Capitolo 2 – Energia solare per produzione di energia
elettrica
2.1 Descrizione della fonte energetica
Il sole, principale fonte energetica per il nostro pianeta, dista dalla terra, a seconda del giorno dell’anno da un minimo di 147 106 km ad un massimo di 152 106 Km con una distanza media di 149,6 106 Km (distanza assunta ad unità di misura UA: Unità astronomica). Il diametro apparente, in dimensioni angolari, alla distanza media dalla terra è di circa mezzo grado (31,98’) per cui nelle applicazioni termiche si può con sufficiente approssimazione considerare una sorgente puntiforme. Essa irradia energia, emessa dai processi di fusione dell'idrogeno, con simmetria sferica nello spazio ed ha una emissione totale di 3,83 1026 W. Il relativo flusso ai confini della nostra atmosfera risulta mediamente di 1353 W/m2. Questo valore chiamato “costante solare” è assunto come dato di partenza per le considerazioni che seguiranno sulla insolazione terrestre; misure più recenti portano ad asserire che il valore della costante solare sia leggermente più alto, circa 1367 W/m2. Il valore della costante solare è un valore medio fra estate ed inverno, avendosi il valore maggiore in inverno ed il minore durante la stagione estiva, con una oscillazione rispetto alla media di circa +/- 3%. Questa variabilità è dovuta alla rotazione della terra su un’orbita ellittica che la porta ad essere più vicina al sole durante il periodo invernale (perielio, 3 – 5 gennaio) e più lontana nel periodo estivo (afelio, 5 luglio).
Per la stima della costante solare, nel giorno N dell’anno, si usa normalmente l’espressione:
Per tenere conto dell’assorbimento atmosferico è stata definita a livello internazionale la cosiddetta Massa d’Aria unitaria (in sigla AM1) intesa come lo spessore dell’atmosfera standard perpendicolare ai raggi del sole, quando questo sia allo zenit, ed a livello del mare. Tale strato di atmosfera ha circa uno spessore di circa 150 Km.
Raggio terra
Normale alla superficie
ZENIT del punto P B
z A
P
I n = 1000 W / m2
(max valore italiano) 6,37 103 Km
150 Km 1 UA = 149,6 106 Km
Sole
Atmosfera Terra
Figura 2.1 : Irraggiamento al suolo
Alle nostre latitudini, trovandosi al di sopra del tropico, non ci troverà mai ad AM1, per cui usualmente, per calcoli di prima approssimazione, ci si riferisce ad AM1,5 – AM2 od anche maggiori in funzione della deviazione dei raggi solari.
La radiazione globale che incide su una superficie che si trovi sulla terra, disposta normalmente ai raggi del sole, si può stimare mediante la formula:
In = I0 τ AM
• I0 = Costante solare 1353 W/m2 (normale ad una superficie, al di fuori
dell’atmosfera e ad una distanza media sole-terra)
• τ = Coefficiente di trasmissione per una massa d’aria relativa unitaria (AM1) • AM = Massa d’aria relativa, definita come il rapporto fra la lunghezza del percorso
dei raggi solari e la lunghezza del loro cammino minimo, cioè quello corrispondente al sole allo zenit.
Il valore di τ varia fra estate ed inverno (per la diversa presenza di acqua nell’atmosfera) e dipende fondamentalmente dalle condizioni meteorologiche e di inquinamento atmosferico, variando da 0,81 in un giorno sereno a 0,62 in una giornata nuvolosa. Un valore medio accettabile per l’Italia, per valutazioni grossolane, è di circa 0,72 – 0,74 (fra estate ed inverno).
Il valore di AM dipende dalla posizione del sole attraverso il suo angolo zenitale (z) compreso tra la direzione dei raggi solari e la direzione perpendicolare alla superficie terrestre (direzione di zenit).
Con riferimento alla figura assumendo di poter trascurare lo spessore dell’atmosfera di fronte al raggio della terra, cioè di considerare infinito tale raggio, si ha:
AM = 1 / cos z
Le approssimazioni precedenti permettono un utilizzo della relazione per angoli z non maggiori di 80°. Una espressione rigorosa, ma in definitiva scarsamente utilizzata per avere già oltre 80° un contributo quasi nullo di irraggiamento, è la seguente:
AM = 1 / [cos z + 0,50572 (96,07995 – z) –1,6364 ]
La differenziazione del coefficiente di trasmissione τ fra estate ed inverno è giustificata dalla diversa presenza di acqua nell’atmosfera. Non è tanto il valor medio dell’umidità relativa atmosferica (a livello del suolo) ad essere responsabile del maggior assorbimento nei mesi estivi; medie pluriennali [1] indicano anzi un valore medio, per i mesi più caldi (giu-set), di umidità relativa di circa 56% contro 68% dei mesi invernali. Il dato più significativo ai fini dell’assorbimento atmosferico è la cosiddetta colonna di acqua precipitabile espressa in cm di acqua contenuta in una colonna di aria dai 1000 mb a circa 310 mb.
