Capitolo 3 – Progetto Archimede

Capitolo 3 – Progetto Archimede

La Legge n. 388 del 2000 (con successive modifiche introdotte dalla Legge n. 273 del 2001) assegna all’ENEA il compito di sviluppare un programma per la produzione dimostrativa, alla scala industriale, di energia elettrica a partire dall’energia solare utilizzata come sorgente di calore ad alta temperatura, che prevede un finanziamento del 40% a fondo perduto per la costruzione dell’impianto.

Nell’ambito di tale programma è iniziata una attività di collaborazione con ENEL Produzione S.p.A. per studiare la possibilità di integrare gli impianti termoelettrici esistenti, specialmente quelli a ciclo combinato, con gli impianti solari a concentrazione con collettori parabolici lineari ( descritti nel paragrafo 2.3 ) che utilizzino le innovazioni tecnologiche (collettore solare, tubo ricevitore, fluido termico e accumulo termico) sviluppate dall’ENEA.

Studi preliminari hanno messo in evidenza che la centrale ENEL di Priolo Gargallo (SR) è idonea alla realizzazione di un impianto solare da integrare alla centrale stessa sulla base dei valori di insolazione, delle caratteristiche morfologiche del sito e della disponibilità di un’area per la sistemazione di un campo specchi di circa 60 ettari (figura 3.1). L’energia prodotta dall’impianto solare consentirà di aumentare la produzione elettrica della centrale esistente migliorandone il rendimento globale. L’impianto, la cui potenza elettrica di picco sarà di circa 30 MWe utilizzerà per il ciclo termodinamico sistemi e servizi esistenti (impianti, personale, infrastrutture, ecc.), le cui caratteristiche tecniche risultano compatibili con le specifiche del progetto ENEA. I principali vantaggi del progetto derivano quindi dalla possibilità di dimostrare l’applicabilità della nuova tecnologia solare concentrando l’investimento sui componenti innovativi e di operare in un contesto tecnologico di alta specializzazione, limitando quindi il più possibile i costi, soprattutto per la parte di impianto convenzionale. I risultati attesi riguardano innanzitutto le conoscenze tecniche e scientifiche derivanti da una applicazione a piena scala della nuova tecnologia solare, ma anche un probabile effetto di trascinamento per altre applicazioni e un primo contributo, limitato, ma già significativo, all’esigenza ormai improrogabile di aumentare la disponibilità di potenza elettrica in rete. Altro aspetto da non trascurare è l’opportunità di mercato per l’industria di componenti solari, che potrebbe essere incentivata ad investire per ottimizzare i sistemi di produzione ed abbatterne i costi.

Non vi è dubbio che l’uso di nuove forme di energia rinnovabili, più durevoli e meno dannose per l’ambiente rispetto all’utilizzo dei combustibili fossili, sia destinato a crescere gradualmente nel futuro. Ciononostante le tecnologie delle energie rinnovabili oggi mature non sembrano in grado di acquisire una frazione apprezzabile del mercato. Questa modesta penetrazione nel mercato energetico è legata alla difficoltà di raggiungere due principali obiettivi:

• il costo dell’energia prodotta deve essere comparabile con quella prodotta a partire dai fossili. In particolare tale limitazione è caratteristica del fotovoltaico.

• l’erogazione energetica deve essere determinata dalla domanda, piuttosto che da condizioni ambientali favorevoli. Questa limitazione è particolarmente sentita nel caso dell’eolico.

Al fine di superare queste limitazioni l’ENEA ha sviluppato una tecnologia innovativa basata sulla raccolta e l’accumulo dell’energia solare sotto forma di calore ad alta temperatura (> 500 °C). Tale calore accumulato viene poi utilizzato, ad esempio, per la produzione di vapore a pressioni e temperature vicine a quelle richieste nelle moderne centrali termoelettriche, sostituendo in tal modo l’utilizzo dei combustibili fossili nella caldaia.

