I sistemi a torre solare: R&S nella tecnologia solare ad alta

concentrazione

Erminia LeonardiArea Energie Rinnovabili

CRS4 - Parco Tecnologico, Pulaermy@crs4.it

13 Dicembre, Cagliari

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Sommario

Gli impianti solari a concentrazione (CSP) Definizione e tipologia Efficienza dell'impianto Dove si possono realizzare Gli impianti a torre solare Caratteristiche I primi impianti sperimentali Gli impianti commerciali Tendenza del mercato e R&S R&S nei sistemi a torre al CRS4 Ottimizzazione del campo solare Sistemi multitower Sistemi beam-down Il solare termodinamico nel mondo

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Il solare a concentrazione (CSP)

CSP

Dischi parabolici Specchi parabolici lienari

Torri solariSpecchi lineari di Fresnel

7.5-100 kWe

30-80 MWe

30-200 MWe

1-10 MWe

Gli impianti CSP sono, a tutti gli effetti, degli impianti termoelettrici, con la sola differenza che il calore utilizzato nel ciclo termodinamico si ottiene concentrando la radiazione solare piuttosto che bruciando i combustibili fossili.

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Efficienza dell'impianto CSP

L'efficienza di un impianto solare è il prodotto dell'efficienza di assorbimento della radiazione solare concentrata raccolta dal campo solare e di quella di conversione del ciclo termodinamico

assorb=IC−T 4

ICconversione=1−

T F

TC

×0.75

Il termine IC rappresenta l'energia solare concentrata raccolta dal campo solare.

L'efficienza di assorbimento include le perdite di energia radiative e termiche e generalmente diminuisce all'aumentare della temperatura L'efficienza di conversione è legata all'efficienza termica del ciclo termodinamico e aumenta con la temperatura I limiti pratici dell'efficienza di conversione sono

approssimativamente pari al 75% dell'efficienza del ciclo di Carnot

sistema=assorb⋅conversione

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Efficienza dell'impianto CSP

Per aumentare l'efficienza totale, l'impianto CSP deve puntare verso alte temperature (cioè, massimizzare l'efficienza di conversione) minimizzando le perdite di efficienza di assorbimento.

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Parabolici lineari

Torri solari

Massima concentrazione teorica

~215 ~46200

Concentrazione attuale ~80 ~800

Massima temperatura teorica (oC)

~1395 ~53000

Temperatura di esercizio attuale (oC)

~390 ~565

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Limiti teorici e pratici

T stagnazione=CI

0.25

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Confronto di cicli termodinamici

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Ciclo termodinamico

Tipici valori di

T e P

Efficienza Tipico generatore di

potenza

Livello di sviluppo

Vapore 300 - 560 oC90 - 160 bar

34-42% 100-500 MW Commerciale

Vapore supercritico 560-610 oC240-310 bar

44-48% >500 MW Commerciale

CO 2

supercritica 550-850 oC210-300 bar

42-54% 10-100 MW Pilota

CO2 supercritica con

ciclo combinato

600-850 oC210-300 bar

47-60% >100 MW Concettuale

Ericsson 800-1000 oC 50-56% Dimostrativo

Brayton ad aria 1000-1300 oC ~40% 5-10 MW Commerciale (Gas)Dimostrativo

(Solare)

Brayton ad aria con ciclo combinato

1000-1300 oC oltre 60% 100-500 MW Commerciale (Gas) Concettuale

(Solare)

Sommario dei cicli termodinamici

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Confronto efficienze: Parabolici lineari vs Torri solari

SEGS VI (30 MW) (1989)

PT (2020)

Solar Two (10 MW) (1996)

ST (2020)

Campo solare 0.53 0.57 0.50 0.56

Ricevitore 0.73 0.81 0.76 0.82

Ciclo termodinamico 0.35 0.40 0.32 0.46

Perdite parassite 0.83 0.93 0.73 0.90

Accumulo termico - 0.99 0.97 0.99

Pompaggi 0.96 0.97 0.99 0.99

Disponibilita' 0.98 0.94 0.90 0.94

Efficienza annuale solare/elettrico, %

10.57 15.50 7.67 17.69

Dati di efficienza di conversione tratti dal rapporto NREL/SR-550-34440 Ottobre 2003

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La tecnologia del solare a concentrazione (CSP)

CSP

1800-2000 kWh/m2/anno

4.9-5.5 kWh/m2/giorno

Mappa tratta dal sito http://www.solarthermalpower.it

dove?