Il valore di colonna d’acqua precipitabile per la zona del sito di Priolo Gargallo è riportato dalle stesse misure satellitari citate prima (NASA – SSE), attorno a valori di 2,3 – 2,8 cm nei mesi estivi, contro circa 1 cm nei mesi invernali.
Nella pratica delle applicazioni termiche solari si usano diverse grandezze fisiche, si definisce:
“ Irraggiamento” la potenza istantanea che colpisce una superficie, espressa in KW/m2; è spesso chiamata anche semplicemente radiazione, radianza od ancora intensità di
radiazione.Essa può essere riferita ad una superficie orizzontale, variamente inclinata o costantemente normale ai raggi solari; in tal caso di parla di Irraggiamento Normale.
“ Insolazione ” l’energia, cioè l’integrale dell’irraggiamento in un certo tempo e riferito ad una certa superficie. Si utilizza spesso il suo valore medio giornaliero e si misura in KWh/m2 giorno. La media giornaliera si può riferire ad un arco di tempo annuale oppure mensile, od ancora secondo altre estensioni temporali. In ogni caso è un valore mediato nelle 24 ore comprendente anche le ore di assenza del sole e tutte le vicissitudini legate alla nuvolosità del sito. Per i dati di progettazione si riporta spesso il valore di insolazione anche in KWh/m2 anno. Come per l’irraggiamento anche l’insolazione può essere riferita a superfici orizzontali, inclinate, o che inseguono il sole mantenendosi costantemente perpendicolari ad esso (inseguimento su due assi – alba/tramonto – estate/inverno).
L’irraggiamento solare al suolo, radiazione globale, è la somma di tre componenti, diretta, diffusa e di albedo. 3,86 1020 MW z Ioh Io IDNI IDh Io =1353 W/m2 (costante solare) Idh Sup.orizzontale fuori dall’atmosfera
Superficie orizzontale sulla terra Gas, polvere, etc.
Vapor acqua Assorbimento D IF FUS O D IRE TT O
Scattering Lettura di un solarimetro:
G = IDh + Idh
Irraggiamento solare Sole
Figura 2.2 : Componenti della radiazione solare
La radiazione diretta (nel prosieguo chiamata I) nasce dalla radiazione ai confini dell’atmosfera detraendovi la quota assorbita e diffusa dall’atmosfera durante l’attraversamento dei raggi solari, quota che è proporzionale alla direzione del sole ed alle condizioni di nuvolosità ed inquinamento del sito considerato. Il fenomeno della diffusione è dovuto sia all’atmosfera tal quale secca e pulita, sia alla ulteriore presenza di vapore, polveri ed altri aerosol. L’assorbimento invece è principalmente dovuto alla presenza di acqua. Per calcolare la quota di radiazione diretta su superfici variamente inclinate ci si può servire matematicamente delle usuali leggi trigonometriche:
Irraggiamento Diretto su superficie (b)
costantemente Normale ai raggi del sole (DNI)
Inseguimento su doppio asse
IDNI = IDh / cos z
Calcolo Irraggiamento solare diretto
Irraggiamento Diretto su superficie (c)
generica ID = IDNI cos i z IDNI IDh DIR ETT O i ID
Irraggiamento Diretto su superficie (a) orizzontale
IDh
(da misure od elaborazioni, per es. Liu Jordan)
a b
c
z è funzione solo di latitudine, giorno
dell’anno, ora (angolo zenitale del sole)
i è funzione di latitudine, giorno dell’anno, ora,e
movimenti della superficie (c) captante
(angolo di incidenza sole/superf.)
Passo 1
Passo 2
Passo 3
Si parla spesso di:
• Radiazione Diretta Normale (DNI) – Radiazione diretta su una superficie che insegue perpendicolarmente i raggi del sole
• Radiazione Diretta Orizzontale (DHI) – Radiazione diretta al suolo su superficie fissa orizzontale.
