Impianto solare termodinamico

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Solare termodinamico: specchi parabolici vengono disposti in righe per massimizzare l'accumulo di energia solare nel minimo spazio possibile.
Schema di funzionamento di un riflettore parabolico
Centrale solare a specchi con torre centrale Solucar PS10

In ingegneria energetica un impianto solare termodinamico, anche noto come impianto solare a concentrazione, è una tipologia di impianto elettrico che sfrutta, come fonte energetica primaria, la componente termica dell'energia solare, attraverso tecniche di concentrazione solare e relativo accumulo, per la produzione di energia elettrica.

Deve il suo nome al fatto che, oltre alla captazione di energia termica solare a partire dalla radiazione solare incidente già presente nei comuni impianti solari termici, aggiunge un ciclo termodinamico (Ciclo Rankine) per la trasformazione dell'energia termica accumulata in energia elettrica tramite turbina a vapore e alternatore come avviene nelle comuni centrali termoelettriche.

Caratteristiche[modifica | modifica sorgente]

A differenza dei comuni pannelli solari termici per la generazione di acqua calda a fini domestici (con temperature inferiori a 95 °C), questa tipologia di impianto genera medie ed alte temperature (600 °C e oltre) permettendone l'uso in applicazioni industriali come la generazione di elettricità e/o come calore per processi industriali (cogenerazione).

La grande rivoluzione rispetto alle altre tecnologie solari (solare termico e fotovoltaico) è però la possibilità di produzione di elettricità anche in periodi di assenza della fonte energetica primaria durante la notte o con cielo coperto da nuvolosità grazie alla possibilità di accumulo del calore in appositi serbatoi, ponendo almeno parziale rimedio ai limiti fisici di continuità/intermittenza imposti da tale tipo di fonte energetica.

Si tratta dunque di una tecnologia energetica alternativa e rinnovabile rispetto a quelle tradizionali basate su combustibili fossili e nucleari, il cui principio di funzionamento ha lontane origini storiche essendo fatta risalire a più di 2 millenni fa all'idea di Archimede sugli specchi ustori.

Tipi di impianto e funzionamento[modifica | modifica sorgente]

Impianto a collettori parabolici lineari[modifica | modifica sorgente]

Questo tipo di impianto è formato da specchi parabolici - che ruotano su un solo asse - che riflettono e concentrano la luce diretta del sole su un tubo ricevitore posto nel fuoco del paraboloide.

Dentro il tubo scorre un fluido (detto fluido termovettore perché adatto ad immagazzinare e trasportare calore), che assorbe l'energia e la trasporta in un serbatoio di accumulo, necessario se si vuole supplire ai momenti di scarsa o nulla insolazione (come la notte). Per esempio nella centrale sperimentale Archimede di Priolo l'accumulo termico è sufficiente per coprire la produzione elettrica per 8 ore in assenza di sole [1].

L'accumulo è in contatto termico con uno scambiatore di calore, che attraverso una caldaia genera vapore; questo viene utilizzato per muovere delle turbine collegate a loro volta a degli alternatori (il complesso turbina-alternatore è detto anche turboalternatore) per produrre così corrente elettrica.

Il fluido termovettore può essere olio diatermico (centrali di 1ª generazione) oppure, secondo gli sviluppi di questi ultimi anni, una miscela di sali che fondono alle temperature di esercizio della centrale e per questo detti sali fusi (centrali di 2ª generazione).

La temperatura più alta raggiunta dai sali fusi (anche fino a 550 °C) rispetto all'olio diatermico consente una migliore resa energetica finale grazie alla possibilità di accoppiamento con centrali a recupero di calore dai fumi di scarico, più efficienti delle centrali standard e che lavorano a temperature più alte.

Con l'utilizzo di miscele a sali fusi è possibile inoltre migliorare la capacità di accumulo termico dell'impianto, prolungandone la produttività anche fino ad alcuni giorni senza esposizione al sole.

Una volta "catturata" l'energia del Sole (sorgente) il processo di produzione ovvero conversione in energia elettrica è quindi del tutto analogo a quanto avviene in una comune centrale termoelettrica.

In generale si possono definire un'efficienza di captazione del calore da parte degli specchi rispetto all'energia solare totale incidente (1°conversione), un'efficienza nel trasporto del calore nel tubo centrale, un'efficienza nell'accumulo di calore nel serbatoio di accumulo, un'efficienza di conversione del calore accumulato in energia elettrica (2° conversione) (sempre minori dell'unità per via di inevitabili perdite) e un'efficienza totale del totale rispetto alla fonte primaria di energia che si ottiene come prodotto delle varie efficienze precedenti.

