Studio del comportamento dinamico di un impianto solare termico a concentrazione finalizzato all'integrazione impiantistica in un'azienda del settore alimentare

Corso di laurea magistrale in

I

NGEGNERIA

M

ECCANICA

Studio del comportamento dinamico di un

impianto solare termico a concentrazione

finalizzato all'integrazione impiantistica in

1 Introduzione 1 2 Tecnologie solari, DSG, soluzioni impiantistiche e panoramica sui consumi

energe-tici industriali 3

2.1 Introduzione . . . 3

2.2 Produzione di calore ad uso tecnologico da energia solare . . . 3

2.2.1 Principali tecnologie . . . 3

2.2.2 Confronto tra i diversi tipi di collettori solari a concentrazione . . . 5

2.2.2.1 Dischi Parabolici . . . 7

2.2.2.2 Torri solari . . . 8

2.2.2.3 Collettori lineari parabolici . . . 8

2.2.2.4 Collettori lineari Fresnel . . . 9

2.3 Tipologie di impianti solari termodinamici . . . 10

2.3.1 Tipologie di uidi termo-vettori e loro utilizzo . . . 10

2.3.2 Impianti solari termodinamici indipendenti . . . 11

2.3.3 Impianti solari termodinamici integrati . . . 12

2.3.4 Soluzioni impiantistiche generali sviluppate per la DSG . . . 12

2.3.4.1 Concept sviluppati per la DSG . . . 13

2.3.4.2 Sviluppo di impianti ibridi integranti la tecnologia DSG . . . 14

2.4 Struttura della domanda energetica e campi di applicazione delle tecnologie solari 17 2.4.1 Struttura della domanda energetica . . . 17

2.4.2 Campi di applicazione delle tecnologie solari . . . 19

2.5 Impianto per un'industria farmaceutica in Giordania . . . 20

2.6 Conclusioni . . . 22

3 Layout di un impianto per la produzione di vapore tecnologico in un'azienda ali-mentare 24 3.1 Introduzione . . . 24

3.2 Utenza e layout complessivo di impianto . . . 24

3.3 Impianto termico a combustibili fossili . . . 25

3.4 Impianto solare termico a concentrazione . . . 25

3.4.1 Fasi di funzionamento dell'impianto solare termodinamico . . . 26

3.4.2 Thermex . . . 27

3.4.2.1 Descrizione e scheda tecnica del prodotto . . . 28

3.4.2.2 Principio di funzionamento di un collettore solare di tipo Linerar Fresnel . . . 29

4.4 Modello numerico . . . 59 4.4.1 Discretizzazione delle equazioni . . . 60 4.4.2 Risoluzione delle equazioni discretizzate . . . 61

5 Simulazioni 62

5.1 Scelta dello Steam Drum e dell'entità del reintegro nella modalità ON - OFF . . 62 5.2 Previsioni di produzione . . . 70 5.3 Comportamenti limite dell'impianto . . . 77 5.4 Rareddamento dell'impianto . . . 82

Attualmente, la sda più rilevante nel settore dell'energia rinnovabile è costituita dallo sviluppo di tecnologie sostenibili aancate da strategie di controllo in grado di massimizzarne lo sfrutta-mento, con l'obiettivo nale di renderle competitive con le altre fonti energetiche non rinnovabili. All'interno del settore rinnovabile, l'energia solare può essere impiegata per la produzione di elettricità, calore di processo e per il condizionamento degli ambienti. Perseguendo tali obiet-tivi, sono state sviluppate molteplici soluzioni impiantistiche, spesso molto diverse tra loro, in funzione del loro settore d'impiego.

Il presente lavoro si inquadra nell'ambito della produzione di vapore ad uso tecnologico attra-verso DSG (Direct Steam Generation) in impianti termici ibridi. Negli ultimi anni il settore ha avuto una rapida e costante evoluzione. Attualmente esistono pochi impianti signicativi in cui la tecnologia viene utilizzata per la produzione di calore ad uso tecnologico, in quanto la tecnologia del DSG è stata prevalentemente impiegata in impianti per la produzione di energia elettri-ca. Nell'intento di rendere l'impiego della tecnologia quanto più adabile ed economicamente vantaggiosa possibile, lo studio si pone come obiettivo quello di studiare il comportamento del-l'impianto solare, al ne di consentire una corretta integrazione con la componente impiantistica esistente nel particolare caso di un'azienda alimentare.

Il lavoro è strutturato in cinque parti: nella parte iniziale è fornita una panoramica generale delle tecnologie solari, delle loro realizzazioni impiantistiche e dei principali campi in cui sono impiegate. Nella seconda parte sono descritti nel dettaglio la struttura ed i componenti della soluzione impiantistica che si intende analizzare. Nella terza parte è stato sviluppato il pro-gramma numerico in grado di simulare il comportamento dinamico dell'impianto. Nella quarta parte vengono illustrati i risultati delle simulazioni del comportamento dell'impianto nelle situa-zioni ritenute maggiormente rappresentative. Inne nell'ultima parte si riportano le conclusioni dell'intero lavoro, con considerazioni inerenti futuri studi ed approfondimenti.

collettore solare. . . 9

2.7 Soluzioni impiantistiche implementate e studiate per la DSG. . . 13

2.8 (a) Sistema ibrido a singolo circuito. (b)Sistema ibrido a circuiti searati . . . . 16

2.9 Domanda di calore ad uso industriale divisa per temperatura di fornitura e per settore di utilizzo . . . 18

2.10 Temperature tipiche della fornitura del calore nei processi produttivi di alcuni dei principali settori industriali di interesse . . . 18

2.11 (a) Consumo di calore ne mondo (b) Struttura della domanda di calore da parte dell'industria (c) Domanda di calore dei principali settori industriali che ne fanno uso . . . 19

2.12 (a) Impieghi dei collettori solari a concentrazione in funzione di: temperatura raggiungibile - potenza sviluppata dall'impianto. (b) Impiego dei collettori solari a concentrazione in diversi processi industriali. . . 20

2.13 (a) Processi farmaceutici che richiedono calore di processo / refrigerazione / con-dizionamento (b) Sito dell'impianto della RAM pharma . . . 21

2.14 (a) Schema concettuale del layout d'impianto per la produzione di vapore della RAM pharma. (b) Dettaglio della parte di impianto del solare a concentrazione . 22 3.1 Schema del layout dell'impianto di servizio di produzione di vapore tecnologico . 25 3.2 Layout concettuale dell'impianto solare termodinamico . . . 26

3.3 Schema di un collettore di tipo Linear Fresnel . . . 30

3.4 Funzionamento del riettore primario e secondario . . . 30

3.5 Schema della struttura del tubo assorbitore . . . 31

3.6 Schema costruttivo del tubo assorbitore . . . 32

3.7 Schema del sistema termodinamico di un modulo di Thermex . . . 33

3.8 Descrizione delle variabili utilizzate nel bilancio energetico del collettore . . . 34

3.10 Andamento della DNI durante le rampe di salita . . . 35

3.11 Andamento dello IAM totale durante le rampe di salita . . . 36

3.12 Andamento della derivata della temperatura media del uido durante le rampe di salita . . . 36

3.13 Andamento della potenza solare assorbita dal collettore in funzione della tempe-ratura media del uido . . . 37

3.14 . . . 39

3.15 Tabella dei modelli di Steam Drum disponibili . . . 40

3.16 Schema e dimensioni dello Steam Drum . . . 41

3.17 (a) Portata erogata all'utenza in funzione della pressione nello Steam Drum. (b)Potenza assoluta erogata all'utenza in funzione della pressione nello Steam Drum. . . 43

3.18 Mappa di usso e regimi di usso per condotti orizzontali . . . 45

4.1 Fasi di risoluzione numerica di un problema di usso di uidi . . . 47

4.2 (a) Suddivisione in sottosistemi del layout di impianto. (b) Schema dei volumi di controllo considerati per la scrittura dei bilanci. . . 50

4.3 Schema tubo interrato in un mezzo semi - innito . . . 55

4.4 Potenza persa dalle tubazioni interrate e dai tre modelli di Steam Drum . . . 59

5.1 Andamento della pressione nello Steam Drum 1000 per i tre intervalli di reintegro imposti: (a) 0.5 ± 0.1 (b) 0.5 ± 0.05 (c) 0.5 ± 0.01 . . . 63

5.2 Andamento di: grado di vuoto, portata di reintegro e portata fornita allutenza, caso Steam Drum 1000 ed i tre intervalli di reintegro imposti: (a) 0.5 ± 0.1 (b) 0.5 ± 0.05 (c) 0.5 ± 0.01 . . . 64

5.3 Andamento della pressione nello Steam Drum 1500 per i tre intervalli di reintegro imposti: (a) 0.5 ± 0.1 (b) 0.5 ± 0.05 (c) 0.5 ± 0.01 . . . 65

5.4 Andamento di: grado di vuoto, portata di reintegro e portata fornita allutenza, caso Steam Drum 1500 ed i tre intervalli di reintegro imposti: (a) 0.5 ± 0.1 (b) 0.5 ± 0.05 (c) 0.5 ± 0.01 . . . 66

