Diplomski rad
description
Transcript of Diplomski rad
SVEUČILIŠTE JOSIPA JURJA STROSSMAYERA U OSIJEKU
ELEKTROTEHNIČKI FAKULTET
Sveučilišni studij
SOLARNE TERMOELEKTRANE
Diplomski rad
Hrvoje Čajkovac
Osijek, 2013.
Obrazac D1: Obrazac za imenovanje Povjerenstva za obranu diplomskog rada
Osijek, 25.03.2013.
Odboru za završne i diplomske ispite
Imenovanje Povjerenstva za obranu diplomskog rada
Ime i prezime studenta: Hrvoje Čajkovac
Studij (smjer): Diplomski studij elektrotehnike, smjer elektroenergetika
Mat. br. studenta, godina upisa: D-415, 2010./2011.
Mentor: Prof.dr.sc. Damir Šljivac
Sumentor:
Predsjednik Povjerenstva: Prof.dr.sc. Marinko Stojkov
Član Povjerenstva: Danijel Topić, dipl.ing.
Naslov diplomskog rada: SOLARNE TERMOELEKTRANE
Primarna znanstvena grana rada: Elektroenergetika
Sekundarna znanstvena grana (ili polje) rada:
Elektrostrojarstvo
Zadatak diplomskog rada
Opisati vrste, principe rada i razvoj različitih tehnologija solarnih termoelektrana, osobito velikih STE u izvedbi s paraboličnim protočnim kolektorima i sa središnjim prijemnikom, ali i drugih. Dati tehničke i ekonomske parametre, parametre energetske učinkovitosti i očekivanog troška proizvodnje električne energije.
Potpis sumentora: Potpis mentora:
Dostaviti:
1. Studentska služba
U Osijeku, godine
Potpis predsjednika Odbora:
IZJAVA O ORIGINALNOSTI RADA
Osijek, 25.03.2013.
Ime i prezime studenta: Hrvoje Čajkovac
Studij : Diplomski studij elektrotehnike
Mat. br. studenta, godina upisa: D-415, 2010./2011.
Ovom izjavom izjavljujem da je rad pod nazivom: SOLARNE TERMOELEKTRANE
izrađen pod vodstvom mentora Prof.dr.sc. Damir Šljivac
i sumentora
moj vlastiti rad i prema mom najboljem znanju ne sadrži prethodno objavljene ili neobjavljene pisane materijale drugih osoba, osim onih koji su izričito priznati navođenjem literature i drugih izvora informacija. Izjavljujem da je intelektualni sadržaj navedenog rada proizvod mog vlastitog rada, osim u onom dijelu za koji mi je bila potrebna pomoć mentora, sumentora i drugih osoba, a što je izričito navedeno u radu.
Potpis studenta:
SADRŽAJ
1. UVOD ......................................................................................................................................... 1
2. SUNČEVO ZRAČENJE ............................................................................................................. 3
2.1. Solarna energija i gibanje Zemlje oko Sunca ....................................................................... 3
2.2. Atmosferski utjecaji .............................................................................................................. 5 2.3. Globalno zračenje ................................................................................................................. 7 2.4. Izračun solarnog zračenja ..................................................................................................... 8 2.5. Mjerenje zračenja i karte zračenja ........................................................................................ 9 2.6. Izravno sunčevo zračenje .................................................................................................... 12
2.7. Osunčavanje........................................................................................................................ 13
3. OPĆENITO O SOLARNIM TERMOELEKTRANAMA ........................................................ 16
3.1. Koncentracija solarnog zračenja ......................................................................................... 17
3.2. Apsorpcija zračenja ............................................................................................................ 21 3.3. Spremnik topline................................................................................................................. 22 3.4. Pomoćni i hibridni sustavi .................................................................................................. 28
3.5. Spajanje solarnih termoelektrana na mrežu ........................................................................ 30 3.6. Hlađenje solarnih termoelektrana i zahtijevi za vodom ..................................................... 30 3.7. Sustav praćenja prividnog kretanja Sunca .......................................................................... 31
3.7.1. Jednoosni sustav praćenja Sunca ................................................................................. 32 3.7.2. Dvoosni sustav praćenja Sunca .................................................................................... 32 3.7.3. Aktivni pogon sustava za praćenje Sunca .................................................................... 33
3.7.4. Kronološki sustav za praćenje Sunca ........................................................................... 34
4. PARABOLIČNE PROTOČNE TERMOELEKTRANE .......................................................... 35
4.1. Kolektori ............................................................................................................................. 36 4.1.1. Parabolični protočni kolektor ....................................................................................... 36
4.1.2. Fresnel kolektor (LFR - Linear Fresnel Reflectors) .................................................... 37 4.1.3. Kompaktni Fresnel kolektor (CLFR – Compact Linear Fresnel Reflectors) ............... 38
4.2. Apsorber ............................................................................................................................. 39
4.3. Medij za prijenos topline .................................................................................................... 41 4.4. Kolektorska polja ................................................................................................................ 41
4.5. Izgrađene parabolične protočne termoelektrane ................................................................. 42 4.5.1. SEGS (Solar Electricity Generation Systems) ............................................................. 42 4.5.2. Andasol ........................................................................................................................ 45
4.5.3. Puerto Errado 2 (PE2) .................................................................................................. 46 4.6. Solarna integrirana u kombinirani kružni proces (ISCCS - Integrated Solar Combined
Cycle System) ............................................................................................................................. 47 4.7. Integracija u konvencionalnu elektranu .............................................................................. 48
