facile determinare la pressione a cui occorre effettuare lo spillamento. L’analisi può essere generalizzata al caso di n spillamenti: denominando con ∆Q1

l'incremento nel calore di alimentazione del ciclo conseguente all'aggiunta di uno spillamento, la curva rappresentativa di ∆Q1/Q1 in funzione di R si presenta come in Figura 8; il massimo per n=1 risulta - come ricavato - per R ≈ 0.5, e ∆Q1/Q1 si annulla per R = 0 ed R = 1.

Figura 11- Andamento di ∆Q1/Q1 in funzione di RLa figura 11 rappresenta anche l'andamento di ∆Q1/Q1 per n > 1 spillamento. Per n = 2 la curva presenta un massimo per R ≈ 0.75, ed il valore per R = 1 corrisponde al valore massimo di ∆Q1/Q1 per n = 1. Tale situazione si ripete per n >2, con ∆Q1/Q1 (R=1, n = i) = ∆Q1/Q1

(R=Ropt, n = i-1). L'incremento ∆Q1/Q1 risulta sempre più contenuto al crescere di n; inoltre, il massimo si sposta sempre di più su valori prossimi a R = 1. Non conviene quindi mai raggiungere tale valore limite di rigenerazione, in quanto

∆Q1/Q1 (R=1, n = i) = ∆Q1/Q1 (R=Ropt, n = i-1) (22)In effetti, per preriscaldare rigenerativamente l'acqua fino alla temperatura di vaporizzazione, occorrerebbe spillare vapore direttamente lungo l'isobara superiore, ovvero prima dell'ingresso in turbina; il vapore spillato non compirebbe quindi alcun lavoro, e riscalderebbe soltanto l'acqua liquida alla stessa pressione, il che risulta chiaramente controproducente.

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Figura 12- confrontati i rendimenti tra ciclo semplice e ciclo rigenerativo

1.1.2.3 - Effetti spillamento di vapore dalla turbina.

Nel diagramma entropico l’operazione di preriscaldamento, ottenuta tramite uno spillamento di vapore dalla turbina, può essere rappresentata in due fasi :• riscaldamento dell’acqua, secondo un segmento MN della curva limite inferiore ;• rientro della condensa del vapore spillato, secondo un segmento orizzontale NB .

Figura 13- Diagramma entropico l’operazione di preriscaldamento

Il rapporto fra la lunghezza del segmento NB e la lunghezza del segmento AF, compreso fra le curve limiti sull’isobara corrispondente alla pressione del condensatore, dà in valore relativo la quantità di vapore spillato.Il rapporto fra il segmento MF e quello AF dà in valore relativo la quantità di vapore che va al condensatore.Tale rappresentazione del ciclo rigenerativo conserva alle coordinate dei punti della linea di espansione il loro significato fisico, mentre ciò non è più vero per i punti del preriscaldamento dell’acqua; valgono invece le considerazioni energetiche sulle quantità di calore scambiate e sul lavoro utile ottenuto.Facendo riferimento al diagramma di figura, l’area del ciclo (MNBCDEF) rappresenta il lavoro utile ottenuto, mentre l’area (HMFK) rappresenta il calore ceduto nel condensatore. Se consideriamo un solo spillamento, potremmo pensare di praticarlo alla temperatura di condensazione, non ottenendo in tal caso nessun riscaldamento e quindi nessun incremento di rendimento. Se invece riscaldassimo l’acqua alimento con vapore spillato alla temperatura di ingresso turbina, avremmo in tal caso un efficace riscaldamento ma questo vapore non

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produrrebbe nessun lavoro in turbina e quindi non otterremmo alcun incremento di rendimento. Il massimo incremento di rendimento con un solo spillamento si avrà quindi per una temperatura intermedia tra le due.Aumentando il numero degli spillamenti si incrementa la temperatura di preriscaldamento dell’acqua e si aumenta il rendimento del ciclo.Il grado di rigenerazione ottimale coincide con quello massimo (temperatura dell’acqua alimento uguale a quella di ebollizione in caldaia) solo nel caso teorico di infiniti spillamenti.Nelle pratiche realizzazioni, poiché gli spillamenti comportano un onere di impianto, si pone il problema di ottimizzare il loro numero e la superficie di scambio dei singoli riscaldatori. Infatti i miglioramenti del rendimento del ciclo termico comportano l’adozione di impianti sempre più complessi, i cui costi non sempre possono essere compensati o recuperati dal guadagno di rendimento. Le stesse considerazioni viste per il ciclo con solo surriscaldamento valgono anche per i cicli con uno o più risurriscaldamenti.

source: gill (1984). reprinted by permission of the publisher. © elsevier, 1984.Figura 14- Diagramma temperatura – entropia

Riscaldare l’acqua di alimento tramite vapore spillato.

Per ottenere un rendimento maggiore dovrebbe essere aumentato l’entalpia all’ingresso della caldaia h5 nei condizioni operativi limiti consentiti.- La potenza prodotta dalla turbina depende sulla portata del vapore prodotto dal

generatore di vapore e il salto entalpico tra i punti 6 e 7 è :

Pturbina = Pturbina1 + Pturbina2

Pturbina1 = ṁv6 × hΔ 6-7 (23) Pturbina2 = ṁv8 × hΔ 7-8

dove:ṁv6 = ṁvtotale

ṁv8 = ṁv6 - ṁv7

- Ridurre la quantità di vapore significa riduzione la potenza prodotta dalla turbina.

- La potenza termica richiesta dalla caldaia :

Pcaldaia = ṁw × hΔ 6-5 (24)

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Capitolo 1

Figura 15- Schema dell’unità termoelettrica con spillamento

Tuttavia si ha anche un vantaggio consistente ne lla riduzione di dimensioni del condensatore e degli stadi di bassa pressione della turbina, che sono attraversati da una portata di vapore ridotta. La tecnica degli spillamenti, combinati con uno o più surriscaldamenti, è ampiamente utilizzata negli impianti termoelettrici in cui si eseguono tipicamente sette-otto spillamenti, per una portata totale di vapore spillato che può raggiungere il 60-70%.

Di solito si eseguono spillamenti multipli, a diverse pressioni: il grafico di Fig.16 mostra tuttavia che il rendimento tende ad un asintoto orizzontale all’aumentare del numero di spillamenti.

Figura 16: Andamento del rendimento all’aumentare del numero di spillamenti.

Negli impianti di maggior potenza (v.Fig.17), gli spillamenti sono organizzati in due gruppi, ad alta pressione ( preriscaldatori di alta) e a bassa pressione ( preriscaldatori di bassa ) , separati da un componente, detto degasatore, che oltre al preriscaldamento assolve lo scopo di rimuovere i gas incondensabili che sono presenti nel vapore o vi si accumulano a causa delle infiltrazioni d’aria nella sezione subatmosferica dell’impianto. Questi gas, accumulandosi nel condensatore e non potendo essere condensati, causerebbero un incremento di pressione nello stesso ( perdita di vuoto al condensatore) con conseguente peggioramento del rendimento.

Il degasatore è l’unico scambiatore a miscelamento; gli altri sono a superficie: in essi il vapore spillato condensa preriscaldando l’acqua di alimento, viene successivamente laminato (per riportarlo allo stato vapore che ha un più alto coefficiente di scambio termico) ed inviato ai preriscaldatori successivi per essere infine convogliato nel

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degasatore (per i preriscaldatori di alta) o nel condensatore (per quelli di bassa). Il degasatore opera ad una pressione intermedia per cui è necessario dividere il sistema di pompaggio in tre sezioni: pompe di estrazione del condensato (dal condensatore al degasatore), pompe booster (dal degasatore ai preriscaldatori di alta) e pompe di alimento (dai preriscaldatori di alta al generatore di vapore).

