Il Solare Termodinamico Italiano di V. Brignoli - L'accumulo termico per gli impianti solari termodinamici

Negli impianti solari termodinamici basati sulla generazione elettrica mediante turboalternatori, sussiste l’esigenza di mantenere stabili le condizioni del ciclo termico, in quanto le variazioni di regime influenzano in modo rilevante il rendimento medio complessivo di generazione.

Fin dalla costruzione dei primi impianti si è reso necessario prevedere uno storage termico in grado di attenuare le veloci variazioni di potenza termica originate dalla variabilità delle condizioni meteo.

Le dimensioni degli storage era calcolata per consentire il superamento di transienti di pochi minuti o la fermata della turbina in condizioni controllate. Questo tipo di storage, che potrebbe essere definito tattico, è strettamente funzionale all’impianto e di fatto non contribuisce ad incrementare la produzione netta annua.

Fra i primi impianti, l’unico dotato di uno storage di grandi dimesioni è stato Solar One. Dalla seconda generazione di impianti, per tenere conto delle richieste provenienti dal settore elettrico o contenute nelle normative di incentivazione del ST, è sorta l’esigenza di disporre di uno storage più strategico, in grado di prolungare in modo rilevante l’operatività dell’impianto anche in assenza della fonte solare. Questi storage comportano l’aumento del multiplo solare, ovvero della dimensione del campo solare a parità della potenza nominale, e portano all’aumento del numero di ore equivalenti di produzione annua.

Sono cosi nati gli storage di SEGS I e di Solar Two che costituiscono due esperienze decisive, anche se di segno diverso, per lo sviluppo di questo componente dell’impianto.

La realizzazione degli storage termici di grandi dimensioni rappresenta una delle tematiche aperte più rilevanti per lo sfruttamento a grande scala dell’energia solare; al momento costituisce un elemento chiave di distinzione tra il ST e il solare fotovoltaico.

Andamento ideale della produzione di un ipotetico impianto ST da 30 MWe dotato di storage termico equivalente a 4 ore di esercizio, durante una giornata estiva. L’energia termica prodotta dal campo solare viene immagazzinata dalle prime ore del mattino fino a poco prima del tramonto per poi essere utilizzata completamente fino alle 23 circa. Nella pratica l’utilizzo dello storage deve tenere conto di vari fattori, tra cui il valore dell’energia in rete, l’esigenza del mantenimento delle temperature minime notturne, la necessità di una partenza rapida al mattino successivo e le condizioni meteo previste per il giorno dopo. Nel corso della giornata la potenza elettrica equivalente fornita dal campo solare supera di oltre il 60% la potenza nominale, il che indica che il multiplo solare dell’impianto è dell’ordine di 1,6.

Elenco degli impianti degli anni ’80 e dei diversi sistemi di storage testati. Del primo gruppo di impianti sperimentali solo Solar One disponeva di uno storage multiorario della capacità di 182 MWth. Gli storage media usati comprendevano sali fusi, olio, sodio liquido, ghisa e rocce. I sistemi di stoccaggio prevedevano un serbatoio a termoclino, un serbatoio a scambio interno e due serbatoi. Per gli impianti SEGS I del 1984 e Solar Two del 1996 fu adottato il concetto dei due serbatoi a livello variabile (fonte NREL – Pilkington 2001)

I primi esempi di storage termico.

La difficoltà della costruzione e della gestione di questo tipo di accumuli è risultata evidente fino dalle prime esperienze, in particolare quelle basate sulla generazione diretta di vapore nel ricevitore.

I primi impianti a torre centrale disponevano quasi tutti di un sistema di storage di piccola taglia, di impiego tattico nella gestione del ciclo termico. Il loro funzionamento tuttavia è risultato poco soddisfacente, sia a causa del doppi scambi media termico - vapore sia per le ridotte dimensioni.

