VISTO CHE IL tOPIC PARLA DI TECNOLOGIE IN RETE E LO STARNAZZARE E' OFF TOPIC.--ECCOVI SERVITE:
Gianluca Damante - Architect - Official Web Site
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PROGETTO ARCHIMEDE (2005) - PRIOLO GARGALLO (SR)
REPORT
1. Presentazione Generale del Progetto
I. Introduzione
Il nome del progetto vuole ricordare l’impresa con cui il grande inventore Archimede, incendiò la flotta romana grazie alla sua invenzione degli specchi ustori, avvenuta nel II secolo a. C. proprio in questo tratto di costa compreso fra Siracusa e l’odierna Priolo Gargallo.
Sicilia
Il sito è stato scelto prendendo in considerazione tutti i fattori indispensabili per il miglior sfruttamento della fonte solare:
- una alta insolazione a livello medio annuale;
- condizioni meteorologiche tra le più favorevoli per nuvolosità e ventosità.
Provincia di Siracusa
Frutto della collaborazione tra Enel ed Enea, il Progetto Archimede consente di applicare, per la prima volta nel mondo, l'integrazione tra un ciclo combinato e un impianto solare termodinamico.
L'impianto verrà realizzato accanto a una centrale precedentemente convertita da olio combustibile a ciclo combinato a gas, entrata in servizio nel 1979, situata in località Pantano Pozzillo nel comune di Priolo, provincia di Siracusa.
Utilizzando una tecnologia innovativa ed esclusiva, elaborata da Enea, Archimede produrrà energia elettrica dal Sole in maniera costante, infatti la turbina potrà essere alimenta dalla combustione del gas o dall'energia solare.
L'impianto originario è composto da 2 gruppi combinati identici ciascuno costituito da:
- un turbogas con il suo alternatore;
- un generatore di vapore a recupero;
- una turbina a vapore con il proprio alternatore e condensatore.
Nuova Centrale a Ciclo Combinato
L'adozione della nuova tecnologia ha consentito una drastica riduzione delle emissioni e quindi un sensibile miglioramento dal punto di vista ambientale. Grazie alla combinazione dei due cicli, il rendimento energetico complessivo è aumentato del 56%. La centrale a ciclo combinato è stata anche oggetto di una revisione architettonica volta ad un impatto visivo contenuto ed armonioso, con la revisione dei colori e dei profili delle strutture centrali, il ridisegno degli spazi interni e circostanti e l'utilizzo di pannellature con materiali innovativi.
Nella centrale lavorano circa 130 persone.
Schema d’Integrazione del Vapore Solare in un Impianto Termoelettrico a Ciclo Combinato
Sulla base di un progetto ideato dal Prof. Carlo Rubbia, sono state introdotte importanti innovazioni nella tecnologia per la captazione e l’accumulo dei raggi solari, permettendo di superare le limitazioni di tutti gli altri impianti solari termodinamici finora realizzati nel mondo e raggiungendo alti rendimenti di conversione.
La "solarizzazione", per mezzo della tecnologia ENEA, di un moderno impianto convenzionale a ciclo combinato, che già produce energia elettrica, risulta molto semplice e non richiede grandi modifiche nel sistema esistente.
Infatti il vapore prodotto dall'impianto solare ha praticamente le stesse caratteristiche di temperatura e pressione di quello che proviene dal generatore a recupero di calore dai fumi di scarico del turbogas.
I raggi del sole vengono raccolti e concentrati da un sistema di 360 specchi parabolici lineari su dei tubi in cui passa una soluzione salina composta da nitrati di sodio e potassio che raggiunge la temperatura di 550 gradi centigradi. Questi specchi allo stesso modo dei girasoli, saranno in grado di captare in modo continuativo la radiazione solare grazie a un sistema di controllo che ne assesta l'inclinazione in direzione del sole.
Progetto di un Impianto Termoelettrico Solare a Concentrazione
Il liquido così riscaldato viene convogliato in un serbatoio termico che ne conserva la temperatura, immagazzinando così l'energia solare. Quando serve, poi la soluzione ad alta temperatura viene mandata a un generatore di vapore, che serve ad azionare la turbina che produce energia elettrica. La soluzione salina, raffreddata alla temperatura di 290 gradi viene conservata in un serbatoio "freddo", per essere nuovamente inviata agli specchi parabolici per riprendere il ciclo.