5.5 Andamento della pressione nello Steam Drum 2000 per i tre intervalli di reintegro imposti: (a) 0.5 ± 0.1 (b) 0.5 ± 0.05 (c) 0.5 ± 0.01 . . . 67

5.6 Andamento di: grado di vuoto, portata di reintegro e portata fornita allutenza, caso Steam Drum 2000 ed i tre intervalli di reintegro imposti: (a) 0.5 ± 0.1 (b) 0.5 ± 0.05 (c) 0.5 ± 0.01 . . . 68

5.7 30 GENNAIO. (a) Andamento DNI e IAM. (b) Andamento pressione nello Steam Drum e DNI. (c) Andamento del grado di vuoto e delle portate di reintegro e fornite all'utenza. . . 71

5.8 6 APRILE. (a) Andamento DNI e IAM. (b) Andamento pressione nello Steam Drum e DNI. (c) Andamento del grado di vuoto e delle portate di reintegro e fornite all'utenza. . . 72 5.9 23 LUGLIO. (a) Andamento DNI e IAM. (b) Andamento pressione nello Steam

all'utenza. . . 79 5.14 FUNZIONAMENTO FUORI PROGETTO. (a) Andamento della pressione nello

Steam Drum.(b) Andamento del grado di vuoto e delle portate di reintegro e fornite all'utenza. . . 80 5.15 SALITA A GRADINO. (a) Andamento della pressione nello Steam Drum e della

DNI.(b) Dettaglio di gura a. (c) Andamento del grado di vuoto e delle portate di reintegro e fornite all'utenza. . . 81 5.16 (a) Andamento di pressione e temperatura all'interno dello Steam Drum. (b)

Andamento del grado di vuoto all'interno dello Steam Drum . . . 83 5.17 (a) Andamento delle portate in uscita dai tre sottosistemi in cui è stato scomposto

l'anello di ricircolo. (b) Dettaglio di gura a. (c) Andamento della temperatura e delle perdite termiche nel Thermex. . . 84 5.18 (a) Andamento di pressione e temperatura all'interno dello Steam Drum scollegato.

(b) Andamento del grado di vuoto all'interno dello Steam Drum scollegato. . . . 85 6.1 Progressive sezioni trasversali di lenti aventi il medesimo potere diottrico, da una

lente convenzionale alla lente di Fresnel . . . 91 6.2 Composizione della radiazione solare . . . 92 6.3 Andamento della pressione relativa lungo l'anello evaporativo . . . 96

Negli anni l'esigenza di uno sviluppo ecosostenibile è diventato via via sempre più preponderante. Questo è avvenuto a causa di un progressivo sovra sfruttamento delle risorse ambientali, cambia-menti climatici sempre più radicali e ad altri fattori di importanza mondiale. Ciò ha portato alla stipulazione di trattati internazionali ed a norme sempre più stringenti in merito alla possibilità di emissioni dovute alla combustione di fonti non rinnovabili. Da qui è nata l'esigenza di una progressiva ricerca nel campo delle energie rinnovabili ed un impiego sempre maggiore di risorse per il loro sviluppo. Le diverse modalità di sfruttamento delle fonti energetiche rinnovabili e le relative realizzazioni impiantistiche risultano essere un argomento estremamente vasto ed in continua evoluzione.

L'energia solare è una delle principali fonti energetiche non inquinanti, questa può essere sfrut-tata per soddisfare la richiesta di elettricità, calore di processo e condizionamento di ambienti. Le principali tecnologie utilizzate per rispondere a questa domanda sono il solare fotovoltaico, il solare termico ed il solare termodinamico. In particolare il solare termodinamico (o a con-centrazione) può essere utilizzato per soddisfare ognuna delle tre richieste di energia grazie a diverse soluzioni impiantistiche. Tali soluzioni si possono a loro volta suddividere in autonome o ibride, ovvero capaci di fronteggiare la naturale variabilità della fonte primaria, oppure aventi bisogno di un impianto ausiliario (a combustibili fossili) per garantire la continuità del servizio all'utenza. Fin'ora i maggiori sforzi sono stati impiegati nello studio per la produzione di energia elettrica, una dimostrazione ne sono i progetti del DISS (dIrect Solar Steam) e del SEGS (Solar Electricitng Generating System). Da ultimo si sono sempre più sviluppate applicazioni nalizza-te alla produzione di calore di processo e al condizionamento degli ambienti. Il presennalizza-te lavoro si inquadra proprio nel contesto della produzione di vapore tecnologico per soddisfare la domanda di calore di processo attraverso l'uso di tecnologie solari a concentrazione in impianti ibridi ed è organizzato nel seguente modo:

1. Nel secondo capito vengono forniti gli elementi per contestualizzare il lavoro svolto, quindi una rapida panoramica sulle principali tecnologie solari con particolare attenzione alla DSG (Direct Steam Generation) per la produzione di calore di processo. Vengono quindi illustrate sia le principali soluzioni impiantistiche ibride per la DSG, sia la struttura della domanda energetica (nel dettaglio: tipologia dei processi serviti, quantità e temperatura di fornitura dell'energia). Viene inne descritto un impianto ibrido, analogo al nostro caso di studio, in cui viene prodotto vapore tecnologico proprio tramite DSG.

2. Nel terzo capitolo si analizza il layout di un tipico impianto utilizzato per la produzione di vapore tecnologico da parte delle aziende alimentari, integrato con il solare termico a concentrazione secondo la modalità a circuiti separati. In particolare vengono descritti

del sistema.

4. Nel quinto capitolo viene utilizzato il solutore numerico precedentemente sviluppato con l'intento di valutare: il corretto dimensionamento dell'impianto, il potenziale risparmio energetico sulla produzione di vapore, il comportamento in condizioni meteorologiche limite ed inne una stima del tempo e delle perdite termiche che caratterizzano il rareddamento dell'impianto durante la fase del suo spegnimento.

5. Nel sesto ed ultimo capito si trarranno le conclusioni dell'intero lavoro, mettendo in luce gli eventuali progressi e segnalando le eventuali criticità causate dalle scelte progettuali o da particolari condizioni di funzionamento.

impiantistiche e panoramica sui consumi

energetici industriali

2.1 Introduzione

Il caso che viene analizzato nell'elaborato tratta di un'azienda operante nell'ambito alimentare che ha deciso di ibridare il proprio impianto per la produzione di vapore tecnologico con la tecnologia DSG (Direct Steam Generation) accoppiando in parallelo ai propri generatori a gas un campo solare costituito da collettori lineari di tipo Fresnel. L'analisi preliminare condotta in questo capitolo consentirà di contestualizzare il caso analizzato e di comprendere meglio la scelta della soluzione impiantistica adottata. In questo capitolo saranno quindi illustrati:

ˆ I principali tipi di collettori solari. Ovvero le modalità di sfruttamento dell'energia solare aventi come obiettivo la produzione di calore ad uso tecnologico

ˆ Le principali tipologie di impianti. Vengono illustrate le diverse soluzioni impian-tistiche adottate: dalla produzione autonoma no a quella integrata con altri impianti termici

ˆ La struttura della domanda di calore. Viene illustrata l'entità della della domanda di calore di processo nel consumo complessivo di energia, le diverse temperature di servizio a cui questo viene richiesto dalle utenze ed i principali settori e processi industriali che ne fanno uso

I primi due punti consentiranno di comprendere l'attuale stato dell'arte nel campo delle tecnologie solari e delle strategie per la loro integrazione con impianti termici esistenti. Il terzo punto fornirà invece il segmento di mercato in cui queste soluzioni possono rivelarsi competitive con l'analogo impiego di combustibili fossili per la produzione di calore di processo.

2.2 Produzione di calore ad uso tecnologico da energia solare

Le due principali tecnologie di collettori per la produzione di calore da energia solare sono: ˆ Solare termico (non a concentrazione)

Figura 2.1: Principio di funzionamento e schema costruttivo di un collettore solare piano non a concentrazione.

Il principio di funzionamento del solare termodinamico (come indicato in [2]) è invece quello di raccogliere la radiazione solare diretta (DNI, Direct Normal Irradiation) grazie all'utilizzo di appositi sistemi ottici (riettori), e di concentrarla su un componente (detto ricevitore) nel quale avviene la conversione dell'energia solare in energia termica. Essa viene poi a sua volta ceduta al uido termovettore all'interno del tubo assorbitore. Tanto maggiore sarà la capacità di concentrare la radiazione solare diretta, tanto maggiore sarà la temperatura che è possibile raggiungere.

La principale dierenza tra il solare termico ed il solare termodinamico è la capacità di rag-giungere alte temperature. Infatti, mentre il solare termico può arrivare al massimo a superare i 100°C, il solare termodinamico è in grado di superare anche i 400°C con pressioni no a 100 bar. Tale dierenza è dovuta appunto alle diverse modalità di raccolta dell'energia solare preceden-temente illustrate. Vi sono poi una serie di implicazioni impiantistiche che hanno conseguenze tali da far preferire l'una o l'altra tecnologia in funzione della temperatura di servizio del calore richiesta dal processo.