La radiazione diffusa (nel prosieguo chiamata D), considerata in prima approssimazione isotropa, cioè uniformemente distribuita sulla volta celeste, è una conseguenza della diffusione da parte delle particelle gassose o solide presenti nell’atmosfera; essa è funzione delle condizioni meteorologiche non superando il 15 – 25% del totale in una giornata serena ed arrivando ad essere il 100% in caso di cielo totalmente coperto (assenza di ombre). Il suo contributo massimo si ha con una disposizione orizzontale della superficie captante, in grado cioè di vedere la massima estensione di cielo, e senza ostacoli sull’orizzonte.
Indicando DOR la radiazione captata da una superficie orizzontale senza ostacoli visivi
attorno, la quota raccolta dalla stessa superficie inclinata di un angolo β sull’orizzontale, si calcola con la:
La componente di albedo (R) è infine dovuta alla riflessione sulla superficie interessata da parte del suolo o di altri corpi direttamente visibili (edifici, montagne, etc..). Essa è spesso determinata sperimentalmente ed è aleatoriamente influenzata dalle condizioni fisiche del terreno circostante, innevato, coltivato, vicino al mare, etc.
Si valuta la componente di albedo, su superfici variamente inclinate, in percentuale della radiazione globale orizzontale (GOR), secondo coefficienti empirici, con la:
R = GOR ρ (1 – cos β) / 2
Dove ρ è il “fattore di albedo” variabile da un massimo di 0,7 – 0,75 per superfici innevate, ad un minimo di 0,2 od anche meno per terreni agricoli pianeggianti.
Il suo contributo per superfici orizzontali (cos β = 1), non eccessivamente elevate dal terreno e senza corpi massicci in elevazione intorno, si può considerare nullo.
In definitiva, la radiazione globale (G) è definita da: G = I + D + R
Per i motivi citati sopra in merito alla componente di albedo, normalmente i rilievi sperimentali ricavati dalla strumentazione radiometrica al suolo si riferiscono alla radiazione globale su piano orizzontale intesa come somma della diretta e della diffusa, proprio in virtù del posizionamento e della struttura dell’organo sensibile del radiometro, che posto a pochi metri dal terreno, in orizzontale, ha una visione della volta celeste su 360°.
Poche stazione meteorologiche sono anche attrezzate per la misura della radiazione diffusa, con radiometri opportunamente schermati dalla luce diretta del sole, in modo da poter ricavare per differenza la radiazione diretta, eventualmente con empirici algoritmi per tener conto anche dell’albedo se presente. In ogni caso si parla sempre di misure statiche, fatte con strumentazione in orizzontale; sono rarissime le stazioni che forniscono direttamente la radiazione diretta normale, attraverso per esempio un inseguimento solare su due assi e strumenti con angoli di visuale di qualche grado, ed ancora i pochi dati disponibili si riferiscono ad un periodo temporale di qualche anno, in confronto a banche dati di molte decine di anni relative ai dati tradizionali.
2.2 Solare Termico ad Alta Temperatura, tecnologie esistenti
Con il termine Solare Termico ad Alta Temperatura, s’intende quella tecnologia o quelle tecnologie atte a trasformare l’energia diretta del sole in energia elettrica.
La principale struttura che si è occupata in quest’ultimo ventennio dei problemi inerenti a tali sistemi è la IEA/SolarPACES (International Energy’s Agency/Solar Power And
Chemical Energy Systems). Questa struttura, con partners e sedi in svariate parti del
mondo, ha contribuito in modo decisivo, non solo alla sensibilizzazione del problema energetico a livello mondiale, ma ha anche studiato i possibili sviluppi e miglioramenti delle tecnologie esistenti ed i metodi di riduzione dei costi dell’energia prodotti da tali sistemi. La società che conta, attualmente, la maggiore potenza installata è la californiana KJC (Kramer Junction Company), che prende il nome dal luogo dove sono installati la maggior parte degli impianti esistenti.
Esistono, attualmente, tre diverse tecnologie nell’ambito del Solare termico ad Alta Temperatura, sviluppatesi principalmente negli Stati Uniti dagli anni ’80 e che vengono, solitamente, individuate con l’acronimo CSP (Concentrating Solar Power). Le suddette tecnologie sono:
• Parabolic Trough Siytem
Questo sistema utilizza collettori lineari parabolici detti concentratori che riflettono i raggi solari sul fuoco del paraboloide dove è posto un tubo ricevitore entro il quale scorre un fluido termovettore, solitamente olio diatermico, che produce vapore da espandere in turbina.
• Power Tower System
Il sistema Power Tower utilizza, invece, grandi specchi piani opportunamente inclinati, che indirizzano i raggi solari in un ricevitore posto su una torre e che riscalda il fluido termovettore, solitamente sali fusi o aria, che a sua volta produce vapore da espandere in turbina.
