capitolo4_csp1 solare termodinamico

7/24/2019 Capitolo4_CSP1 Solare termodinamico

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4.4 GLI IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI

Gli impianti fotovoltaici non sono lunico sistema che pu essereutilizzato per convertire lenergia solare in energia elettrica. Infatti, nel caso incui lenergia solare venga captata sotto forma di energia termica ad alta

temperatura, questa pu essere poi agevolmente convertita in energiameccanica attraverso un ciclo termodinamico convenzionale. La tecnologia delsolare termodinamico, detto anche solare a concentrazione (ConcentratingSolar Power, CSP) pu utilizzare pertanto diverse soluzioni impiantistiche aseconda del fluido termovettore (acqua, olio diatermico, sali fusi, aria) e delciclo termodinamico utilizzato (Rankine, Brayton, Stirling).

Per ottenere elevati rendimenti del ciclo termodinamico, necessario chelenergia termica sia resa disponibile ad alta temperatura. I collettori solari pianinon consentono di produrre fluidi con temperature superiori a circa 100C,cosicch necessario utilizzare sistemi a concentrazione, quali lenti, specchi eparabole. I collettori solari a concentrazione, che come gi evidenziato, sono in

grado di utilizzare solo la radiazione solare diretta, raccolgono lenergia solareincidente sulla loro superficie e la inviano ad un ricevitore, caratterizzato dauna minore superficie, che la trasferisce a sua volta al fluido termovettore. Ilfluido termovettore pu raggiungere cos temperature anche superiori a 1000-1200 C, e pu essere utilizzato, oltre che per la produzione di energiameccanica (e quindi elettrica) mediante cicli termodinamici, anche per usiindustriali ad alta temperatura.

Lenergia solare viene emessa dal Sole ad una temperatura apparente dicirca 5780 K con una densit di potenza superficiale di circa 60-65 MW/m2,mentre in corrispondenza del suolo terrestre la densit di potenza massima dellordine di 1000 W/m2. In relazione a tale bassa densit di potenza, appare

evidente come, anche nel caso ideale di assenza di perdite, la temperaturamassima raggiungibile dal fluido termovettore utilizzato in un collettore solarepiano non possa essere molto elevata. Infatti, come precedentementeevidenziato, tale temperatura risulta al pi dellordine di circa 100 C.Nel casoideale di assenza di perdite, la radiazione solare incidente sul piano delcollettore verrebbe completamente trasferita al fluido termovettore:

FLDFLDFLDFLDCCSOL TCpmQAGQ 4.90)

Tale trasferimento avviene sostanzialmente per scambio termicoconvettivo fra il fluido e la superficie assorbente del collettore solare. La

temperatura del fluido risulter pertanto tanto pi elevata quanto maggiore la


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temperatura della superficie assorbente, la quale a sua volta aumenta al cresceredella densit di potenza incidente. In tal senso, la temperatura massima delfluido termovettore correlata al rapporto geometrico di concentrazione C,rappresentato dal rapporto fra larea della superficie captante ACe larea dellasuperficie ricevente AR(tale parametro viene anche indicato come numero di

Soli):

R

C

A

AC 4.91)

Nel caso ideale di assenza di perdite, la potenza trasmessa al ricevitore uguale alla potenza captata dal collettore solare, per cui la densit di potenzaincidente sulla superficie del ricevitore GRrisulta pari al prodotto del rapportodi concentrazione C per la densit di potenza incidente sulla superficie delcollettore GC. Un altro elemento che caratterizza gli impianti solari aconcentrazione la necessit di un sistema di inseguimento della traiettoria

solare, dal momento che possono utilizzare solo la componente diretta dellaradiazione solare. Lenergia solare disponibile per i sistemi a concentrazione pertanto rappresentata dalla radiazione solare diretta incidente su una superficienormale ai raggi solari (la cosiddetta Direct Normal Irradiation, DNI). Aquesto proposito, si pu osservare come linseguimento della traiettoria solarepossa essere effettuato con dispositivi a uno o a due gradi di libert. I sistemiad un grado di libert sono impiegati nei collettori a sviluppo lineare, nei qualilinseguimento della traiettoria solare avviene con una rotazione dellasseorizzontale del collettore da Est verso Ovest oppure da Sud verso Nord.Ovviamente, con la rotazione intorno ad un unico asse non si riesce amantenere la superficie del collettore orientata in direzione perfettamente

normale ai raggi solari, cosa che invece possibile utilizzando i pi complessisistemi di inseguimento con movimenti su due assi.

La figura 4.41 confronta per i mesi di gennaio e di luglio, le radiazionisolari dirette incidenti su di una superficie orientata di 30 rispetto al pianoorizzontale, su di una superficie normale ai raggi solari (ovvero la DNI, quellacaptabile da un dispositivo con inseguimento completo con due gradi dilibert) e su di una superficie che insegue la traiettoria solare con rotazionedellasse orizzontale lungo le direzioni Est-Ovest e Sud-Nord. Gli andamentidella radiazione sul piano a 30 e con inseguimento Sud-Nord sono moltosimili e comunque si discostano in misura significativa dalla radiazione direttacomplessivamente disponibile (ovvero la DNI, incidente sul piano normale alla

direzione dei raggi solari). Nei mesi estivi, linseguimento Est-Ovest non


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Lenergia solare 147

determina invece penalizzazioni significative rispetto ad un inseguimentocompleto su due assi; peraltro, anche in estate tale inseguimento garantisce il

vantaggio di un irraggiamento sostanzialmente costante durante tutto il giorno.Lanalisi della radiazione captata su base annua dai diversi dispositivi

evidenzia che linseguimento lungo le direzioni Est-Ovest consente di captarecirca l85% della radiazione diretta incidente sul piano normale, mentrelinseguimento lungo la direzione Sud-Nord consente di raccogliere appena il60% della DNI. Pertanto, linseguimento lungo la direzione Est-Ovest inpratica il solo sistema utilizzato dai collettori solari con un solo asse dirotazione.

Unaltra caratteristica peculiare degli impianti solari termodinamici

rappresentata dalla possibilit di disporre di un sistema di accumulo dellenergiatermica prodotta. La presenza di un accumulo termico consente di svincolare

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Ora del giorno

0

200

400

600

800

Irraggiam

ento(W/m2) Radiazione normale diretta

Inseguimento EST-OVEST

Inseguimento SUD-NORD

Radiazione diretta su un piano a 30 Gennaio

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Ora del giorno

0

200

400

600

800

Irraggiamento(W/m2)

Luglio

Figura 4.41Radiazione solare diretta captata da sistemi ad inseguimento.