2.2.2 Confronto tra i diversi tipi di collettori solari a concentrazione

Come indicato in ([22]) i sistemi a concentrazione possono essere suddivisi: ˆ In base al principio sico utilizzato: Riessione o rifrazione

ˆ In base al fatto che siano sistemi Imaging o Non imaging

Semplicisticamente quest'ultima classicazione separa i sistemi che conservano l'immagine della fonte luminosa da quelli che la distruggono. Di seguito si riportano nella tabella2.1 i principali sistemi solari termici a concentrazione secondo la classicazione appena esposta.

Principio sico Sistemi Imaging Sistemi Non Imaging Riessione Collettori parabolici lineari

Collettori parabolici a disco Sistemi riettori di Fresnel

Impianti a torre solare

Compound Parabolic Concentrator (CPC)

Rifrazione Lenti di Fresnel Lenti di Fresnel NonImaging Tabella 2.1: Principali sistemi solari a concentrazione

Sistemi imaging che sfruttano la riessione solare In un sistema di tipo imaging che sfrutta la riessione solare sono sempre seguenti tre sottosistemi:

1. Sistema di inseguimento solare. Durante l'arco della giornata il sole compie un moto apparente rispetto la supercie terrestre. È quindi necessario avere un sistema in grado di inseguire tale movimento apparente in modo da poter concentrare la radiazione solare nel punto desiderato.

2. Sistema di concentrazione della radiazione solare. Questo elemento ha il com-pito di raccogliere e di concentrare la radiazione solare diretta sul sistema di assorbimento. A seconda dell'impianto considerato si può avere sia un riettore primario che secondario in modo da minimizzare ulteriormente la dispersione di radiazione.

3. Sistema di assorbimento della radiazione solare. Questo elemento è quello su cui viene concentrata la radiazione solare. È qui che avviene il passaggio dell'energia dalla forma elettromagnetica in cui viene trasportata dalla luce solare, a quella in energia termica che viene conferita al uido termovettore.

I principali tipi di collettori solari a concentrazione appartenenti a questa categoria sono quattro ([2]):

1. Dischi parabolici 2. Torri solari

in grado di raggiungere rapporti di concentrazione molto più elevati rispetto a quelli su due assi.

Prima di descrivere le loro principali caratteristiche si mostrano (tabella2.2) i principali impianti solari a concentrazione in esercizio nel mondo, il tipo di collettore utilizzato e la loro poten-zialità ([2]). Nella tabella2.2 si riportano invece le loro principali caratteristiche: sistema di inseguimento, temperature raggiungibili e rapporto di concentrazione caratteristico ([22]).

Sistema di

inseguimento Temperaturaraggiungibile concentrazioneRapporto di Dischi parabolici bi assiale oltre 1500 °C 600 - 2000

Torri solari bi assiale oltre 1500 °C 300 - 1500 Collettori

parabolici lineari mono assiale circa 400 °C 40 - 60 Collettori lineari

Fresnel mono assiale circa 400°C 25 - 60

Tabella 2.2: Caratteristiche dei collettori solari analizzati

2.2.2.1 Dischi Parabolici

I dischi parabolici (2.3) sono costituiti da un concentratore di forma parabolica aventi un rice-vitore posizionato nel punto focale della lente1_{, questi sono capaci di inseguire la radiazione}

solare lungo due assi. Gli impianti con questi tipi di concentratori sono di bassa potenzialità e vengono utilizzati prevalentemente per la produzione di energia elettrica. Infatti nel ricevitore è solitamente presente un motore Stirling il quale viene azionato dal uido che riceve l'energia ter-mica concentrata dalla lente. La loro utilità è prevalentemente quella di poter costituire centrali autonome in luoghi dove non sia possibile (o addirittura svantaggioso) costruirne altre o farle servire da unità di taglia più grossa poste però a distanze elevate.

Figura 2.3: Sistema a concentrazione solare con concentratore a disco parabolico: schema e collettore solare.

Figura 2.4: Sistema a concentrazione solare ad eliostati e ricevitore a torre: schema e collettore solare.

2.2.2.3 Collettori lineari parabolici

I collettori parabolici (2.5), a dierenza dei precedenti sistemi, sono dei concentratori di tipo lineare, ovvero concentrano la radiazione lungo un asse invece che in un punto. Il riettore ha una forma di tipo parabolico con il ricevitore posizionato nel suo punto focale. Va da se che non è più possibile inseguire la radiazione solare lungo due assi, ma, imposta una direzione della/e stringa/e; è possibile concentrare la radiazione solare solamente lungo un asse. Le principali direzioni delle stringhe ([4, 22]) costituite da tali collettori sono:

ˆ Nord - Sud, si hanno prestazioni migliori nelle ore iniziali e nali della giornata (si massi-mizza la raccolta nelle code della giornata)

ˆ Est - Ovest, si hanno prestazioni migliori nelle ore centrali della giornata (si massimizza la raccolta durante i picchi)

Chiaramente sono possibili anche disposizioni intermedie rispetto a queste due principali solu-zioni. Queste vengono spesso imposte dallo spazio a disposizione del campo solare (quest'ultimo è tanto maggiore, quanto maggiore vuole essere la taglia dell'impianto). Nonostante questi si-stemi abbiano una minore capacità di concentrazione rispetto a quelli con puntamento su due

assi (circa 10 volte rispetto a quelli su singolo asse), vengono spesso preferiti per la loro minore complessità tecnologica anche a fronte di un minore rendimento dell'impianto.

Figura 2.5: Sistema a concentrazione solare con concentratore di tipo parabolico: schema e collettore solare.

2.2.2.4 Collettori lineari Fresnel

I collettori lineari (2.6) di tipo Fresnel costituiscono una evoluzione di quelli lineari parabolici. sono infatti praticamente il medesimo sistema con la dierenza che il riettore primario, invece di essere costituito da uno specchio di tipo parabolico, è formato da un insieme di tanti segmenti di specchi piani disposti secondo il principio della lente di Fresnel (vedi principio in appendice). Sono costruttivamente più semplici avendo il tubo assorbitore stazionario (invece che mobile come nel caso precedente), un sistema riettore costituito da specchi piani ed un minore ingombro dovuto proprio al particolare principio ottico utilizzato per la riessione.

Figura 2.6: Sistema a concentrazione solare con concentratore di tipo Fresnel: schema e collettore solare.

ˆ In maniera integrata, come nel caso di impianti adibiti alla produzione di calore di processo integrati con altri impianti termici preesistenti

In seguito della scelta del collettore solare e del tipo di funzionamento (integrato/autonomo) in funzione del processo che si intende servire, i principali aspetti che maggiormente inuenzano la congurazione dell'impianto sono i seguenti ([22]):

1. La scelta del uido termovettore utilizzato 2. La scelta dei sistemi di accumulo

3. La scelta del ciclo di conversione in energia elettrica2

2.3.1 Tipologie di uidi termo-vettori e loro utilizzo

I principali uidi termo-vettori utilizzati sono: ˆ Olio diatermico

ˆ Sali fusi ˆ Acqua

I primi due uidi hanno quasi sempre bisogno di uno scambiatore di calore per poter fornire calore all'utenza da servire. Nel caso in cui si voglia produrre vapore tecnologico si ha la necessità di avere due circuiti (uno contenente olio diatermico o sali fusi, mentre l'altro acqua) i quali si interfacciano attraverso uno scambiatore di calore. Invece se si utilizza direttamente l'acqua come uido termovettore non si ha più questa necessità.

L'olio diatermico è il primo uido che è stato impiegato come termovettore negli impianti impianti solari termodinamici, successivamente questo è stato rimpiazzato con l'utilizzo dei sali fusi (principalmente nitrati di sodio e potassio). Questi erano inizialmente usati solo per i sistemi di accumulo. Esistono ancora impianti (come quello di Andasol in Spagna) dove si continua ad usare olio diatermico come uido di scambio e sali fusi nel sistema adibito all'accumulo di energia. Di seguito si riportano le principali proprietà dei due uidi messe a confronto 2.3([2, 7]).

Olio diatermico Sali fusi Massima

temperatura di utilizzo

400°C è massimo il limite superato il quale iniziano a deteriorarsi le

proprietà siche dell'olio ed a manifestarsi fenomeni di instabilità

600°C è il limite entro il quale non si manifestano fenomeni di instabilità della miscela a Sali fusi Volume impianto A causa del massimo limite di temperatura di impiego l'impianto

funzionante solo a Sali fusi elimina la necessità di uno scambiatore con il sistema di accumulo e riduce di 2/3 il volume dell'impianto

Inammabilità Si No

Fluido inquinante Si No

Temperatura di

solidicazione Circa -7°C Tra 160°C e 240°C

Tabella 2.3: Confronto tra utilizzo di olio diatermico e sali fusi come uido termovettore Si può notare come l'utilizzo dei sali fusi, per quanto comunque moto conveniente, abbia come forte limitazione l'elevata temperatura di solidicazione. Questo implica che l'impianto va perennemente mantenuto a temperature maggiori di quella indicata, pena la solidicazione del uido all'interno dell'impianto. Questa problematica porta a soluzioni non banali per i sistemi che servono impianti in cui vengono impiegati i sali fusi come uidi termo-vettori. L'acqua può essere invece una valida alternativa, in particolare per la produzione di vapore tecnologico. Il principale limite dovuto all'utilizzo di acqua è il forte aumento di pressione a seguito della crescita di temperatura, ciò porta a soluzioni impiantistiche più complesse.

