Alessio Di Giorgio E3A
Impianto solare termodinamico
In un impianto solare termodinamico gli specchi parabolici vengono disposti in righe, per rendere massimo l'accumulo di energia solare nel minimo spazio possibile. In ingegneria energetica un impianto solare termodinamico, conosciuto anche come impianto solare a concentrazione, è un tipo di impianto elettrico che sfrutta come fonte energetica primaria la componente termica dell'energia solare, utilizzando tecniche di concentrazione solare e di relativo accumulo, per produrre energia elettrica. Il suo nome deriva dal fatto che, oltre alla captazione di energia termica solare presente nei comuni impianti solari termici, viene aggiunto un ciclo termodinamico (ciclo Rankine), per la trasformazione dell'energia termica accumulata in energia elettrica, tramite turbina a vapore e alternatore, come avviene nelle comuni centrali termoelettriche.
Caratteristiche
A differenza dei comuni pannelli solari termici per la generazione di acqua calda a fini domestici (con temperature inferiori a 95 °C), questo tipo di impianto genera medie ed alte temperature (600 °C e oltre), permettendo il suo uso in applicazioni industriali. La grande rivoluzione rispetto alle altre tecnologie solari (solare termico e fotovoltaico) è la possibilità di produrre elettricità anche in periodi di assenza della fonte energetica primaria, durante la notte o con cielo coperto da nuvolosità, grazie all’accumulo del calore in appositi serbatoi, ponendo così parzialmente rimedio ai limiti fisici di questo tipo di fonte energetica. Si tratta di una tecnologia energetica alternativa rispetto a quelle tradizionali, basate su combustibili fossili e nucleari. Il suo principio di funzionamento ha origini storiche, che risalgono ad oltre 2 millenni fa; basti pensare allo studio di Archimede sugli specchi ustori.
Tipi di impianto e funzionamento
Impianto a collettori parabolici lineari
Questo tipo di impianto è formato da specchi parabolici, che ruotano su un solo asse e riflettono e concentrano la luce diretta del sole su un tubo ricevitore, posto nel fuoco del paraboloide. Dentro il tubo scorre un fluido (detto fluido termovettore perché adatto ad immagazzinare e trasportare calore), che assorbe l'energia e la trasporta in un serbatoio di accumulo, necessario per i momenti di scarsa o nulla insolazione, come la notte. L'accumulo è in contatto termico con uno scambiatore di calore, che attraverso una caldaia genera vapore; questo viene utilizzato per muovere delle turbine collegate con degli alternatori (il complesso turbina-alternatore è detto anche turboalternatore), per produrre così corrente elettrica. Il fluido termovettore può essere olio diatermico (centrali di 1ª generazione), oppure, secondo gli studi degli ultimi anni, una miscela di sali che fondono alle temperature di esercizio della centrale e quindi detti sali fusi (centrali di 2ª generazione). La temperatura più alta raggiunta dai sali fusi (anche fino a 550 °C) consente una migliore resa energetica finale rispetto all'olio diatermico, grazie alla possibilità di accoppiamento con centrali a recupero di calore dai fumi di scarico, più efficienti delle centrali standard. Inoltre con l'utilizzazione di miscele di sali fusi è possibile migliorare la capacità di accumulo termico dell'impianto, prolungando la sua produttività fino ad alcuni giorni senza esposizione solare. Una volta "catturata" l'energia del Sole (sorgente), il processo di conversione in energia elettrica è simile a quanto avviene in una qualsiasi centrale termoelettrica. Gli specchi concentratori sono completamente automatizzati in modo da inseguire costantemente il Sole nel suo moto apparente in cielo (sono detti per questo eliostati), rendendo massima la resa di captazione solare, durante l'intera giornata.
Impianto a torre centrale
Esistono anche centrali solari con un sistema di specchi riflettenti indipendenti, che inseguono il sole e concentrano i suoi raggi su un ricevitore fisso posto alla sommità di una struttura a torre, posta al centro dell'impianto. In questo caso si parla di impianto a torre centrale. Nel ricevitore al vertice della torre scorre il fluido termovettore, che trasferisce il calore a un generatore di vapore, il quale alimenta un turboalternatore. Con questo sistema si possono raggiungere fattori di concentrazione e temperature superiori rispetto ai collettori parabolici lineari.