Gli impianti sono di tipo ibrido e possono utilizzare caldaie ausiliarie alimentate a combustibile convenzionale (metano) idonee ad aumentare la temperatura del vapore quando l'intensità della radiazione solare è bassa. I sistemi a CPL sono, tra le tecnologie solari termiche di potenza, quelle con maggiore maturità commerciale e sono suscettibili di dare luogo ad architetture di impianto meno costose, più efficienti ed adattabili per le varie applicazioni. Il loro uso può essere particolarmente conveniente per il raffrescamento di grandi edifici come alberghi, ospedali ed edifici commerciali e industriali.
II. Sistemi a torre
Negli impianti a torre, il campo solare è costituito da specchi piani (eliostati) che inseguono il moto del sole, concentrando i raggi solari su di un ricevitore montato in cima ad una torre posizionata al centro dell'impianto. All'interno del ricevitore viene fatta circolare una miscela di sali fusi che assorbe il calore e lo accumula in appositi serbatoi.
Il fluido che circola nel ricevitore viene così scaldato e l'energia prodotta viene diretta in un circuito chiuso (closed loop) tra il ricevitore, il serbatoio di immagazzinamento e il sistema di conversione elettrica. Ogni eliostato ha una superficie riflettiva di 100-150 m2. Il campo di eliostati può essere dislocato in modo da circondare completamente la torre-ricevitore oppure può essere posto ad emiciclo a nord della torre.
Questi sistemi consentono di produrre calore a temperature che vanno da 500 a 1500 °C.
Con gli impianti a torre centrale si prevede che nel futuro si possano realizzare centrali da 30 a 250 MW. Con il calore accumulato ad alta temperatura (565°C), si produce vapore per alimentare un turbo-generatore.
Schema funzionale di un impianto solare a torre
I principali miglioramenti introdotti in questo tipo di impianti rispetto a quelli a collettori parabolici lineari sono:
- la sicurezza del liquido trasportatore di calore, che è un nitrato di sodio e potassio, noto concime di origine naturale, non infiammabile e non tossico;
- il miglioramento del rendimento del ciclo termodinamico, legato all’innalzamento della temperatura di operazione da 390 a 565 °C;
- la possibilità di introdurre un accumulo termico per ovviare alle variazioni giornaliere dell'intensità solare. Ciò comporta importanti vantaggi di continuità per il gruppo turbina-alternatore ed evita il ricorso all'integrazione con combustibili fossili. Questi impianti sono quindi alimentati esclusivamente a fonte rinnovabile;
- la riduzione del costo degli specchi ottenuta con l'adozione di una nuova tecnologia basata su materiali compositi (honeycomb), più leggeri, robusti ed economici rispetto alla lastra di vetro usata nei SEGS.
Gli impianti a torre solare con accumulo di energia consentono, pertanto, efficienze di conversione superiori e investimenti iniziali inferiori rispetto ai sistemi a collettori parabolici lineari. Ma essi presentano ancora degli svantaggi che rendono difficile l'applicabilità su grande scala e per elevate potenze. I principali svantaggi sono:
- le dimensioni eccessive della torre solare (l'altezza dipende dall'estensione del campo specchi che è proporzionale alla potenza dell'impianto);
- la difficoltà nella concentrazione della radiazione solare sul ricevitore posto a centinaia di metri di distanza (la distanza focale dei sistemi a collettori parabolici lineari è invece inferiore a due metri).
Il più avanzato impianto a torre centrale, della potenza di 10 MW, denominato Solar Two da 10 MW, è in funzione negli Stati Uniti dal giugno '96. Rispetto al Solar One, che lo ha preceduto, questo impianto utilizza i sali fusi come vettore termico, invece di un circuito acqua-vapore.
Questa tecnologia ha superato la fase dimostrativa a livello di prototipo industriale, ma non è ancora giunta alla fase di maturità commerciale.
Impianto Solar Two (California)
III. I Concentratori Parabolici Puntuali: Sistemi Dish-Stirling
I concentratori parabolici puntuali (CPP) utilizzano dei riflettori parabolici dalla forma di un disco che inseguono il sole attraverso un meccanismo di spostamento su due assi e focalizzano la radiazione solare diretta all'interno di un ricevitore a cavità installato, al di sopra del disco, nel suo punto focale.
La soluzione più promettente per i concentratori a disco è di accoppiare il concentratore ad un motore Stirling a combustione esterna e ciclo chiuso, la cui testa calda è inserita nel ricevitore ed opera a temperature di 700°C. Il motore, a sua volta, è accoppiato ad un alternatore per la generazione di energia elettrica. La tecnologia, essendo di tipo modulare, permette la realizzazione di centrali stand-alone per utenze isolate (ad Almeria, in Spagna, ve ne sono 3 in prova da 9 kW ciascuna, costruiti dalla SPS/SOLO tedesca). In Australia è in programma la costruzione di centrali da alcune decine di MW che utilizzano concentratori accoppiati a motori Stirling da 45 kW ognuno. I risultati di tali ricerche sono fondamentali per l'ulteriore sviluppo di questa tipologia di sistema solare termico, che dovrebbe raggiungere la maturità commerciale intorno al 2005.
