Nel seminario si presenta la tecnologia dei sistemi solari a torre. Vengono indicati i requisiti climatici necessari per l'installazione di tale tipologia d'impianto e mostrati i trend di sviluppo attesi dal mercato. Infine sono mostrati i risultati della ricerca raggiunti all'interno del CRS4 in questo settore.

1. I sistemi a torre solare:
R&S nella tecnologia solare ad alta
concentrazione
Erminia Leonardi
Area Energie Rinnovabili
CRS4 - Parco Tecnologico, Pula
ermy@crs4.it
13 Dicembre, Cagliari

2. 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
2

3. Il solare a concentrazione (CSP)
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.
CSP
7.5-100 kWe 1-10 MWe 30-80 MWe 30-200 MWe
Dischi parabolici Specchi lineari di Fresnel Specchi Torri solari
parabolici lienari
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4. 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
sistema=assorb⋅conversione
IC −  T
4 TF
assorb = conversione =1− ×0.75
IC TC
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
4

5. 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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6. Limiti teorici e pratici
Parabolici Torri solari
lineari
Massima concentrazione ~215 ~46200
teorica
Concentrazione attuale ~80 ~800
Massima temperatura ~1395 ~53000
teorica (oC)
Temperatura di esercizio ~390 ~565
attuale (oC)
0.25
 CI
T stagnazione= 

6

7. Confronto di cicli termodinamici
7

8. Sommario dei cicli termodinamici
Ciclo Tipici Efficienza Tipico Livello di
termodinamico valori di generatore di sviluppo
TeP potenza
Vapore 300 - 560 oC 34-42% 100-500 MW Commerciale
90 - 160 bar
Vapore supercritico 560-610 oC 44-48% >500 MW Commerciale
240-310 bar
CO 2 supercritica 550-850 oC 42-54% 10-100 MW Pilota
210-300 bar
CO2 supercritica con 600-850 oC 47-60% >100 MW Concettuale
ciclo combinato 210-300 bar
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 1000-1300 oC oltre 60% 100-500 MW Commerciale (Gas)
ciclo combinato Concettuale
(Solare)
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9. Confronto efficienze: Parabolici lineari vs Torri solari
Dati di efficienza di conversione tratti dal rapporto NREL/SR-550-34440 Ottobre 2003
SEGS VI (30 MW) PT Solar Two (10 MW) ST
(1989) (2020) (1996) (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 10.57 15.50 7.67 17.69
solare/elettrico, %
9

10. La tecnologia del solare a concentrazione (CSP)
dove?
CSP
1800-2000 kWh/m2/anno
4.9-5.5 kWh/m2/giorno
Mappa tratta dal sito http://www.solarthermalpower.it
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11. I sistemi a torre
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12. 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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13. I sistemi a torre: i primi impianti sperimentali
Progetti Paese Potenza Fluido Sistema di Inizio
sponsor (MWe) trasportatore accumulo attivita'
del calore
SSPS Spagna 0.5 Sodio liquido Sodio 1981
EURELIOS Italia 1.0 vapore Sali di nitrati/ 1981
Acqua
SUNSHINE Giappone 1.0 vapore Sali di nitrati/ 1981
Acqua
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 Sali di nitrati 1984
nitrati
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 Sali di nitrati 1996
nitrati
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14. I sistemi a torre: gli impianti commerciali
Impianto Potenza Fine Paese Costo Copertura
(MW) costruzione (Miliardi terreno (%)
di
dollari)
Ivanpah 392 2013 California 2.2 18.5
Crescent 110 2013 Nevada 1.0 16.5
Dunes
PS20 20 2009 Spagna 0.1098 18.7
Gemasolar 19.9 2011 Spagna 0.247 15.6
Altezza torre = 140 m
No di eliostati = 2650
Area eliostato = 120 m2
Fluido termovettore: Sali fusi
(Tin=290oC,Tout=565oC)
Accumulo termico a due serbatoi
(capacità di 15 ore)
Turbina a vapore
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15. 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
Dati : SANDIA REPORT 2011

16. I sistemi a torre: stime LEC nel mercato americano
Quasi dimezzati!!!
I costi sono calcolati assumendo detrazioni di imposte del 10 %
Dati : SANDIA REPORT 2011

17. Sistemi a torre: R&S
Opportunità di miglioramento dei costi dell'energia elettrica
prodotta da impianti a torre solare
Aumentando le prestazioni Diminuendo i costi dell'impianto
annuali dell'impianto (capitale e O&M)
migliorando l'efficienza ottica utilizzando materiali economici;
del campo solare; con design e assemblaggio del
riducendo le perdite termiche campo solare semplificati;
del ricevitore; semplificando l'esercizio e la
aumentando la temperatura del manutenzione dell'impianto con
fluido termovettore in uscita dal procedure ottimizzate;
ricevitore; aumentando la capacità
aumentando l'efficienza del dell'impianto
sistema di accumulo termico e/o
riducendo le perdite parassite e
migliorando l'efficienza di esercizio

18. 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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19. 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 19

20. 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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21. 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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22. 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 recentemente
prodotto 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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23. I sistemi a torre: le prestazioni ottiche
Effetto coseno
Shading e blocking
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24. I sistemi a torre: la radiazione solare
R o
=arctg =0.267
D
  2
−
2 −1 2 2
F =2  e
F  , 0≤max
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25. 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
Nh 1856
copertura, % 62
Rmin, m
30
Rmax, m 140
rh , m 2.5
[1] Pisani L. et al., Proceedings di SolarPaces2012, 11-14 Settembre 2012, Marrakech
25

26. 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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27. I sistemi beam-down
La torre convenzionale è sostituita da un riflettore secondario (iperboloide
ellissoide) con la proprietà ottica che un raggio diretto dall'eliostato verso il
fuoco superiore, F1 (punto di focalizzazione), è riflesso dalla superficie del
riflettore secondario verso il fuoco inferiore, F2.
Vantaggio
Ricevitore a terra
Svantaggi
Ingrandimento dello spot
all'ingresso del ricevitore
(necessità di CPC)
Perdite di energia per
 riflessioni multiple:
2
 F 1− F 2  x2  y2 F 1 F 2
z=  2 
4e
2
e −1 2 riflettore secondario + CPC
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28. I sistemi beam-down
Impianto a Masdar (vicino ad Abu Dhabi) da 100 kW.
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29. Ricerca al CRS4 nei sistemi beam-down
Gli eliostati sono modellati come calotte sferiche
Nh copertura % Rmin (m) Rmax(m) rh (m) e F 1 (m) F 2 (m) rhyp (m)
786 91 30 150 5 2 75 5 28.5
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30. Ricerca al CRS4 nei sistemi beam-down
Densità di energia raccolta nel piano orizzontale contenente il fuoco F2
durante il mese di Luglio a Cagliari nel 2005 (dati satellitari di radiazione
solare diretta forniti da DLR)
Specchi piatti Specchi concavi
~19% dell'energia totale è ~87% dell'energia totale è
contenuta entro una superficie contenuta entro una superficie
di 5 m di raggio di 5 m di raggio
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.
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31. 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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32. 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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33. 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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34. 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 concentrazione 600 MWe 1700 GWhe/anno 30 km2
In Italia entro il 2020
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35. Grazie per l'attenzione!

36. Confronto efficienze: Parabolici lineari vs Torri solari
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