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parzialmente la produzione di energia elettrica dalla disponibilit di energiasolare e conferisce a questa tipologia di impianti la possibilit di estendere ilnumero di ore giornaliere di funzionamento e/o di poter fornire profiliprogrammati di produzione elettrica al gestore della rete. Questultimacaratteristica, ovvero la possibilit di offrire servizi ancillari alla rete elettrica

pur in presenza di una fonte rinnovabile non programmabile, rappresenta unelemento di forte valenza tecnica ed economica che potr favorirenotevolmente lo sviluppo degli impianto solari termodinamici, specie inpresenza di forti tassi di penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabilinella rete elettrica.

I collettori solari a concentrazione attualmente utilizzati sonosostanzialmente di tre tipi:

Collettori parabolici lineari (Parabolic Trough System);

Sistemi a torre centrale (Power Tower System);

Sistemi a concentrazione puntiformi (Dish/Engine System).

Con oltre 1000 MWe installati, i collettori parabolici linearirappresentano attualmente la tecnologia pi matura e sviluppata nellambito deisistemi solari termodinamici a concentrazione. Questo sistema utilizzacollettori lineari a sezione parabolicache riflettono i raggi solari sul fuoco delparaboloide dove posto un tuboricevitore allinterno del quale scorre ilfluido termovettore (figura 4.42). Ilcollettore parabolico costituito da

specchi in vetro in maniera tale damassimizzare il coefficiente diriflessione, mentre al contrario il tuboricevitore viene realizzato in manieratale da massimizzare il coefficiente diassorbimento. Il ricevitore costituito,infatti, da un tubo di acciaio provvistodi rivestimento selettivo, allinterno delquale scorre il fluido termovettore. Alfine di ridurre le perdite termiche, iltubo in acciaio posizionato allinterno

di un altro tubo in vetro, nella cui in-tercapedine vengono mantenute condi-

Figura 4.42Schema di un collettore

parabolico lineare.


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Lenergia solare 149

zioni di vuoto spinto. Il fluido termovettore viene poi utilizzato per produrrevapore, che opera secondo un classico ciclo Rankine, come mostrato in figura4.43. Ovviamente, il vapore prodotto pu anche essere utilizzato nella sezionea vapore di un impianto a ciclo combinato gas/vapore. In alternativa, specienel caso degli impianti CSP di minore potenza (nellintorno del MWe), ilcampo solare pu essere integrato con un impianto ORC.

A causa della loro particolare conformazione geometrica, che si sviluppaprincipalmente secondo la direzione orizzontale, i collettori parabolici linearisono dotati esclusivamente di un sistema di inseguimento solare attorno al pro-prio asse orizzontale, che consente di seguire efficacemente lalternarsi delgiorno e della notte, ma non lalternarsi delle stagioni. Il fluido termovettore,che si riscalda fino ad una temperatura di circa 400C, di solito un olio dia-termico, oppure una miscela di sali fusi (nitrato di sodio e nitrato di potassio),che pu raggiungere temperature pi elevate (oltre 500 C). Progetti di tiposperimentale hanno indicato la possibilit di generare vapore direttamenteallinterno del tubo ricevitore, con evidenti vantaggi di ordine energetico edeconomico.

I pi importanti e affidabili impianti che utilizzano il parabolic troughsystem sono i cosiddetti SEGS (Solar Elettric Generating System). La societ

CP

AC

GV

TV G

CD

PP

AC

SHE

CP CP

CP CP CP

CP CP CP

Fluido termovettore

Vapore

CPCollettore parabolico GVGeneratore di vaporeACAccumulo termico CDCondensatoreSHEScambiatore di calore TVTurbina a vapore

PPompa GGeneratore elettrico

Figura 4.43Schema di un impianto solare termodinamico basato sullutilizzo dicollettori parabolici lineari e integrato con un impianto a vapore.


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che per prima ha progettato, finanziato, costruito e gestito gli impianti SEGS la Luz International Ltd. Esistono ben nove impianti SEGS in tre diversi sitidel deserto del Mojave vicino Barstow in California: Daggett (SEGS I e II),Kramer Juction (SEGS dal III al VII) e Harper Lake (SEGS VIII e IX). Letaglie di questi impianti vanno dai 14 agli 80 MWe, per una potenza

complessiva di circa 350 MWe. Agli impianti SEGS, sempre negli Stati Uniti, siaggiungono i due impianti nel Nevada da 75 MWe ciascuno. In Spagna, inoltre,operano attualmente 14 impianti da 50 MWe ciascuno e numerosi altri sono infase di costruzione. Negli ultimi quindici anni infatti, i costi dinstallazione,operativi e di manutenzione sono stati quasi dimezzati grazie soprattutto almiglioramento del rendimento dei collettori e dei tubi ricevitori.

Notevole interesse rivestono anche gli impianti SEGS ibridi, ovveroimpianti nei quali il vapore prodotto integrato in un impianto a ciclocombinato (Integrated Solar Combined Cycle Systems, ISCCS). Lintegrazionedi un impianto parabolic trough con un ciclo combinato permette di produrreenergia elettrica a costi pi competitivi rispetto ad impianti solari non integrati

(Stand Alone), in quanto la temperatura massima del ciclo non vincolataalle temperature massime sopportate dallolio diatermico (circa 400 C),facendo lavorare limpianto a vapore in condizioni di maggiore rendimento.

Attualmente sono in corso di costruzione impianti ISCCS in Marocco (470MW, di cui 20 MWe da fonte solare, Algeria (150 MW, di cui 20 MWe dasolare), mentre recentemente entrato in servizio in Italia limpianto

ARCHIMEDE (400 MWe di cui 5 MWe da fonte solare). Attualmente ilrendimento tipico degli impianti SEGS si attesta attorno al 14%.

Sempre nel campo dei collettori solari a sviluppo lineare sonoattualmente in fase di sviluppo i riflettori lineari Fresnel. Tali sistemi sonocostituiti da pi file (da 7 a 15) di specchi piani con larghezza di circa 50 cm e

lunghezza di circa 100 m. Le diverse file hanno una differente orientazione (nelloro complesso riprendono in maniera discreta una superficie parabolica) evengono movimentate indipendentemente luna dallaltra in maniera tale daconcentrare la radiazione solare sul fuoco dove posizionato il tubo ricevitore.Il vantaggio rispetto ai collettori parabolico lineari rappresentato dal fatto diutilizzare specchi piani pi semplici e meno costosi e con un sistema dimovimentazione meno complesso.