Gli specchi concentratori sono completamente automatizzati in modo da inseguire costantemente il Sole nel suo moto apparente in cielo (sono detti per questo eliostati), massimizzando così la resa di captazione solare durante l'intero arco della giornata. In caso di forte vento è previsto l'abbassamento verso terra degli specchi in modo da evitare rotture, posizione utilizzata anche per pulire gli specchi.

Impianto a torre centrale[modifica | modifica sorgente]

Esistono anche centrali solari con un sistema di specchi riflettenti indipendenti che inseguono il sole e concentrano i suoi raggi su un ricevitore fisso posto alla sommità di una struttura a torre posta al centro dell'impianto. In questo caso si parla di impianto a torre centrale o centrale solare a torre. Nel ricevitore al vertice della torre scorre il fluido termovettore che trasferisce il calore a un generatore di vapore, che alimenta un turboalternatore. Con questo sistema si possono raggiungere fattori di concentrazione, e quindi temperature, superiori rispetto ai collettori parabolici lineari.

Vantaggi e svantaggi[modifica | modifica sorgente]

Nel 2008, il fisico italiano Rubbia ha stimato che un ipotetico quadrato di specchi di 40 000 km² (200 km per ogni lato) basterebbe per sostituire tutta l'energia derivata dal petrolio prodotta oggi nel mondo, mentre per alimentare un terzo dell'Italia bastava un'area equivalente (alla potenza) di 15 centrali nucleari: vasta, in pratica, quanto all'area circoscritta dal Grande Raccordo Anulare[1].

Il vantaggio riscontrabile nell'immediato rispetto ad un tradizionale impianto fotovoltaico consiste in una produzione di energia più uniforme nel tempo causa lo sfruttamento indiretto dell'energia solare anche di notte o in caso di cattivo tempo fino ad alcuni giorni grazie al sistema di accumulo del fluido termovettore e all'alta temperatura raggiungibile dai sali fusi (circa 550 °C).

Per far fronte ai periodi di scarso soleggiamento, specialmente nel periodo invernale e per impianti di grossa potenza, si è pensato di abbinare a questo tipo di impianti solari, dei sistemi di combustione tradizionali con cui poter mantenere la temperatura dei sali fusi oppure, come ad esempio nel caso del progetto Archimede, integrando l'impianto solare termodinamico con un impianto termoelettrico a ciclo combinato alimentato a metano. Un problema che presentano questo tipo di impianti e più in generale i sistemi energetici che sfruttano l'energia solare, sono le notevoli superfici libere da occupare in rapporto alla produzione elettrica. Ad esempio un impianto da circa 40 MW nominali di potenza elettrica in una zona con un DNI (Direct Normal Irradiance) attorno a 1800 kWh/m² anno (Sicilia), occupa circa 120 ettari di superficie.

Il problema della disponibilità dello spazio potrà essere superato costruendo gli impianti solari nel Sud Italia, che dispone di molte zone utilizzabili, come testimoniano i progetti già avviati[2].

Seguendo questa linea si è pensato anche alla costruzione di mega centrali solari-termodinamiche nelle aree desertiche del Nord Africa, in seguito ad accordi internazionali con Libia e Marocco (Progetto Desertec), laddove la disponibilità di spazio e condizioni climatiche relative all'insolazione media annua del tutto ottimali creerebbero situazioni particolarmente favorevoli alla produzione su vasta scala di energia elettrica: sembra che tale soluzione, unita alla realizzazione di reti di distribuzione elettrica a "corrente continua" e bassa perdita, possa arrivare a soddisfare anche l'intero fabbisogno energetico europeo.

Attualmente il "costo per kilowattora" dell'energia prodotta con tale tecnologia è superiore di 5 o 6 volte a quello di altre fonti come dichiarato dall'amministratore delegato dell'ENEL Conti[senza fonte], tuttavia si ritiene che i costi scenderebbero inizialmente lievemente e poi forse in maniera decisa, una volta avviata una produzione di massa di questi sistemi ovvero con quella che in gergo tecnico-economico si chiama "regime di economia di scala". Essendo una tecnologia relativamente nuova ed emergente non può però vantare ancora una piena maturità a livello commerciale rispetto ad altri sistemi di produzione energetica già testati e affermati da tempo.