Figura 17- Organizzazione degli spillamenti in un impianto termoelettrico a ciclo Rankinecon surriscaldamento.

QΣ spillamenti : la quantità di calore totale di vapore spillamento dalla turbina.Σṁv.spillato : la quantità di vapore totale spillamento dalla turbina. La quantità di vapore utile che passa la turbina è dato da:

ṁv = ṁv.totale - Σṁv.spillato (25)

1.1.2.4 - I limiti del riscaldamento

L'acqua di alimento entra all’economizzatore dopo i riscaldatori ad alta pressione e preleva calore dai gas di scarico dopo il surriscaldatore bassa temperatura.Questi economizzatori raccogliere circa 50 a 55 gradi centigradi in una caldaia di grande capacità, che consentirà di ridurre la temperatura dei fumi di circa 150-170 gradi centigradi.I progettisti delle caldaie mantengono sempre la temperatura dell'acqua di alimento all’uscita dell’economizzatore a circa 25 a 35 gradi sotto la temperatura di saturazione in corpo cilidrico.Questo viene fatto per evitare principalmente vapore nel economizzatore. Un economizzatore vapore è generalmente meno affidabile. Come regola empirica, uno per ogni grado di raccogliere temperatura dell'acqua economizzatore, ci sarà una caduta di circa 3 a 3,5 gradi.Quindi i limiti del riscaldamento dipende dalla temperatura di saturazione per questo,la determinazione della temperatura di saturazione che corrispondente alla pressione della caldaia con l’attenzione di questo valore della temperature in modo che non ha superato; per garantire l'evaporazione non avviene nell'economizzatore, la differenza della temperatura tra la temperatura di saturazione e la temperatura all'uscita dell'economizzatore che dovrebbe essere almeno all'interno del dominio di 28C°.L'OEM (Original Equipment Manufacturer) si consiglia la temperatura dell’acqua di alimento all’uscità dell’economizzatore T inferiore a 28 C dalla temperatura diᵒ

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Capitolo 1

saturazione Ts(p) del vapore nel corpo cilindrico corrispondente la pressione di funzionamento, cioè:

Ts(p) - T> 28 C (26)ᵒ

Il ciclo termodinamico standard di un impianto ENEL da 320 MW è riportato in Fig.18.

Figura 18- Ciclo Rankine caratteristico dei gruppi termoelettrici ENEL da 320 MW. Si notala presenza di 8 spillamenti ed un ri surriscaldamento. Gli spillamenti vengono

rappresentati in modo che l’area racchiusa dal ciclo rappresenti il lavoro effettivoper unità di massa. Il rendimento effettivo del ciclo è di circa il 41%.

Si deve notare che gli spillamenti, indispensabili per ottenere rendimenti utili elevati negli impianti a vapore tradizionali, si può osservare che l'importanza aumenta quando gli impianti a vapore di più capacità.Se si può fornire la quantità di calore da fonti esterne non consumano combustibile; la migliore di queste fonti è solare termodinamico, e quindi possibile ottenere rendimenti utili elevati negli impianti a vapore tradizionali con minor combustibile consumato a stessa potenza prodotta.

1.1.3 - Unità termoelettrica 30 MW nello Yemen.

L’acqua prelevata dalla pompa di estrazione del condensato dal condensatore (37,87 C°), entra in preriscaldatore di bassa pressione, nei quali si scalda a spese del vapore spillato dalla turbina di bassa pressione. La temperatura ambiente nell'area della è (37 – 40) C° durante tutto l'anno; e la temperatura dell'acqua di raffreddamento (32 – 35) C°.Il vapore spillato condensa e viene reinserito nel ciclo prima della pompa. Successivamente l’acqua entra del degasatore a miscela dove scambia calore con il vapore spillato alla fine di media pressione della turbina. Una seconda pompa, detta di alimento, porta l’acqua a 110 bar. Vi sono poi altri due preriscaldatori, in due rami paralleli, dove l’acqua continua a preriscaldarsi a spese di vapore spillato dai media e alta pressione della turbina.

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Capitolo 1

Figura19 – Unità termoelettrica 30 MW –YEMEN

A questo punto l’acqua (195°C) entra in caldaia andando a scaldarsi fino alla temperatura di saturazione nell’economizzatore, l’ultimo scambiatore fra il fluido termovettore e fumi della combustione. L’acqua viene quindi raccolta nel corpo cilindrico superiore e da qui, attraverso cinque tubi di caduta, è portata a fino al livello inferiore della caldaia. Entra quindi nei tubi ollitori dove evapora; il vapore si raccoglie nel corpo cilindrico superiore, dove, saturo, viene separato dalle residue gocce d’acqua. Il vapore si surriscalda passando attraverso una serie di scambiatori, assorbendo calore dai fumi di combustione. Esce quindi a 485 C° dall’ultimo surriscaldatore e va alla turbina (65 bar). Espanso fino a 0.0658 bar entra nel condensatore dove condensa cedendo calore all’acqua della laguna o raffreddata nelle torri evaporative.

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Capitolo 1

Figura 20 – I parametri principali dell’unità termoelettrica no. (5) nella centrale termoelettrica Ras Katnib – Hodiedah –Yemen.

Figura 21- Posizionati i riscaldatori ad alta pressione HPH2, HPH3 nell’unità di produzione termoelettrica

1.1.3.1 - Problemi ricorrenti relativi all’unità di generazione termoelettrica.I promblemi ricorrenti relativi dell’unità termoelettrica suprattutto quella invechiamenta sono i riscaldatori ad alta pressione fuori servizio che porta a elevati combustibile consumato e può assuntare i svantaggi riscaldamento l’acqua di alimento tramite quelli riscaldatori come seguente:

Figura 22 - Riscaldatori ad alta pressione fuori servizio nell'unità della vecchia generazione termoelettrica

1.1.3.2 - Svantaggi cicli rigenerativi.

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Capitolo 1

- Costi più elevati di costruzione e installazione della turbina a vapore con sbocchi della tubazione di scarico a vapore spillati; in altri termini turbina a vapore di corpo di dimensioni grande.

- Molti problemi legati alla presenza di puntura nei tubi dei riscaldatori, specialmente quelli che sono sotto l'influenza del vuoto che incide negativamente sulla pressione nel condensatore.

- Ridurre la potenza della turbina a causa della bassa quantità di vapore che passa dalla turbina.

- Elevati costi di manutenzione.

Figura 23 – Unità termoelettrica con due riscaldatori ad alta pressione HPH2, HPH3.Il vapore spillato non compirebbe quindi alcun lavoro, e riscalderebbe soltanto l'acqua liquida alla stessa pressione, il che risulta chiaramente controproducente.La risulta però molto vantaggiosa anche a costo di una diminuzione del lavoro utile del ciclo.Il grado di rigenerazione che rende massimo il rendimento termodinamico è vicino a R = 0.5 .L’applicazione di energia solare può entrare qui per produrre l’energia termica tramite i collettori solari a concentrazione lineari e riscaldare l’acqua di alimento e sfruttamento una fonte esterna di calore senza consumo di combustibile, e di lato in modo si otterrà quanto segue:- Ridurre la quantità del combustibile consumato in unità termoelettrica per produrre la stessa potenza.