Il sistema a torre centrale, come evidenziato in figura 4.44, utilizza invecegrandi specchi piani opportunamente inclinati (eliostati), che indirizzano laradiazione solare verso un ricevitore posizionato sopra unalta torre, allinternodella quale il fluido termovettore viene riscaldato fino a temperature superiori a

500C. Il sistema Power Tower stato utilizzato in due progetti sviluppatisempre in California dalla SCE (Southern California Edison) e dal DOE. I due


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Lenergia solare 151

progetti sono stati denominati Solar One e Solar Two e rappresentano ilsecondo unevoluzione del primo. Il sistema a concentrazione solare utilizzatoda questa tecnologia consente di realizzare linseguimento della traiettoriasolare secondo due assi di rotazione, e riesce cos a sfruttare linteroirraggiamento normale diretto.

Limpianto Solar One produceva direttamente vapore surriscaldato cheveniva poi fatto espandere in una turbina, mentre limpianto Solar Two utilizzacome fluido termovettore una miscela di sali fusi mediante la quale viene poiprodotto il vapore. Entrambi i sistemi hanno evidenziato numerosi problemioperativi che ne impediscono, per ora, la commercializzazione. La potenza ditali impianti di circa 10 MWe, con un rendimento medio dellordine del 14%.

A parit di condizioni termodinamiche del fluido prodotto, il sistema a torregode di un rendimento maggiore rispetto ai collettori parabolici lineari graziealla possibilit di inseguimento della traiettoria solare su due assi.

Il sistema a concentrazione puntiforme (solar dish), come mostrato infigura 4.45, utilizza collettori a forma di paraboloide che concentrano laradiazione solare sul proprio fuoco dove posizionato il sistema diconversione dellenergia, solitamente basato su di un motore a ciclo Stirling; ilsistema pertanto in grado di inseguire le traiettorie solari durante lanno sudue assi di rotazione. Questo tipo di impianto solare ancora in fase disperimentazione (sebbene avanzata) e quindi gli impianti esistenti sonocatalogati come prototipi. La potenza massima unitaria attualmente di

qualche decina di kW e i rendimenti tipici si attestano attorno al 16-17%.

Torre

Specchi

Figura 4.44Schema di un impianto solare a torre.


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152 Capitolo 4

Concettualmente, come evidenziatoin figura 4.43, un impianto CSP consta diun insieme di collettori solari (il camposolare) deputati alla conversionedellenergia radiante del sole in energia

termica disponibile sotto forma di caloresensibile di un fluido termovettore e diun impianto motore termico checonverte lenergia termica in energiameccanica (e quindi in energia elettricamediante un generatore) operandoattraverso un ciclo termodinamico. Comedetto, i cicli termodinamici di pi largoimpiego sono quelli Rankine (sia a vaporeacqueo sia a vapore di fluidi organici).Pertanto la produzione di vapore avviene

mediante uno scambiatore di calore (SHE) che costituisce di fatto ungeneratore di vapore solare, caratterizzato da un funzionamento molto simile aquello dei generatori di vapore a recupero (GVR) dei impianti a ciclocombinato. Tra le due sezioni principali pu essere presente la sezione diaccumulo termico, generalmente basata su un sistema a doppio serbatoio, unodestinato a raccogliere il fluido ad alta temperatura e laltro il fluido a pi bassatemperatura.

4.4.1 I collettori solari a concentrazione

Il collettore solare a concentrazione, in linea generale, composto dalconcentratore e dal ricevitore. La funzione del concentratore solare (a specchipiani o parabolici) quella di concentrare la radiazione solare sulla superficiedellassorbitore realizzando un prefissato rapporto di concentrazione C.Ovviamente, a causa delle inevitabili perdite, la potenza termica incidente sullasuperficie ARdel ricevitore solare risulta inferiore alla potenza solare incidentesulla superficie ACdel concentratore. Il bilancio energetico del concentratoresolare risulta infatti pari a:

CNC,PRICSOL QQQ 4.92)

Motore

Figura 4.45Schema di unimpianto solar dish.


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Lenergia solare 153

In tal senso, possibile definire il rendimento del concentratore solare,spesso semplicemente indicato come rendimento ottico del collettore,attraverso il rapporto fra la potenza trasmessa al ricevitore e la potenza solaredisponibile:

SOL

CNC,P

SOL

RICOTTCNC

QQ

QQ

1 4.93)

La potenza termica incidente sul ricevitore solare pu essere pertantocalcolata a partire dalla radiazione solare diretta DNI incidente sulla superficie

ACdel concentratore e dal corrispondente rendimento ottico:

OTTCOTTSOLRIC DNIAQQ 4.94)

Il rendimento ottico dipende dalle caratteristiche della superficie

riflettente e in particolare dal suo coefficiente di riflessione (o riflettanza) , cherappresenta la frazione di energia incidente che viene effettivamente riflessa.Idealmente la riflettanza dovrebbe assumere un valore unitario, ma nella realt i

valori che pi comunemente si riscontrano negli specchi utilizzati negliimpianti CSP sono dellordine di 0,90-0,96. Il rendimento ottico dipendeinoltre dalle caratteristiche della superficie del ricevitore solare e in particolare

dal suo coefficiente di assorbimento (assorbanza) , che rappresenta lafrazione di energia incidente che viene effettivamente assorbita. Idealmente(ovvero nel caso di un corpo nero) lassorbanza dovrebbe assumere un valoreunitario, ma nella realt i valori che pi comunemente si riscontrano neiricevitori utilizzati negli impianti CSP sono dellordine di 0,92-0,98. Peraltro, in

alcuni casi (principalmente nei collettori parabolici lineari) il ricevitore vieneposizionato allinterno di un tubo in vetro (nella cui intercapedine vienemantenuto il vuoto per ridurre le perdite termiche), che deve essereattraversato dalla radiazione riflessa dagli specchi prima di raggiungere ilricevitore. In tal senso, il rendimento ottico del concentratore solare dipendeanche dalle caratteristiche del vetro, in particolare dal suo coefficiente ditrasmissione (trasmittanza) , che rappresenta la frazione di energia cheeffettivamente attraversa lo strato di vetro. Idealmente, la trasmittanza del

vetro dovrebbe assumere un valore unitario, ma nella realt i valori pi comunisono dellordine di 0,94-0,98. Infine, occorre considerare che non tutta laradiazione solare teoricamente disponibile sul piano del concentratore viene

effettivamente intercettata a causa degli inevitabili fenomeni di


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154 Capitolo 4

ombreggiamento prodotti dal ricevitore e dai suoi supporti, degli errori dipuntamento del sistema di inseguimento della traiettoria solare, delledeformazioni superficiali degli specchi, dei disallineamenti in fase di montaggio,etc. Tutte queste ultime cause di inefficienza vengono usualmente conglobatein un unico termine FI denominato fattore di intercettazione del collettore

solare. Nel complesso, il rendimento ottico di un concentratore solare puessere pertanto espresso attraverso la seguente relazione:

IOTT F 4.95)e assume normalmente valori dellordine di 0,75-0,85. Come meglio

evidenziato nel seguito, le propriet ottiche dei materiali, e quindi anche ilrendimento ottico del concentratore solare, dipendono dallangolo di incidenzadella radiazione solare in quanto i materiali non sono perfettamente isotropi e

quindi i valori dei diversi coefficienti , , e OTTriportati nelle specifiche deicollettori solari si riferiscono solitamente ad un angolo di incidenza pari a zero(radiazione diretta normalmente alla superficie di captazione).