Il sistema di storage dell’impianto SEGS I nel 1984 è stato il primo ad utilizzare due serbatoi di stoccaggio a temperatura diversa ed il fluido primario come storage media. (fonte NREL 2001)

Nel 1984, nell’ impianto SEGS I a parabole lineari a olio minerale, venne realizzato uno storage basato sull’olio stesso che svolgeva anche il ruolo di fluido primario. Il sistema era a due serbatoi a livello variabile, uno caldo e uno freddo, e permetteva una autonomia di 3 ore equivalenti.

Questo concept, nel passaggio agli impianti SEGS successivi da 30 MWe avrebbe tuttavia portato a costi proibitivi, soprattutto a causa della massa di olio necessaria; lo storage termico fu sostituito con un caldaia a combustibile in grado di sostituire completamente la fonte solare, dando così origine al sistema ibrido che ha avuto il noto successo commerciale

Nell’impianto Solar Two, nel 1996, venne realizzato un grande storage termico basato sul concetto di due serbatoi a sali fusi a temperatura differente. L’alta temperatura di fusione dei sali e la loro corrosività alle temperature maggiori crearono vari problemi di funzionalità che vennero tuttavia risolti nel tempo. A regime il sistema dimostrò una funzionalità soddisfaciente che ha portato a ritenere fattibile la sua applicazione a scale molto più grandi.

Il sistema utilizzato a Solar Two costituisce il riferimento degli storage attuali degli impianti tipo Andasol e successivi, Archimede e Solar Tres.

Il sistema di storage dell’impianto Solar Two ha ottenuto risultati soddisfacenti in termini di efficienza ed affidabilità; tra i risultati notevoli anche quello del funzionamento ininterrotto h24 dell’impianto per alcuni giorni .

Tipologie di storage termici

La ricerca sullo storage termico ha indagato negli anni soluzioni diverse per schema di impianto e media termico, mettendo in evidenza di ciascuna pregi e limiti. Finora l’unica soluzione che ha raggiunto la fase commerciale è quella a due serbatoi a livello variabile; di seguito sono riportate alcune indicazioni di base su quelle più sperimentate:

a) Il sistema a serbatoio a termoclino a media solido. In questo sistema un media solido (es pezzi di roccia) contenuto in un serbatoio viene riscaldato per contatto diretto con il fluido primario. Questo fluisce in una direzione quando cede calore al media e nella direzione opposta quando deve recuperare il calore immagazzinato. Nel serbatoio si stabilisce una distribuzione della temperatura detta termoclino, variabile a seconda dello stato di carica del serbatoio. Questo sistema è relativamente economico ma presenta l’importante inconveniente di non mantenere la temperatura nominale di uscita durante la fase di scarica del serbatoio, con ripercussioni sulla generazione del vapore ed il rendimento dell’ impianto. Tipicamente viene usato quando il fluido primario è molto costoso (olio diatermico) o presenta un basso calore specifico (aria – vedi progetto Julich).

Andamento della temperatura all’interno del serbatoio di Solar One (Barstow 1983) il cui media era costituito da un mix di olio e roccia. Nella fase di carica l’olio caldo (riscaldato dal vapore primario) entra dall’alto alla temperatura di 320°C circa ed esce in basso a 200°C. All’interno si stabilisce inizialmente un termoclino (curva t=0 ) che distingue la zona calda da quella “fredda” tuttavia dopo 24 ore (curva t=24 ), a causa dei moti convettivi dell’olio nel serbatoio, il termoclino è diventato più ampio e la temperatura della zona calda superiore è scesa di almeno 40°C; di conseguenza in caso di recupero del calore immagazzinato, mediante flusso dell’olio dal basso verso l’alto, la temperatura di uscita sarà notevolmente inferiore a quella massima di carico. Lo stesso fenomeno si verifica quando si cerca di scaricare completamente il serbatoio. (fonte Power from the Sun)