Un altro svantaggio è che un siffatto sistema di produzione di energia, se fortemente centralizzato, risulterebbe facilmente soggetto ad attacchi di tipo terroristico, in quanto, vista la superficie occupata, non potrebbe essere sorvegliato come accade con impianti di altro tipo. Tale obbiezione appare però piuttosto strumentale, visto che l'attuale approvvigionamento energetico si basa su un sistema di poche, grandi centrali, e quindi soggette allo stesso tipo di rischi di sabotaggio. Anzi, una centrale di questo tipo, proprio grazie alla sua struttura, sarebbe molto più veloce e più economica da riparare rispetto ad una comune centrale a turbogas.

Qualcuno ritiene che la scalabilità di tali sistemi sia scarsa, senza pensare però che in zone desertiche "aggiungere" altre file di specchi a un impianto già esistente sarebbe decisamente più economico che aggiungere un nuovo generatore a una centrale a combustibile fossile. Nonostante queste limitazioni si ritiene tuttavia che tali sistemi rappresentino comunque una svolta o un miglioramento sensibile all'interno del panorama di produzione energetico da fonte solare, la fonte primaria di energia sulla Terra.

Diffusione[modifica | modifica sorgente]

Nel mondo[modifica | modifica sorgente]

Questa tipologia di centrali è utilizzata da anni negli Stati Uniti. Il Solar-1 fu un progetto pilota, costruito nel deserto del Mojave, a est di Barstow in California. Solar-1 fu completato nel 1981, e fu operativo dal 1982 sino al 1986. Fu distrutto da un incendio che mandò a fuoco l'olio su cui i raggi del sole venivano concentrati. Seguì un Solar-2 sempre in California. Dal 1985, il cosiddetto SEGS è operativo in California; è costituito da 9 impianti per una capacità totale di 350 MW. Un nuovo impianto è il Nevada Solar One, con una capacità di 64 MW.

Tra il 2006 e il 2011 in Spagna sono state costruite 3 centrali di questo tipo: Andasol 1, Andasol 2 e Andasol 3, tutte con una capacità di 50 MW.

In Italia[modifica | modifica sorgente]

Nel 2005, Carlo Rubbia, Premio Nobel per la fisica, lasciò la presidenza dell'ENEA, in un periodo di contrasti con quanti non erano disposti a finanziare il solare termodinamico a concentrazione[3].

Nel dicembre 2007, il secondo Governo Prodi ha approvato un piano industriale per costruire dieci centrali da 50 MW nel sud Italia.[4]

Nel marzo 2008, il governo ha ricevuto il parere favorevole della Conferenza Stato-Regioni per avviare questa anche nel resto del territorio nazionale.[5]

Nel progetto Archimede dell'ENEA, sviluppato in collaborazione con l'ENEL e fortemente sponsorizzato dal premio Nobel Carlo Rubbia[6], come fluido termovettore venne usato una miscela di sali fusi (60% di nitrato di sodio e 40% di nitrato di potassio) che permette un accumulo in grandi serbatoi di calore e una temperatura di esercizio molto elevata (fino a 550 °C) aumentando l'efficienza dell'impianto.[7]. L'uso di sali fusi come fluido di scambio termico compare anche nel progetto di nuovi sistemi che condividono la necessità di liquidi di conduzione ad alta temperatura come i reattori a fissione di IV Generazione ed i reattori nucleari a fusione.[8][fonte primaria che non contiene il paragone con il solare]. È bene sottolineare che però questa è solo una coincidenza: l'utilizzo di sodio per il raffreddamento dei reattori a fissione, ad esempio del tipo SFR, risponde alla necessità di una moderazione più efficace dei neutroni ed evitare i rischi legati all'utilizzo dell'acqua a temperature dell'ordine del centinaio di gradi. A queste temperature infatti l'acqua si dissocia in idrogeno e ossigeno, entrambi gas con elevata attitudine esplosiva: tale dissociazione è evitabile solo mantenendo adeguatamente pressurizzata l'acqua, operazione economicamente costosa.

