stralcio dal capitolo 22

[…] Gli impianti solari termodinamici a parabole lineari sono costituiti da un grande campo solare formato da una serie ordinata di gruppi di collettori parabolici lineari. Questi concentrano la radiazione solare su una linea di tubi ricevitori d’acciaio isolati in un vetro e posti nel fuoco della parabola; all’interno dei tubi scorre un fluido termovettore che si riscalda ad alta temperatura. Ciascun gruppo di collettori è collegato alle tubazioni principali del fluido termovettore in modo che il fluido “freddo” portato dalla tubazione principale di mandata si riscaldi fluendo nei tubi ricevitori dei collettori e ritorni caldo attraverso la tubazione principale di ritorno. Le tubazioni principali sono divise in più rami in modo che nel complesso i collettori realizzino un campo di forma regolare diviso in sottocampi, al centro dei quali si trova il complesso della sala macchine e dei sistemi ausiliari, detto “isola della potenza”. Il fluido, tipicamente olio diatermico sintetico, riscaldato a circa 400 °C, cede la sua energia in un sistema di generazione di vapore; quest’ultimo viene poi inviato a un turboalternatore secondo lo schema tipico della produzione termoelettrica convenzionale.

Questo tipo di impianti è anche dotato di un sistema ausiliario di produzione di calore a gas, o altro combustibile, che integra o sostituisce la radiazione solare quando questa non è sufficiente a sostenere il ciclo termodinamico. Quando la dimensione del sistema ausiliario è sufficiente a sostituire in modo significativo la fonte solare, gli impianti vengono denominati ibridi. La presenza dell’integrazione con energia fossile permette di stabilizzare le condizioni di esercizio delle turbine a vapore e di valorizzare al massimo l’energia solare raccolta.

Questo tipo di impianti ha conosciuto il successo tecnologico e commerciale durante gli anni ‘80 in California, con la costruzione di nove impianti via via più grandi e performanti; le realizzazioni della LUZ, denominate convenzionalmente SEGS (Solar Energy Generation System) hanno costituito per lungo tempo lo standard di riferimento per la tipologia delle parabole lineari.

In alternativa, o in aggiunta, al sistema ausiliario di produzione di calore, gli impianti possono essere dotati di un sistema di accumulo termico che permette loro di funzionare anche in assenza di energia solare, minimizzando il ricorso all’integrazione con energia convenzionale. L’esigenza di accumulare energia nasce dal desiderio di produrre la massima quantità possibile di energia elettrica per via solare ampliando il numero di ore di esercizio giornaliero degli impianti.

La realizzazione di un sistema di accumulo termico in grado di svolgere questo compito rappresenta una sfida tecnologica complessa che finora ha trovato soluzione nel sistema di accumulo a sali fusi a due serbatoi. Gli impianti spagnoli Andasol, da 50 MWe e 7,5 ore circa di accumulo equivalente, hanno costituito il primo esempio compiuto di impianti a parabole lineari dotati di grandi accumuli termici e costituiscono il riferimento tecnologico per questa configurazione.

Un ulteriore schema di impiego degli impianti a parabole lineari, lungamente proposto, ha trovato recentemente applicazione nei progetti avviati in Nord Africa. Si tratta di impianti basati su sistemi a cicli combinati a gas integrati con campi solari dove l’energia termica di origine solare, sfruttando le caratteristiche del ciclo termodinamico dell’impianto convenzionale, viene convertita in energia elettrica con la massima efficienza possibile. Questo tipo di impianti, noti come ISCCS (Integrated Solar Combined Cycle System), nelle configurazioni adottate in Egitto, Algeria e Marocco, sono costituiti da un’isola della potenza convenzionale di alcune centinaia di MWe e da un campo solare da 20-40 MWe equivalenti. 

Con la crescita delle opportunità di mercato si è assistito all’ingresso di nuovi operatori, che hanno proposto ulteriori varianti, innovazioni sui componenti chiave con nuovi tubi ricevitori e nuovi modelli di collettori parabolici, più grandi di quelli finora impiegati. Si è osservato, soprattutto, l’aumento della taglia degli impianti proposti, arrivata fino alla soglia dei 1.000 MWe.

La ricerca tecnologica sta comunque proseguendo anche in altri campi specialmente sulla tematica dei fluidi vettori alternativi e dell’accumulo termico.

Per quanto riguarda i fluidi vettori sono in corso due importanti sperimentazioni: l’impiego dei sali fusi come fluido primario e di accumulo termico e la generazione del vapore direttamente nel campo solare.

L’impiego dei sali fusi, testato nella tipologia a torre centrale nei primi anni ‘90, è stato sperimentato con le parabole lineari per la prima volta in Italia da ENEA (l’Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l’energia e lo sviluppo economico sostenibile) e ha portato alla realizzazione dell’impianto sperimentale Archimede da 5 MWe, di tipologia ISCCS con accumulo. A seguito dei risultati ottenuti da ENEA, anche altri importanti operatori del solare termodinamico hanno avviato sperimentazioni sull’impiego dei sali fusi, focalizzate allo sviluppo della componentistica del campo solare, dei tubi ricevitori, della regolazione ecc.