b) Il sistema a serbatoio a termoclino a fluido stratificato. E’ simile al precedente ma non ha un secondo media e lo storage è realizzato dal fluido primario stesso accumulato nel serbatoio. Presenta lo stesso problema del precedente, che può anzi essere accentuato se la stratificazione non viene controllata perfettamente, (nel caso dell’olio è accentuato dal fatto che questo media presenta una notevole variazione della densità con la temperatura) per contro è più rapido nel rispondere alle esigenze di mantenimento del ciclo a regime ed evita i problemi che nascono dal contatto con un altro materiale. E’ indicato quando il fluido primario è economico (sali fusi – vedi progetti ENEA)

c) Il sistema a scambiatori di calore. E’ concettualmente simile ai precedenti ma è costituto da blocchi di materiale percorsi da tubazioni in cui scorre il fluido primario. La mancanza di contatto diretto tra il fluido primario e il media dello storage migliora il problema della perdita di carico dei serbatoi a media solido ma non quello del termoclino. Questo però può essere limitato suddividendo lo storage in blocchi piccoli disposti in parallelo da alimentare uno alla volta; in questo modo in ciascun blocco si raggiunge la massima temperatura di storage prima di far fluire il fluido in quello successivo. Di conseguenza anche la scarica del calore accumulato avviene a temperatura relativamente costante fino all’ultimo blocco. Il materiale tipico di questa soluzione è il cemento. Sebbene sia stata indagata a più riprese non ha trovato finora applicazione in impianti commerciali.

Il sistema TES a blocchi di cemento sperimentato dallo ZSW a Stoccarda nel 1994. La sperimentazione riguardava l’esigenza di disporre di dati di comportamento della matrice di cemento attraversata dai tubi del fluido primario. Prototipi di piccole dimensioni sono state effettuate dalla DLR presso la PSA di Almeria

d) Il sistema a due serbatoi a livello variabile. E’ il sistema sperimentato a Solar Two. Il fluido primario riscaldato nel ricevitore solare si accumula nel serbatoio caldo, quindi entra nel generatore di vapore dove cede la sua energia e si scarica nel serbatoio freddo. Dal serbatoio freddo ritorna nel ricevitore solare e ricomincia il giro. Se la produzione di fluido caldo nel campo solare supera la portata ricevibile dal generatore di vapore, il livello del fluido sale nel serbatoio caldo e scende in quello freddo; viceversa se la portata di fluido dal campo solare è insufficiente, viene prelevato del fluido dal serbatoio caldo, il livello in questo serbatoio scende mentre sale in quello freddo. La presenza di due serbatoi complica l’impiantistica con notevole aumento dei costi, d’altra parte questo sistema garantisce che la temperatura di ingresso al generatore di vapore resti quasi costante fino all’esaurimento di tutto il calore accumulato, a beneficio dell’efficienza dell’intero impianto. (Andasol – Extrasol, Solar Tres, Archimede)

Lo schema degli impianti tipo Andasol prevede un grande storage termico a sali fusi a due serbatoi a livello variabile con una capacità equivalente di 7 ore circa, si tratta del più grande sistema di storage realizzato per il ST ed è nei fatti l’unico utilizzato negli impianti di recente costruzione. Il sistema è posizionato in parallelo al campo solare e lo sostituisce durante le ore di mancanza di sole. Il sistema oltre al generatore di vapore a olio richiede anche uno scambiatore olio - sali fusi. Nel progetto Archimede invece, dove il sale fuso circola direttamente nei collettori, non esiste il circuito a olio ed è presente solo il generatore di vapore a sali fusi.

e) Il sistema a scambiatori multipli per la generazione diretta di vapore. La generazione di vapore diretta in campo, finora provata solo negli impianti a torre centrale e in quelli sperimentali a collettori di Fresnel, se da un lato evita il ricorso ad un fluido primario, dall’altro da luogo al problema dell’accumulo dell’energia termica. Di regola la produzione di vapore è distinta in tre fasi: il riscaldamento dell’acqua alimento, l’evaporazione e il surriscaldamento. Durante la fase di carica dell’accumulo termico il vapore, cedendo calore al media, ripercorre le tre fasi al contrario arrivando in teoria a ricondensarsi in acqua. Nella fase di recupero del calore accumulato, l’acqua alimento si trasforma in vapore surriscaldato da inviare alla turbina. Nelle tre fasi, che coprono tre differenti range di temperature, il fluido acqua – vapore presenta caratteristiche termoidrauliche molto diverse e quindi lo storage termico deve accumulare, e in seguito cedere, il calore in condizioni altrettanto distinte.