Impianti con collettori parabolici puntuali o a disco sono stati sviluppati in Germania, Stati Uniti, Israele e Australia.
Dischi di 17 metri di diametro corrispondenti a una potenza solare lorda di 200kW
Progettati da Schlaich-Bergermann&Partner
IV. Centrale Solare di Adrano
L'Italia è stato il primo paese europeo ad ospitare in Sicilia, ad Adrano, la prima grande centrale europea dimostrativa termoelettrosolare del tipo a torre centralizzata chiamata Eurelios consistente in un’area con un grande numero di specchi parabolici, che dirigono i raggi solari concentrati contro un serbatoio di fluido situato su una torre. Il fluido è portato ad ebollizione e aziona il sistema a turbina per una potenza di 1MW.
Schema dell’Impianto di Produzione di Energia Elettrica
La sua costruzione fu avviata nel settembre del 1979 da un consorzio italo-franco-tedesco nell'ambito di un programma di ricerca della Comunità Europea. Questo primato è dovuto anche alle ricerche pionieristiche svolte, nei primi anni '60, dal Prof. Giovanni Francia e alla realizzazione degli impianti sperimentali di S. Ilario, vicino a Genova, da parte dello stesso prof. Francia, negli anni '70. Le sperimentazioni sull'impianto hanno avuto luogo fino al 1986, quando furono sospese in quanto i sistemi a torre centrale non erano competitivi con i sistemi tradizionali; oggigiorno la tecnologia permette di creare centrali molto più redditizie (ad esempio sostituendo l’acqua con altre sostanze) e il solare termico ad alta temperatura suscita rinnovato .
Inoltre, negli anni '70, cessarono anche alcuni esperimenti condotti presso l'Università della Calabria sui concentratori parabolici lineari.
Nel corso degli anni l’impianto si è convertito in un campo prova fotovoltaico di 1,5 ettari, di cui 0,10 occupati dai moduli, in cui vengono sperimentate varie tecnologie fotovoltaiche innovative; per esempio: nuovi materiali e dispositivi di inseguimento del sole.
4. Descrizione Funzionale del Progetto
I. La Tecnologia ENEA
Il sistema progettato dall’ENEA combina le due tecnologie dei sistemi a collettori parabolici lineari e dei sistemi a torre e prevede una serie di profonde innovazioni che permettono di superare i punti critici di entrambe.
In esso è stata mantenuta la geometria parabolica lineare dei collettori, ma con sviluppi tecnologici tali da consentire l’utilizzo del sale fuso come fluido termovettore e, quindi, di raggiungere temperature più elevate, tipiche della tecnologia degli impianti a torre.
I fluidi non sono corrosivi, non sono infiammabili, sono stabili alle alte temperature e, soprattutto, possono essere immagazzinati. Il fluido viene convogliato in un serbatoio detto “caldo” e questo aggira proprio l’ostacolo della discontinuità della fonte. La temperatura nel serbatoio, infatti, rimane costante a 550°C grazie alla variazione della portata dei sali in funzione dell’intensità della radiazione solare. Il resto avviene come in una centrale termica di tipo convenzionale, i sali del serbatoio “caldo” vengono inviati ad uno scambiatore, mentre un generatore di vapore ad alta pressione e alta temperatura attiva il ciclo termico per la produzione di energia.
I sali vengono quindi convogliati in un altro serbatoio “freddo” (290°C) e da qui re-immessi nel ciclo.
L’alta temperatura operativa del fluido termovettore dell’impianto solare consente di produrre vapore in condizioni di pressione e temperatura tali da essere utilizzato direttamente nelle turbine a vapore di altra pressione del ciclo esistente, con modeste modifiche impiantistiche.
Produzione di Energia Elettrica
Le principali innovazioni riguardano:
- il collettore solare, dove avviene la raccolta, la concentrazione e l'assorbimento della radiazione solare, completamente rinnovato rispetto a quelli attualmente in commercio, sia nella parte strutturale che nel riflettore e nel tubo ricevitore;
- il fluido termico, utilizzato nel circuito per l'asportazione del calore solare, e' costituito da una miscela di sali (nitrati di sodio e di potassio), alla base dei comuni fertilizzanti. Questa miscela di sali permette di raggiungere temperature fino a 550°C, molto piu' elevate rispetto all'olio minerale finora utilizzato per questo tipo di impianti e, a differenza di questo, e' innocuo per l'ambiente e non e' infiammabile;
- l'accumulo termico, che consente di immagazzinare l'energia solare e di renderla disponibile con continuita' anche di notte e in caso di nuvolosita'.