Nel luglio 2009 il Senato Italiano ha approvato una mozione decisamente critica riguardo al solare termodinamico, ritenuta una fonte non completamente ecologica in quanto necessita di essere combinata a fonti non rinnovabili che ne garantiscano il funzionamento anche in assenza di sole, e poco efficiente sotto diversi punti di vista anche in confronto con la nuova politica di rilancio del nucleare.[9] Nella mozione si sottintende che il solare termodinamico abbia difficoltà a trovare siti adeguati, che abbia bisogno di una fonte d'acqua per il raffreddamento, che non debba essere troppo lontana dalla connessione alla rete, che l'efficienza energetica difficilmente potrà superare il 25%, che per funzionare senza soluzione di continuità abbia bisogno di combustibile e quindi non sarebbe ecologica, e critica l'utilizzo della componente termodinamica dal punto di vista economico perché i costi non sarebbero comprimibili, essendo una tecnologia matura, che i costi di produzione siano nell'ordine dei 6 euro a watt, che i costi sono comunque elevati poiché gli impianti sono piccoli e non beneficiano di fattori di scala, che manca un sistema industriale in Italia, che i costi per essere amortizzati in 20 anni devono essere inseriti in formule di cogenerazione con cicli combinati o impianti a carbone, che la tipologia è complessa e quindi non alla portata di piccoli imprenditori, che i primi impianti (ndr: SEGS per 350 MW nel deserto del Mojave) non sarebbero stati persuasivi, e quindi abbandonati, che conviene puntare più sulla tecnologia fotovoltaica, del consumo di biomasse e dell'eolico. Lo stesso presidente dell'ENEA Luigi Paganetto ha reagito sorpreso al contenuto della mozione, dichiarando "Ritengo singolare che questo accada, perché sul solare termodinamico siamo leader del mondo"[10].

Il 15 luglio 2010 è stata inaugurata dall'ENEL a Priolo Gargallo in provincia di Siracusa la prima centrale termodinamica italiana da 5 MW costata 60 milioni di euro (Progetto Archimede). Lo scopo principale di questo progetto è di tipo dimostrativo e vuole sottolineare la grande potenzialità del solare termodinamico applicato alle centrali a turbo gas al fine di migliorarne l'efficienza.

Il 12 dicembre 2012 viene presentata alla Regione Basilicata il progetto di un impianto solare a tecnologia termodinamica ad uso industriale della potenza di 50 MWe. Tale impianto, come spesso sta accadendo in Italia per impianti industriali similari, è affiancato da una centrale termoelettriche a gas metano ed in particolare da un impianto di combustione costituito da 3 caldaie aventi complessivamente la potenza di 49.8 MWt. Il progetto non ha ancora ricevuto parere favorevole nell’ambito della Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A. regionale) e quindi, non essendo stato autorizzato, non è ancora stato realizzato. È evidente che l’Italia non è l'Arabia Saudita e non presenta aree desertiche quali aree da preferire per una razionale collocazione di tali mega-impianti nel rispetto dell'Ambiente, del Paesaggio, del Suolo e con un idoneo valore di irraggiamento solare diretto (DNI). Per i mega-impianti solari a tecnologia termodinamica, il cui consumo di suolo si attesta nell’ordine dei centinaia di ettari (nel caso della Regione Basilicata si verrebbero occupare 226 ettari per il singolo impianto di 50 MWe di potenza), occorre valutare attentamente la loro collocazione tenendo presente quanto evidenziato da autorevoli lavori scientifici come il “Global Potential of Concentrating Solar Power” discusso nella Conferenza mondiale “SolarPaces Conference Berlin” nel 2009, in cui si precisa che la tecnologia solare a concentrazione (CSP) come quella termodinamica con captatori parabolici trova applicazione nelle regioni aride “arid desert regions”. In aggiunta, la stessa ENEA (Ente per le Nuove tecnologie, l'Energia e l’Ambiente) nel “Quaderno del solare termico” del Luglio 2011, nel paragrafo titolato <Il solare termodinamico in Italia - Prospettive di sviluppo> valuta che “Le prospettive di applicazione in Italia [...] appaiono modeste, [...]. Rimangono disponibili le aree industriali dismesse o le discariche esaurite, dove questi impianti potrebbero rappresentare un utile modo per riqualificare l'ambiente” e nel paragrafo titolato <Conclusioni> si afferma che la tecnologia del solare termodinamico “consente di valorizzare terreni non altrimenti utilizzabili, come le aree desertiche, le aree industriali dismesse o le discariche esaurite”. Ciò dovrebbe essere da guida nella progettazione di impianti industriali così impattanti affinché sia l’impianto e quindi la sua potenza elettrica, inequivocabilmente correlata alla sua estensione, a doversi adattare alle fragilità del territorio e non il territorio a dover passivamente enucleare tali impianti industriali, molto spesso, completamente fuori scala rispetto al  contesto agro-paesaggistico nel quale si vorrebbe inserirli.

