di Luca Cioccolanti
Sebbene la produzione di energia elettrica dagli impianti solari a concentrazione (CSP) nel 2020 sia stata simile a quella del precedente anno 2019 e l’incremento della capacità complessiva limitata, politiche energetiche volte a sottolineare il ruolo degli impianti CSP come tecnologie in grado di garantire stoccaggio di energia e stabilità della rete potrebbero portare ad un aumento della capacità installata di tali impianti nei prossimi anni.
In generale, per maturare una comprensione completa delle prestazioni di un impianto CSP è richiesta una estesa campagna di prove sperimentali su campo. Purtroppo, indagini sperimentali complete volte a chiarire tutti gli effetti ottici e i fenomeni di scambio termico risultano essere molto costose e impegnative in termini temporali dipendendo anche dalle condizioni ambientali. Per superare i limiti connessi con l’analisi sperimentale si ricorre così a metodi numerici in grado poi di supportare la successiva progettazione e l’esercizio di tali impianti.
Tra i problemi particolarmente sensibili nell’esercizio dei sistemi CSP ed in particolare di quelli di piccola taglia, la stima della temperatura di parete del tubo ricevitore rappresenta un parametro fondamentale in quanto le proprietà chimico-fisiche del fluido termovettore potrebbero essere compromesse da temperature troppo elevate. Per ovviare a tale criticità, nella pratica si agisce sulla portata del fluido termovettore (solitamente olio diatermico) in modo da evitare riscaldamenti eccessivi del fluido con un aggravio in termini di controllo e di efficienza complessiva del sistema. Tuttavia, una stima puntuale di quella che sarebbe la temperatura di parete per date condizioni di esercizio consentirebbe di regolare la portata del fluido entro certi limiti migliorando i transitori e rendendo più rapido il raggiungimento della condizione di regime.
Da un punto di vista numerico, la stima esatta della temperatura di parete richiede l’utilizzo di modelli ottici e termici molto complessi ricorrendo spesso alla combinazione di tecniche di ray tracing ed analisi CFD particolarmente onerose in termini di tempo e costi computazionali.
Quando, invece, si richiedono sforzi computazionali inferiori potendo tollerare una precisione inferiore nei risultati si ricorre a modelli termici unidimensionali di cui il modello Forristall è considerato il riferimento. Tuttavia, tale modello fa utilizzo di due sole correlazioni per descrivere lo scambio termico convettivo interno al tubo ricevitore in funzione del regime di moto rendendo la caratterizzazione delle prestazioni in off-design del sistema non molto accurata. Infatti, variando in maniera significativa il funzionamento del sistema CSP con le condizioni ambientali e le richieste dell’utenza si potrebbero avere condizioni di scambio termico molto differenti tra loro.
Per questo motivo, nell’ambito di un progetto EU ‘Innova Microsolar’, coordinato dall’Università di Northumbria at Newcastle (UK) e all’interno del cui consorzio figurano anche l’Università eCampus e la società italiana Elianto srl, gli ingegneri di Elianto e i ricercatori di eCampus insieme ad un collega dell’Università Sapienza di Roma hanno lavorato ad un modello unidimensionale più avanzato in grado di comprendere anche gli effetti del flusso di galleggiamento. Il progetto mira a sviluppare un innovativo sistema di micro-cogenerazione per applicazioni domestiche o piccole civili alimentato da un impianto solare a concentrazione basato su riflettori lineari di Fresnel (si era già parlato di questo sistema in un precedente articolo.
In particolare, pur mantenendo l’ipotesi di flusso incidente uniformemente distribuito sulla superficie del tubo ricevitore (cosa in realtà non tale essendo i raggi solari riflessi dai collettori primari maggiormente incidenti sulla superficie inferiore del tubo in un arco di circonferenza dell’intorno dei 120-140°C circa) sono state implementate nel modello una serie di correlazioni di scambio termico al fine di includere tutti i possibili regimi di moto. Lo studio ha evidenziato come: i) il flusso di galleggiamento, indotto dalla differenza di temperatura tra la parete e l’olio diatermico, sia in grado di migliorare il trasferimento di calore di circa un ordine di grandezza rispetto all’ipotesi adottata nel modello Forristall in condizioni di flusso laminare; (ii) è possibile correlare con oltre il 95% di confidenza sull’intero intervallo, la temperatura della parete del tubo ricevitore a un nuovo parametro chiamato Load Temperature che si basa su dati di input forniti dai sensori solitamente installati negli impianti CSP; e (iii) il modello proposto migliora anche la stima dell’energia termica raccolta dall’olio diatermico nel tubo ricevitore durante la fase di riscaldamento di circa lo 0,8% rispetto al modello Forristall di riferimento.
Pertanto, sebbene sia auspicabile una convalida dei risultati del modello con quelli sperimentali (attività al di fuori dell’ambito del progetto di cui sopra) il modello proposto potrebbe rappresentare un utile strumento al supporto degli impiantisti nella definizione delle condizioni operative e di controllo dei sistemi solari a concentrazione a singolo asse.