Questi sviluppi, con il simultaneo miglioramento delle prestazioni e la riduzioni dei costi di produzione, costituiscono una sostanziale evoluzione rispetto agli impianti esistenti basati su tecnologie analoghe realizzati negli anni ‘80 negli Stati Uniti e che fino ad oggi hanno prodotto ed immesso in rete più di 9 TWh di energia elettrica solare. Va sottolineato che questi impianti, in assenza di un adeguato sistema di accumulo, sono in realtà degli impianti ibridi, in cui calore da gas naturale sopperisce alla variabilità della sorgente solare. Il fluido termovettore è costituito da olio minerale infiammabile e tossico, tollerato nel deserto ma difficilmente adattabile alle condizioni del nostro Paese. Inoltre la sua relativamente bassa temperatura di esercizio (390 °C), lo rende generalmente incompatibile con le moderne turbine a vapore.

A partire da questa ben collaudata tecnologia, l’ENEA ha introdotto delle profonde e consistenti innovazioni: l’incremento di circa 200 °C della temperatura di funzionamento, l’utilizzo di una miscela di sali fusi non infiammabili e di basso impatto ambientale come fluido termico circolante all’interno dei collettori, l’accoppiamento di un accumulo termico di grandi dimensioni, la realizzazione di un nuovo tubo ricevitore del calore e l’uso di specchi di nuova progettazione.

L’accoppiamento diretto del campo solare al gruppo turboalternatore a vapore esistente avverrà senza alcuna variazione sostanziale delle condizioni operative dello stesso (temperatura e pressione del vapore proveniente dalla caldaia a recupero e dal campo solare pressoché uguali), grazie all’incremento della temperatura operativa del campo solare consentito dalla tecnologia ENEA.

La quantità di energia elettrica prodotta da fonte solare, infine, sarà pari a circa l’1,5% di quella complessivamente generata dall’impianto. In tal modo l’impianto di Priolo andrà quindi verso la direzione indicata dalle regolamentazioni ambientali (art.11 del D.Lgl.79/99) che prescrivono l’obbligo di immissione in rete del 2% di energia da fonte rinnovabile.

La realizzazione potrà aprire la via ad ulteriori impianti di produzione per i quali esiste un vasto mercato internazionale nelle numerose regioni dotate di forte insolazione, spesso più favorevole di quella disponibile a Priolo. Tali successivi impianti, se realizzati di dimensioni adeguate, potranno portare a ulteriori economie di scala, rendendo ancora più competitiva questa fonte di energia rinnovabile.

L’esperienza operativa derivante dalla messa in comune delle risorse di ricerca ENEA e della grande competenza dell’ENEL nella produzione di elettricità è quindi essenziale al fine di portare a maturità questa originale filiera, tecnologicamente innovativa, che certamente costituirà un importante riferimento internazionale.

3.1 Descrizione dell’impianto solare integrato

Con il termine impianto solare si intende l’insieme di apparecchiature che realizzano la trasformazione dell’energia solare in energia termica ad elevata temperatura sotto forma di vapore surriscaldato. Il vapore così prodotto essendo intergrato a quello dell’impianto a ciclo combinato già esistente consente la produzione di un surplus di energia elettrica rispetto alle condizioni nominali del ciclo, pertanto è lecito parlare di energia elettrica solare.

Serbatoio caldo Sistema di accumulo Generatore di vapore Campo solare Impianto Archimede sali fusi Serbatoio freddo

Figura 3.2 : Schema di funzionamento impianto solare. I principali elementi dell’impianto sono [2]:

• il campo solare;

• il sistema di accumulo; • il generatore di vapore;

• i sistemi ausiliari per l'avviamento ed il controllo dell'impianto.

Il campo solare rappresenta il cuore dell’impianto, in esso viene raccolta, concentrata ed assorbita la radiazione solare e sostituisce il combustibile ed il generatore di energia termica degli impianti convenzionali. Esso è costituito da collettori parabolici lineari disposti in file parallele, ciascuna delle quali è formata da più elementi collegate in serie a costituire il singolo modulo o stringa. Il campo solare presenta quindi una struttura di tipo modulare: il numero di moduli determina l’energia termica raccolta e quindi la potenza dell’impianto. I collettori sono costituiti da un riflettore di sezione parabolica che raccoglie e concentra

continuamente, tramite un opportuno sistema di controllo, la radiazione diretta del sole su un ricevitore lineare, disposto sul fuoco della parabola, al cui interno viene fatto circolare un fluido per l’asportazione dell’energia solare. Nel progetto ENEA il fluido termico utilizzato è una miscela binaria di sali fusi (40% KNO3, 60% NaNO3).