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I sistemi a torre

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I sistemi a torre: schema di funzionamento

I sistemi a torre solare generano potenza elettrica dal Sole focaliz- zando la radiazione solare diretta concentrata su uno scambiatore di calore (ricevitore) montato sulla sommita' di una torre

Per concentrare la radiazione solare viene utilizzato un campo di specchi (eliostati)

L'energia solare raccolta al ricevitore viene trasferita ad una sostanza (es: miscele di sali fusi) che può immagazzinarla per usi successivi

L'energia immagazzinata può essere utilizzata per alimentare, per esempio, una turbina a vapore o a gas

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I sistemi a torre: i primi impianti sperimentali

Progetti Paese sponsor

Potenza (MW

e)

Fluido trasportatore

del calore

Sistema di accumulo

Inizio attivita'

SSPS Spagna 0.5 Sodio liquido Sodio 1981

EURELIOS Italia 1.0 vapore Sali di nitrati/ Acqua

1981

SUNSHINE Giappone 1.0 vapore Sali di nitrati/Acqua

1981

Solar One Stati Uniti 10.0 vapore Olio/Roccia 1982

CESA-1 Spagna 1.0 vapore Sali di nitrati 1983

MSEE/Cat B Stati Uniti 1.0 Sali fusi di nitrati

Sali di nitrati 1984

THEMIS Francia 2.5 Sali Hi-Tec Sali Hi-Tec 1984

SPP-5 Russia 5.0 vapore Acqua/vapore 1986

Solar Two Stati Uniti 10.0 Sali fusi di nitrati

Sali di nitrati 1996

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I sistemi a torre: gli impianti commerciali

Impianto Potenza (MW)

Fine costruzione

Paese Costo (Miliardi

di dollari)

Copertura terreno (%)

Ivanpah 392 2013 California 2.2 18.5

Crescent Dunes

110 2013 Nevada 1.0 16.5

PS20 20 2009 Spagna 0.1098 18.7

Gemasolar 19.9 2011 Spagna 0.247 15.6

Altezza torre = 140 mNo di eliostati = 2650Area eliostato = 120 m2

Fluido termovettore: Sali fusi(T

in=290oC,T

out=565oC)

Accumulo termico a due serbatoi(capacità di 15 ore)Turbina a vapore

Dati : SANDIA REPORT 2011

I sistemi a torre: cfr costi livellati (LEC) con i parabolici lineari

LEC: prezzo costante a cui occorre vendere l'energia prodotta per pareggiare l'investimento iniziale ed i costi di funzionamento dell'impianto

I sistemi a torre: stime LEC nel mercato americano

Dati : SANDIA REPORT 2011

Quasi dimezzati!!!

I costi sono calcolati assumendo detrazioni di imposte del 10 %

Sistemi a torre: R&S

Opportunità di miglioramento dei costi dell'energia elettrica prodotta da impianti a torre solare

Aumentando le prestazioni annuali dell'impianto

Diminuendo i costi dell'impianto (capitale e O&M)

migliorando l'efficienza ottica del campo solare; riducendo le perdite termiche del ricevitore; aumentando la temperatura del fluido termovettore in uscita dal ricevitore; aumentando l'efficienza del

sistema di accumulo termico e/o riducendo le perdite parassite e

migliorando l'efficienza di esercizio

utilizzando materiali economici; con design e assemblaggio del

campo solare semplificati; semplificando l'esercizio e la

manutenzione dell'impianto con procedure ottimizzate; aumentando la capacità

dell'impianto

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I sistemi a torre: R&S

Generatore di potenza

Rankine supercritico attualmente non fattibile per potenze inferiori a 250 MW o temperature superiori a 700 oC. Possibilità di miglioramento di questi limiti.