L’impianto previsto nella Regione Basilicata sottrarrebbe all’agricoltura 226 ettari (2.260.000 metri quadri) di terreni fertili ed irrigui. L'ara d’impronta dell'impianto occuperebbe ben 15 pozzi artesiani dei 19 previsti nell'area circostante. Inoltre, nella Regione Basilicata, è previsto l’uso di decine di migliaia di metri cubi di olio diatermico ad altissimo impatto ambientale con potenziali rischi in caso di sversamenti al Suolo e non solo. Olii diatermici utilizzati come fluido termovettore per le sue elevate capacità termiche che, nell’ambito del ciclo termodinamico, svolgono un ruolo fondamentale. L’utilizzo di olii diatermici rendono l’impianto di “prima generazione” con un impatto sull’ambiente, potenziali rischi e danni tutt’altro che marginali. Infatti, la stessa Agenzia nazionale per le nuove tecnologie, l'energia e lo sviluppo economico sostenibile (ENEA) nel “Quaderno del solare termico” del Luglio 2011, afferma che “Gli impianti di seconda generazione si caratterizzano oltre che per le migliori prestazioni, soprattutto per il superamento dei limiti posti dall’utilizzo dell’olio diatermico come fluido termovettore. Questo fluido limita la temperatura massima di esercizio a meno di 400 °C, ed inoltre comporta rischi per la sicurezza e per l’ambiente, essendo altamente infiammabile ed inquinante”. Infatti, la scheda tecnica dell’olio diatermico utilizzato nell’impianto previsto nella Regione Basilicata (Dowtherm A*) della “Dow Chemical Company”, nella sezione “Tossicità cronica e cancerogenicità” afferma testualmente “Contiene uno o diversi componenti che hanno causato il cancro in animali di laboratorio. Comunque il/i componenti non è/sono genotossico/i, e non si conosce la rilevanza del potenziale cancerogeno per l'uomo”.

Per tale motivo è possibile affermare che: mentre un impianto solare a tecnologia fotovoltaica trasforma energia solare in energia elettrica in modo pulito, un impianto solare a tecnologia termodinamica che ricorre all'uso degli olii diatermici e alla combustione ausiliaria di gas metano, come nel caso dell’impianto previsto nella Regione Basilicata, trasforma energia solare in energia termica e quindi in energia elettrica in modo non del tutto pulito. Presenta infatti emissioni in atmosfera di benzene, fenolo, ossidi di azoto in seguito alla degradazione termica, derivante dal riscaldamento degli olii diatermici, e alla combustione di milioni di normal metri cubi di gas metano ogni anno. In generale, per gli impianti temodinamici vengono propositi progetti di potenza elettrica variabile dai 30 ai 55 MWe con l’occupazione di estese aree (dai 1.300.000 ai  2.700.000 mq) a fronte di un impianto fotovoltaico che, a parità di potenza elettrica, occuperebbe un’area la cui superficie è quasi la metà. 

Note[modifica | modifica sorgente]

  1. ^ Intervista a Carlo Rubbia.
  2. ^ Firmata intesa per una centrale a Priolo, La Repubblica.
  3. ^ Economy, n. 16, 16 aprile 2008, pag. 19
  4. ^ Solare termodinamico, firmata l'intesa centrali in Lazio, Puglia e Calabria, La repubblica.
  5. ^ Intesa sullo schema di decreto del Ministro dello sviluppo economico di attuazione dell’articolo 7, comma 1, del decreto legislativo n. 387/2003, recante i criteri e le modalità per incentivare la produzione di energia elettrica da fonte solare mediante cicli termodinamici. (SVILUPPO ECONOMICO) Intesa ai sensi dell’articolo 7, comma 1, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387., Conferenza Stato-Regioni, 26 marzo 2008.
  6. ^ Si veda l'intervista rilasciata a Repubblica il 26 marzo 2007.
  7. ^ Per il progetto Archimede si veda in rete: http://www.enea.it/com/solar/index.html.
  8. ^ European Fusion Development Agreement (EFDA): A Conceptual Study of Commercial Fusion Power Plants, EFDA-RP-RE-5.0.
  9. ^ testo della mozione 1-00155 del 14 luglio 2009
  10. ^ Dichiarazione del presidente ENEA all'ANSA il 28 luglio 2009

Voci correlate[modifica | modifica sorgente]

Collegamenti esterni[modifica | modifica sorgente]