• Dish/Engine System
Questo sistema utilizza dischi parabolici concentratori che riflettono i raggi solari sul proprio fuoco dove è posto un generatore diretto d’energia elettrica.
Questi sistemi, pur se molto diversi fra di loro, hanno in comune l’utilizzo d’energia termica, e per loro stessa natura sono adatti ad essere utilizzati in impianti ibridi, cioè in impianti dove è presente la produzione d’energia elettrica anche da altri combustibili, ed eventualmente in sistemi cogenerativi, cioè per la produzione combinata d’energia elettrica e calore.
2.3 Attuali realizzazioni impiantistiche nel mondo
Parabolic trough
Con i suoi 354 Mwe installati, il parabolic trough è il sistema con maggiore potenza installata e che rappresenta senza dubbio la tecnologia più matura e sviluppata nell’ambito dei sistemi CSP.
Come già detto tale sistema consiste in un collettore parabolico lineare che funge da concentratore e da un tubo ricevitore posto sul suo fuoco. Il parabolic trough sfrutta la proprietà ottica di riflessione di una parabola convergendo tutti i raggi solari che s’infrangono su di essa sul proprio fuoco, dove il tubo ricevitore li cattura e trasmette il calore ad un fluido termovettore, questo provvede, in uno scambiatore che è a tutti gli effetti un Generatore di Vapore, a produrre vapore da espandere in turbina. Il collettore parabolico è costituito da vetro e specchi in modo tale da avere il massimo coefficiente di riflessione possibile, al contrario del tubo ricevitore che deve avere le caratteristiche di assorbire quanto più calore possibile, esso è costituito, infatti, da un tubo di acciaio ricoperto da particolari materiali, all’interno del quale scorre il fluido di processo, da uno strato intermedio dove vigono le condizioni di vuoto ed infine da un tubo esterno di vetro che catturi i raggi riflessi dal collettore.
A causa della loro particolare conformazione geometrica, sviluppata principalmente secondo la direzione orizzontale, tali sistemi sono dotati esclusivamente di un solo movimento, in particolare attorno al proprio asse orizzontale, che consente l’inseguimento del Sole durante l’alternarsi tra giorno e notte, ma non all’alternarsi delle stagioni. Di conseguenza tali sistemi non sono in grado di sfruttare l’intera radiazione normale (DNI), ma la componente DNI cos(i), dove i rappresenta l’angolo compreso tra la normale alla superficie riflettente e la direzione di incidenza del Sole.
Il fluido termovettore, che si riscalda fino ad una temperatura di circa 400°C, è di solito un olio diatermico, ad esempio il dowthermA (eutettico di bifenile – ossido di difenile) le cui principali caratteristiche sono indicate nella tabella 2.1.
Tensione di vapore (bar) Conduttività (w/m*k) Calore specifico (kJ/kg*k) Viscosità (mPa*s) Densità (kg/m3) Min temp di esercizio 15°C - 0.139 1.556 5.0 1062.3 Max temp di esercizio 400°C 10.6 0.078 2.702 0.13 679.5
Tabella 2.1 : Caratteristiche olio diatermico Dowtherm A (The Dow Chemical company)
Progetti di tipo sperimentale hanno indicato la possibilità di generare vapore direttamente dal sistema e quindi di far passare direttamente acqua nel tubo ricevitore. In questo modo si avrebbe uno scambio termico in meno e quindi minori perdite sia di primo principio: fluidodinamiche e di scambio fra i due fluidi; che di secondo principio: di scambio di calore con l’ambiente o energetiche. Inoltre si avrebbe un risparmio economico consistente per la mancanza di un componente di scambio come il GV.
I più importanti e affidabili impianti che utilizzano il parabolic trough system sono i cosiddetti SEGS (Solar Elettric Generating System). La società che per prima ha progettato, finanziato, costruito e mantenuto in funzione gli impianti SEGS è la Luz
International Ltd. Esistono ben nove impianti SEGS in tre diversi siti del 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). Le taglie di questi impianti vanno dai 14 agli 80 Mwe. Questi impianti, costruiti dalla Luz a partire dai primi anni ’80 in collaborazione con il SNL (Sandia National Laboratories), forniscono energia elettrica a grosse zone della città di Los Angeles. Negli ultimi quindici anni la JKC è riuscita a ridurre i costi d’installazione, operativi e di manutenzione del 50% grazie soprattutto al miglioramento dei rendimenti dei collettori e dei tubi ricevitori.