Lenergia assorbita dal ricevitore viene quindi trasferita al fluidotermovettore (olio diatermico, sali fusi, acqua, etc.). Tale trasferimento non tuttavia completo a causa delle inevitabili perdite per scambio termico versolesterno. Il bilancio energetico del ricevitore risulta infatti pari a:

CNV,PIRR,PFLDRIC,PFLDRIC QQQQQQ 4.96)

Nota la potenza trasmessa dal concentratore e le perdite, dalla relazioneprecedente possibile valutare la potenza termica trasferita al fluidotermovettore. Le perdite si verificano per scambio termico convettivo e

soprattutto per irraggiamento della superficie del ricevitore verso lambiente. Idiversi termini che figurano nella relazione precedente possono essere descrittiattraverso le seguenti relazioni:

FLDFLDFLDFLD TCpmQ 4.97)

OTTROTTCOTTSOLRIC DNICADNIAQQ 4.98)

44 AMBRICRIRR,P TTAQ 4.99) AMBRICRCNV,P TThAQ 4.100)

dove TRIC la temperatura superficiale del ricevitore, TAMB latemperatura dellaria ambiente, lemittanza della superficie ricevente e h il


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Lenergia solare 155

coefficiente di scambio termico convettivo. La superficie del ricevitore trattata con rivestimenti selettivi in grado di minimizzare lemittanza e

massimizzare lassorbanza. I valori tipici dellemittanza sono dellordine di0,10-0,15. Oltre che dalle propriet dei fluidi e delle superfici, le perdite perscambio termico verso lesterno dipendono soprattutto dalla temperatura del

ricevitore. Peraltro, il termine di perdita preponderante costituitodallirraggiamento, dal momento che le perdite per convezione sono spessomitigate dalla presenza dellintercapedine allinterno della quale viene praticatoil vuoto. Trascurando pertanto per semplicit le perdite per convezione, ilrendimento del ricevitore, spesso indicato semplicemente come rendimentotermico del collettore solare, risulta pari a:

OTT

AMBRIC

RIC

RIC,P

RIC

FLDTERRIC

DNIC

TT

Q

Q

Q

Q

44

11

4.101)

Il rendimento del ricevitore migliora al diminuire della temperatura delricevitore e dellemittanza della superficie, nonch allaumentare del rapporto diconcentrazione, della DNI e del rendimento ottico. In letteratura sonoreperibili numerose correlazioni che consento di valutare le perdite termiche equindi il rendimento termico di un collettore solare a concentrazione. Talicorrelazioni sono frequentemente espresse in funzione del coefficiente diemissione, della DNI, del rendimento ottico e della temperatura media delfluido termovettore (di pi semplice utilizzo rispetto alla temperatura delricevitore). Tali correlazioni assumono forme analoghe alla seguente:

OTT

AMBM,FLDAMBM,FLD

RIC DNI

TT)(KTT)(K

2

211 4.102)

Ovviamente i coefficienti K1 e K2, sono particolarizzati in relazione altipo di ricevitore considerato (e quindi anche del suo rapporto diconcentrazione).

Ancora pi interessante risulta lesame del rendimento del collettoresolare nel suo complesso, definito attraverso il rapporto fra la potenza termicatrasferita al fluido termovettore e la potenza solare disponibile:

TEROTTRICCNC

RIC

FLD

SOL

RIC

SOL

FLDCOL

Q

Q

Q

Q

Q

Q

4.103)


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156 Capitolo 4

Sulla base delle equazioni precedenti, tale rendimento risulta ancheesprimibile attraverso la seguente relazione:

DNIC

TT AMBRICOTTCOL

44

4.104)

oppure da relazioni analoghe nelle quali figurano in ogni caso i principaliparametri del collettore e del fluido termovettore. La figura 4.46 illustralandamento del rendimento del collettore solare in funzione della temperaturadel ricevitore e del rapporto di concentrazione solare, per prefissati valori deglialtri parametri. Il valore massimo del rendimento del collettore solare pertanto pari al suo rendimento ottico e viene conseguito quando latemperatura del ricevitore uguale alla temperatura ambiente, oppure quandolemittanza della superficie nulla (oppure anche con un rapporto diconcentrazione infinito). La dipendenza funzionale pi interessante quella neiconfronti della temperatura del ricevitore, la quale risulta anche direttamentecorrelata alla temperatura massima del fluido termovettore prodotto dalcollettore a concentrazione. In particolare, il rendimento del collettore, e quindi

0 400 800 1200 1600 2000

Temperatura ricevitore (C)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

Rendimentoco

llettore

DNI=800 W/m2

=0,15

C=1

C=10

C=25

C=50 C=100

C=200

C=500

Figura 4.46Rendimento di un collettore a concentrazione in funzione della temperatura.


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Lenergia solare 157

la potenza termica prodotta, diminuisce allaumentare della temperatura dellasuperficie ricevente e quindi anche allaumentare della temperatura del fluidotermovettore prodotto. La massima temperatura del ricevitore, e quindi anchela massima temperatura del fluido, viene raggiunta in corrispondenza di unrendimento pari a zero. Ponendo pari a zero il rendimento e risolvendo in

funzione della temperatura, lequazione 4.104 fornisce la massima temperaturadel ricevitore (spesso indicata come temperatura di ristagno) in funzione delrendimento ottico, del rapporto di concentrazione, della DNI e dellemittanzadella superficie. Con un collettore piano (senza concentratore, ovvero C=1),

una DNI di 800 W/m2, superfici non selettive (=1, per semplicit) erendimento ottico unitario, la massima temperatura del ricevitore (e quindianche quella del fluido prodotto) dellordine di 100-120 C. Con la stessaradiazione solare e con gli stessi valori unitari dellemittanza e del rendimentoottico, limpiego di un concentratore con C=50 consente di raggiungere unatemperatura di ristagno dellordine di 600-700 C. Lutilizzo di superfici con

rivestimenti selettivi (=0,1-0,15) consente in pratica di raddoppiare la

temperatura di ristagno anche in presenza di un rendimento ottico dellordinedi 0,75-0,85, come anche evidenziato dalla figura 4.46.