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Capitolo 1

- Ridurre il vapore spillato che dovrebbe passare la turbina dove avrebbe aumenta la sua potenza prodotta.- Evitare le problemi legati dei riscaldatori in caso di fuori servizio che sempre si verificano soprattutto con l'unità di invecchiamento . Rimuovere il vapore spillato dalla turbina porterà alla seguente :1- Ridurre il consumo di calore interno dell’unità termoelettrica e quindi aumentare la capacità della turbina .2- ridurre la quantità del combustibile consumato che è necessario per vaporizzare l'acqua di alimento nella caldaia .

1.2 - L’integrazione.

La tecnologia solare a concentrazione potrà giocare nei prossimi decenni un ruolo fondamentale nella produzione energetica mondial e, sfruttando calore ad alta temperatura da fonte solare per produrre quantità significative di termica tramite conversione termodinamica con cicli in un sistema integrato di minore emissione di gas serra, a costi competitivi.Il potenziale teorico disponibile nei paesi de lla “fascia solare” (sun belt) è ampiamente sufficiente per assicurare un contributo significativo alla copertura del fabbisogno mondiale prevedibile; fra questi, i Paesi che si affacciano sulla sponda sud del Mediterraneo e del vicino Oriente dispongono di potenzialità notevolissime, con costi di produzione dell’energia sensibilmente inferiori rispetto a quanto conseguibile in Europa.Nell’immediato la tecnologia solare a concentrazione si può integrare - anche in aree dell’Europa meridionale e quindi anche in Italia. Il progetto di integrazione solare è stata la prima iniziativa nell'ambito del programma innovativo, una iniziativa per testare nuove, promettenti tecnologie con il potenziale per ridurre le emissioni di gas serra e produca altri miglioramenti ambientali.

Questo studio ha affrontato la discussione e l'analisi delle possibilità di aggiungere solare termico all’unità termoelettrica di 30 MW; come esempio pratico dove chiedere di prendere questi dati e parametri operativi; e consente di circolare lo studio a tutte le unità operative secondo lo stesso principio in tutte le centrali termoelettriche. Attraverso questa integrazione, si riferisce alle seguenti:

Approfitta delle centrali termoelettriche già esistenti. Ridurre la dipendenza dai combustibili fossili. L'esclusione i problemi relativi dei riscaldatori nell’unità termoelettrica quando sono

fuori servizio durante il funzionamento in particolare le cause di invecchiamento.

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Capitolo 1

Figura 24 – Il consumo termico interno dell’unità termoelettrica

Per ottenere un rendimento maggiore dovrebbe essere aumentato l’entalpia all’ingresso della caldaia.E quindi utilizzato preriscaldamento tramite i riscaldatori ad alta pressione HPH2, HPH3.-D'altra parte abbiamo bisogno di una maggiore quantità di acqua di raffreddamento necessaria per condensazione nel condensatore.-Dall'esempio precedente si può notare i punti la seguente :1- Utilizzando fonti esterne di energia termica, aumentando così il rendimento da due obiettivi allo stesso tempo:a)Risparmio il tasso di vapore spillati dalla turbina a vapore.b) Risparmio le quantità di combustibile necessario per vaporizzazione in caldaia mediante preriscaldamento fino al valore di avvicinarsi alla temperatura di saturazione corrispondente alla pressione di funzionamento.2) Facilità e semplicità di installazione uno scambiatore di calore solare tramite sali fusi in linea di alta pressione senza modifica i parametri di funzionamento.Si possono l'estrapolazione i dati del progetto Archimede con piccole modifiche. Per determinare il fabbisogno di calore dell’unità termoelettrica, dobbiamo conoscere tutte le condizioni operative in cui opera con riferimento alla importanza del valore di pressione di funzionamento della caldaia.

1.2.1 - Schema d’impianto.La figura 25 seguente mostra ciclo termoelettrica convenzionale integrato con ciclo solare termoelettrico dove sono a sfruttare il calore da una sorgente esterna in linea di alta pressione dell’acqua di alimento.

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Capitolo 1

Figura 25 - Configurazioni impiantistiche delle centrali a ciclo integrato (Unità termoelettrica tradizionale integrato con sistema solare termodinamico)

Quali sono studiati nei capitoli successivi; e così facciamo alcune analisi termodinamica per calcolare l'esigenza termica dell’unità di produzione termoelettrica; e il confronto tra il sistema tradizionale e il sistema integrato.

1.2.2 - Analisi termodinamica.

I- L’analisi termodinamica del ciclo (vapore , acqua di alimento) per determinare:1- La capacità dell’impianto a vapore.2- La portata dell’acqua di alimentazione.3- La temperatura dell’acqua di alimento all’ingresso della caldaia.4- La pressione di funzionamento della caldaia.5- La temperatura di saturazione.6- Entalpia dell’acqua di alimento all’ingresso in caldaia.

II- analisi termico dello scambiatore di calore1-La determinazione del coefficiente locale di scambio termico convettivo in condotti circolari a profilo liscio e corrugato.2-La determinazione sperimentale del coefficiente di scambio termico in condotti corrugati.

Determinare la necessità di calore nella zona di alta e bassa pressione dell’unità termoelettrica.Per determinare questo abbiamo bisogno del seguente:1- Deve prendere tutti i dati e parametri per il funzionamento dell'unità a carico nominale.

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Capitolo 1

2- Attraverso analisi termodinamico e il bilancio di massa, e che consente di calcolare l’entalpia dei punti principali per sapere l’quantità di calore richiesta che alimenta il ciclo a vapore dell'unità termoelettrica.3- Determinare la temperatura di saturazione che corrispondente alla pressione della caldaia con l’attenzione da questo valore della temperature in modo che non ha superato; per garantire l'evaporazione non avviene nell'economizzatore,la differenza della temperatura tra la temperatura di saturazione e la temperatura all'uscita dell'economizzatore che dovrebbe essere almeno all'interno del dominio di 28 ° C,e proteggerlo da urti meccanici e termici che si possono verificare .

Figura 26 – Posizionati i riscaldatori ad alta pressione HPH2, HPH3 nella sala delle turbineCentrale termoelettrica –Yemen 2010

1.3 - Le fonti energetiche rinnovabili.

Dal Rapporto 2008 dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE) si evince che si è in presenza di una continua crescita delle emissioni di gas serra. Si stima che, in assenza di modificazioni delle politiche attualmente vigenti e senza particolari restrizioni per gli approvvigionamenti delle risorse, entro il 2050 si avrà un incremento del 70% della domanda di petrolio e del 130% delle emissioni di CO2.

Secondo l’AIE è necessaria una vera e propria rivoluzione nel modo di produrre e consumare l’energia a livello mondiale migliorando l’efficienza energetica, sviluppando le tecnologie per le fonti rinnovabili, l’energia nucleare e la cattura e confinamento della CO2 e sviluppando un sistema di trasporti a zero emissioni di carbonio.In base all’analisi dell’AIE, risulta che: l’efficienza energetica, nelle diverse forme indicate, è la voce che più incide nella riduzione delle emissioni (43%); seguita dalle rinnovabili (21%); dalla generazione con cattura e confinamento della CO2 (19%); dalla sostituzione di combustibili nei settori di uso finale (11%); e dal nucleare (6%).