Per questo motivo questo sistema prevede tre differenti sezioni, ciascuna con proprie caratteristiche. Si tratta in principio di tre scambiatori, ciascuno dei quali contiene un media specifico, ad esempio, cemento per la fase di riscaldamento dell’acqua e quella di surriscaldamento e sale fuso per la fase di evaporazione. In particolare in questa sezione lo scambio di calore deve avvenire a temperatura quasi costante e per questo motivo la miscela di sali deve avere un punto di fusione vicino a quella di evaporazione/condensazione della miscela acqua/vapore alla pressione stabilita. I sali che consentono questo tipo di operazione vengono detti PCM o Phase Change Media. In questi tipi di scambiatori il vapore fluisce in una matrice di tubi all’interno del media di storage ( non può esservi contatto diretto con il vapore). Per tener conto delle situazioni di accumulo nelle diverse sezioni (termoclini nelle sezioni con cemento) e della entalpia del vapore da surriscaldare o da condensare, il sistema deve permettere un accurato controllo dei flussi di vapore con una considerevole complicazione dell’impiantistica. Finora sono state condotte varie esperienze, utilizzando anche media diversi, senza che sia stata proposta una soluzione dimostrativa di dimensione significativa.

Schema del sistema di storage per la DSG, Direct Steam Generation, proposto nel progetto ITES, che potrebbe trovare applicazione sia negli impianti a torre centrale a vapore, sia nelle parabole lineari a vapore (Inditep e successivi), che negli impianti a collettori di Fresnel con vapore surriscaldato.

f) Il sistema a equilibrio di fase acqua vapore. E’ il sistema applicato negli impianti a torre PS10 e PS20 a vapore non surriscaldato. E’ costituito da un certo numero di serbatoi dove acqua surriscaldata in pressione e vapore si trovano in equilibrio. Il funzionamento è molto semplice: quando il flusso di vapore prodotto dal ricevitore solare supera la portata massima accettabile dalla turbina, una parte viene inviata nel serbatoio dove riscalda l’acqua, fino a che questa, alle condizioni di pressione del circuito di 40 bar, si surriscalda fino a 250°C, e si forma un polmone di vapore alla stessa temperatura e pressione. In caso di riduzione della potenza termica solare, il flusso di vapore principale viene addizionato con il vapore accumulato. Alla diminuzione della pressione nel circuito, l’acqua nei serbatoi libera nuovo vapore: regolando adeguatamente le valvole del circuito e l’uso dei serbatoi in sequenza è possibile mantenere la turbina in esercizio per circa un’ ora anche se a potenza ridotta. Questo sistema, in principio molto semplice, ha nella economicità e nella garanzia di esercizio i suoi punti di forza. L’impiego di questo sistema per grandi storage è tuttavia improbabile a causa della bassa capacità specifica di accumulo (volumi molto grandi a fronte di modesti accumuli). Inoltre non può essere impiegato per impianti a vapore surriscaldato, con temperatura superiore alla temperatura critica dell’acqua (374 °C), quali ad esempio gli impianti a parabole lineari a olio.

Schema di principio dell’impianto PS10 (fonte Abengoa)

Il sistema di storage degli impianti PS10 e PS20 è realizzato mediante 4 serbatoi dove acqua surriscaldata alla pressione del circuito è in equilibrio con il vapore sovrastante. Le dimensioni del sistema sono molto rilevanti se confrontate con altri tipi di storage; la semplicità e il costo limitato lo rende adatto al servizio tattico indispensabile per gli impianti a vapore. (fonte Abengoa)

Pagina aggiornata il 6 giugno 2010, visitata

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