4.4.2 I collettori solari a sezione parabolica

I concentratori solari pi utilizzati sono quelli a sezione parabolica.Infatti, in relazione ad una nota propriet delle parabole, la tangente in unpunto qualunque appartenente alla parabola stessa la bisettrice dellangoloformato fra la direzione di una retta parallela allasse passante per quel punto ela congiungente il punto stesso con un punto fisso detto fuoco. In tal senso un

piano tangente alla parabola costituisce in qualunque punto un piano diriflessione dei raggi solari verso il fuoco purch gli stessi giungano con unadirezione parallela allasse della parabola. I parametri geometrici checaratterizzano un collettore solare a sezione parabolica sono pertanto lapertura

d, la distanza focale f e langolo di apertura , come evidenziato in figura 4.47.A partire da una sezione parabolica, il concentratore solare pu essere

realizzato per traslazione rigida in direzione normale a quella del piano dellaparabola, ottenendo un collettore cilindrico parabolico. In tali collettori,indicati anche come collettori parabolici lineari, il fuoco costituito da unalinea, lungo la quale viene posizionato il tubo ricevitore. In alternativa, ilconcentratore solare pu essere realizzato mediante una rotazione della

parabola intorno al proprio asse ottenendo un paraboloide. In questo caso si


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158 Capitolo 4

ottengono i collettori parabolici a disco, nel cui fuoco viene posizionato ilricevitore. Anche nel caso dei sistemi a torre centrale, gli specchi piani utilizzatiper concentrare la radiazione solare riprendono nel loro insieme una superficieparabolica.

Il rapporto di concentrazione che pu essere realizzato con i collettorisolari dipende notevolmente dalla loro geometria e presenta un limite superioreche non pu essere superato, soprattutto a causa del fatto che i raggi solariraggiungono la superficie terrestre con un angolo solido diverso da zero.Infatti, il Sole una sorgente di emissione che vista dalla Terra non pu essereconsiderata puntiforme. In corrispondenza di una distanza Terra-Sole di circa149,6 milioni di km e di un diametro medio del disco solare di circa 1,394milioni di km, il semiangolo attraverso il quale arrivano i raggi solari risulta paria circa 0,267 , come conseguenza della relazione:

S

S

L

D)(tg

2

4.105)

I raggi solari vengono riflessi verso il fuoco della parabola con questastessa angolazione. Per tale ragione, come evidenziato nella figura 4.48, ladimensione DRdel ricevitore non pu essere inferiore ad un prefissato valore

minimo al fine di riuscire ad intercettare tutti i raggi solari riflessi dalla

F

OP

d

f

x

y

Figura 4.47Parametri caratteristici di un collettore a sezione parabolica.


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Lenergia solare 159

superficie parabolica. In particolare, la minima dimensione DR,MINdel ricevitoredisposto in corrispondenza del fuoco della parabola risulta pari a:

)(tgLD PFMIN,R 2 4.106)

dove LPF la distanza fra il fuoco e un generico punto P appartenentealla parabola. Tale distanza assume il minimo valore, pari alla distanza focale f,in corrispondenza del punto centrale O della parabola e il massimo valore incorrispondenza dellestremit della parabola. Tenuto conto dellequazione chedescrive la forma della parabola:

2

4

1X

fY 4.107)

e del fatto che la distanza LPF

risulta pari a:

YfLPF 4.108)

si ha che risulta:

2

24

1

d

ffL MAX,PF 4.109)

e quindi anche:

)(tgf

dfD MIN,R

16

2

2

4.110)

I collettori parabolici lineari dipi largo impiego hanno unaapertura d di circa 5,76 m e unadistanza focale f di circa 2,1 m,cosicch la dimensione minima delricevitore risulta pari a circa 2,88cm. Il corrispondente valore del

rapporto di concentrazione risulta

DR

OP

LS

DS

LPF

Figura 4.48Dimensione minima del

ricevitore solare.


16/27

146 Capitolo 4

pertanto funzione del rapporto d/f e pari a:

)(tgf

df

d

D

d

LD

Ld

A

AC

MIN,RMIN,RMIN,R

C

2

16

11

1

2

1 4.111)

Nel caso sopra considerato di un rapporto d/f pari a 2,74, il rapporto diconcentrazione vale circa 200, mentre il massimo valore in assoluto risulta paria circa 212 ed relativo ad un rapporto d/f circa pari a 4. Nella realt, ilricevitore dei collettori parabolici lineari costituito da un tubo, cosicch ladimensione minima precedentemente individuata corrisponde di fatto alminimo diametro del tubo ricevitore. In questo caso, pertanto, la superficie delricevitore da considerare come costituita dalla superficie esterna del tuboricevitore, per cui il rapporto di concentrazione risulta volte pi piccolo,ovvero:

)(tgf

df

d

LD

Ld

A

AC

MIN,RMIN,R

C

2

16

11

1

2

1 4.112)

Con ricevitori tubolari il massimo valore del rapporto di concentrazionerealizzabile dai collettori parabolici lineari circa pari a 68, come evidenziato infigura 4.49. Infine, poich il tubo ricevitore ha un diametro pari a circa 7 cm,leffettivo rapporto di concentrazione realizzato da tali concentratori circapari a 26.

Nel caso di collettori a disco parabolico, la superficie di captazione quella di una circonferenza con diametro pari allapertura della parabola,mentre la dimensione minima teorica del ricevitore corrisponde allarea di unacirconferenza con diametro pari alla dimensione DR,MIN precedentementeriportata. In questo caso pertanto, il valore teorico del rapporto geometrico diconcentrazione vale:

2

2

2

2

2

MIN,RMIN,RMIN,R

C

D

d

D

d

A

AC 4.113)


17/27

Lenergia solare 147

Pertanto, il valore massimo di C risulta pari al quadrato delcorrispondente rapporto realizzabile dai collettori lineari, ovvero dellordine di45000. Ovviamente, anche in questo caso i valori effettivamente realizzati sononotevolmente inferiori a quelli massimi teorici.