Il sistema di accumulo ha il compito di immagazzinare l’energia termica assorbita dal campo solare e renderla disponibile con continuità indipendentemente dalla variabilità della sorgente solare. Il sistema è costituito da due serbatoi che operano a due diverse temperature. Il sistema di accumulo è collegato al campo solare tramite una rete di distribuzione che consente il trasporto dell’energia termica dai collettori solari ai serbatoi di accumulo. In presenza di radiazione solare infatti , il fluido termico, prelevato dal serbatoio freddo ad una temperatura di circa 290°C, viene fatto circolare attraverso la rete di collettori dove si scalda fino ad una temperatura di 550°C ed inviato al serbatoio caldo a costituire l’accumulo dell’energia termica. La portata dei sali nella rete di distribuzione viene regolata in funzione dell’intensità della radiazione solare in modo da mantenere costante la temperatura dei sali in ingresso al serbatoio caldo.

Il Generatore di Vapore a Sali fusi ( GVS ) costituisce il sistema di utilizzo dell’energia termica accumulata ed è costituito da uno scambiatore a superficie in cui il calore sensibile del fluido di processo è trasferito all'acqua in modo da produrre vapore surriscaldato idoneo all'utilizzo nelle turbine della centrale termoelettrica. Quando è richiesta la produzione di energia elettrica, i sali del serbatoio caldo vengono inviati allo scambiatore di calore, dove viene prodotto vapore ad alta pressione e temperatura utilizzato nel ciclo termico della centrale ENEL, e successivamente rimessi nel serbatoio freddo. Il GVS è costituito da tre scambiatori di calore separati: un economizzatore, un evaporatore e un surriscaldatore. E’ da notare la presenza di un riciclo dell’acqua alimento dell’economizzatore affinché questa non si trovi mai ad una temperatura inferiore a 238 °C onde evitare problemi di solidificazione dei Sali fusi. La potenza termica presa a riferimento nella progettazione del GVS (70 MW), è stata stabilita in base alle condizioni di insolazione del sito ed alle capacità di integrazione al ciclo combinato già esistente. Essa è evidentemente superiore sia alla potenza termica massima (56 MW), sia alla potenza di 64,40 MW (32,20 MW × 2) che corrisponde al raggiungimento delle pressioni massime ammissibili per il GVR ( vd. paragrafo successivo). Perciò in tale caso i limiti delle pressioni massime ammissibili risultano evidentemente superati. È importante osservare che eventualmente è comunque sempre possibile abbassare il carico della turbina a gas per ridurre le portate del vapore prodotto e i relativi livelli di pressione, ciò giustifica la

scelta del leggero sovradimensionamento con cui si è scelto di progettare il generatore di vapore anche in previsione di annate con livelli di insolazione superiori a quelli medi. I dati nominali di riferimento per il GVS sono riportati in appendice A.

Figura 3.3 : schema di processo del generatore di vapore.

I principali sistemi ausiliari dell'impianto solare sono quelli relativi alla preparazione del fluido di processo ( vd. Paragrafo 3.4.1 ) , alla sua circolazione nell'impianto, al riscaldamento delle tubazioni e dei componenti e al movimento dei collettori solari. La centrale termoelettrica dispone di servizi di stabilimento quali acqua, aria compressa, continuità elettrica, officine di manutenzione, supporto logistico ecc.., adeguatamente dimensionati anche per le esigenze dell'impianto solare. La disposizione dei collettori sul campo solare può avvenire secondo diversi orientamenti. Le disposizioni classiche sono quelle con l’asse dei collettori orientato secondo la direzione Nord - Sud oppure Est - Ovest, ma sono possibili anche orientamenti intermedi. La scelta dipende principalmente:

• dall'ampiezza e dalla conformazione del sito; • dalla latitudine della località;

• dal tipo di funzionamento previsto per l’impianto.