Vantaggi e svantaggi
Secondo il fisico italiano Rubbia, un ipotetico quadrato di specchi di 40000 km² (200 km per ogni lato) basterebbe per sostituire tutta l'energia derivata dal petrolio, prodotta oggi nel mondo. Il vantaggio riscontrabile rispetto ad un tradizionale impianto fotovoltaico consiste in una produzione di energia più uniforme nel tempo, con lo sfruttamento indiretto dell'energia solare anche di notte o in caso di cattivo tempo, grazie al sistema di accumulo del fluido termovettore e all'alta temperatura raggiungibile dai sali fusi (circa 550 °C). Per far fronte ai periodi di scarsa esposizione solare, specialmente nel periodo invernale e per impianti di grossa potenza, si è pensato di abbinare a questo tipo di impianti solari, dei sistemi di combustione tradizionali con cui poter mantenere la temperatura dei sali fusi oppure di integrare l’impianto solare termodinamico con un impianto termoelettrico a ciclo combinato alimentato a metano. Un problema che presentano questi impianti, e in generale i sistemi energetici che sfruttano l'energia solare, sono le notevoli superfici libere da occupare in rapporto alla produzione elettrica. Ad esempio un impianto da circa 40 MW nominali di potenza elettrica in una zona con un DNI (Direct Normal Irradiance) attorno a 1800 kWh/m²anno (Sicilia), occupa circa 120 ettari di superficie. Il problema della disponibilità dello spazio potrebbe essere superato costruendo gli impianti solari nel Sud Italia, che dispone di molte zone utilizzabili. Si è pensato anche alla costruzione di megacentrali solari-termodinamiche nelle aree desertiche del Nord Africa, in seguito ad accordi internazionali con Libia e Marocco (Progetto Desertec), dove la disponibilità di spazio e condizioni climatiche relative all'insolazione media annua del tutto ottimali creerebbero situazioni favorevoli alla produzione su vasta scala di energia elettrica. Sembra che questa soluzione, unita alla realizzazione di reti di distribuzione elettrica a "corrente continua" e bassa perdita, possa arrivare a soddisfare il fabbisogno energetico europeo.
Diffusione
Nel mondo
Questi tipi di centrali sono utilizzate da anni negli Stati Uniti. Il Solar-1 fu un progetto pilota, costruito nel deserto del Mojave, a est di Barstow in California. Solar-1 venne completato nel 1981, e fu operativo dal 1982 fino al 1986.
Fu distrutto da un incendio, che mandò a fuoco l'olio sul quale venivano concentrati i raggi del sole. Seguì un Solar-2, sempre in California. Dal 1985, è operativo in California il SEGS; esso è costituito da 9 impianti con una capacità totale di 350 MW. Un nuovo impianto è il Nevada Solar One, con una capacità di 64 MW. Tra il 2006 e il 2011 in Spagna sono state costruite 3 centrali di questo tipo: Andasol 1, Andasol 2 e Andasol 3, tutte con una capacità di 50 MW.
In Italia
Nel 2005, Carlo Rubbia, premio Nobel per la fisica, lasciò la presidenza dell'ENEA, in seguito a contrasti per il finanziamento del solare termodinamico a concentrazione. Nel progetto Archimede dell'ENEA, sviluppato in collaborazione con l'ENEL e sostenuto da Carlo Rubbia, come fluido termovettore è stata usata una miscela di sali fusi (60% di nitrato di sodio e 40% di nitrato di potassio), che permette un accumulo in grandi serbatoi di calore e una temperatura di esercizio molto elevata (fino a 550 °C), aumentando l'efficienza dell'impianto. Nel 2009 l’Italia ha approvato una mozione critica riguardo agli impianti solari termodinamici, ritenuti non completamente ecologici, poiché devono essere utilizzati insieme a fonti non rinnovabili, le quali garantiscano il loro funzionamento anche in assenza di sole. Il 15 luglio 2010 è stata inaugurata dall' ENEL a Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa, la prima centrale termodinamica italiana da 5 MW, costata 60 milioni di euro (Progetto Archimede). Lo scopo principale di questo progetto è sottolineare le grandi potenzialità degli impianti solari termodinamici applicati alle centrali a turbo gas, al fine di migliorarne l'efficienza.
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