Bryton supercritico a CO2 offre la possibiltà di più alte

efficienze per livelli di potenza e di temperature più basse.

Brayton ad aria può essere fattibile a temperature >900oC.

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I sistemi a torre: R&S

Il campo solare

Riduzione dei costi mediante uso di materiali economici

Design di eliostati wireless ed energeticamente autonomi, con installazione rapida e minima preparazione del terreno

Rivestimenti anti-polvere a ridotta richiesta di acqua per la pulitura

Ottimizzazione della disposizione degli eliostati. Esempio:

Noone C.J. et al, Solar Energy 86 (2012) 792-803

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I sistemi a torre: R&S

Il ricevitore

Per temperature superiori a 700 oC i materiali utilizzati per i ricevitori diventano significativamente più costosi. Necessità di materiali più economici.

Necessità di rivestimenti del ricevitore che assorbano tanto ed emettano poco. Necessità di miglioramento del design del ricevitore.

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I sistemi a torre: R&S

Il fluido termovettore

I sali di nitrati possono essere disponibili fino a 700 oC; altri sali possono permettere di raggiungere temperature di esercizio sopra i 900 oC

Possibile uso di additivi che aumentino la capacità termica del fluido termovettore Ricerca in materiali (tubi, valvole, giunzioni, etc..) resistenti alla

corrosione per fluidi termovettori ad alta temperatura

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I sistemi a torre: R&S al CRS4

CRS4-2 [1] (acronimo per: CRS4 research software for Central Receiver Solar System SimulationS) è un software recentementeprodotto al CRS4 per simulare le prestazioni ottiche di impianti a torre solare.

Il codice è molto flessibile permettendo di descrivere sistemi in cui: ogni eliostato è definito da una foma, dimensione, ed altezza dal suolo; gli eliostati possono essere piatti o concavi; il numero, altezza e posizione di ogni torre è arbitrario (possibilità di studiare sistemi “multitowers”); il ricevitore può essere esterno o a cavità;

Inoltre, possono essere studiati sistemi “beam-down” [2] (riflettore secondario a forma di iperboloide + CPC + ricevitore).

[1] E. Leonardi and B. D'Aguanno, Energy, 2011, 36, 4828-4837.[2] E. Leonardi, Solar Energy, 2012, 86, 734-745.

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I sistemi a torre: le prestazioni ottiche

Effetto cosenoShading e blocking

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I sistemi a torre: la radiazione solare

F =22−1e

−2

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, 0≤max

=arctg RD=0.267o

F

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I sistemi a torre: ottimizzazione del campo solare al CRS4

Sviluppo di modelli analitici [1] per calcolare la posizione ottimale degli specchi, massimizzando la copertura del terreno con minimo shading e blocking

[1] Pisani L. et al., Proceedings di SolarPaces2012, 11-14 Settembre 2012, Marrakech

Nh

1856

copertura, % 62

Rmin

, m 30

Rmax

, m 140

rh, m 2.5

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I sistemi a torre: l'approccio “multitower”

Gli eliostati costituiscono un sistema fortemente accoppiato. Algoritmi di ottimizzazione complessi... ricerca in corso al CRS4

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I sistemi beam-down

z= F1−F22

4 e2 x2 y2

e2−1

F1F 2

2

La torre convenzionale è sostituita da un riflettore secondario (iperboloideellissoide) con la proprietà ottica che un raggio diretto dall'eliostato verso ilfuoco superiore, F

1 (punto di focalizzazione), è riflesso dalla superficie del

riflettore secondario verso il fuoco inferiore, F2.

VantaggioRicevitore a terra

Svantaggi Ingrandimento dello spot all'ingresso del ricevitore (necessità di CPC) Perdite di energia per riflessioni multiple: riflettore secondario + CPC

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I sistemi beam-down

Impianto a Masdar (vicino ad Abu Dhabi) da 100 kW.