Per l’impianto di Priolo i collettori sono stati disposti con l’asse orientato secondo la direzione Nord – Sud in quanto ciò consente una più agevole sistemazione degli elementi nell’area a disposizione e un incremento dell’energia solare annua raccolta.

Nella seguente tabella si riassumono i parametri principali relativi all’impianto solare:

Orientamento collettori Nord - Sud

Numero collettori 360

Superficie attiva collettori 199,1 103 m2

Risorsa solare media disponibile - DNI 1748 kWh/m2 a Risorsa solare media effettiva - DNIcos(i) 1540 kWh/m2 a

Potenza elettrica nominale 28,08 MW

Energia termica annua raccolta 179,4 GWh/a

Energia elettrica lorda annua prodotta 59,2 GWh/a

Rendimento energetico globale rispetto al DNI 17%

Emissione annua CO2 evitata 39,458 t/a

Risparmio annuo di energia primaria 12,703 tep/a

L’attuale ciclo combinato di Priolo, sul quale si integrerà il vapore di origine solare, possiede 2 gruppi identici di cui uno è schematizzato figura 3.4, esercibili in maniera indipendente, per una potenza complessiva di circa 2 x 385 MW elettrici

WHTR DUCT CONDST HPST IPST CNDPMP HPPUMP PMPSPL ADMMIX RHTMIX PUMP1 EVABP ECOMP ECO2AP EVAMP ECO3AP SHBP SHMP EVAAP SH1AP RH1MP RH2MP SH2AP CND1 ECO1AP PUMP2 C1 CMB1 EX1 S1 S28 S32 S33 S34 S39 S41 S2 S3 S5 S6 S7 S8 S9 S10 S11 S12 S15 S16 S17 S18 S20 S13 S24 S25 S26 S27 S35 S38 S42 S44 S45 S46 S48 S49 S50 S21 S4 USCUTA S19 S14 S22 S23 S29 S30 S31 S36 S37 S40 S43 S47

PRIOLO - Ciclo Combinato di base

Schema semplificato di principio

Ingr. Acqua mare Usc. Acqua mare

Fumi Metano Aria Energia elettrica (250 MW) Energia elettrica (130 MW) TURBINA A VAPORE GVR TURBOGAS CONDENSATORE

Figura 3.5 : Il ciclo combinato di Priolo G.

In Appendice B, C e D si i riportano i parametri operativi delle apparecchiature costituenti il singolo gruppo, operanti in condizioni CNC ( carico nominale continuo ).

3.2 Integrazione del vapore solare

Per l’integrazione di una portata di vapore da origine solare, disponendo di un fluido con temperature massime attorno a 550 °C (sali fusi) è plausibile ipotizzare di poter produrre vapore surriscaldato con caratteristiche simili a quello prodotto dal GVR.

L’integrazione del 100% del vapore SH di origine solare in un solo gruppo a ciclo combinato potrebbe avvenire rispettivamente nei seguenti due punti

• a monte valvole ammissione turbina AP • a monte valvole di riammissione turbina MP

In ogni caso ciò comporta l’innalzamento di tutti i valori di pressione in gioco se si ipotizza l’esercizio del turbogas al suo carico nominale. Poiché si riscontra una limitazione, in termini di massima portata di vapore aggiuntiva compatibile con le condizioni di pressione nella turbina modificata, da simulazioni preliminari di massima, imponendo di non superare nei vari banchi del GVR le attuali pressioni di progetto, ed ipotizzando che il ciclo combinato sia al suo valore di carico nominale, si trova un limite di portata SH aggiuntivo di circa:

immissione AP: 12 – 15 Kg/s

immissione MP: 28 – 30 Kg/s

Il rendimento di conversione, come era prevedibile, è nel secondo caso di diversi punti percentuali in meno rispetto al caso di immissione nel corpo AP.