L’altro importante campo di ricerca è dedicato allo sviluppo dei sistemi di accumulo. L’accumulo del calore, con la possibilità di generare energia elettrica secondo il fabbisogno della rete e non solo in funzione della disponibilità della fonte, sta diventando l’elemento che sempre più distingue il solare termodinamico delle altre tecnologie delle fonti rinnovabili non programmabili. La possibilità di spostare anche solo di alcune ore la produzione secondo le esigenze della rete è una caratteristica assai gradita sia al mercato elettrico sia ai gestori di rete; rende infatti più agevole l’esercizio quotidiano delle linee e riduce l’esigenza di riserva di potenza che è invece associata alle altre tecnologie delle fonti rinnovabili aleatorie. 

Il secondo indirizzo di sperimentazione sul fluido primario riguarda la produzione di vapore direttamente nel campo solare, detta sinteticamente DSG (Direct Steam Generation), che punta ad alimentare le turbine direttamente con il vapore generato nei tubi ricevitori dei paraboloidi. Il successo di questa tipologia, evitando la costruzione del circuito di un fluido vettore, olio sintetico o sali fusi, comporterebbe importanti riduzioni di costo per gli impianti a parabole lineari. Ritenuta per lungo tempo difficile da realizzare a causa dell’incompatibilità tra la stabilità richiesta alla generazione di vapore e l’aleatorietà della fonte solare, è stata testata con risultati promettenti da CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas) nel corso degli anni 2000. E attualmente in Spagna sono in corso attività sperimentali su circuiti dimostrativi.

Questi impianti sono costituti da un campo di specchi, detti eliostati, che riflettono e concentrano la radiazione solare su un ricevitore posto alla sommità di una torre. Nel ricevitore fluisce un fluido che riscaldandosi ad alta temperatura è in grado di produrre energia o di immagazzinarla sotto forma di calore.

Se il fluido è acqua si ha produzione di vapore ad alta pressione direttamente nel ricevitore, con successiva espansione in turbina. Nel caso in cui nel ricevitore circoli un fluido intermedio, come aria o sali fusi, il vapore viene prodotto in un generatore di vapore nell’isola della potenza dell’impianto.

La tipologia a torre centrale è stata sperimentata a partire dai primi anni '80 con la realizzazione di una decina di impianti pilota di piccola taglia. A quel tempo vennero sperimentate diverse soluzioni con produzione diretta di vapore in una caldaia solare o l’impiego di un circuito intermedio con fluidi diversi, come sodio liquido o sali fusi, e con diversi sistemi di accumulo termico.

A causa delle dimensioni ridotte, di un’elettronica di controllo ancora immatura, nonché della mancanza di esperienza nella progettazione, questi impianti diedero nel complesso risultati non soddisfacenti, per cui, dopo un primo entusiasmo iniziale, il concept della torre centrale subì una battuta di arresto. La produzione di vapore direttamente nel ricevitore aveva dato luogo a diversi inconvenienti per cui, il DOE americano (Department of Energy) in collaborazione con le maggiori utilities della California, decisero di proseguire l’esperienza sostituendo la miscela acqua vapore con i sali fusi. Nacque così negli anni ‘90, l’impianto Solar Two, da 10 MWe, con sali fusi come fluido primario e un sistema di storage a due serbatoi a livello variabile.

Nonostante le difficoltà insite nell’impiego dei sali fusi (solidificazione a 225 °C e corrosione degli acciai sopra i 570 °C) l’impianto ha dimostrato le potenzialità di questa tipologia arrivando a produrre energia elettrica anche di notte e costituisce tuttora il riferimento per gli impianti a torre centrale a sali fusi e per l’accumulo termico.

Con il rilancio del solare termodinamico avutosi nella seconda metà degli anni 2000, si è assistito al ritorno degli impianti a torre centrale a vapore, che sembravano superati. Attualmente sono in esercizio due sistemi di questo tipo, PS10 e PS20 in Spagna, ma sono diversi gli impianti, con ricevitore a miscela acqua, vapore, ad avere avviato le procedure autorizzative negli Stati Uniti. A causa del limite dovuto alle geometrie di questo sistema, che non permette la costruzione di impianti da centinaia di MWe con un’unica torre, è stato proposto recentemente lo schema multitower, ovvero la suddivisione della superficie captante in più campi eliostati, ciascuno con la propria torre. In questa configurazione ciascun ricevitore solare contribuisce al flusso di vapore che viene inviato alla turbina. L’impianto di Ivanpah da 100 MWe, in costruzione in California dal 2010, è il primo esempio concreto di impiego del concept multitower a vapore.

Altre innovazioni per questo concept provengono dal forte sviluppo nel controllo del campo eliostati che ha portato a realizzare impianti sperimentali con decine di migliaia di specchi piani di piccole dimensioni, in completa controtendenza rispetto all’evoluzione degli ultimi 20 anni che aveva portato a eliostati con superfici di 120 metri quadrati.