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Capitolo 1

Figura 27 – Domanda energetica primaria mondiale (Mtep)La domanda di energia cresce nel mondo ad un ritmo elevato, soprattutto per il contributo dei paesi asiatici.La ripartizione geografica dei consumi mondiali mostra un sempre minor peso relativo dei consumi in aree come il Nord America (Canada e Stati Uniti) e l’Europa (inclusa la Russia), a fronte di una crescita assoluta e relativa di tutte le altre aree e in particolare dell’Asia.

Figura 28 - Ripartizione del consumo energetico mondiale rispetto alle fonti primarie nel 2003

Si prevede che la domanda mondiale di energia cresca ad un tasso medio di circa il 2% l’anno nei prossimi dieci anni e nel periodo successivo la crescita debba attestarsi intorno all’1,7% , determinando un aumento del 60% della domanda di energia globale entro il 2030.

Figura 29 - Domanda di energia globale entro il 2030

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Capitolo 1

Tabella 4: Consumo di energia nel mondo nel 2006.

Fonte: BP Statistical Review of World Energy (giugno 2007)

A titolo introduttivo e generale ricordiamo anzitutto che il consumo di energia primaria nel mondo nel 2006 è stato di 10.878,6 milioni di tonnellate di petrolio equivalente (Mtep), ripartito come indicato in Tabella 4 (e mostrato in Fig. 30) tra le varie aree del pianeta. Nella tabella e nella figura è anche riportato il contributo percentuale delle fonti energetiche più utilizzate: dai relativi valori emerge l‘importante ruolo delle fonti fossili (petrolio, gas naturale e carbone), il cui impiego supera l‘85%, seguite da un 6% circa dalle rinnovabili (che includono anche la fonte idroelettrica) e circa un 6% dal nucleare.

Figura 30 - Consumo di energia nel mondo nel 2006 [Mtep] e fonti utilizzate [contributi percentuali].

Segnaliamo, inoltre, in Fig. 31 come la produzione di energia elettrica, che è di gran lunga il più importante vettore energetico, è diversificata nelle sue fonti nei maggiori Paesi europei. I dati riportati rappresentano le percentuali delle varie fonti relative all‘anno 2005. La figura 32 evidenzia la forte differenza tra l‘Italia e gli altri Paesi per quanto concerne il tipo di combustibile utilizzato. In particolare il nostro Paese si caratterizza per la ben nota assenza di produzione di energia nucleare e per la ridotta percentuale del carbone. Si nota anche che, nonostante i forti investimenti in Germania e in Spagna sull‘eolico, fra i grandi Paesi europei l‘Italia risulta ancora il Paese con la massima percentuale di rinnovabili per merito dell‘idroelettrico naturale. Per contro la produzione dalle cosiddette nuove fonti rinnovabili è ancora trascurabile.

Figura. 31- Produzione percentuale di energia elettrica in termini delle varie fonti energeticheutilizzate nei maggiori Paesi europei (anno 2005)

(fonte: dati UE, riconciliati e integrati condati TERNA29

Capitolo 1

Figura 32 - Saldi di energia elettrica nei principali Paesi Europei nel 2006(positivo = importazione, negativo = esportazione)

1 TW (terawatt) = 1000 miliardi di W (watt); 1 TWh (1 terawattora) = 1000 miliardi di Wh; 1 Wh = 3600 Ws.

1.3.1 - Il solare termodinamico – tecnologie esistenti.

1.3.1.1 - Caratteristiche generali.

–Sistema di concentrazione della radiazione solare (specchi);–Elemento ricevitore investito dalla radiazione solare concentrata;–Fluido termovettore (asportazione del calore);–Generatore di corrente elettrica (tipicamente da ciclo termodinamico a vapore).

Oggi l’energia solare si può concentrare con grandi specchi parabolici che hanno il “fuoco” su un asse rettilineo, dove un tubo contiene un fluido (tipicamente un olio, sali fusi nel brevetto italiano) che bolle ad alta temperatura, e quindi si può lasciare arrivare a temperature di equilibrio termico fino a 600 °C (in pratica 550°C). Questo fluido circola lentamente, entrando a contatto termico con vapor d’acqua che muove turbine che fanno girare generatori elettrici tradizionali.

Figura 33 - Impianto ibrido solare termodinamico

Questo sistema viene chiamato in Italia “solare termodinamico”, perché diversamente da quello termico, utilizza due sorgenti a temperatura molto diversa, realizzando quindi una efficienza più alta (brevetto dell’ENEA sotto la direzione del premio Nobel per la Fisica Carlo Rubbia). Si tratta appunto del progetto Archimede, in realizzazione parziale

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Capitolo 1

a Priolo Gargallo, in Sicilia, con potenza di 5 MWatt. Già 14 centrali simili sono state progettate ed in via di realizzazione in Spagna.Tre regioni italiane (Calabria, Puglia, Lazio) hanno recentemente firmato un protocollo d’intesa per realizzare 10 centrali solari a tecnologia ENEA da 50 MWatt. Basterebbe un quadrato di 50 km di lato (una superficie di 2500 km2) per raccogliere l’energia solare pari al fabbisogno italiano. L’Italia è però densamente popolata e pensare di ricoprirne 2500 km2 con specchi parabolici sembra irrealistico e troppo costoso (per l’uso del terreno), oltre che paesaggisticamente improponibile. Diverso è il caso del deserto, con superfici non altrimenti utilizzabili.

Il deserto del Sahara, più vicino all’equatore, ha un’insolazione anche doppia di quella media dell’Italia e quasi per niente nuvole. Basterebbe un quadrato di 210 km di lato per raccogliere qui l’energia necessaria a tutto il mondo! Nonostante i problemi che ci sarebbero durante le tempeste di sabbia (la pulitura degli specchi dovrebbe essere continua ed automatizzata), le esperienze già fatte in altri deserti nel mondo (in USA, per venti anni nel deserto del MoJave in California, da due anni nel Nevada e da un anno in Arizona) fanno essere fiduciosi sulla praticabilità di questa soluzione.

Figura 34- La Nevada Solar One è la terza più grande centrale ad energia solare al mondo con una capacità nominale di 64 MW. Il progetto ha richiesto un investimento di USD 266 milioni di dollari

e la produzione energetica stimata ammonta a 134 milioni di KWh all’anno.

Inoltre gli impianti CSP (Concentrating Solar Power) con tecnologia italiana possono accumulare energia di giorno in serbatoi opportuni degli stessi sali fusi (ad alta capacità termica) in circolazione nell’impianto e funzionare anche di notte con continuità.

L’energia elettrica prodotta nel Sahara può essere trasmessa, tramite cavo sottomarino in corrente continua ad alta tensione all’Italia e poi, attraverso l’Italia, al resto d’Europa, risolvendo una parte importante delle sue necessità energetiche ed in modo pulito.

L’impianto CSP nel deserto, se azionato ad una temperatura di 800-850°C, potrebbe (progetto ENEA) anche accumulare energia in forma non elettrica, separando direttamente l’idrogeno dall’acqua ed accumulandolo nelle celle a combustibile solide, per essere utilizzato in seguito dalle automobili e da altri mezzi di trasporto come motore elettrico pulito.

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Capitolo 1

Appositi impianti a più alta temperatura (850°C) potrebbero produrre idrogeno direttamente dall’acqua (celle a combustibile a basso prezzo) per le automobili dell’Italia e dell’Europa. La tecnologia è prevalentemente tradizionale, più il brevetto ENEA. Naturalmente sono necessari grandi investimenti su scala europea d’accordo con i paesi dell’Africa del Nord. L’Algeria per suo conto ha già deciso di costruire un impianto CSP ibridato con uno a gas naturale.Il Marocco, la Tunisia, l’Egitto ed anche l’Arabia Saudita nel suo deserto, stanno considerando la possibilità di questi impianti.