II. Gli specchi parabolici
La radiazione solare diretta è focalizzata su un tubo collettore-ricevitore mediante l'uso di grandi specchi parabolici lineari.
L'apertura degli specchi è di 5,76 m, con una altezza focale di 1,81 m.
Modulo di Collettore Solare
Gli specchi, adatti ad una produzione economica in serie, sono costituiti da pannelli "a nido d’ape" ("honeycomb") di 2,5 cm di spessore, con struttura interna in alluminio e strati superficiali in fibra di vetro, che presentano un'elevatissima rigidità.
Sulla superficie esterna di questi pannelli aderisce un sottile specchio di vetro ad alta riflettività.
Struttura dei Pannelli a Specchio
Due strati d’acciaio sono incollati su una struttura a nido d’ape d’alluminio. Un sottile specchio di vetro-argento riflettente è collegato sulla superficie superiore.
Un insieme di tali pannelli riflettenti è rigidamente fissato ad una struttura di supporto, lunga circa 25 m, che ne consente la rotazione per seguire il percorso del sole.
Vista Generale dell’unità degli Specchi Parabolici
L’unità è lunga 12 metri, ha un’ampiezza di 5,76 metri ed è costituita da quattro sezioni di pannelli a nido d’ape foderate da specchi, ciascuno largo 3 metri. L’elemento di supporto basilare è costituito da un tubo, il quale tiene i pannelli con l’aiuto di un’asta di supporto. Lo specchio focalizza la luce del sole sul tubo collettore caldo, collocato nel punto di linea focale della struttura.
Vista Generale di una Coppia di Moduli
Il Pilastro centrale tiene il meccanismo di rotazione, mentre i due pilastri ausiliari supportano la struttura, la quale potrebbe eventualmente estendersi con moduli addizionali di specchi e pilastri ausiliari. I tubi collettori di moduli differenti sono connessi tra loro attraverso dei giunti flessibili non visibili.
III. Il fluido Termovettore
Il fluido termovettore degli impianti di Kramer Juction è un olio minerale infiammabile e tossico. Le proprietà di questo liquido, inoltre, limitano la temperatura di funzionamento dell'impianto e, per motivi di sicurezza e di costo, non permettono l’immagazzinamento del liquido caldo in volumi tali da costituire un efficace accumulo termico. In realtà questi impianti sono dei sistemi ibridi solare-gas naturale, in quanto necessitano di una pesante integrazione con gas naturale per coprire le discontinuità giornaliere della fonte solare.
Per queste ragioni, nel progetto ENEA si è preferito adottare come fluido termovettore una miscela di sali fusi, 60% NaNO3 - 40% KNO3 (nitrati di sodio e di potassio).
Questi sali sono largamente usati in agricoltura come fertilizzanti, sono economici e disponibili in grandissime quantità.
La temperatura di esercizio del fluido termovettore varia tra i 290 e i 550°C; la temperatura massima è limitata dal fatto che oltre i 600°C possono insorgere potenziali problemi di corrosione dei materiali.
È già stato completato presso l'ENEA lo studio dettagliato dei componenti associati all'uso della miscela di sali fusi, come pure sono stati studiati e risolti in maniera soddisfacente i potenziali problemi connessi con tale tecnologia, come ad esempio quelli relativi alla corrosione dei materiali.
IV. Il tubo ricevitore
Il tubo ricevitore, situato sulla linea focale degli specchi, è costituito da due cilindri coassiali separati da una intercapedine sotto vuoto con funzione di isolante termico.
Tubo ricevitore
Nel particolare: struttura del rivestimento spettralmente selettivo sviluppato dall'ENEA
Il cilindro esterno in vetro, del diametro di 11,5 cm, è un involucro protettivo, con la funzione di impedire il contatto diretto tra la zona calda e l'ambiente esterno, ed è collegato mediante soffietti metallici al cilindro interno in acciaio.
Quest'ultimo, che ha un diametro di 7 cm, costituisce il tubo assorbitore dell'energia solare; al suo interno circola il fluido termovettore.
Un opportuno rivestimento spettralmente selettivo sviluppato nei laboratori dell'ENEA, applicato sulla superficie esterna del tubo in acciaio, assicura il massimo assorbimento nello spettro della luce solare e la minima emissione di radiazione infrarossa dal tubo caldo, consentendo il raggiungimento dell'elevata temperatura di esercizio dell'impianto.