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Ricerca al CRS4 nei sistemi beam-down

Gli eliostati sono modellati come calotte sferiche

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Nh

copertura % Rmin

(m) Rmax

(m) rh (m) e F

1 (m) F

2 (m) r

hyp (m)

786 91 30 150 5 2 75 5 28.5

30

Ricerca al CRS4 nei sistemi beam-down

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Confrontando il sistema beam-down (BD) con il corrispondente sistema a torre convenzionale (ST), troviamo che il BD raccoglie mediamente meno energia (circa il 10 % in meno) rispetto al sistema ST, ma a terra piuttosto che in cima alla torre.

Specchi piatti Specchi concavi

Densità di energia raccolta nel piano orizzontale contenente il fuoco F2

durante il mese di Luglio a Cagliari nel 2005 (dati satellitari di radiazionesolare diretta forniti da DLR)

~19% dell'energia totale è contenuta entro una superficie di 5 m di raggio

~87% dell'energia totale è contenuta entro una superficie di 5 m di raggio

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Il solare termodinamico nel mondo

Spagna: relativa battuta di arresto causato dall'azzeramento del programma di incentivazione in conto energia introdotto nel 2007. Tuttavia, attualmente sono in linea 1581 MW di impianti solari termodinamici, che comprendono 3 impianti a torre (50 MW), 2 Fresnel (31.4 MW) e 30 parabolici lineari (1500 MW). Entro il 2014 verranno ultimati impianti già approvati che porteranno il totale a 2400 MW. Le aziende spagnole del settore ora si stanno orientando verso le esportazioni. Stati Uniti: sono in costruzione impianti per 1300 MW (parabolici lineari e torri). Il programma Sunshot del DOE e' molto ambizioso puntando su R&S per dimezzare i costi di installazione e di gestione degli impianti.

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Il solare termodinamico nel mondo

Cina: sta decollando anche il mercato cinese con l'avvio di procedure per la realizzazione di impianti commerciali grazie ai contributi della Asian Dev. Bank e l'attivazione di una industria del settore in grado di produrre componenti a prezzi competitivi. Attualmente la Cina ha una torre solare sperimentale da 1 MW e 3 progetti pilota, tra cui uno concernente l'applicazione di sali fusi ad alta temperatura, 7 impianti commerciali in progetto/costruzione per un totale di 300 MW, 2 produttori di specchi con potenzialita' produttiva di 4 milioni di m2/anno, 7 produttori di ricevitori solari, 1 produttore di eliostati.

Nuovi progetti di R&S prevedono: 2 torri solari a sali fusi da 10 MW 1 impianto ibridato a carbone da 10 MW 1 impianto fesnel per produzione di vapore saturo vari progetti di accumulo termico ad alta temperatura

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Il solare termodinamico nel mondo

Giappone: si riprendono gli sforzi iniziati nel periodo 1974-1984 che videro la costruzione di una torre solare ed un sistema parabolico linere entrambi sperimentali, con particolare interesse al mercato nord-africano ed asiatico.

India: è iniziata la costruzioe del primo impianto a specchi parabolici lineari da 50 MW.

Marocco: saranno realizzati impianti solari termodinamici per 500 MW entro il 2015. Un programma di investimenti molto ambizioso punta a raggiungere come obiettivo a finale la produzione di 2000 MW da fonti solare coniugando sviluppo energetico e miglioramento infrastrutturale, ambientale ed economico nelle zone interessate dalla realizzazione degli impianti.

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E in Italia?Forti resistenze/ritardi alla pianificazione di strategie energetiche che

investano nel solare termodinamico Fossili vs Rinnovabili

Con la Direttiva RES 2009/28 CE nell'aprile 2009, l'Italia ha dovuto predisporre un Piano di Azione Nazionale in cui si impegna ad investire nelle fonti rinnovabili compatibilmente con gli accordi comunitari:

Energia solare a concentrazioneIn Italia entro il 2020

600 MWe

1700 GWhe/anno 30 km2

Grazie per l'attenzione!

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Confronto efficienze: Parabolici lineari vs Torri solari