Circa il 25% della potenza prodotta dal sistema parabolic trough è prodotta in impianti SEGS cosiddetti ibridi, in cui il vapore prodotto a partire dalla risorsa solare è integrato in un impianto termoelettrico a Ciclo Combinato, questo tipo d’impianto assume particolare rilevanza per lo sviluppo di tale tecnologia ed è stato oggetto d’approfonditi studi da parte della KJC, della IEA/SolarPaces e dal DOE (Department Of Energy) degli Stati Uniti. L’integrazione di un impianto parabolic trough in un Ciclo Combinato permette di
produrre energia elettrica di origine solare a costi più competitivi rispetto ad impianti solari Stand Alone, potendo risparmiare la messa in opera di alcuni componenti tipici di un impianto termoelettrico quali ad esempio, turbina a vapore e condensatore. Inoltre qualora il fluido termovettore consenta la realizzazione di un sistema di accumulo, come nel caso dei Sali fusi, abbondantemente trattati di seguito, potendosi svincolare la dipendenza diretta della produzione di vapore solare dalle condizioni di radiazione istantanea, si perverrebbe ad una maggiore stabilità delle condizioni di integrazione.
Attualmente il rendimento tipico di questa tipologia di impianti, espresso come energia elettrica ottenibile in base al valore medio di DNI si attesta attorno al 12%.
Tower Power System
Il sistema power tower è stato utilizzato in due progetti sviluppati sempre in California dalla SCE (Southern California Edison) e dal DOE. I due progetti sono stati denominati Solar One e Solar Two e rappresentano il secondo un’evoluzione del primo. Come detto il sistema power tower sfrutta dei concentratori piani (heliostat) che riflettono la luce solare su un ricevitore posto su una torre dove il fluido termovettore si riscalda fin’oltre i 500°C. Il sistema si concentrazione solare utilizzato da questa tecnologia consente l’inseguimento del sole secondo due assi, potendo così sfruttare l’intero irraggiamento normale diretto (DNI).
L’impianto Solar One era costituito da 1818 specchi heliostat da 39,3 m2 ciascuno e nel ricevitore era prodotto direttamente vapore surriscaldato che era mandato direttamente in turbina. Il progetto Solar Two è stato modificato per i problemi connessi alle ore prive di radiazione solare diretta, e si è utilizzato come fluido termovettore una miscela di sali fusi (60% di nitrato di sodio e 40% di nitrato di potassio) ed installando due serbatoi d’accumulo (caldo e freddo) per produrre energia elettrica anche durante la notte ma il serbatoio del fluido caldo ha permesso il funzionamento a regime della turbina soltanto per tre ore successive al tramonto. La potenza massima sviluppata dai due progetti è di 10 Mwe e questa taglia non consente ancora la commercializzazione di questo sistema. La SCE ed il DOE affermano che la tecnologia power tower potrà essere commercializzata se lo sviluppo permetterà nel prossimo decennio un incremento della potenza installata fino ad almeno 30 Mwe.
Attualmente il rendimento di tipico di questa tipologia di impianti, espresso come potenza elettrica ottenibile in base al valore medio di DNI si attesta attorno al 14%. Come si può notare, tale tecnologia possiede un rendimento leggermente superiore rispetto al parabolic
trough, e ciò è da imputare soprattutto alla possibilità di inseguimento del Sole anche in base all’alternarsi delle stagioni.
Dish/Engine System
Questo sistema è ancora in fase di sperimentazione e quindi gli impianti esistenti sono catalogati come prototipi. La potenza massima raggiunta è oggi di qualche decina di kW. Il sistema è costituito da un disco parabolico concentratore, che segue il percorso solare durante l’anno su due assi, e che concentra i raggi solari sul proprio fuoco, dove è posto il ricevitore di calore.
Al contrario dei due precedenti sistemi, il dish/engine sfrutta il calore solare, non per produrre vapore da espandere in turbina, ma per cederlo ad un fluido di lavoro (generalmente idrogeno o elio ad alta pressione) di un motore rotativo stirling, oppure per sostituire o supportare il combustibile di un ciclo bryton. I prototipi esistenti si trovano attualmente in Arizona ed in Colorado e sono stati sviluppati da SAIC/STM (Science Application International Corporation/Stirling Thermal Motors).
Attualmente il rendimento di tipico di questa tipologia di impianti, espresso come potenza elettrica ottenibile in base al valore medio di DNI si attesta attorno al 16,5%.
In tabella 2.2 sono riassunti i valori di rendimento energetico globale delle tre tecnologie finora esposte, intesi come :
η = DNI prodotta elettrica energia.. .. Tecnologia η Parabolic trough 12% Power tower 14% Dish 16,5%