V. L'Accumulo Termico
Nel settore della produzione elettrica, una tecnologia matura deve erogare l'energia in funzione della domanda.
Fino ad oggi, l'unica energia rinnovabile che ha avuto una diffusione estesa in questo settore è stata quella idroelettrica. Ciò è dovuto sia alla competitività dei suoi costi sia alla presenza del sistema bacino/sbarramento, che è in grado di compensare le fluttuazioni dovute alla variabilità delle precipitazioni.
Nel caso dell'energia solare, il calore accumulato nel serbatoio caldo svolge la stessa funzione dell'accumulo di acqua nel bacino idroelettrico. Fortunatamente, poiché l'energia solare è generalmente disponibile su base giornaliera, la quantità di energia da immagazzinare, al fine di garantire la stessa continuità di funzionamento, è tuttavia molto più modesta.
Sistema di accumulo del calore
Un elevato salto termico (260°C) tra il serbatoio caldo e quello freddo permette una notevole capacità di accumulo (per immagazzinare 1 kWh di energia termica sono sufficienti circa 5 litri di sale fuso nel serbatoio caldo). L'energia accumulata in un dato volume di questo sale fuso è eguale all'energia prodotta dalla combustione dello stesso volume di gas naturale, alla pressione di 18,4 bar, oppure di un volume di petrolio 43 volte inferiore.
Ma, mentre in un impianto termoelettrico convenzionale destinato al carico di base il riempimento del serbatoio di olio combustibile è normalmente effettuato con frequenze dell'ordine dei mesi, il tempo di accumulo per l'impianto solare è determinato dal ciclo giornaliero, eventualmente incrementato al fine di compensare anche alcuni giorni di cattivo tempo. Ne consegue che, a parità di potenza installata, le dimensioni per un serbatoio di olio combustibile e quelle per l'accumulo termico di un impianto solare in funzionamento continuativo sono in realtà paragonabili.
Quindi l'accumulo termico è un sistema estremamente efficiente, qualora confrontato con gli altri metodi correnti di accumulo energetico.
4. Circuito Sperimentale in Scala Reale di Casaccia (Roma)
È stato costruito presso il Centro Ricerche ENEA Casaccia un circuito di prova dei moduli di collettore solare realizzato in scala reale con componenti di origine industriale, l’impianto è operativo dal dicembre 2003. Il collettore solare, il tubo ricevitore, le tubazioni e la circolazione del sale fuso, nelle stesse configurazioni di un impianto industriale di serie, saranno provati sul campo. Il circuito è dotato anche di un accumulo termico, per la verifica delle sue modalità operative, benché in una scala più ridotta rispetto a quella degli impianti finali. Vista la modesta entità dell’energia raccolta, il calore è dissipato in aria.
L’impianto è utilizzato per la prova e qualificazione di due moduli di collettori parabolici da 50 metri in condizioni reali di esercizio.
Vista Generale dell’Impianto
Schema dell’Impianto di Prova
Montaggio dei Moduli
Vista da Sotto
Vista di un Modulo Intero
Vista del Tubo Collettore nel Punto Focale della Parabola
Particolare
5. Applicazioni
I. Produzione di idrogeno
Attualmente la maggior parte della produzione di idrogeno, in generale in impianti di grande taglia, avviene utilizzando idrocarburi o carbone. Tali metodi di produzione comportano la immissione in atmosfera di gas serra come la CO2.
Schema concettuale di impianto per la produzione di idrogeno tramite sistemi solari a concentrazione
Nel futuro, uno dei problemi fondamentali sarà la produzione di idrogeno su larga scala a costi competitivi ed in modo sostenibile. Ciò significa l'uso di acqua come materia prima e di una fonte energetica primaria che non produca gas serra. Le due opzioni possibili sono ad oggi, per le fonti primarie, il ricorso all'energia solare concentrata ovvero all'uso dell'energia nucleare con reattori nucleari di nuova generazione.
La produzione di idrogeno ottenuta con processi termochimici o termofisici, utilizzando come fonte primaria energia solare ad alta o altissima temperatura, rappresenta una risposta di grande valenza in termini di risorse energetiche disponibili, di compatibilità ambientale e di potenziale riduzione dei costi di produzione, dato l'alto rendimento complessivo di trasformazione.
Il programma ENEA di ricerca e sviluppo dei processi per la produzione di idrogeno con sistemi solari a concentrazione è orientato sui seguenti obiettivi:
- elevata efficienza nella conversione da energia solare a idrogeno;
- ciclo chimico che possa essere realizzato in impianti relativamente semplici e con processi affidabili;
- uso di sostanze chimiche a basso impatto ambientale, disponibili in abbondanza e a basso costo.