Figura 35 - Progetto solare termodinamico a concentrazione Ivanpah Solar Electric Generating Station, NREL Solar Power Prospector (Start Production 1 October, 2013)

Figura 36- Alcuni progetti per l’applicazioni solari termodinamiche linear fresnel , ISCC Integrated solar combined cycle

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Capitolo 1

Source http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/by_proJect.cfmFigura 37 - Nevada solar one stati uniti e granada, Spagna

1.3.1.2 - Principali impianti solari termodinamici in esercizio.

Attualmente la maggior parte degli impianti solari termodinamici si trovano negli Stati Uniti (49% della potenza totale installata) e in Spagna (47%). La tabella 5 riportata a pagina seguente elenca i principali impianti a ttualmente in esercizio.

tabella 5- Principali impianti solari termodinamici in esercizio.

1.3.1.3 - Progetti recenti e prospettive di mercato.

- Nevada Solar One: 64 MWe a collettori parabolici lineari a olio, 390 °C, consegnato nel giugno 2007.- Progetto Pacific gas & Electric: in programma 553 MW da realizzare entro il 2011 nel deserto del MoJave.- AndaSol: 2+2 unità da 50 MWe, a collettori parabolici lineari e accumolo a sali fusi Temp. 390 °C Sito: Spagna. In fase di ultimazione (2008) la prima unità.

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- USA+ Spagna: 7500 MW entro il 2020 (studio di Emerging Energy Research: Global Concentrated Solar Power Markets and Strategies, 2007-2020).

1.3.2 - Prospettive future per i costi del Solare Termodinamico.

Come evidenziato nel paragrafo iniziale il ST si trova in una fase di ripartenza dopo le realizzazioni degli anni ’80. Anche se per circa 15 anni non si sono avute nuove costruzioni commerciali, la ricerca industriale è proseguita approdando a miglioramenti importanti sulla componentistica solare che hanno immediatamente trovato applicazione nei nuovi e vecchi impianti. Le nuove opportunità insite nelle incentivazioni hanno permesso l’attivazione di iniziative nuove per contenuti e prospettive. Alcune delle soluzioni proposte sono fortemente innovative sia per quanto riguarda i concept di impianto che per la produzione dei componenti solari e la loro installazione. La costruzione di numerosi impianti sta facendo lievitare la produzione di componentistica come mai era accaduto finora, rendendo possibile quegli investimenti necessari alla produzione in grande serie che avrà sicuri ritorni sui costi unitari.

L’aumento dei volumi di produzione, l’apertura di mercati diversi e la concorrenza sono destinati a portare alla riduzione dei costi di installazione e quindi di generazione. Vale la pena di ricordare che nel ST non esistono materiali chiave specifici che possono costituire colli di bottiglia allo sviluppo della produzione. Infine, ma non meno importante, si assiste alla crescita delle dimensioni medie dei singoli impianti, alcuni progetti hanno taglie dell’ordine delle centinaia di MWe, con ulteriori riduzioni per economia di scala.

Tabella 6 – I costi di produzione unitaria LEC delle tecnologie solare termodinamico. Tecnologia base Con storage Senza storage USA6,7 M$/MWe USA 4,2 M$/MWe Parabole lineari Spagna 6,0 – 6,4 M€/MWe Spagna 4,0 M€/MWe Torre centrale Spagna 13,5 M€/MWe Spagna 3,2 M€/MWe Fresnel USA 2,8 – 3,0 M$/MWe Dish - Stirling 10 k$/kWe

Per quanto riguarda i costi di produzione unitaria LEC, il range dei valori è più contenuto e può essere fissato tra 13 e 22 c€/kWhe, con ammortamento degli impianti a 25 anni e 5% di interesse capitale, dove il valore inferiore si riferisce a stime aggiornate agli impianti USA nuovi in esercizio, (NSO da 64 MWe) e quello superiore agli impianti in Spagna. Da notare che, per gli impianti SEGS in esercizio in California dagli anni ‘80, oggi gestiti dalla NextEra, il limite dei 25 anni, o è già stato raggiunto o lo sarà fra pochi anni; dato che tutto lascia pensare che il loro esercizio proseguirà, i loro costi di produzione indicati in letteratura talvolta tra 16 e 25 c€/kWhe dovranno essere rivisti al ribasso. Tra il 2013 e il 2020 sono tuttavia attesi profondi miglioramenti tecnologici che porteranno alla costruzione di centrali di grandi dimensioni (100-125 MW), al conseguimento di elevate economie di scale e quindi alla riduzione dei costi.Le tari" e minime potrebbero, infatti, raggiungere anche i 10 c€/kWh, risultando in tal caso competitive con le tari" e delle risorse energetiche convenzionali quali petrolio, carbone, ecc.

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Capitolo 1

L’installazione, inoltre, di un’appropriata rete che collega tutte le regioni appartenenti alla “cintura solare” (Sunbelt countries), incrementerebbe drasticamente la capacità mondiale installata di energia elettrica, tanto che questa potrebbe raggiungere i 30GW nel 2020

Per l’Italia l’effetto dei maggiori oneri per il terreno e una lieve riduzione della radiazione disponibile rispetto alla Spagna, oltre che l’obbligo della presenza di uno storage termico, dovrebbe comportare un aumento del valore massimo che potrebbe collocarsi attorno a 24 c€/kWhe per impianti a parabole a olio.

Mancano invece ancore dati basati sulla esperienza per la tecnologia a parabole a sali fusi oggi in sperimentazione nell’impianto Archimede.

Più in generale questi costi, devono essere considerati parziali dato che non prendono in considerazione la tecnologia a collettori lineari di Fresnel, di cui ancora non si hanno esperienze su grandi impianti ma che promette riduzioni importanti, e quelle delle soluzioni di eSolar e Brite Source a torre centrale a vapore.

I costi di installazione unitari degli impianti solari termodinamici recenti sono distribuiti in un range che va da 2,8 a 13,5 M€/MWe in funzione della tecnologia e dello share solare previsto. Gli impianti dotati di storage sono progressivamente più costosi a seconda del numero di ore equivalenti di esercizio. I costi riportati in questa tabella sono forniti dai costruttori degli impianti come riportati da SolarPACES e si riferiscono agli impianti di recente costruzione.

I costi per gli impianti a torre centrale si riferiscono a quello in costruzione a sali fusi Solar Tres che dovrebbe avere una produttività equivalente di circa 5600 ore/anno e a quello dell’impianto PS10 la cui produttività dichiarata dovrebbe essere di 2000 ore equivalenti. Il costo dei sistemi dish - Stirling è puramente indicativo.

1.3.3 - Sfruttamento dell’energia solare.

Sono almeno tre le motivazioni di fondo che giustificano l’interesse verso il solare Termodinamico:

a) la disponibilità della fonte solare distribuita in molti paesi con la possibilità di accedere ad un mercato mondiale di dimensioni illimitate.

b) la possibilità di costruire impianti di grandi dimensioni in grado di garantire parzialmente la potenza immessa in rete.

c) il costo di generazione inferiore a quello del fotovoltaico e concorrenziale con quello di altre fonti rinnovabili.