I sistemi dish-Stirling sono generatori solari termoelettrici di piccole dimensioni. In questi sistemi un paraboloide di alcuni metri di diametro concentra la radiazione solare sul ricevitore di un motore Stirling di alcuni kWe, in grado di azionare un alternatore collegato direttamente alla rete elettrica.

I sistemi dish-Stirling hanno i migliori rendimenti di conversione energia solare-elettrica del solare termodinamico, dell’ordine del 20% medio giornaliero con punte del 25% e oltre. Nel 2008 il sistema SES (Stirling Energy System) da 25 kWe ha fatto registrare il rendimento netto record del 31%.

Questi risultati sono resi possibili dalle alte temperature raggiungibili con i concentratori a disco e dalle caratteristiche del motore Stirling in grado di convertire in modo efficiente il calore in energia meccanica.

I sistemi dish-Stirling possono funzionare singolarmente, collegati alla rete elettrica di bassa tensione, oppure in cluster da centinaia o anche migliaia di esemplari e realizzare in tal modo un impianto solare termodinamico di grande taglia. Sono inoltre in grado di funzionare in modo completamente automatico secondo un ciclo di funzionamento giornaliero che prevede l’accensione al mattino, l’inseguimento del sole nel suo moto diurno con produzione di energia elettrica, il ritorno in posizione di alba a fine giornata e l’attesa in stand by durante la notte.

L’elevata efficienza di conversione, la facilità di installazione e la possibilità di riduzione dei costi con la produzione in grande serie, rendono questi sistemi applicabili alla generazione distribuita e, in prospettiva, competitivi anche con i grandi impianti.

I primi esemplari sono stati realizzati verso la metà degli anni ’80 con risultati molto promettenti soprattutto per quanto riguarda il rendimento di conversione. Nel corso degli anni sono stati sperimentati sistemi molto diversi per tipologia di struttura, taglie e motori, soprattutto negli Stati Uniti.

A causa dei costi e dell’affidabilità ancora non ottimale, i generatori dish-Stirling non hanno finora conosciuto una diffusione equivalente a quella delle altre tecnologie del solare termodinamico. Va però osservato che la ricerca su questo concept ha ricevuto un sostegno non costante che ha favorito una competizione tra modelli alternativi per tempi successivi, piuttosto che l’affinazione di esperienze su un unico sistema di riferimento. Ciò ha determinato una progressione non lineare delle esperienze e una certa dispersione degli sforzi.

Per contro le sperimentazioni svolte negli USA hanno portato nel 2009 alle prime installazioni commerciali dell’ordine del MWe, in Arizona e in Spagna, in vista di altre ben maggiori che dovrebbero seguire fra breve. L’installazione in Arizona è basata sul generatore Tessera, ex SES, da 25 kWe, a lungo sperimentato anche con il sostegno del Sandia National Laboratories, mentre quella in Spagna è basata sul modello prodotto dall’americana Infinia che utilizza un innovativo motore Stirling a pistoni liberi e alternatore lineare completamente sigillato da 3 kWe nominali.

L’evoluzione della tecnologia dish-Stirling indica che, superate grazie alla microelettronica e all’informatica le problematiche di puntamento e gestione intelligente dei concentratori, siano oggi l’affidabilità e la durata dei motori i limiti che frenano la diffusione di questo concept. 

Un impianto a collettori lineari di Fresnel è costituto da un campo di eliostati lineari che riflettono e concentrano la radiazione solare su un tubo ricevitore posto in posizione orizzontale fissa al di sopra dei collettori stessi. Gli eliostati sono in grado di ruotare lungo l’asse longitudinale in modo da inseguire il moto del sole e mantenere costantemente la radiazione solare riflessa sul tubo ricevitore.

Questo è costituito da un tubo in acciaio protetto da un vetro che in genere non è mantenuto sottovuoto, sebbene siano in corso esperienze anche con tubi ricevitori del tipo usato per le parabole lineari.

Gli impianti finora realizzati prevedono la produzione di vapore in campo fino a 270 °C 40 bar, anche se sono state realizzate esperienze con produzione di vapore fino 400 °C, e sono stati annunciati nuovi impianti con queste caratteristiche.

Gli impianti a collettori lineari di Fresnel presentano alcuni punti vincenti che potrebbero renderli competitivi con le tipologie finora più applicate: permettono un uso ottimale del suolo, 70% di copertura contro il 33% delle parabole lineari, e hanno costi di installazione decisamente ridotti a causa del minore impiego di materiali.

Per contro il rendimento medio è inferiore a quello degli impianti a paraboloidi lineari a causa della minore efficienza sia dei collettori sia del ciclo termodinamico. La riduzione di efficienza sarebbe comunque compensata dai costi inferiori.

L’evoluzione della tecnologia prevede la realizzazione di impianti dotati di integrazione fossile per stabilizzare le caratteristiche del vapore, potenzialmente di taglie da decine di MWe. Il primo esempio di questo tipo di impianto è quello di Kimberlina, in California, da 5 MWe equivalenti. Dopo la positiva esperienza di un prototipo di 1,4 MWe, la Novatec Biosol, nel corso del 2010, ha iniziato la costruzione di un impianto da 30 MWe in Spagna dando così evidenza della maturità di questo concept […]