Tra i processi termochimici l'ENEA ha preso in esame i seguenti quattro cicli, che si trovano a differenti livelli di fattibilità tecnico-scientifica o di sviluppo:
Ferriti miste (Tmax ~ 750°C)
Zolfo-Iodio (Tmax ~ 850°C)
Zinco-Zinco ossido (Tmax ~ 2000°C)
Processo UT-3 (Tmax ~ 760°C).
Tra i processi che sono ad uno stadio di ricerca più avanzato nei laboratori ENEA, oltre a quello delle ferriti miste (interessante per la semplicità del ciclo), va evidenziato il processo zolfo-iodio.
II. Il ciclo zolfo-iodio
Il processo zolfo–iodio, tra tutti quelli finora considerati, si trova ad uno stadio di sviluppo più avanzato. Sono stati già realizzati nel mondo alcuni impianti sperimentali che hanno dimostrato la fattibilità della produzione continua di idrogeno.
Il processo si basa sulle seguenti reazioni:
2H2O + SO2+ I2 H2SO4 + 2HI (~100 °C)
H2SO4 H2O + SO2+ 1/2O2 (850 °C)
2HI H2 + I2 (200÷700 °C)
Inizialmente il processo zolfo-iodio fu proposto per essere alimentato dal calore prodotto da un reattore nucleare a gas; in seguito è stata sviluppata una versione solare.
Il ciclo zolfo-iodio si basa su tre reazioni fondamentali:
la produzione degli acidi solforico e iodidrico (reazione esotermica a bassa temperatura);
la dissociazione dell'acido solforico con produzione di vapore acqueo, ossigeno ed anidride solforosa, quest'ultima riciclata alla fase di produzione degli acidi;
la dissociazione catalitica dell'acido iodidrico con produzione di idrogeno e iodio, che viene riciclato alla reazione di produzione degli acidi (reazione debolmente endotermica con temperature variabili in funzione dei catalizzatori e delle condizioni operative).
La concentrazione dell'acido solforico e le successive operazioni fino ad arrivare ai prodotti della sua dissociazione, rappresentano le fasi in cui è richiesta la maggior parte del calore di processo ad alta temperatura.
Le attività di ricerca e sviluppo dell'ENEA su questo processo si sono attualmente focalizzate sulle fasi di concentrazione e dissociazione dell'acido solforico.
Un altro aspetto su cui verte l'attività ENEA, di notevole importanza per una versione solare del processo, riguarda la possibilità di stoccaggio dell'anidride solforosa prodotta nella dissociazione dell'acido solforico. Un tale accumulo infatti consentirebbe di svincolare il resto del processo, produzione acidi e fase iodidrica, dalle intermittenze della fonte solare, riducendo il dimensionamento di una parte considerevole dell'intero impianto chimico, la cui gestione potrebbe divenire praticamente continua per più di due terzi, alla stregua di un impianto chimico tradizionale.
III. Energia Elettrica Solare dall’Africa
Molte aree del Sahara hanno sia una favorevole esposizione alla radiazione solare sia un’escursione stagionale piuttosto ridotta, con un irraggiamento diretto che, per una superficie piana orizzontale, va da circa 9 kWh/m2 al giorno (in luglio) a circa 7 kWh/m2 al giorno (in dicembre). L’integrale annuale della radiazione diretta normale è quasi il doppio di quella nelle località più favorevoli nel sud Italia. Con un’efficienza di raccolta di circa il 65%, un chilometro quadrato di collettori è in grado di trasferire ogni anno all’accumulo termico un’energia equivalente a 1,2 milioni di barili di Petrolio. Al prezzo attuale di circa 25 US$/BOL, essi ad un ricavo totale di 750 dollari per ogni metro quadrato di collettori. Il costo stimato dell’intero sistema solare ENEA, rapportato alla superficie di captazione, è dell’ordine di 100 US$/m2, per un congruo volume di produzione.
Ogni chilometro quadrato di collettori produrrebbe annualmente circa 800 GWh di energia elettrica.
Questa quantità è equivalente alla produzione annuale di una centrale convenzionale a carbone o a gas di circa 100 MWe. Quindi per produrre l’energia elettrica erogata da una centrale di 1 GWe è richiesta un’area di circa 10 km2 di specchi, ovvero un quadrato di circa 3,3 km di lato. L’area globalmente occupata dall’impianto è in realtà doppia rispetto a quella citata a causa della spaziatura tra gli specchi.