1- fin dalle sue origini il ST ha avuto un carattere internazionale essendo stato sviluppato per volontà di diversi paesi in un ambito di collaborazione e confronto. In tempi recenti ha visto la realizzazione o il progetto di impianti in quasi tutte le diverse aree geo-politiche del mondo. Questo tipo di sviluppo è

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Capitolo 1

collegato in modo naturale alla disponibilità della fonte solare in ampie zone attorno al globo.

2- fin dagli ‘80 le utility elettriche, specialmente quelle americane del Far West,

hanno mostrato una concreta disponibilità verso il ST che, a differenza di eolico e fotovoltaico, proponeva impianti con logiche di funzionamento molto vicine a quelle degli impianti convenzionali.

Non bisogna dimenticare infatti che, a parte le esigenze di funzionamento della componentistica solare, gli impianti solari termodinamici hanno modalità di esercizio vicine a quelle degli impianti a combustibile fossile, non ultima quella di immettere energia elettrica sulla rete di alta o media tensione. Questo aspetto, spesso poco valutato, è invece significativo sia per le utility che hanno il compito di gestire il servizio elettrico su vaste aree sia per gli organismi regolatori del settore elettrico.

Inoltre grazie allo storage o all’integrazione fossile gli impianti possono garantire un servizio relativamente stabile e programmabile e anche spostare entro certi limiti la produzione elettrica quando è più utile alla rete. In altre parole possono essere gestiti all’interno del parco di generazione secondo i criteri di ottimizzazione energetica seguiti dalle utility di servizio pubblico.Com’è noto la criticità per la penetrazione delle nuove fonti rinnovabili è rappresentata soprattutto dalla caratteristica aleatoria della loro disponibilità. Infatti, benché gli sviluppi tecnologici e i processi di industrializzazione su larga scala avvenuti in questi anni abbiano ridotto fortemente i costi di installazione degli impianti, lasciando prevedere un prossimo raggiungimento di condizioni di competitività economica, la discontinuità di queste fonti rimane ancora il grosso problema da superare. Problema che ha insieme ripercussioni economiche, legate al potenziamento della rete di trasporto, di affidabilità e di sicurezza per il complesso del sistema elettrico. Lo sfruttamento dell’energia solare per via termodinamica supera questo problema. Infatti, il solare termodinamico, rispetto al fotovoltaico, consente di accumulare energia attraverso lo stoccaggio termico della radiazione solare. Questo è possibile in virtù delle caratteristiche intrinseche di questa tecnologia. Il suo funzionamento è basato sulla captazione, tramite specchi, dell’energia del sole che viene utilizzata per produrre vapore per alimentare una turbina e generare elettricità. Una parte dell’energia catturata può essere accumulata sotto forma di calore ed essere utilizzata nei momenti di assenza o limitata disponibilità della fonte solare. Da quanto detto emerge che il solare termodinamico è basato sulla conversione dell’energia attraverso un ciclo termico.Quindi la tecnologia può sfruttare in parte gli sviluppi di efficienza, affidabilità e maturità industriale già raggiunti nel campo dei sistemi termoelettrici.

Per questi motivi le prospettive del solare termodinamico nella produzione elettrica di grande potenza sono di gran lunga maggiori rispetto alle altre tecnologie rinnovabili. La International Energy Agency (IEA) prevede un trend di sviluppo che porterà questa tecnologia a fornire nel 2050 il 10% del fabbisogno di energia. A patto che questa tecnologia implementi sistemi di accumulo termico efficienti e adeguati, in grado di consentire un elevato fattore di utilizzazione degli impianti e un efficacie dispacciamento del carico con modalità sempre più simili agli impianti fossili.

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L’importanza dell’accumulo nella gestione del carico nei sistemi elettrici Nei sistemi elettrici è indispensabile un perfetto bilanciamento tra consumo ed elettricità prodotta. La regolazione del carico rappresenta una funzione importante, almeno quanto la produzione. Oggi questa funzione viene esplicata con tre modalità, con tempi di risposta diversi, definite rispettivamente regolazione primaria, secondaria e terziaria. La prima ha lo scopo di stabilizzare la frequenza a seguito di brusche variazioni nel sistema elettrico di produzione o consumo, la seconda di ripristinare la frequenza stessa al valore nominale, la terza di ottimizzare il carico e distribuire l’elettricità prodotta dalle ore di bassa richiesta a quelle di picco.

1.3.4 - Le prospettive del solare termodinamico. Il Solare Termodinamico può trovare applicazione in una vastissima fascia compresa tra ± 40° di latitudine che abbraccia molti paesi ed ha per sua natura un mercato globale. Lo sfruttamento di aree marginali piccolissime, se raffrontate alla vastità dei territori, sarebbe sufficiente a coprire i fabbisogni elettrici di tutto il pianeta.

Figura 38- Aree favorevoli per l'installazione di sistemi CSP, situate nella cosiddetta "sun belt"

Secondo lo scenario prospettato dalla IEA al 2050, il solare a concentrazione (CSP) fornirà oltre il 10 % del fabbisogno mondiale di energia elettrica (circa 5000 TWh all’anno). Nel parco di generazione elettrica futuro il solare CSP sarà impiegato in larga misura nelle applicazioni di potenza elevata e dovrà esplicare un servizio sia di punta che di base. Questo richiederà l’introduzione di un significativo ed efficiente accumulo termico. Le tecnologie da sviluppare dovranno quindi prevedere questa capacità, che al momento non sembra economicamente e tecnologicamente praticabile per i sistemi fotovoltaici. Proprio in virtù dell’accumulo, la tecnologia termodinamica giocherà a lungo termine un ruolo predominante, pur non avendo ancora registrato il drastico abbattimento del

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costo di installazione del fotovoltaico, in mancanza di una diffusione industriale adeguata che invece si è già verificata per quest’ultimo.

Figura 39- Foto aerea – Nevada Solar One (USA)

Il costo di produzione di elettricità raggiungerà per gli impianti collocati in siti ad alta insolazione (linea rossa) valore di 100 $/MWh, considerato competitivo rispetto alle fonti fossili e nucleare. Questa condizione di competitività è definita “Grid Parity”. Corrisponde alla situazione in cui la tecnologia si autosostiene economicamente in assenza degli incentivi in conto produzione attualmente applicati. Per siti a media insolazione (linea verde) la Grid Parity potrebbe essere raggiunta dopo la metà del decennio 2020-2030.Nelle zone desertiche, in particolare a sud del Mediterraneo, incide una grande quantità di energia solare sfruttabile a basso costo.Si è valutato che per ogni metro quadro l’energia incidente in un anno equivale a quella ottenibile da circa un barile di petrolio è come se su quelle aree piovessero circa 30 cm di petrolio ogni anno.

Figura 40- Distribuzione del flusso solare diretto nell Distribuzione del flusso solare diretto nell’area mediterraneaa Sud il flusso è più che doppio

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Figura 41- Sun Belt Produzione e consumo di elettricità da solare termodinamico nelle aree della Sun Belt

Da questa fotografia emerge un fatto interessante: mentre nella maggior parte dei casi l’elettricità prodotta da questi impianti è consumata nello stesso paese di produzione, questo non vale per l’Africa che esporta in Europa gran parte dell’elettricità prodotta. La situazione europea, dal punto di vista dello sfruttamento dell’energia solare, rappresenta una tipicità nello scenario mondiale. L’Europa, dopo gli Stati Uniti, è il maggior consumatore di energia. Per contenere le emissioni di gas serra ha bisogno di incrementare il ricorso al rinnovabile, ma per quanto riguarda la fonte solare non vi sono condizioni di irraggiamento che consentano elevate prospettive di crescita, almeno per quanto riguarda la tecnologia termodinamica.