In relazione a quanto sopra riportato, lenergia solare disponibile in unimpianto CSP risulta pari al prodotto della superficie di captazione delcollettore AC per la radiazione diretta normale DNI. Tuttavia, tale potenzarisulta effettivamente utilizzabile in maniera completa solo dai collettori consistemi di inseguimento della traiettoria solare a due gradi di libert. Infatti, neicollettori a sviluppo lineare, la rotazione del collettore lungo lasse longitudinaleconsente di mantenere i raggi solari entro un piano normale a quello dellasuperficie di captazione. Tuttavia, in generale, pur allinterno di tale piano iraggi solari raggiungono la superficie del collettore con un angolo di incidenzadiverso da zero (ovvero con una direzione diversa dalla normale alla superficiedel collettore). Langolo di incidenza dipende dal luogo, dallora e dal giorno

essendo correlato allangolo di azimuth e allaltezza solare. In particolare, nelcaso dei collettori parabolici lineari, la relazione che lega langolo di incidenza i

allazimuth a e allaltezza solare la seguente:

0 2 4 6 8 10

Rapporto d/f

0

50

100

150

200

250

Rapportomassimod

iconcentrazioneCMAX

Collettori parabolici lineari

CMAX=215

CMAX=68

Ricevitore ideale

Ricevitore tubolare

Figura 4.49Rapporto di concentrazione in collettori parabolici lineari.


18/27

148 Capitolo 4

)cos()acos()isin( 4.114)

La presenza di un angolo di incidenza diverso da zero implica che ilcollettore solare riesce ad intercettare solo una quota della DNI e in particolare

la proiezione della DNI lungo la normale alla superficie AC, pari al prodottodella DNI per il coseno dellangolo di incidenza. Questo fattore costituisce unelemento di inefficienza dei collettori parabolici lineari e viene spesso indicatocome perdita per effetto coseno.

Peraltro, il fatto che i raggi solari vengano riflessi con un angolo diincidenza diverso da zero determina anche una modifica del rendimento otticodel collettore, dal momento che le propriet ottiche dei materiali sono funzionedellangolo di incidenza. Per tenere conto della variazione del rendimentoottico si introduce in questo caso un parametro K (anche indicato come IAM,Incidence Angle Modifier), espresso in funzione dellangolodi incidenza i. Ilparametro K rappresenta il rapporto fra il rendimento ottico effettivo e il

rendimento ottico valutato in corrispondenza di un angolo di incidenza pari azero. A titolo esemplificativo, una correlazione utilizzabile per la valutazione diK la seguente:

)icos(

i,

)icos(

i,

)i(

)i()i(K

OTT

OTT2

000053690000884010

4.115)

nella quale langolo i espresso i gradi.Inoltre, la presenza di un angolo di incidenza diverso da zero anche

causa di unulteriore fattore di perdita. Infatti, come mostrato dalla figura 4.50,

i raggi solari che incidono allestremit del collettore parabolico linearevengono riflessi in una zona della linea focale priva di tubo ricevitore, per cuinon possono essere captati. Il fattore di perdita per estremit FEND dipendedallangolo di incidenza, dalla distanza focale e dalla lunghezza del collettore.Unespressione spesso utilizzata per valutare questo fattore la seguente:

)i(tgL

fFEND 1 4.116)

Altri fattori da tenere in considerazione nel dimensionamento del camposolare sono la perdita FOMRper ombreggiamento reciproco fra le diverse file di

collettori (presente anche nel caso dei sistemi a torre centrale perlombreggiamento fra i diversi eliostati), oppure quella FCLNper la presenza di


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Lenergia solare 149

sporco sulla superficie degli specchi. Nel complesso, la potenza termicaeffettivamente prodotta dal campo solare risulta esprimibile attraverso laseguente relazione:

CLNOMBENDTEROTTCFLD FFF)i()i(K)icos(DNIAQ 0 4.117)

4.4.3 Limpianto motore termico

Limpianto motore termico converte lenergia termica del fluidotermovettore in energia elettrica. Il rendimento dellimpianto motore definito

dal rapporto fra la potenza elettrica netta prodotta e la potenza termica adisposizione:

FLD

EMOT

Q

P

4.118)

Peraltro, il rendimento dellimpianto motore termico esprimibile

attraverso il prodotto del rendimento reale del ciclo termodinamico R e del

rendimento organico O:

ORMOT 4.119)

L

f

iTubo

parabola

Figura 4.50Perdite di estremit nei collettori parabolici lineari.


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150 Capitolo 4

Come noto, il rendimento reale di un ciclo termodinamico, a parit dialtri fattori, migliora allaumentare della temperatura del fluido termovettore.

Nel complesso, il rendimento di un impianto CSP risulta pertanto pari alprodotto del rendimento del collettore e dellimpianto motore termico:

MOTCOL

FLD

E

SOL

FDL

SOL

eCSP

QP

QQ

QP

4.120)

Come anticipato, il rendimento del collettore solare e quindi anche lapotenza termica prodotta, dipende da diversi fattori, fra cui il rapporto diconcentrazione, la DNI, il rendimento ottico e la temperatura del ricevitore(figura 4.46). Ovviamente, la produzione di energia elettrica nellimpiantomotore termico possibile solo quando il rendimento del collettore solare e lapotenza termica prodotta dal collettore solare sono positivi. In accordo aquanto precedentemente discusso tale condizione di verifica solo se latemperatura del ricevitore inferiore a quella di ristagno.

Dal momento che il rendimento del collettore diminuisce allaumentaredella temperatura del ricevitore e quindi allaumentare della temperaturamassima del fluido prodotto, mentre il rendimento dellimpianto motoretermico aumenta allaumentare della stessa temperatura, il rendimento globaledellimpianto CSP presenta un punto di massimo, in corrispondenza del qualesi evidenzia la temperatura ottimale di progetto, come mostrato in figura 4.51.La temperatura ottimale di un impianto CSP aumenta allaumentare delrapporto di concentrazione, della DNI, del rendimento ottico del collettore e aldiminuire dellassorbanza del ricevitore.

Un impianto solare termodinamico viene generalmente dimensionato apartire dalla potenza elettrica netta dellimpianto motore termico. Per unprefissato valore del rendimento dellimpianto motore risulta pertanto possibile

valutare la potenza termica richiesta in condizioni di progetto. A partire da talepotenza termica, che deve essere prodotta dal campo solare, possibiledeterminare la superficie dei collettori.