Optando quindi per la soluzione di integrazione a monte delle valvole di ammissione turbina AP, è stato di conseguenza necessario utilizzare tutto il vapore di origine solare (che al suo valore di picco supera abbondantemente i citati 15 Kg/s) in parallelo verso le due turbine a vapore dei due gruppi a ciclo combinato. Questa soluzione, oltre a permettere il raggiungimento del massimo valore di rendimento di conversione, si presta ad un esercizio più flessibile potendo esercire l’impianto solare anche con un gruppo fermo per manutenzione od avaria. Facendo riferimento alla configurazione del GVR, in termini di pressioni e temperature, il prelievo della portata di acqua da inviare al GVS può essere effettuato nei

1) a monte dell’evaporatore di bassa pressione (EVA BP); 2) a valle dell’economizzatore n°1 di alta pressione (ECO1 AP); 3) a valle dell’economizzatore di media pressione (ECO MP); 4) a valle dell’economizzatore n°2 di alta pressione (ECO2 AP); 5) a valle del condensatore.

Si fa notare come sussista l’esigenza, qualunque sia la modalità di prelievo, di sottoporre l’acqua del GVS ai trattamenti chimico-fisici comuni nei generatori di vapore, come il degasaggio per l’eliminazione dei gas disciolti. Nei GVR di Priolo Gargallo la torretta del degasatore è collocata sopra il corpo cilindrico di bassa pressione, sul fondo del quale si raccoglie l’acqua degasata. Quindi, se il prelievo dell’acqua dal GVR viene effettuato a monte del degasatore, è necessario definire, nel GVS, un appropriato sistema ausiliario aggiuntivo per effettuare il degasaggio dell’acqua. Perciò prelevare l’acqua a valle del livello di bassa pressione comporta il vantaggio di utilizzare il degasatore già esistente nel GVR.

Ricordando inoltre che il flusso di sale fuso, vettore caldo che accumula l’energia solare durante l’attraversamento del campo specchi, è costituito da una miscela di NaNO3 (60% in

massa) e di KNO3 (40% in massa), e che tale miscela comincia a cristallizzare a 238°C

durante il processo di solidificazione, la progettazione deve garantire che, in tutte le condizioni di esercizio, il sale non solidifichi all’interno del GVS. Conseguentemente, adottando un approccio cautelativo, si è deciso di fissare la temperatura di ingresso dell’acqua nell’economizzatore del GVS al valore di 238°C. La temperatura massima a cui è possibile spillare l’acqua dal GVR è sempre inferiore a tale valore da cui scaturisce la necessità di definire un ricircolo di acqua tra l’uscita dell’economizzatore e la sua entrata in maniera tale da ottenere, a valle della miscelazione, acqua sempre a 238°C.

La soluzione più efficiente risulta quindi quella che prevede il prelievo dell’acqua in uscita dall’ECO2AP. La configurazione con tale tipo di prelievo ( figura 3.6 ) e con integrazione contemporanea nei due gruppi è quella che è stata scelta per la progettazione del GVS. I benefici legati a tale configurazione sono i seguenti:

1) l’acqua è prelevata a valle del degasatore e quindi non richiede uno specifico trattamento di degasaggio;

2) la pressione di prelievo è superiore a quella a cui avviene l’immissione di vapore nella turbina di alta temperatura; questo fatto consente di utilizzare la pompa attualmente presente a valle dell’economizzatore di media pressione, previa verifica funzionale;

3) la temperatura di prelievo è la massima possibile; perciò la portata di acqua da ricircolare dall’uscita all’ingresso dell’economizzatore per riscaldare l’acqua a 238°C è la minima possibile;

4) è possibile sfruttare al massimo le possibilità offerte dall’impianto a ciclo combinato in termini di integrazione di vapore aggiuntivo;