2.3.2 Impianti solari termodinamici indipendenti

A causa della naturale variabilità giornaliera della fonte solare, questi sistemi non possono pre-scindere dall'impiego di sistemi di accumulo. La loro scelta ed il loro dimensionamento dipenderà dal tipo di servizio che si intende soddisfare (calore tecnologico o vapore). Si possono distinguere due tipi di accumulatori:

ˆ Accumulatori di energia termica ˆ Accumulatori di vapore

I primi sono caratterizzati da una elevata/elevatissima capacità termica in grado di far fronte alla naturale alternanza giorno/notte. Sono generalmente costituiti da serbatoi contenenti sali fusi (come ad esempio l'iniziale impianto presente nella centrale di Priolo Gargallo). I secondi sono concettualmente analoghi, con la dierenza che invece di rendere disponibile energia termica, sono in grado di fornire vapore. In generale un sistema di accumulo deve poter fornire un servizio costante in modo da consentire il corretto svolgimento del processo per qualsiasi modalità operativa.

collettore di raccolta, dove conuisce parallelamente quello prodotto da un altro impianto termico (convenzionale o anch'esso adoperante energie rinnovabili, ad esempio caldaie a combustibili fossili/biomasse).

2. SINGLE - PHASE FLUID (INDIRECT). Questa strategia viene detta indiretta (al contra-rio della precedente). La Single - Phase Fluid consiste in pratica nel riscaldare il uido negli impianti solari, senza compiere un cambiamenti di fase, e di cedere il calore accumulato al generatore di vapore tradizionale tramite uno scambiatore. Solitamente vengono usati acqua o olio.

3. PRE - HEATING. Il campo solare lavora con acqua in pressione. L'energia termica dispo-nibile dal campo solare al uido viene fornita all'impianto o attraverso l'acqua di alimento a monte, oppure tra il preriscaldatore ed il generatore di vapore. In pratica si fornisce energia all'impianto nella fase di preriscaldamento del uido motore.

4. FLASH. In maniera analoga a quanto accade negli impianti geotermici: l'acqua in pressione circola attraverso il campo solare riscaldandosi, il vapore viene prodotto per laminazione del uido attraverso un'apposita valvola.

Per l'impianto che verrà studiato in questo lavoro analizzeremo solo il caso di Direct Steam Generation.

2.3.4 Soluzioni impiantistiche generali sviluppate per la DSG

La principale applicazione della DSG è la produzione di energia elettrica tramite ciclo Rankie, è possibile però utilizzarla anche per la produzione di vapore tecnologico per tutte le applicazioni industriali che richiedono calore di processo sotto forma di vapore saturo o surriscaldato. La DSG può essere applicata sia in impianti autonomi che in impianti integrati. Di seguito riporteremo prima i principali concept sviluppati per la produzione diretta di vapore (studiati principal-mente per la produzione di energia elettrica), successivaprincipal-mente analizzeremo due possibili layout impiantistici in soluzione integrata per la produzione di vapore tecnologico.

2.3.4.1 Concept sviluppati per la DSG

Esistono tre possibili concept ([8, 10]) aventi come output la produzione diretta di vapore (DSG) dal solare termodinamico. Queste tre soluzioni possono essere applicate sia ad impianti autonomi che ad impianti integrati. Elencandole queste sono:

1. Once - Through Concept 2. Injection Concept

3. Recirculation Concept

Nella tabella 2.7 sono mostrati i diversi layout delle tre soluzioni impiantistiche precedentemente elencate. Si può notare come l' injection mode e il once-throug mode siano concettualmente analoghi ad una caldaia ad attraversamento forzato, mentre il recirculation mode risulta più simile ad una caldaia a circolazione assistita.

Figura 2.7: Soluzioni impiantistiche implementate e studiate per la DSG.

Queste tre soluzioni sono state implementate e studiate nell'ambito del progetto di ricerca e sviluppo del DISS (DIrect Solar Steam) con il principale intento di generare vapore surriscaldato per la produzione di energia elettrica. Di conseguenza è stata scelta una modalità di produzione del vapore adeguata alla strategia di controllo dell'impianto, dettata quindi dal tipo di accop-piamento che si è voluto imporre tra caldaia (servizio) e turbina (utenza). Per gli impianti di tipo tradizionale tipicamente i due criteri di esercizio sono: 1) generatore a pressione costante 2) generatore con valvola di immissione (in turbina) sempre tutta aperta ([11]).

Per quanto riguarda invece la regolazione del solare termodinamico nei tre concepts esposti, questa è stata eettuata con l'intento di mantenere quanto più possibile costanti le caratteri-stiche del vapore surriscaldato (ovvero temperatura e pressione) a discapito della portata mas-sica di vapore prodotto. Nella tabella 6.1 (in appendice) sono messi a confronto i principali vantaggi/svantaggi dei tre layout impiantistici esposti.

utili nella successiva sezione per comprendere meglio le possibili strategie di integrazione con altri impianti.

2.3.4.2 Sviluppo di impianti ibridi integranti la tecnologia DSG

In questa parte vengono riportate due possibili soluzioni di layout per lo sviluppo di impianti ibri-di integranti la tecnologia DSG. Come già accennato sopra, in questi impianti la nalità è quella di soddisfare la domanda di calore di processo attraverso la produzione di vapore tecnologico. I due layout possibili, illustrati in questa sezione (riportati in [5]), sono:

ˆ Impianto ibrido  a circuito singolo (Figura 2.8(a) ) ˆ Impianto ibrido a circuiti separati (Figura 2.8 (b) )

Impianto a CIRCUITO SINGOLO. In questo tipo di layout il vapore viene inviato alle utenze unicamente dalla caldaia. Il vapore prodotto dal campo solare viene inviato all'interno della caldaia invece che direttamente alle utenze. Per non creare turbolenze all'interno del man-tello e consentire così alla caldaia di lavorare stabilmente, il vapore prodotto dal campo solare viene preventivamente separato prima della sua immissione nel recipiente. La principale proble-matica che emerge da questa soluzione sono le forti uttuazioni del livello di liquido all'interno della caldaia. Queste possono vericarsi sia durante la normale produzione di vapore, sia du-rante e fasi di avviamento/spegnimento dell'impianto. Per farvi fronte sono possibili due diverse soluzioni:

ˆ Un incremento del volume del vessel della caldaia, in grado di smorzare tali variazioni di livello. Una marcata variazione del livello di liquido può portare, sia ad una forte variazione dell'ecienza di separazione del vapore nel vessel con conseguenti variazioni di produzione da parte della caldaia, sia (cosa ancora più pericolosa) all'emersione dei fasci tubieri dal pelo libero. Quest'ultima situazione può dare luogo a rischi non trascurabili per l'integrità della caldaia e la sicurezza dell'ambiente circostante.

ˆ L'inserimento nel circuito di uno start - up vessel. Grazie a questo stratagemma è possibile disaccoppiare i circuiti in fase di avviamento/spegnimento dell'impianto. Il vessel dovrebbe essere quasi pieno di condensato durante la produzione di vapore in modo da smorzare il passaggio di nuvole e l'arrivo della sera con una variazione del suo livello (e non una

variazione di livello da parte della caldaia). Alternativamente, in fase di avviamento, il circuito solare dovrebbe far circolare uido in pressione in maniera disaccoppiata no al raggiungimento delle proprietà desiderate del vapore circolante nel campo solare prima di poterlo immettere nella caldaia.

Impianto a CIRCUITI SEPARATI. In questo caso si tratta di una integrazione della DSG più classica: si hanno infatti due circuiti ben distinti, uno per il campo solare ed uno per il sistema termico tradizionale. Il vapore prodotto dai due circuiti viene solitamente raccolto in un collettore. A dierenza del caso precedente, si può notare la presenza di uno Steam Drum3_.

Ciò rende questa tipologia di integrazione analoga al recirculation mode analizzato nelle sezioni predenti, mancando però (ovviamente) la parte adibita al surriscaldamento del vapore. Come nel caso di circuito singolo si presenta nuovamente la problematica delle uttuazioni del livello del liquido. In questo caso tali variazioni vengono però assorbite dalla presenza dello Steam Drum, il quale ha la triplice funzione di:

ˆ Separare le due fasi (fase liquida e fase solida) presenti nel vapore ˆ Accumulare massa ed energia

ˆ Smorzare le variazioni di livello In denitiva è possibile aermare che:

ˆ Il primo caso di integrazione prevede l'utilizzo di un separatore e di un vessel di maggiori dimensioni o di uno start - up vessel aggiuntivo (mantenendo però invariato il volume del vessel della caldaia). Nel secondo caso si ha unicamente bisogno di uno steam drum. La convenienza economica tra le due possibilità dipende dall'entità dei lavori necessari per l'integrazione.