La precedente eq. 4.117, per esempio, riporta la potenza termicaprodotta da un campo solare basato sullutilizzo di collettori parabolici lineari(ma la stessa generalizzabile anche per altre tipologie di collettori) in funzionedei diversi parametri caratteristici. Tale relazione consente pertanto, perprefissate condizioni di progetto (DNI, latitudine del sito, tipologia dicollettori, etc.) di valutare la superficie dei collettori solari necessaria a produrrela potenza termica richiesta. A questo proposito, opportuno osservare che ilcampo solare viene spesso dimensionato per una potenza termica prodotta


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Lenergia solare 151

superiore a quella richiesta in condizioni nominali dallimpianto motoretermico. Il rapporto fra queste due potenze rappresenta il Multiplo Solaredellimpianto CSP:

IM,FLD

CS,FLD

Q

QSM

4.120)

Il multiplo solare rappresenta un parametro oggetto di accurataottimizzazione tecnico-economica in sede di progettazione. Infatti un multiplosolare maggiore di 1 determina un corrispondente sovradimensionamento delcampo solare rispetto alle effettive necessit della sezione di potenza incondizioni di progetto. Tuttavia la DNI di progetto si riscontra per un numerolimitato di ore allanno, dal momento che viene generalmente assuntanellintorno dei valori massimi riscontrabili nel sito in esame (solitamente allenostre latitudini la DNI di progetto dellordine di 800-900 W/m2). Pertantocon un multiplo solare pari a 1 limpianto CSP opererebbe in condizioni

nominali per poche ore allanno. Al contrario, un multiplo solare maggiore di 1consente di estendere il numero di ore di funzionamento della sezione di

0 400 800 1200 1600 2000

Temperatura ricevitore (C)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Rendimento

C=40 C=350

C=40

C=350

Collettore Solare

Impianto Motore

Impianto CSP

Figura 4.51Rendimento ottimale di un impianto CSP in funzione della temperatura.


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152 Capitolo 4

potenza a carico nominale, dal momento che il campo solare anche con DNIinferiori a quella di progetto risulta in grado, grazie alla maggiore superficie dicaptazione, di produrre la potenza termica richiesta dallimpianto motoretermico. Allaumentare del multiplo solare aumenta pertanto il rendimentomedio dellimpianto motore termico, il suo fattore di utilizzazione e la

produzione annua di energia elettrica e quindi i ricavi annui. Ovviamente,allaumentare del multiplo solare aumenta anche proporzionalmentelinvestimento richiesto per la realizzazione del campo solare e quindi anchelinvestimento globale dellimpianto CSP. Per tale motivo, il valore ottimale del multiplo solare va ricercato al fine di minimizzare il costo di produzionedellenergia dellintero impianto CSP.

4.4.4 Laccumulo termico

Come anticipato, una delle caratteristiche peculiari degli impianti solaritermodinamici la possibilit di dotarli di una sezione di accumulo termico. Lapresenza di tale sezione risulta particolarmente opportuna specie nel caso diimpianti dimensionati per un multiplo solare maggiore di 1. Infatti, in assenzadi accumulo termico, lenergia solare disponibile neiperiodi nei quali il camposolare in grado di produrre una potenza termica superiore a quella richiestadalla sezione di potenza verrebbe inevitabilmente persa. Tale condizione di

verifica anche per SM=1 quando la DNI maggiore di quella di progetto, maindubbiamente la quantit di energia termica potenzialmente persa in assenzadi un accumulo termico cresce notevolmente allaumentare del multiplo solare.

La sezione di accumulo termico degli impianti CSP viene usualmente

dimensionata in termini di ore di autonomia tACC della sezione di potenza apotenza nominale. Ovvero, lenergia termica accumulata deve essere tale dafornire la potenza termica richiesta dallimpianto motore per un numero di oreprefissato:

ACCIM,FLDACC tQE 4.121)

Negli impianti CSP attualmente operativi, laccumulo termico si realizzamediante due serbatoi contenenti il primo un fluido alla temperatura di uscitadei collettori solari e il secondo un fluido alla temperatura di ingresso neglistessi. Il fluido utilizzato per laccumulo pu essere lo stesso fluido

termovettore, oppure uno diverso (tipicamente si utilizza olio diatermico come


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Lenergia solare 153

fluido termovettore e una miscela di sali fusi come fluido di accumulo).Evidentemente, la massa e il corrispondente volume dellaccumulo si determinano in base allenergia termica da accumulare, al calore specifico Cp e

alla densit del fluido di accumulo ed alla differenza di temperatura T fra idue serbatoi di accumulo:

TCp

Em ACCACC

4.122)

ACCACCm

V 4.123)

Anche la durata dellaccumulo, che peraltro un parametro come dettostrettamente correlato al multiplo solare, oggetto di attenta ottimizzazione insede progettuale. Generalmente, non risulta economicamente convenientedimensionare il sistema di accumulo al fine di poter accumulare lenergia solare

prodotta anche nei giorni di massima disponibilit di energia solare, in quanto ilvolume richiesto risulterebbe troppo elevato e quindi comporterebbe costitroppo elevati. La figura 4.52 illustra landamento della potenza termica

t

Q

240 12A

B

C

D

E

F

G

G

B F

Accumulo in carica

Accumulo in scarica

Energia persaPotenza termica

campo solare

Potenza termica

impianto motore

Figura 4.52Rappresentazione del funzionamento del sistema di accumulo termico.


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154 Capitolo 4

prodotta dal campo solare e della potenza termica alimentata allimpiantomotore nel corso della giornata nel caso in cui sia prevista la presenza di unsistema di accumulo termico. Il campo solare inizia a produrre potenza termicautile in corrispondenza del punto A (ci si verifica quando la DNI superiorea circa 150-200 W/m2). Nel caso in cui sia presente laccumulo termico

possibile accumulare lenergia termica prodotta dal campo solare nellintervallodi tempo antecedente listante in cui (punto B) il campo solare stesso in gradodi produrre la potenza termica richiesta dallimpianto motore. Dal punto di

vista del rendimento dellimpianto motore termico, evidente la convenienzaad esercire questultimo a potenza nominale. In ogni caso, limpianto motorepu entrare in funzione anche in corrispondenza della potenza termicanecessaria a sostenere il minimo carico. Per tutto lintervallo di tempo duranteil quale la potenza prodotta dal campo solare superiore a quella richiestadallimpianto motore termico, lenergia in esubero pu essere utilizzata percaricare il sistema di accumulo termico (area rossa in figura). Tuttavia, nellegiornate con elevata insolazione, possibile che il sistema di accumulo

raggiunga il massimo livello di carica (punto G) prima di poter accumulare tuttalenergia disponibile. La differenza fra lenergia solare accumulabile e lenergiasolare effettivamente accumulata rappresenta pertanto lenergia termica persaper insufficiente capacit di accumulo del sistema. Peraltro, una piccolafrazione dellenergia termica accumulata pu anche essere dissipata perscambio termico verso lesterno a causa del cattivo isolamento del sistema.