GT WHTR DUCT CONDST HPST IPST CNDPMP HPPUMP PMPSPL ADMMIX RHTMIX 1.04 650.16 588.10 636.23 P T W H PUMP1 EVABP ECO1AP ECOMP ECO2AP EVAMP ECO3AP SHBP SHMP EVAAP SH1AP RH1MP RH2MP SH2AP CND1 M1 86.146 Temp. sc 564.60 SH2AP 548.71 RH2MP 497.78 RH1MP 450.72 SH1AP 331.82 EVAAP 325.38 SHMP 321.94 SHBP 269.85 ECO3AP 222.38 EVAMP 213.50 ECO2AP 206.83 ECOMP 175.61 ECO1AP 152.94 EVABP 6.98 146.93 58.58 245.66 P T W H SV-CV SP4 SP1 SP5 M3 SP6 M4 M5 SP7 M6 IV V2 MODEL: CASE: POWER: HR: EFF: PG12 OO 400.98 1461.55 58.83 36782 shaft W 37031 shaft W 76904 shaft W 114.33 69.85 536.30 3450.6 P T W H 15.02 93.65 528.34 3534.7 P T W H 3.87 7.27 307.67 3083.3 P T W H 6.98 107.93 30.51 128.37 P T W H 21.54 17.14 133.51 562.51 P T W H 128.59 83.52 135.17 576.75 P T W H V3 V4 V5 V6 V7 15.65 76.51 275.97 2982.4 P T W H AP in 107.26 533.31 79.11 3450.6 P T W H AP out 15.72 276.08 79.11 2982.4 P T W H MP in 14.56 525.59 97.36 3529.2 P T W H MP out 3.81 338.23 97.36 3146.1 P T W H BP in 3.80 336.40 107.52 3142.4 P T W H BP out 0.04 30.35 107.52 2422.1 P T W H 15.180 Q metano 15.000 T aria 44900 PCI 256.01 Wn TG MARE 26.709 T M7 111.11 13.67 P T W H 535.00 3450.7 MU1 15.66 17.14 312.69 3065.5 P T W H 0.0 Integraz 2.00 5068.0 15.01 63.11 P T W H M2 PUMP2 SP9 39.000 ricirc: 6.57 146.93 133.17 560.04 P T W H 116.13 15.331 15.649 117.82 120.56 18.026 4.4236 122.60 21.126 125.56 21.542 128.59 6.574 6.977 SP2 122.60 13.67 213.02 915.06 P T W H S1 S32 S34 S39 S41 S3 S5 S6 S7 S8 S9 S10 S11 S12 S15 S16 S17 S18 S13 S24 S26 S27 S35 S38 S42 S45 S46 S48 S49 S50 S4 USCUTA S14 S29 S23 S44 CANN COMP S54 TEN EQ COMP2 CANN2 S55 S56 CANN3 S57 S58 S59 TEN2 S60 S61 S62 S2 S20 S33 S63 S22 S66 S67 S25 S68 S69 S70 S71 S65 S72 S73 S75 S77 S79 S21 S30 S31 S64 S78 S37 S28 S19 S36

Potenza e rendimento netto

Temp. fumi GVR a valle banchi

TURBINA FUGHE E TENUTE

Valori al limite fornit. GVR

schematizzano le c.d.p. nelle tubazioni

-Pompa Estraz. Pompe Acq. Mare

Pompa al. MP

Pompa al. AP

Pompa ric. ECO

- le valvole qui indicate

Camino

Pressioni prog. Pressioni eserc.

117 21 21 117 120 23 9 201 23 201 51 201 9 36

CICLO COMBINATO "Priolo Gargallo"

Assetto ideale (Ta=15 C - Nessuno spurgo, vap aux, attemp., sfiato dega)

vapore SOLARE

Acqua alim per gen vapore a sali fusi

Potenza solare

15,13 MWe / gruppo

GVS sali/vapore per integr.su due gruppi CC :

70 MWt (nominale)

(detratte perdite mecc., aux ed altern.)