ˆ Studi hanno riportato che il primo caso risulta essere termodinamicamente più vantaggioso, il secondo però si avvale di una maggiore maturità tecnologica essendo un'applicazione già ampiamente testata su altri impianti.

(a)

(b)

2.4 Struttura della domanda energetica e campi di applicazione

delle tecnologie solari

2.4.1 Struttura della domanda energetica

Come riportato in ([3, 5, 21, 22, 24]), è possibile ottenere una stima, sia dell'attuale doman-da energetica europea, sia dei suoi principali settori di utilizzo. Sulla base di precedenti studi eettuati sui consumi annuali, emerge che nel 2012 il consumo energetico dell'Unione Euro-pea ammontava a 1104 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (46,242 ExaJoule → 46,242 1018 Joule). Di queste il 28% (12,95 EJ, 309,1 Mtoe) veniva richiesto per applicazioni di tipo industriale. Tale consumo era a sua volta ripartito nei seguenti utilizzi (vedi tabella 2.4 ) :

Settore industriale % di energia consumata Produzione di Elettricità 34% (4,403 EJ, 105,1 Mtoe) Produzione di Calore di processo 66% (8,547 EJ, 98,9Mtoe)

Tabella 2.4: Impiego dell'energia consumata per applicazioni di tipo industriale.

Focalizzandosi sulla domanda di calore di processo, è importante ricordare che questa viene denita in base:

ˆ Al quantitativo richiesto

ˆ Alla temperatura temperatura di fornitura

È quindi interessante studiare quale sia la caratterizzazione della domanda di calore di processo da parte dei diversi settori industriali in modo da poter prevedere dove le tecnologie solari abbiano maggiori possibilità di espansione. In gura 2.9 (riportato in [3]) è possibile apprezzare la ripartizione dei precedenti 8,547 EJ richiesti dall'industria per la produzione di calore di processo.

Dallo studio emerge che la temperatura di servizio del 57% del consumo (4,87 EJ) sia stata al di sotto dei 400°C ed il 30% (2,56 EJ) addirittura sotto i 100°C (di conseguenza si ha quindi che il consumo di calore tra 400°C e 100° ricopra il 27% del consumo, ovvero 2,3EJ). Come evidenziato ad inizio capitolo, è possibile notare come la domanda al di sotto dei 100°C possa essere coperta dalla produzione da parte del solare termico non a concentrazione, mentre quella tra 100°C e 400°C da parte del solare termodinamico (o a concentrazione).

Figura 2.9: Domanda di calore ad uso industriale divisa per temperatura di fornitura e per settore di utilizzo

In gura2.10 si mostra quali sono le temperature caratteristiche per alcuni dei processi pro-duttivi dei settori industriali precedentemente illustrati.

Figura 2.10: Temperature tipiche della fornitura del calore nei processi produttivi di alcuni dei principali settori industriali di interesse

In gura2.11 vengono riportati ulteriori dati sulla struttura dei consumi energetici mondiali. In particolare è interessante notare come questi siano analoghi a quelli precedentemente esposti, non mostrando quindi sostanziali variazioni del mercato in funzione del periodo e del continente presi in esame.

(a) (b)

(c)

Figura 2.11: (a) Consumo di calore ne mondo (b) Struttura della domanda di calore da parte dell'industria (c) Domanda di calore dei principali settori industriali che ne fanno uso

2.4.2 Campi di applicazione delle tecnologie solari

In base alla temperatura di fornitura del calore, le varie tecnologie possono essere suddivise in: ˆ Tecnologie a bassa temperatura→ Fino ad 80°C usate per la produzione di acqua calda

sanitaria o per il riscaldamento in generale

ˆ Tecnologie a media temperatura→Fino a 250°C usate per la climatizzazione residenziale (Solar Cooling) o per la produzione di calore per processi industriali

ˆ Tecnologie ad alta temperatura−→Oltre i 250°C usate per la produzione di energia elettrica Nella gura 2.12 (a) si vede quali sono le principali applicazioni in funzione delle temperature raggiungibili dai collettori solari e la taglia degli impianti dedicati. Si vede subito come i due principali impieghi dei sistemi solari termici alle medie temperature siano il Solar Cooling e la Produzione di calore di processo. Nella gura 2.12 (b) si vede nel dettaglio quali sono i collettori solari termici utilizzati alle medio - basse temperature e quali siano i principali processi industriali che ne fanno utilizzo ([20, 21]).

(a)

(b)

Figura 2.12: (a) Impieghi dei collettori solari a concentrazione in funzione di: temperatura rag-giungibile - potenza sviluppata dall'impianto. (b) Impiego dei collettori solari a concentrazione in diversi processi industriali.

2.5 Impianto per un'industria farmaceutica in Giordania

In conclusione a quanto esposto n'ora si presenta un impianto installato e funzionante analogo a quello che verrà studiato nel presente lavoro. L'impianto in questione è quello installato in Giordania dall'industria farmaceutica RAM pharma ([25, 26, 27]), in gura2.13(a) si riportano i processi industriali che richiedono calore di processo o refrigerazione/condizionamento di ambienti (principali ambiti in cui operano le tecnologie solari a media temperatura). Inoltre tale impianto è stato installato sul tetto del proprio capannone industriale (vedi gura 2.13(b) ) risparmiando quindi la totalità dello di spazio4 _{necessario per la sua collocazione.}

4_{Un forte vantaggio di questi collettori, specie per installazioni di tipo medio - piccole, è quello di poter essere}

(a)

(b)

Figura 2.13: (a) Processi farmaceutici che richiedono calore di processo / refrigerazione / condizionamento (b) Sito dell'impianto della RAM pharma

L'impianto solare produce vapore saturo secco in modalità DSG (Direct Steam Generation) ed è integrato con un generatore termico di tipo tradizionale (caldaie a gas, vedi gura2.14 (a) ). I due impianti formano così un unico impianto ibrido per la produzione di vapore di tipo a circuiti separati.

Il campo solare è composto da 18 moduli di collettori solari lineari di Fresnel, posti su due stringhe parallele lunghe 36,5 m ciascuna, per un'area complessiva di specchi riettori di 396m2

ed uno Steam Drum di 2 m3_{. Il picco di potenza raggiungibile dall'impianto è di 222 kW e il calore}

lordo prodotto è di 340 MWh/a. Per poter dare la priorità al vapore prodotto dall'impianto solare rispetto a quello prodotto dalle caldaie, si fa in modo che questo operi a pressioni più elevate del set-point di quest'ultime, contemporaneamente la sua pressione non deve discostarsi troppo da quella di fornitura all'utenza. Per questi motivi si ha che la massima pressione raggiungibile dall'impianto è di 15,5 barg (200°C TM AX), mentre il vapore fornito all'utenza è ad una pressione

costante di 6 barg e temperatura di 166°C. In gura 2.14 (b) si vede il dettaglio riguardante la parte di impianto del solare termico a concentrazione.

(a)

(b)

Figura 2.14: (a) Schema concettuale del layout d'impianto per la produzione di vapore della RAM pharma. (b) Dettaglio della parte di impianto del solare a concentrazione

2.6 Conclusioni

L'intento di questo capitolo è stato quello di:

ˆ Fornire una panoramica sulle possibili modalità di sfruttamento dell'energia solare per via termica

ˆ Analizzare le tecnologie solari termiche a concentrazione nalizzate alla produzione di calore di processo. In particolare sono state analizzate le tecnologie solari termiche a concentra-zione e le possibili soluzioni impiantistiche IBRIDE nalizzate alla produconcentra-zione di vapore tecnologico tramite DSG (Direct Steam Generation)

ˆ Illustrare la struttura della domanda energetica ed i campi di utilizzo dei diversi collettori solari a concentrazione. Il ne è stato quello di determinare i potenziali segmenti di mercato in cui le diverse tecnologie solari a concentrazione abbiano maggiori possibilità di espansione ˆ Mostrare un esempio pratico (industria farmaceutica RAM pharma) di impianto ibrido in

cui viene prodotto vapore tecnologico tramite DSG Dallo studio di questi aspetti è emerso che:

ˆ Circa il 66% dei consumi energetici da parte del settore industriale sono utilizzati per la produzione di calore di processo

ˆ Il 57 % del calore di processo (quindi il 37,6% dell'intero consumo energetico industriale) viene richiesto a temperature inferiori ai 400°C

ˆ Il 30% del calore di processo (quindi il 17,8% dell'intero consumo energetico industriale) viene richiesto a temperature comprese tra i 100°C e i 400C°

ˆ Il solare termico è in grado di raggiungere temperature no a 100°C mentre il solare termico a concentrazione è in grado di raggiungere temperature no a 400°C e pressioni di 100 bar ˆ Per il solare termodinamico (oggetto del nostro studio) sono possibili numerose soluzioni ed integrazioni impiantistiche per la produzione di calore di processo refrigerazione -climatizzazione di ambienti

Si è quindi:

1. Legittimato l'impiego di tecnologie solari per la produzione di calore di processo in campo industriale, mostrandone inoltre gli attuali impieghi e le potenziali aree di diusione 2. Analizzate nel dettaglio le soluzioni impiantistiche ibride. In particolare quelle che

dell'azienda attraverso l'integrazione di un impianto solare termico a concentrazione operante in modalità DSG con le caldaie a gas già presenti. In particolare tale integrazione verrà eettuata secondo la soluzione a circuiti separati (2.8 (b) ) precedentemente esposta. In questo capitolo verranno descritti:

ˆ L'utenza da servire ed il layout complessivo di impianto ˆ L'impianto termico della parte combustibili fossili ˆ L'impianto termico della parte solare termodinamica

In particolare, durante la descrizione dell'impianto solare termodinamico, verranno analizzati dettagliatamente i suoi componenti ed il loro funzionamento. Dove necessario questi verranno dimensionati (come nel caso del riduttore di pressione e dello Steam Drum) o ne saranno denite le caratteristiche di interesse (come nel caso della capacità termica di Thermex). La completa denizione delle caratteristiche dei componenti dell'impianto solare termodinamico consentirà di: ˆ Avere un'idea delle grandezze siche e comprendere quindi l'inuenza dei diversi

compo-nenti sul comportamento globale dell'impianto

ˆ Avere a disposizione tutti i dati necessari per poter sviluppare un modello numerico in grado di simulare la risposta dinamica della parte d'impianto riguardante il solare termodinamico

3.2 Utenza e layout complessivo di impianto

Trattandosi di un'industria di processo la domanda di vapore tecnologico è praticamente costante nel tempo. Nel dettaglio questa è di circa 3 tonnellate/ora ed il vapore deve essere fornito in condizioni di vapore saturo secco alla pressione di 5 bar (corrispondente ad una temperatura di 151.89°C).

Figura 3.1: Schema del layout dell'impianto di servizio di produzione di vapore tecnologico

Come già precedentemente esposto il sistema termico a combustibili fossili viene integrato con quello solare termodinamico usando la soluzione a circuiti separati (vedi gura2.8 (b) ). In questo modo tale impianto è del tutto analogo a quello già analizzato della RAM pharma (in gura3.1 si riporta il layout dell'impianto complessivo: solare a concentrazione e gas).

Per eettuare tale integrazione sarà necessario che il serbatoio dell'acqua di reintegro alimenti sia le caldaie a gas, sia lo Steam Drum dell'impianto solare. Inoltre dovrà essere previsto un collettore per la raccolta del vapore prodotto dai due sistemi termici da cui l'utenza avrà modo di prelevare il proprio fabbisogno.

3.3 Impianto termico a combustibili fossili

L'impianto termico a combustibili fossili è composto da due caldaie a tubi di fumo Mingazzini alimentate a gas di rispettivamente:

ˆ 1560 kW con produzione massima di 2 t/h ˆ 2320 kW con produzione massima di 2,5 t/h

Tipicamente queste vengono fatte lavorare ad un carico parziale del 65% e vengono alimentate con acqua di reintegro a 92°C..

3.4 Impianto solare termico a concentrazione

Il campo solare è composto da 52 moduli di Thermex divisi in due stringhe orientate a 70° rispetto all'asse N - S, per un'estensione totale di 1950 m2_{. Si prevede di avere in uscita dal campo solare}

ˆ Il riduttore di pressione (è l'elemento che si interfaccia con il collettore per la raccolta del vapore)

ˆ La pompa di reintegro (è l'elemento che reintegra l'acqua all'interno dell'impianto) ˆ La pompa di ricircolo (è l'elemento che regola il usso all'interno dell'anello di ricircolo) Nel seguito saranno descritti più dettagliatamente i componenti presenti nell'impianto ed il loro funzionamento. Questo consentirà di avere una caratterizzazione globale e completa dell'impianto solare termodinamico, potendo avere così una misura delle grandezze in gioco. Quest'ultime saranno successivamente impiegate per la modellazione numerica dell'impianto.

Figura 3.2: Layout concettuale dell'impianto solare termodinamico

3.4.1 Fasi di funzionamento dell'impianto solare termodinamico

A causa della variazione di disponibilità della fonte solare dovuta alla naturale alternanza gior-no/notte, l'impianto presenterà un funzionamento ciclico. Per ogni giorno sarà quindi possibile distinguere tre fasi:

ˆ AVVIAMENTO. Questa fase si suddivide a sua volta in tre stadi. Grazie all'utilizzo dei collettori solari si avrà un'iniziale innalzamento dello stato energetico dell'impianto (aumen-terà infatti la temperatura del uido che circola al suo interno). Successivamente saranno

espulsi i gas incondensabili al suo interno (questa modalità resta ancora da denire, ci sono diverse ipotesi su tale risoluzione). Seguirà una fase di pressurizzazione dell'impianto no al raggiungimento delle condizioni operative necessarie per la produzione di vapore. ˆ PRODUZIONE. Questa è la vera e propria fase operativa in cui avverrà la produzione di

vapore. Il funzionamento dei collettori solari sarà quindi soggetto sia alla naturale variazio-ne di DNI giornaliera (massima variazio-nelle ore centrali, crescente/calante durante mattina/sera, nulla la notte) sia alle temporanee condizioni meteorologiche (frequente passaggio di nubi, foschie, temporali ecc. ecc.). Questa seconda ulteriore variabilità giornaliera si ripercuoterà sulla variabilità della produzione di vapore da parte dell'impianto solare. Quindi non sarà mai possibile avere una condizione di funzionamento a regime, ma si presenterà piuttosto una fase di produzione di vapore caratterizzata da un continuo transitorio.

ˆ SPEGNIMENTO. Durante questa fase la fonte solare non sarà più in grado di mantenere l'impianto a pressioni superiori al limite minimo di mandata, terminando quindi l'erogazio-ne di vapore all'utenza. Seguirà quindi la depressurizzaziol'erogazio-ne dell'impianto dovuta al suo progressivo rareddamento. Raggiunta la pressione atmosferica (ovvero la minima ammis-sibile per l'integrità dell'interno impianto) si apriranno automaticamente le valvole rompi - vuoto che consentiranno l'ingresso dell'aria. Ciò arresterà l'ulteriore calo di pressione, garantendo così la tutela dell'integrità di tutti i componenti dell'impianto. nota: la de-pressurizzazione dell'impianto, anche al di sotto del valore della pressione atmosferica, è dovuta al progressivo rareddamento del vapore (provocando la sua condensazione). In-fatti, ad esempio, la pressione del vapore a 20°C è di 0,023 bar, notevolmente inferiore a quella atmosferica.

Le fasi di avviamento e spegnimento sono ancora in fase di sviluppo e possibile oggetto di studi futuri. L'ottimizzazione di queste condizioni di funzionamento può avere notevoli beneci sia a livello di ulteriori risparmi energetici, sia a livello di un'integrazione più eciente dei due tipi di impianti.

In questo lavoro verrà analizzata principalmente la fase produttiva ed in parte quella di spe-gnimento. L'intento è quello di studiare il comportamento dell'impianto solare in modo di poter successivamente riuscire a coordinare le due unità (solare e a gas) con i seguenti obiettivi:

ˆ Garantire una costante erogazione di vapore all'utenza

ˆ Ottimizzare l'intervento del generatore termico a gas in caso di mancata produzione da parte dell'impianto solare1_.

3.4.2 Thermex

Il Thermex è il collettore solare termico a concentrazione che verrà impiegato nel campo solare. Se ne illustra la sua scheda tecnica, il suo principio di funzionamento ed inne il procedimento che ha consentito di determinare la sua capacità termica (dato fondamentale per la successiva fase).

Picco di potenza 25 kWt

Supercie riettente Lorda 48 m^2

Supercie riettente Netta 37,5 m^2

Dimensioni della supercie (6,15 x 7,8) m Temperatura di uscita del uido < 230°C

Pressione operativa < 30 barg

Fluido termovettore Acqua, Olio, Vapore Specchi della supercie riettente Fogli di alluminio

Tubo assorbitore Acciaio inossidabile con rivestimento selettivo Ecienza ottica (in accordo con

EN 12975 annex P) 69,2%

Coeciente di perdita termica

(a_1) 0,27

Tabella 3.1: Scheda tecnica di Thermex

I produttori indicano come settori industriali e processi produttivi in cui Thermex può essere utilizzato quelli indicati nella tabella 3.2.

Industria e Processi Temperatura operativa del uido [°C] Food & Beverage, cartario Vapore, 100 - 180

Essiccazione dell'aria Acqua, 100 - 130

Tessile Acqua, Olio 120 - 200

Pulizia industriale Vapore, 130 - 160

Plastiche Acqua, 100 - 160

Condizionamento aria Acqua, 90 - 165

Refrigerazione Acqua, Olio 165

Dissalazioe dell'acqua Vapore, 160 Industria mineraria Acqua, Olio, 70 - 150

3.4.2.2 Principio di funzionamento di un collettore solare di tipo Linerar Fresnel Un sistema termico a concentrazione è solitamente composto da tre sottosistemi:

1. Sistema di inseguimento solare

2. Sistema di concentrazione dei raggi solari 3. Sistema di assorbimento della radiazione solare

Nei seguenti paragra saranno descritte più dettagliatamente queste tre apparecchiature nel caso di un concentratore solare di tipo linear Fresnel (vedi in gura). Si riportano preliminarmente un esempio di tale concentratore (Tabella 3.3 (a) ) ed i principali vantaggi/svantaggi legati al loro impiego (Tabella 3.3 (b) ).