Allo stesso tempo, però, la vicinanza alle aree settentrionali del continente africano, caratterizzate da un elevato irraggiamento solare, costituisce una grande opportunità. A questo scopo alcuni paesi europei, guidati dalla Germania, hanno lanciato un grande progetto battezzato Desertec.

Un grosso impulso allo sviluppo verrà dalle applicazioni negli Stati Uniti. Già ora possiedono la leadership mondiale per potenza installata, a cui si aggiungeranno i paesi dell’Africa, l’India e il Medio Oriente. In seconda battuta giocheranno un ruolo significativo nell’ordine il Sud America, l’Asia centrale e la Cina. Per via della collocazione geografica le applicazioni in Europa saranno limitate alla Spagna e agli altri paesi dell’area del Mediterraneo, compresa la Turchia.

L’installazione degli impianti solari termodinamici ha una forte dipendenza territoriale. Infatti, questa tipologia di impianti cattura soltanto la porzione diretta della radiazione solare e sono economicamente sostenibili laddove esiste un‘insolazione significativa. Condizioni che si verificano nella cosiddetta “Sun Belt”, cintura solare che è la parte del pianeta compresa tra le basse e medie latitudini. Ecco la mappa che evidenzia le produzioni attese al 2050 nelle varie aree terrestri della cintura solare:

La posizione egemone dei combustibili fossili è dovuto ai seguenti punti di forza :

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– costo relativamente basso dell‘energia ottenuta (~0,04 − 0,05 $ /kWh); – disponibilità di ampie infrastrutture per il trasporto del greggio (1000 barili al secondo), la sua raffinazione e la distribuzione dei combustibili finiti; – la messa a disposizione di un efficace vettore energetico costituito da miscele di idrocarburi. Il costo dell‘energia prodotta dalle diverse fonti è diverso, minimo per quella che deriva dalle sorgenti fossili, e massimo per quella ottenuta dalle sorgenti rinnovabili. I consumi menzionati diminuiscono all‘aumentare del costo delle diverse fonti di energia per cui il loro impiego è sostanzialmente condizionato da fattori economici. Il ruolo egemone dei combustibili fossili riflette pertanto il loro basso costo, che ha limitato sino ad ora il decollo delle altre fonti di energia. Pertanto le moderne economie industriali, dal punto di vista energetico, sono essenzialmente basate sull‘impiego dei derivati del carbonio attraverso la combustione. Gli idrocarburi costituiscono anche la materia prima per la preparazione di diversi prodotti chimici di ampio impiego, primi fra tutti i materiali polimerici, e circa il 4% del petrolio viene utilizzato per tale scopo.

1.3.5 - Progetto Archimede.

La tecnica della concentrazione solare con specchi parabolici lineari (concentratori a inseguimento su singolo asse) è alla base di un moderno impianto di generazione elettrica in via di avanzato sviluppo da parte di ENEL ed ENEA in Sicilia, presso l’attuale centrale ENEL a ciclo combinato di Priolo Gargallo (Siracusa), la cui potenza sarà incrementata di circa 5 MW interamente provenienti dal sole. Il progetto, descritto di seguito si avvarrà di moderne tecnologie messe recentemente a punto dall’ENEA che differenzieranno l’impianto da realizzazioni simili attualmente in esercizio, per esempio, in California. La temperatura del fluido termovettore sarà di circa 550 °C con notevole aumento del rendimento globale dell’impianto che si stima possa raggiungere il 16% in termini di energia elettrica netta prodotta.

Figura 42- Schema concettuale semplificato dell’impianto solare Archimede. A valle del generatore di vapore solare è schematizzato l’attuale impianto a ciclo combinato dell’ENEL che riceverà e

utilizzerà il vapore prodotto attraverso le attuali turbine del ciclo termico esistente.

La figura42 visualizza lo schema concettuale secondo il quale sarà realizzata l’integrazione del campo solare con i due gruppi a ciclo combinato. L’energia raccolta e accumulata nel campo solare è impiegata per produrre vapore in un generatore convenzionalmente chiamato GVS (Generatore di Vapore Solare). L’acqua che vaporizza

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nel GVS è prelevata dal secondo economizzatore di alta pressione dei due GVR. Il GVS genera vapore ad alta pressione e temperatura che, suddiviso in due portate, è idoneo per essere direttamente aggiunto ai flussi di vapore surriscaldato di alta pressione, uscenti dai due GVR. La disponibilità di vapore solare può essere sfruttata o per soddisfare i picchi di richiesta da parte della rete, che superano i valori della potenza nominale producibile dai singoli gruppi combinati, o per risparmiare in consumo di gas combustibile nei casi in cui la richiesta da parte della rete sia inferiore al valore nominale dell’impianto attuale.

1.3.5.1 - Schema generale di funzionamento.

Lo schema funzionale dell’impianto solare Archimede è mostrato nella figura 43

Figura 43– Schema funzionale del progetto Archimede: a sinistra la parte tradizionale termoelettrica preesistente, a destra l’impianto solare propriamente detto (campo, accumulo

termico, generatore di vapore).

I principali elementi dell’impianto solare sono:• il campo solare;• il sistema di accumulo;• il generatore di vapore;• i sistemi ausiliari per l'avviamento e il controllo dell'impianto.Il campo solare rappresenta il cuore dell’impianto: in esso viene raccolta, concentrata e assorbita la radiazione solare e sostituisce il combustibile e il generatore di energia termica degli impianti convenzionali. Esso è costituito da collettori parabolici lineari disposti in file parallele, ciascuna delle quali è formata da più elementi collegati in serie a costituire il singolo modulo o stringa. Il campo solare presenta quindi una struttura di tipo modulare: il numero di moduli determina l’energia termica raccolta e quindi la potenza dell’impianto.

I collettori sono costituiti da un riflettore di sezione parabolica che raccoglie e concentra

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continuamente, tramite un opportuno sistema di controllo, la radiazione diretta del sole su un ricevitore lineare disposto sul fuoco della parabola, al cui interno viene fatto circolare un fluido per l’asportazione dell’energia solare. Nel progetto il fluido termico utilizzato è una miscela binaria di sali fusi costituita da nitrato di potassio (KNO3) e nitrato di sodio (NaNO3) con percentuali in peso, rispettivamente, del 40% e del 60%.