Media annuale della radiazione solare diretta (W/m2)
Il notevole contributo potenziale, offerto dall’energia solare attraverso tale tecnologia, non sarebbe completamente sfruttato qualora restasse inquadrato solamente nella logica di una domanda locale e regionale. Ma, qualora fosse reso disponibile verso regioni con maggiore domanda di elettricità e minore insolazione, le potenzialità della tecnologia solare potrebbero essere fortemente incrementate.
Infatti, grazie a tecnologie di trasmissione oggi disponibili, il trasporto di energia elettrica rinnovabile da lontane regioni desertiche è fattibile sia dal punto di vista tecnologico che economico.
A oggi, quasi 60 GW di potenza elettrica sono trasportati a grande distanza in 80 installazioni operative, basate su linee elettriche di trasmissione in corrente continua ad alta tensione (HVDC).
Queste linee, con una potenza tipica di trasmissione che va da 0,2 a 10 GWe, superano, con l’ausilio di cavi marini, anche gli ostacoli dovuti all’attraversamento di tratti di mare.
Il costo dei tratti di trasmissione marini è all’incirca dieci volte maggiore rispetto a quella terrestre.
La perdita di potenza nel trasporto è contenuta. A titolo di esempio, il costo del trasporto per una distanza di 1.000 km su terra e 100 km in mare,quindi la distanza necessaria per trasportare in Sicilia l’energia prodotta nel Sahara, è dell’ordine di 0,6÷1,0 US¢/kWh, un costo
addizionale sicuramente accettabile.
L’ energia elettrica prodotta nel Nord Africa potrebbe essere quindi trasferita alla rete europea per mezzo di linee HVDC, due delle quali sono già in fase di realizzazione, tra l’Algeria e l’Italia (2.000 MW) e tra il Marocco e la Spagna (3.000 MW).
Il trasporto elettrico è più economico di quello del gas naturale, poi utilizzato per la produzione di energia elettrica.
Ipotizzando i valori-obiettivo della tecnologia ENEA, sono stati calcolati i parametric complessivi e i costi previsti, sia dell’energia termica che dell’energia elettrica prodotta, per una serie di moduli da 400 Mwe.
Si evince che si potrebbe produrre calore solare ad alta temperatura ad un costo di circa 2 US$/GJ.
Parametri principali di un impianto per la produzione di energia elettrica basato sulla tecnologia ENEA
Per la stessa serie di impianti modulari da 400 MW, il costo di produzione dell’energia elettrica risulta essere pari a 2,56 US¢/kWh, a cui va aggiunto il costo del trasporto elettrico, dell’ordine di 0,6 US¢/kWh; costo del tutto comparabile con quello relativo ad impianti convenzionali da 500 MWe o a ciclo combinato a gas naturale da 400 Mwe.
Ad esempio, al fine di garantire l'erogazione a potenza costante (24 ore su 24) dell'energia solare giornaliera massima raccolta da 1 km2 di collettori nel Sahara, è richiesto un serbatoio di accumulo di circa 30 m di diametro e 21 m di altezza. Se il serbatoio è di dimensioni opportune, le perdite di energia associate all'accumulo termico sono molto contenute, tipicamente minori dell'1% giornaliero.
6. Conclusioni
Grande potenzialità di sviluppo
La tecnologia messa a punto dall'ENEA, per la quale l'Ente ha ottenuto un importante riconoscimento da parte dell'IEA (International Energy Agency) nell'ambito del Rapporto 2003 sulla politica energetica italiana, potrebbe consentire alla fonte solare di diventare la fonte energetica primaria, in sostituzione delle biomasse, in quei Paesi in via di sviluppo in cui il livello di radiazione solare è considerevole.
Rispetto dell'ambiente
Negli impianti solari di tecnologia ENEA non sono impiegati materiali tossici, infiammabili o altrimenti pericolosi.
Gli impianti solari non costituiscono una sorgente di rischio o di altri fastidi (ad es. rumore) per le popolazioni residenti nelle loro vicinanze.
Una volta smantellato l'impianto, il terreno è riutilizzabile senza limitazioni.
Non si producono rifiuti né emissioni. L'energia è abbondante e rinnovabile. Non bisogna costruire sistemi di trasporto per i combustibili perché il sole arriva da solo. Gli investimenti e i costi sono più bassi rispetto alle centrali convenzionali.
Alta disponibilità e versatilità
La tecnologia ENEA è fortemente modulare e può soddisfare esigenze diverse. Può essere utilizzata sia in impianti di taglia elevata (dell'ordine delle centinaia di MWe), connessi con la rete elettrica, sia in impianti più piccoli (di pochi MWe) per comunità isolate.