Lenergia termica accumulata viene poi utilizzata per alimentarelimpianto motore anche nei periodi di tempo nei quali la potenza prodotta dalcampo solare insufficiente oppure del tutto assente (area azzurra in figura).Nel complesso, pertanto, lenergia termica effettivamente alimentataallimpianto motore risulta inferiore a quella prodotta dal campo solare, per

effetto sia della limitata capacit di accumulo dei serbatoi sia del loro eventualecattivo isolamento termico. Il rapporto fra queste due energie rappresenta unparametro di efficienza del sistema di accumulo termico:

CS,FLD

IM,FLD

ACCQ

Q 4.124)


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Lenergia solare 155

Ovviamente, per un prefissato valore della potenza termica richiestadallimpianto motore termico e una prefissata capacit del sistema di accumulolefficienza dellaccumulo diminuisce allaumentare del multiplo solare. Per unprefissato valore del multiplo solare, lefficienza aumenta invece con la capacitdel sistema di accumulo, come qualitativamente evidenziato in figura 4.53.

4.4.5 Dimensionamento di un impianto CSP

Nel complesso, per prefissati valori della potenza elettrica, del multiplosolare e della durata di accumulo, nonch dei dati di radiazione solare diprogetto e delle caratteristiche dei collettori solari utilizzati, possibileattraverso le relazioni precedenti individuare il rendimento dellimpianto incondizioni di progetto e la superficie del campo solare. Corrispondentemente anche possibile valutare linvestimento complessivo richiesto (per impianti digrande taglia gli attuali costi specifici sono dellordine di 5000 /kWe).

A partire poi dai valori medi orari della radiazione solare disponibile anche possibile analizzare nel dettaglio gli andamenti della potenza termicaprodotta dal campo solare, dellenergia termica accumulata ecorrispondentemente della potenza elettrica netta prodotta dallimpiantomotore termico, e quindi anche della corrispondente produzione di energiaelettrica e del rendimento medio annuo dellimpianto.

0 1 2 3

Multiplo solare

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Efficienzadell'a

ccumulo

tACC=1

tACC=2tACC=3

tACC=4

Figura 4.53Efficienza del sistema di accumulo termico.


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156 Capitolo 4

Infatti, il rendimento medio annuo dellimpianto CSP definitoattraverso il rapporto fra lenergia elettrica effettivamente prodotta nel corsodellanno EE,Ae lenergia solare diretta disponibile annualmente ES,A:

A,S

A,E

A.,CSP E

E 4.125)

Questo rendimento risulta funzione del rendimento medio annuo delcampo solare, dellaccumulo e dellimpianto motore termico:

A,IMA,ACCA,COL

A,IM,FLD

A,E

A,CS,FLD

A,IM,FLD

A,S

A,CS,FLD

A.,CSPE

E

E

E

E

E 4.126)

dove EFLD,CS,,A rappresenta lenergia termica prodotta dal campo solarenel corso dellanno e EFLD,IM,,A lenergia termica effettivamente alimentata

allimpianto motore termico.A tal proposito opportuno osservare come il rendimento del campo

solare, essendo espresso in funzione dellangolo di incidenza, della DNI e dellatemperatura ambiente varia nel corso dellanno. In particolare, il valoremassimo viene raggiunto solitamente proprio nelle condizioni di progetto,mentre il valore medio annuo risulta inferiore a questultimo. In termini deltutto generali, il rendimento medio annuo dei collettori parabolici lineari diattuale impiego dellordine di 0,40-0,50. Analogamente, anche il rendimentomedio annuo della sezione di potenza risulta generalmente inferiore a quellonominale (dellordine di 0,32-0,36 per impianti a vapore di grande taglia edellordine di 0,20-0,26 per impianti ORC di minore potenza), a causa

soprattutto dei periodi di funzionamento a carico parziale. Infine, lefficienzadel sistema di accumulo pu assumere valori dellordine dell80-90% incorrispondenza di durate di accumulo di 4-6 ore. Nel complesso, il rendimentoglobale di un impianto CSP assume valori dellordine di 0,22-0,24 in condizionidi progetto, mentre il valore medio annuo spesso dellordine di 0,12-0,16.

Lenergia solare disponibile proporzionale alla superficie dei collettorisolari e allirraggiamento normale diretto del sito in esame. Nelle regionimeridionali italiane, lirraggiamento solare diretto risulta dellordine di 1700-1800 kWh/m2anno, cosicch con un rendimento medio annuo del 14-16%, laproduzione di energia elettrica circa pari a 240-300 kWh/m2anno.

Nel complesso, un impianto CSP da 50 MWe, alle latitudini italiane

operando con un multiplo solare pari a 2 richiede una superficie di captazione


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Lenergia solare 157

solare dellordine di 550000-600000 m2, distribuiti su oltre 1000 linee dicollettori parabolici operanti in parallelo. A causa della spaziatura fra le file lasuperficie a terra richiesta e pari a circa 2,5-3,0 volte (ovvero 150-180 ettari).Con una radiazione diretta disponibile di 1750 kWh/m2anno, questo impianto in grado di produrre circa 140 GWh/anno, con circa 2800 ore equivalenti di

funzionamento annue.Linvestimento complessivamente richiesto dellordine di 250 M, per il50% circa costituiti dal campo solare (circa 200 /m2). Le sezioni di potenza edi accumulo termico incidono per una quota pari al 15-20% ciascunasullinvestimento globale. Gli incentivi sulla produzione di energia da impiantisolari termodinamici vigenti in Italia equivalgono a 0,28 /kWh, cui sisommano peraltro i ricavi derivanti dalla vendita dellenergia (dellordine di0,06-0,08 /kWh), per un periodo di 25 anni. Complessivamente, i ricavi annuiprevisti da questo impianto sono stimabili in circa 50 M/anno, da cui devonoessere detratti i costi di gestione e manutenzione per ottenere il flusso netto dicassa. I costi di gestione e manutenzione sono dellordine di 7-8 M/anno (3-

4% dellinvestimento iniziale) anche a causa della necessit di un significativonumero di operatori (circa 35-40 persone). Nel complesso, pertanto,linvestimento iniziale si recupera il 6-7 anni.

capitolo4_csp1 solare termodinamico

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