Il sistema di accumulo ha il compito di immagazzinare l’energia termica assorbita dal campo solare e renderla disponibile con continuità indipendentemente dalla variabilità della sorgente solare. Il sistema è costituito da due serbatoi che operano a due diverse temperature. Il sistema di accumulo è collegato al campo solare tramite una rete di distribuzione che consente il trasporto dell’energia termica dai collettori solari ai serbatoi di accumulo. In presenza di radiazione solare, infatti, il fluido termico, prelevato dal serbatoio freddo alla temperatura di circa 290 °C, viene fatto circolare attraverso la rete di collettori dove si scalda fino alla temperatura di 550 °C e inviato quindi al serbatoio caldo a costituire l’accumulo dell’energia termica. La portata dei sali nella rete di distribuzione viene regolata in funzione dell’intensità della radiazione solare in modo da mantenere costante la temperatura dei sali in ingresso al serbatoio caldo. Il generatore di vapore costituisce il sistema di utilizzo dell’energia termica accumulata ed è composto da una serie di scambiatori a superficie nei quali il calore sensibile del fluido di processo è trasferito all’acqua in modo da produrre vapore surriscaldato idoneo all’utilizzo nelle turbine della centrale termoelettrica. Quando è richiesta la produzione di energia elettrica, i sali del serbatoio caldo vengono inviati allo scambiatore di calore, dove viene prodotto vapore ad alta pressione e temperatura utilizzato nel ciclo termico della centrale ENEL, e successivamente vengono rimessi nel serbatoio freddo.I principali sistemi ausiliari dell’impianto solare sono quelli relativi alla preparazione del fluido di processo, alla sua circolazione nell’impianto, al riscaldamento delle tubazioni e dei componenti e al movimento dei collettori solari.La centrale termoelettrica dispone di servizi di stabilimento quali acqua, aria compressa, energia elettrica di emergenza, officine di manutenzione, supporto logistico ecc, adeguatamente dimensionati anche per le esigenze dell’impianto solare.La disposizione dei collettori sul campo solare può, in generale, avvenire secondo diversi orientamenti. Le disposizioni classiche sono quelle con l’asse dei collettori orientato secondo la direzione Nord-Sud oppure Est-Ovest, ma sono possibili anche orientamenti intermedi. La scelta dipende principalmente dall’ampiezza e dalla conformazione del sito, dalla latitudine della località e dal tipo di funzionamento previsto per l’impianto.Per l’impianto di Priolo i collettori sono stati disposti con l’asse orientato secondo la direzione Nord-Sud, in quanto ciò consente una più agevole sistemazione degli elementi nell’area a disposizione e un incremento dell’energia solare annua raccolta. I collettori utilizzati per il campo solare sono di tipo innovativo rispetto a quelli attualmente disponibili sul mercato: sono stati sviluppati dall’ENEA e provati in condizioni di esercizio in un’apposita struttura sperimentale realizzata nel Centro Ricerche della Casaccia (Roma).La lunghezza del collettore elementare è di 100 m mentre l’apertura è di 5,90 m. Ciascuna stringa di collettori è lunga 600 m e quindi è costituita da 6 sezioni di 100 metri ciascuna.

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Ogni sezione di 100 metri è dotata di un proprio sistema di movimentazione Est-Ovest per l’inseguimento solare.La distanza tra le varie file di collettori è stata fissata pari a due volte l’apertura del collettore. Questo valore è stato scelto in modo da ottimizzare l’occupazione di area cercando di ridurre l’effetto delle ombre tra i collettori e garantire il passaggio per le operazioni di montaggio e di manutenzione.La scelta dei sali fusi come fluido termovettore nel circuito primario e come mezzo di accumulo del calore è una delle principali innovazioni tecnologiche introdotte dall’ENEA nel progetto dell’impianto solare a collettori parabolici lineari. L’impiego dei sali, infatti, come già evidenziato, consente di aumentare la temperatura all’interno dei collettori fino a 550 °C, con un guadagno nell’efficienza di conversione del calore, e di realizzare un accumulo termico capace di garantire continuità alla produzione d’energia elettrica.Di fronte agli indubbi vantaggi sono da curare con molta attenzione gli aspetti relativi alla gestione dei sali fusi in questa tipologia d’impianti.Le grandi quantità in gioco richiedono un attento studio dei processi di approvvigionamento, di fusione, di stoccaggio, di mantenimento e di dismissione di queste sostanze.L’origine dei nitrati di potassio e di sodio può essere naturale o sintetica: nel primo caso si fa riferimento ai sali estratti dalle miniere del Cile o del Mar Morto, successivamente raffinati e granulati, mentre le sostanze sintetiche sono prodotte a seguito di reazioni chimiche che coinvolgono essenzialmente acido nitrico, soda caustica o carbonato di sodio, per il nitrato di sodio, e acido nitrico, cloruro di potassio e ossigeno, per il nitrato di potassio.

1.3.5.2 - Progettazione e soluzioni innovative. Rispetto agli impianti attualmente in esercizio, che sfruttano l’energia solare a concentrazione con collettori parabolici lineari, l’impianto solare Archimede utilizza una tecnologia altamente innovativa che si avvale anche di prodotti sviluppati e brevettati recentemente dall’ENEA.Le principali innovazioni riguardano:• la struttura del collettore solare, dove avviene la raccolta, la concentrazione e l’assorbimento della radiazione solare, completamente rinnovato rispetto a quelli attualmente in commercio, con un impiego ottimale dei materiali e con un disegno che minimizza le fasi di fabbricazione e di montaggio in situ;• il tubo ricevitore, posto sul fuoco del collettore parabolico, munito di un rivestimento selettivo di ultima generazione (del tipo CERMET: ceramico metallico) in grado di differenziare notevolmente l’assorbanza alle lunghezze d’onda solari in ingresso e l’emittanza in uscita nel campo dell’infrarosso alla temperatura di esercizio prevista intorno a 550 °C. Caratteristica di questo rivestimento è, inoltre, la sua resistenza meccanica e stabilità chimica alle temperature citate;• il fluido termico utilizzato nel circuito per l’asportazione del calore solare. Attualmente impianti simili utilizzano un olio minerale altamente infiammabile e costoso, con il rischio di incidenti rilevanti in caso di fuoriuscita alle temperature di esercizio (290 - 390 °C). Questo fluido, nel progetto Archimede, è stato sostituito da una miscela di sali,

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nitrati di sodio e di potassio (alla base dei comuni fertilizzanti), largamente utilizzati nell’industria, stabili fino a 600 °C senza nessun problema di corrosione, tossicità o infiammabilità, consentendo di ottenere temperature di esercizio più elevate, con conseguente aumento di efficienza del ciclo termico utilizzatore del calore solare;• l’accumulo termico, che consente di immagazzinare l’energia solare e renderla quindi disponibile per la generazione elettrica, quando essa non è naturalmente presente (durante periodi di nuvolosità, sia temporanea che completa, o di notte), trasformando l’energia solare, per sua natura altamente variabile, in una sorgente di energia disponibile con continuità. In molti impianti attuali, a base di olio diatermico, l’accumulo termico è notevolmente ridotto, o addirittura assente, per la pericolosità e il costo del fluido di lavoro, per cui è spesso necessario fare ricorso a sistemi di soccorso e integrazione con combustibili fossili.

1.3.5.3 - Vantaggi Progetto Archimede. - Efficienza di conversione solare-elettrica superiore agli impianti SEGS +15÷20%- Assenza di fluido termovettore tossico e InfiammabileDispacciabilità dell’energia prodottaRidotte dimensioni dell’accumulo: -55%Riduzione del costo dell’investimento

Figura 44- Confronti della efficienza di conversione solare-elettrica tra progetto Archimede rispetto ad altri progetti

1.3.5.4 – Svantaggi Progetto Archimede.

-La centrale richiede un'ampia superficie per collocare gli specchi a concentrazione.-Come tutte le energie rinnovabili non è continua, nel caso dell'energia solare a causa del naturale alternarsi del giorno e della notte.-Un aspetto parzialmente mitigato dalla possibilità di accumulare il calore in speciali serbatoi.-La capacità produttiva è ancora troppo bassa rispetto alle altre fonti di energia fossili.-Il solare di Archimede è una tecnologia sperimentale. I costi tecnologici sono ancora alti.

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