Economicità
Una volta che i sistemi di captazione e accumulo dell'energia solare verranno prodotti su scala sufficientemente grande, la produzione di calore ad alta temperatura (550°C) potrà essere fatta, in località a elevata insolazione, ad un costo di circa 2 €/GJ, non superiore a quello previsto per il gas naturale e il petrolio.
Il costo della produzione dell’energia elettrica si aggira intorno ai 60 centesimi di euro al chilowattora (1161,76 delle vecchie lire), come dire i costi dell'energia eolica.
Sembra che con l'energia prodotta l'impianto si ripaga in 5-6 anni.
Il costo complessivo dell'impianto oscilla tra i 100 e i 150 euro a metro quadrato. E da un metro quadrato si ricava ogni anno un'energia equivalente a quella di un barile di petrolio. Il che vuol dire che utilizzando un'area desertica o semidesertica di dieci chilometri quadrati si ottengono mille megawatt: la stessa energia che si ricava da un impianto nucleare o a combustibili fossili, ma con costi inferiori e con una lunga serie di problemi in meno".
Lo smantellamento finale dell'impianto è semplice ed economico.
Tempi di costruzione brevi e lunga vita dell'impianto
Grazie alla semplicità progettuale, un impianto può essere realizzato in circa tre anni.
La sua vita attesa è di 25-30 anni, sicuramente estendibile apportando successive modifiche e miglioramenti.
Osservazioni
Anche in occasione della realizzazione della centrale termodinamica di Adrano furono dette parole simili, ma gli insuccessi sono stati molteplici e il progetto fu abbandonato con notevoli perdite di denaro.
Pensare di smantellare gli impianti esistenti e sostituirli completamente con impianti di nuova concezione sarebbe stato un limite invalicabile, economicamente insostenibile. L’integrazione della centrale minimizza notevolmente l’investimento iniziale che sarà per altro coperto solo al 40% dal finanziamento pubblico.
La centrale di Priolo erogherà 20 MW, il che non è certo una quantità da buttare via, ammesso (e non concesso) che questa cifra scali verso l’alto, per avere un rendimento paragonabile ad una centrale a combustibile fossile, o a combustibile nucleare, dovremmo adibire a centrale una superficie di circa dieci chilometri quadrati, che non è precisamente una piccola quantità. Senza contare che non basta una centrale per una nazione e non è stato ancora risolto il problema di ulteriore occupazione di aree inutilizzate, soprattutto in un paese dagli spazi ristretti e preziosi come l’Italia.
In ogni caso potrà contribuire in maniera determinante alla diversificazione delle fonti energetiche e alla riduzione delle emissioni inquinanti, creare nuove opportunità di lavoro e dare un impulso all’economia, riducendo al tempo stesso i rischi di conflitto correlati alle forniture energetiche e ai cambiamenti climatici.
Viene da osservare: se invece dell'1% la ricerca italiana avesse gli stanziamenti della Francia o della Germania, forse il nostro temuto declino tecnologico non sarebbe affatto scontato.
Una perplessità viene dalla capacità di accumulo dell’impinto in caso di vari giorni di maltempo.
Un impianto misto eolico-solare basato su questa tecnologia, forse avrebbe più sicurezza di funzionamento, non sarebbe una cattedrale, e costerebbe anche meno ed in caso di 5 gg di pioggia sarebbe ancora in funzione senza l’utilizzo di combustibile fossile.
Un ricercatore che ha curato la parte hardware dell'impianto di Adrano, testimonia che i casi di "nuvola di Fantozzi" sono diventati molto più frequenti dopo installazione dell'impianto.
Se si installa un collettore sul tetto nessuno si accorgerebbe della differenza, se si coprono un migliaio di ettari con specchi sicuramente le probabilità di insorgenza di problematiche aumentano.
Infine nel calcolo bisognerebbe anche considerare i costi di manutenzione, sorveglianza, tasse ecc...
Fonti Multimediali
- www.enea.it
- www.enel.it
- www.agi.it
- www.lasiciliaonline.it
- www.lasicilia.it
- www.larepubblica.it
- www.isesitalia.it
- www.ilsolea360gradi.it
- www.eol.eolica.tv
- www.sapere.it
- www.newsland.it
- www.promiseland.it
- www.fareverde.it
- www.nuova_energia.com
- www.mosac.com
TUTTO CHIARO ???? SI' !!!
nte 
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Rosa, su 7-Jun-2010 15:20, dice:.gif)
Oggi ho avuto la conferma 
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