La produzione di vapore solare non è continua ma variabile a seconda del periodo, ed è concentrata nelle ore di massima redditività economica, orientativamente delle ore 7.00 alle ore 21.00 di ogni giorno, come riassunto nella seguente tabella:

Periodo Durata, giorni Inizio/ fine Fasce di funzionamento Prelievo Sali fusi dal sistema di accumulo (MW) da 1-gennaio 26 1 30 a 30-gennaio da 31-gennaio 40 2 70 a 10-aprile da 11-aprile 48 3 38 a 18-maggio da 19-maggio 56 4 70 a 27-luglio da 28-luglio 48 5 32 a 28-agosto da 29-agosto 38 6 30 a 27-settemre da 28-sett. 35 7 28 a 25-ottobre da 26-ottobre 21 8 67 a

31-Tabella 3.2 : Prelievo Sali fusi per generazione di vapore solare.

Con l’ausilio del software Gate Cycle [3] è stato simulato il comportamento del ciclo tradizionale e del GVS nelle ipotesi di dimensionamento nominale (70 MW), e successivamente in Off Design, sia del GVR che del GVS, è stata individuata la massima potenza termica (64,4 MW) inviabile al generatore di vapore solare, nella configurazione descritta sopra, per rientrare entro i valori di pressione di progetto dell’attuale impianto. Per

quanto riguarda la turbina a vapore che, nella configurazione di massima integrazione da parte del GVS (64,4 MW), passa da 72,7 a 85,4 Kg/s (a monte valvole amm.), si è per il momento ritenuta trascurabile l’eventuale modifica di assetto delle fughe e delle spinte assiali, limitandosi ad osservare che l’aumento di pressione all’interno del corpo AP (da 93,38 a 106,3 bar) rientra nei limiti di progetto, pur con un degrado del rendimento isoentropico delle relative espansioni.

Si riportano i valori di pressione nel GVR ottenuti attraverso il codice di calcolo Gate Cycle relativi all’integrazione della massima potenzialità termica integrabile (64 MW), compatibilmente alle pressioni di progetto.

Banco Pressione di progetto, bara Temperatura di progetto, °C Pressione di esercizio (bar) GVR in assetto solare integrato Pressione di prova idraulica, bara Economizzat 201 250/340 121,7 301 Evaporatore 120 350 119,69 179,5 Corpo 120 325 119,69 179,5 AP Surriscaldato 120/117 465/545 116,95/115,23 179,5 Economizzat 51 250 21,4 76 Evaporatore 23 250 21,02 34 Corpo 23 250 21,02 34 Surriscaldato 23 320 17,9 34 MP Risurriscalda 21 485/545 15,54/15,23 31 Economizzat 36 250 6,96 53,5 Evaporatore 9 250 6,56 13 Corpo 9 250 6,56 13 BP Surriscaldato 9 320 4,41 13

Tabella 3.3 :valori di pressione nel GVR a seguito dell’integrazione massima di vapore

Per i carichi termici in ingresso al GVS inferiori a 64,4 MW, con gli stessi strumenti di simulazione adoperati, sono state valutate le seguenti prestazioni dell’integrazione solare sui due cicli combinati:

% carico GVS Potenza termica ingresso GVS Portata totale vapore SH solare Portata vapore solare su singolo gruppo CC Temperatura vapore SH solare (uscita GVS) Pressione vapore SH solare (uscita GVS) MWe netti di origine solare per gruppo CC MWe netti solari totali Rendimento solare fra sali ed energia el.

MW t Kg/s Kg/s °C bar MWe MWe

100 70 27,34 13,67 535 112,3 15,13 30,26 0,432 92 64,4 25,4 12,7 536 110,15 14,04 28,08 0,436 69,54 48,68 19 9,5 539 107,9 10,41 20,82 0,428 62,28 43,6 17 8,5 541 107 9,26 18,52 0,425 54,97 38,48 15 7,5 542 105,9 8,1 16,2 0,421 47,71 33,4 13 6,5 543 105 6,92 13,84 0,414 40,4 28,28 11 5,5 544 103,9 5,77 11,54 0,408 33,18 23,23 9 4,5 546 102,9 4,58 9,16 0,394 25,67 17,97 7 3,5 547 101,9 3,38 6,76 0,376 18,47 12,93 5 2,5 548 100,8 2,21 4,42 0,342