(a)

Vantaggi - Semplicità costruttiva - Bassi carichi dal vento - Tubo ricevitore stazionario - Elevato utilizzo di supercie Svantaggi - Ombreggiamento tra specchi adiacenti

(b)

Tabella 3.3: (a) Esempio di un concentratore lineare di tipo Fresnel (b) Vantaggi e svantaggi dei concentratori di tipo Fresnel

Sistema di inseguimento solare Il sistema di inseguimento del sole di un concentratore Fresnel è di tipo mono assiale. La DNI raccolta viene quindi concentrata lungo un'asse sul quale è posto il tubo assorbitore. Un orientazione lungo l'asse E - W massimizza l'ecienza del collettore durante i picchi, sia diurni che annuali di irradiazione, mentre un'orientazione N - S massimizza

Figura 3.3: Schema di un collettore di tipo Linear Fresnel

Sistema di assorbimento della radiazione solare Il tubo assorbitore viene posizionato lungo la linea focale dei due riettori (primario e secondario) e, schematicamente, appare come in gura 3.5.

Figura 3.5: Schema della struttura del tubo assorbitore fatte per il

La sua congurazione è stata progettata apposta per massimizzare la trasmissione del calore in direzione del uido e, contemporaneamente, minimizzare qualsiasi tipo di perdita. Infatti:

ˆ TRASFERIMENTO DI CALORE AL FLUIDO. La radiazione solare viene concentrata sulla linea focale dei due riettori dove è situato il tubo assorbitore. Questa attraversa inizialmente il vetro di copertura per poi incidere sull'assorbitore vero e proprio, il quale cederà il calore assorbito al uido termovettore per conduzione. Al ne di massimizzare tale processo, il vetro di copertura è rivestito di materiale antiriettente in modo da minimizzare la riessione della radiazione solare e, dualmente, il tubo in acciaio è rivestito di materiale spettralmente selettivo, che ha la funzione di massimizzare l'assorbimento di radiazione cercando di minimizzare il proprio re - irraggiamento

ˆ PERDITE. Sopra si è già accennato alla minimizzazione delle perdite per riessione e per re - irraggiamento da parte del vetro e del tubo in acciaio. Un altro importante stratagemma per ridurre le perdite è quello di realizzare un'intercapedine tra tubo in acciaio e rivestimento in vetro con un buon grado di vuoto (solitamente 7 kPa). Grazie a questo accorgimento si abbattono notevolmente le perdite per conduzione e convezione, avendo interposto l'assenza di materia tra i due corpi. In questo modo le perdite di calore risultano avvenire quasi unicamente per irraggiamento.

Costruttivamente il tubo assorbitore (Figura 3.6) è solitamente costituito dai seguenti compo-nenti:

ˆ Soetto in acciaio (serve per compensare le dierenti dilatazioni termiche tra vetro e acciaio)

Figura 3.6: Schema costruttivo del tubo assorbitore 3.4.2.3 Determinazione della capacità termica

Per poter compiere una caratterizzazione completa del componente ed avere quindi tutti i dati necessari per poter eettuare una modellazione dinamica dell'impianto, sarà necessario determi-nare la capacità termica di Thermex. Ciò è stato possibile attraverso rilevamenti sperimentali precedentemente compiuti in una struttura di prova. I dati a disposizione (con campionamento al minuto) sono:

ˆ Misura della Radiazione Solare Diretta

ˆ Valutazione dello IAM2 _{longitudinale e trasversale}

ˆ Misura della temperatura ambiente

ˆ Misura delle temperature in ingresso e in uscita dal collettore di prova ˆ Misura della pressione in ingresso e in uscita dal collettore di prova ˆ Misura della portata di uido attraverso il collettore

Per quanto riguarda l'impianto e le modalità di prova:

ˆ La prova è stata eettuata su un singolo collettore solare ˆ Fluido utilizzato: acqua surriscaldata

ˆ Il uido viene riscaldato senza provocare il suo cambiamento di fase

Per poter determinare la capacità termica si procede imponendo unicamente il bilancio di energia del sistema collettore. Le ipotesi del modello sono:

1. Dalle misurazioni eettuate risulta che il collettore è a pressione quasi costante durante le rampe di salita eettuate dalla temperatura (intorno a 8 bar). Inoltre le perdite di carico tra l'ingresso e l'uscita del collettore sono praticamente trascurabili (dell'ordine di un decimo di bar). Pertanto verrà considerato con buona approssimazione un processo di tipo isobaro.

2. Avendo considerato il processo isobaro e facendo in modo che il uido non subisca cambia-menti di fase, si può considerare quest'ultimo incomprimibile, e quindi stazionario il suo bilancio di massa

3. Si assume la variazione di temperatura del Thermex nel tempo uguale a quella del uido di lavoro

Considerando quindi il solo bilancio di energia del sistema, si ottiene: dEtot

dt = Qsolare− G · (hi− hu) Denendo:

ˆ ENERGIA TOTALE DEL SISTEMA Etot = Ef luido+ ET hermex con: Ef luido = Mf luido·

u(Tm, p) = ρ · V · u(Tm, p)e ET hermex= CT H· Tm

ˆ TERMINE AVVETTIVO Qsolare= (η · DN I) · Aacon η = IAML· IAMT · η0+ a1·Tm_{DN I}−T a

ˆ TERMINE CONVETTIVO G · (hi− hu)

Si riportano di seguito lo schema del sistema in esame (Figura 3.7) e la descrizione delle variabili utilizzate nel bilancio energetico del collettore (Tabella 3.8).

ENER GIA TOT ALE Descrizione TERMINE AVV. Descrizione TERMINE CONV. ρ Densità del uido Qsol ar e Potenza solare netta assorbita dal uido nel collettore [k W] G V V olume della tub azion e del collettore solare [m 3 ] η Ecienza del collettore (dato dalla somma dell'ecienza ottica più quella term ica ) hi u Energia in terna sp ecica del uido [kJ/kg] DNI Direct Normal Irradiation (Radiazione Diretta Normale) [k W/ m 2 ] hu CT h Capacità term ic a del collettore so la re [kJ/ °C] Aa Area di ap ertura (sup ercie solare netta) [m 2 ] -Tm Temp eratura media del uido nel collettore [°C] denita come Tm = Ti + Tu 2 η0 Ecienza ottica del collettore -p Pressione a cui avviene la trasform azione I AM L Longitudinal Inciden te Angle Mo dier (Mo dicato re dell'Angolo di Incidenza Longitudinale) -I AM T Longitudinal Inciden te Angle Mo dier (Mo dicato re dell'Angolo di Incidenza Trasv ersale) -a1 Co ecienn te della perdita termica  W m 2K  -Ta Temp eratura am bien te [°C]

-Determinazione della capacità termica di Thermex Le fasi caratteristiche di tale operazione sono state:

1. Dai dati a disposizione sono stati estrapolati tre intervalli in cui la temperatura media del uido aveva un andamento quasi lineare, escludendo quindi le code in cui i cambi di pendenza risultavano essere più accentuati (vedi gura3.9).

Figura 3.9: Andamento della temperatura media del uido durante le rampe di salita

2. Dal precedente punto si è quindi individuato l'intervallo temporale di interesse su cui valu-tare le restanti grandezze. Si sono così misurati la DNI e lo IAM riportati nelle gure 3.10 - 3.11 e le altre grandezze necessarie per il bilancio di energia. Tra queste si riportano gli andamenti nel tempo delle più interessanti, ovvero: la derivata della temperatura media del uido nel tempo (gura3.12) e la potenza solare netta assorbita dal collettore (gura3.13).

Figura 3.11: Andamento dello IAM totale durante le rampe di salita

Figura 3.12: Andamento della derivata della temperatura media del uido durante le rampe di salita

Figura 3.13: Andamento della potenza solare assorbita dal collettore in funzione della temperatura media del uido

3. Si è inne eettuata una media dei precedenti dati con il ne di ottenere la capacità termica di Thermex per ognuna delle tre rampe eettuate. Si sarebbe potuta eettuare una valutazione di quest'ultima in funzione della temperatura media del uido di lavoro, ma a causa: 1) del non regolare andamento dei valori di alcuni parametri 2) della scarsa quantità di dati (solo tre rampe) 3) della non univoca dipendenza della capacità termica dalla temperatura media del uido, si è deciso di eettuare la media di tutti i valori raccolti. Si sono così ottenuti i risultati della seguente tabella 3.4:

P_sol media

[kW] Tm media[°C] dTm/dt media[°C/min] Capacità termichemedie [kJ/°C]

Rampa 1 14,9 82,1 0,93 117,0

Rampa 2 15,8 90,4 1,59 88,6

Rampa 3 13,3 136,4 1,05 104,2

Tabella 3.4: Risultati ottenuti dalla valutazione della capacità termica

È stato scelto inne il valore di 103,3 [kJ/kg] in quanto media delle capacità termiche ottenute.

3.4.3 Tubazioni al campo solare

Le tubazioni che collegano il campo solare con il corpo cilindrico situato in centrale termica hanno le seguenti caratteristiche

ˆ Conuiscono le portate di reintegro e di ritorno dal campo solare ˆ Deuiscono le portate al campo solare e all'utenza

Come già precedentemente accennato, questo elemento dell'impianto adempie alle funzioni di: 1. Separare la fase liquida da quella di vapore saturo secco della miscela di ritorno dal campo

solare

2. Smorzare l'eetto delle variazioni di accumulo di massa nel circuito dell'impianto 3. Costituire un accumulatore di vapore

Prima di procedere alla scelta del volume dello Steam Drum, si ricorda che i principi su cui si basa la separazione delle fasi siche di un uido sono numerosi. Infatti, dovendo separare in una miscela di vapore la fase liquida da quella gassosa, il principio sico adatto dipenderà principalmente dal titolo di tale miscela. Quindi si può avere separazione:

ˆ Per mezzo di forza centrifuga, nel caso in cui il titolo sia molto elevato. In questo caso i separatori utilizzati saranno quelli detti a ciclone

ˆ Per mezzo di forza di gravità e periodo di permanenza all'interno del separatore, nel caso in cui il titolo sia intermedio. Un esempio di questo caso sono i separatori detti a bae. Questi separatori vengono dimensionati in modo tale che il tempo di caduta della fase liquida sia minore di quello che il uido impiega per raggiungere il bocchettone di uscita. Spesso per facilitare tale fenomeno ed intrappolarela parte liquida nel separatore, vengono utilizzati dei setti per sbarrare o deviare il cammino della corrente uida, oppure delle vere e proprie grate.

ˆ Per mezzo di forza di gravità, nel caso in cui la miscela sia a titolo molto basso. In questo caso, per pressioni non eccessivamente elevate, si opera per semplice dierenza di densità (questa è intorno ai 900 kg/m3 _{per la fase liquida e ai 5 kg/m}3 _{per la fase di vapor saturo}

secco nel caso di pressioni al di sotto dei 50 bar). Per questa situazione il separatore adottato è un semplice vessel, ovvero il corpo cilindrico utilizzato negli impianti di tipo tradizionale.

Lo Steam Drum dell'impianto analizzato appartiene a quest'ultima categoria di separatori. Per la sua iniziale scelta faremo riferimento alle indicazioni riportate in ([14]). Si deniscono quindi: ˆ La camera di vapore: ovvero il volume della camera contenente vapore che viene a formarsi

al di sopra dello specchio d'acqua

ˆ Il carico in camera di vapore: ovvero il rapporto tra la portata di vapore prodotto per m3

di camera di vapore (in pratica massima portata erogabile all'utenza/volume della camera di vapore)

ˆ La pressione di esercizio: noi assumeremo la massima pressione ipotizzabile in condizione di regime. Questa è 8 bar che approssimeremo a 10 a causa dei limiti della tabella di riferimento

Nella seguente tabella (gura3.14) vengono riportati i valori massimi e minimi all'interno dei quali vengono solitamente scelti i valori dei carichi di lavoro per le diverse pressioni di esercizio. Come già precedentemente specicato, è solo una condizione qualitativa, infatti la scelta del volume dello Steam Drum è inuenzato oltre che dal carico di vapore e dalla pressione di esercizio, anche da ([15]):

ˆ Rapporto tra diametro e lunghezza del vessel ˆ Eventuale presenza e forma di separatori meccanici

ˆ Disposizione delle attrezzature di reintegro acqua ed erogazione del vapore ˆ Disposizione delle connessioni di ingresso e uscita con il circuito bollente

consigliata una schermatura dell'uscita in modo da scongiurare tale eventualità).

La pulizia3 _{del vapore viene solitamente eettuata attraverso la scelta di opportuni}

compo-nenti e attraverso particolari accorgimenti nel layout d'impianto. Dato che la questione esula dagli scopi del presente lavoro, ci limiteremo a scegliere uno (o tutt'al più due/tre) vessel di:

ˆ Volume complessivo di circa 1 m3

ˆ Diametro di circa 1 m

Di seguito si riportano i dati di un possibile fornitore dello Steam Drum (Figure 3.15 3.16).

Figura 3.15: Tabella dei modelli di Steam Drum disponibili

Figura 3.16: Schema e dimensioni dello Steam Drum

La scelta denitiva dello Steam Drum verrà eettuata tra i modelli 1000 - 1500 - 2000. Que-sto perché volendo successivamente compiere delle simulazioni di funzionamento, sarà valutata l'inuenza dei tre diversi modelli sulla risposta dinamica dell'impianto.

3.4.5 Riduttore di pressione

Assieme allo Steam Drum è uno dei due componenti che necessitano di essere dimensionati. Il riduttore di pressione è l'unica interfaccia tra l'output dell'impianto solare termodinamico e il collettore di raccolta del vapore. Il riduttore di pressione è quindi un'apparecchiatura auto azionata che consente di disaccoppiare le pressioni presenti nello steam drum e nel collettore. La pressione nello Steam Drum è ovviamente variabile in funzione delle condizioni di funzionamento dell'impianto solare termodinamico (dalla pressione atmosferica vigente all'avviamento, no alle uttuazioni presenti durante la produzione di vapore). Quella presente nel collettore di raccolta rimane invece costante nel tempo, garantendo così all'utenza condizioni di prelievo invariate (pressione e temperatura del vapor saturo secco).

Il riduttore di pressione ci consente di:

ˆ Regolare automaticamente la portata di vapore in base alla dierenza di pressione tra le due sezioni dell'impianto senza bisogno di sistemi di controllo più avanzati

ˆ Portata nominale di vapore dall'impianto al collettore di raccolta, 1440 kg/h

NOTA: per nominale si sono scelti la pressione e la portata massimi ipotizzabili in condizioni di regime. Evidentemente la condizione di regime è in questo caso un'idealizzazione a causa della variabilità della fonte solare. Si sono quindi scelti 8 bar come massima pressione continuativa ammissibile e 1440 kg/h come portata massima continuativa fornibile all'utenza. La massima portata di vapore erogabile al collettore è stata determinata sapendo che il valore della portata nell'anello di evaporazione imposto dalla pompa di ricircolo è pari a 1 kg/s. Inoltre il massimo titolo prevedibile (parametro che dovrà essere controllato e mai superato, pena instabilità termo-uidodinamiche all'interno della tubazione) è pari a 0,4. La massima quantità di vapore all'uscita del circuito evaporante sarà quindi di 0,4 kg/s (1440 kg/h) ed ipotizzando un'ecienza unitaria di separazione della fase gassosa da quella liquida, questa sarà pari alla massima portata di vapore disponibile per l'utenza.

Basandoci su quanto riportato in ([13]), la scelta del coeciente di eusso sarà fatta valutando: ˆ Il rapporto tra le pressioni a monte e a valle del riduttore (pressione assoluta a valle

maggiore del 58% della pressione assoluta a monte del riduttore) ˆ Il tipo di uido che attraversa il riduttore (vapore saturo secco)

Sulla base di queste due valutazioni sarà possibile scegliere la formula per dimensionare il coe-ciente di eusso (KV) del riduttore di pressione. Essendo la pressione nel collettore di raccolta

maggiore del 58% di quella presente a monte del riduttore, utilizzeremo per il nostro caso: KV =

Q

18, 05 ·pPnom· (Pnom− Pcoll)

Con: ˆ Q in [kg

h]

ˆ Pnom in [bar]

Il valore del coeciente di eusso della valvola sarà quindi pari a KV = 4, 524 · 10−8[m · s]

(16, 286 [kg/hr · bar] o 4, 524 · 10−3_{[kg/s · bar], il valore fuori parantesi è semplicato) e la}

formula che regola la portata in base alla dierenza di pressione ai capi del riduttore sarà quindi: Q = KV · 18, 05 ·

p

Pnom· (P − Pcoll)

avendo questa volta indicato con P la reale pressione a monte del riduttore di pressione. È interessante notare come, a causa del uido erogato (vapor saturo secco), una volta imposta la pressione a monte del riduttore, venga automaticamente imposta sia la la portata erogata al collettore di raccolta, sia la potenza assoluta fornita ( il contenuto energetico del vapor saturo secco è automaticamente imposto dalla pressione). Si riportano di seguito i graci delle curve caratteristiche di portata e potenza assoluta erogate (Figure3.17 (a) e (b) ).

(a)

(b)

Figura 3.17: (a) Portata erogata all'utenza in funzione della pressione nello Steam Drum. (b)Potenza assoluta erogata all'utenza in funzione della pressione nello Steam Drum.

3.4.6 Pompa di reintegro