5. SOLARNI TORANJ (CRS – Central Receiver System) ........................................................... 49
5.1. Heliostati ............................................................................................................................. 50 5.1.1. Ravni heliostat ............................................................................................................. 51
5.1.2. Membranski heliostati .................................................................................................. 52 5.2. Polje heliostata i toranj ....................................................................................................... 53 5.3. Prijemnik (receiver) ............................................................................................................ 54
5.3.1. Prijemnik na vodu/paru ................................................................................................ 54
5.3.2. Prijemnik na rastopljenu sol......................................................................................... 54
5.3.3. Otvoreni zračni prijemnik ............................................................................................ 56 5.3.4. Zatvoreni (stlačeni) zračni prijemnik ........................................................................... 57
5.4. Izgrađeni solarni tornjevi .................................................................................................... 57
6. PARABOLIČNI TANJUR ........................................................................................................ 63
6.1. Parabolični koncentrator (tanjur) ........................................................................................ 64 6.2. Prijemnik ............................................................................................................................ 65
6.2.1. Cjevasti prijemnik ........................................................................................................ 65 6.2.2. Cjevni prijemnik .......................................................................................................... 66
6.3. Stirlingov motor .................................................................................................................. 67
6.4. Izgrađeni parabolični tanjuri ............................................................................................... 69
7. SOLARNI DIMNJAK I SOLARNI BAZEN ............................................................................ 70
7.1. Solarni dimnjak................................................................................................................... 70 7.1.1. Kolektor ....................................................................................................................... 71 7.1.2. Spremnik topline .......................................................................................................... 72 7.1.3. Dimnjak........................................................................................................................ 73 7.1.4. Turbine ......................................................................................................................... 74
7.1.5. Prednosti i nedostaci .................................................................................................... 75
7.1.6. Prošli i budući projekti ................................................................................................. 76 7.2. Solarni bazen ...................................................................................................................... 79
7.2.1. Kolektor (bazen) .......................................................................................................... 80
7.2.2. Izmjenjivač topline ....................................................................................................... 81 7.2.3. Termički motor ............................................................................................................ 82
7.2.4. Izgrađeni solarni bazeni ............................................................................................... 82
8. EKONOMSKA PERSPEKTIVA I BUDUĆI RAZVOJ ........................................................... 84
8.1. Budući razvoj [7] ................................................................................................................ 84 8.1.1. Postojeći scenariji ........................................................................................................ 84
8.1.2. Prijenos električne energije .......................................................................................... 85 8.1.3. Tehnološki putokaz koncentrirajućih solarnih termoelektrana .................................... 88 8.1.3.1. Implementacija do 2020. ........................................................................................... 88
8.1.3.2. Implementacija do 2030. ........................................................................................... 89 8.1.3.3. Implementacija nakon 2030. ..................................................................................... 90
8.2. Ekonomska perspektiva ...................................................................................................... 91
8.2.1. Investicijski troškovi .................................................................................................... 91 8.2.2. Troškovi pogona i održavanja ...................................................................................... 92
8.2.3. Proizvodni troškovi ...................................................................................................... 93
9. ZAKLJUČAK ........................................................................................................................... 94
LITERATURA .............................................................................................................................. 95
SAŽETAK ..................................................................................................................................... 96
ABSTRACT .................................................................................................................................. 97
ŽIVOTOPIS .................................................................................................................................. 98
1
1. UVOD
Energetski potencijal pustinje je golem. Institut za energiju europske komisije izračunao
je da bi sve europske potrebe za energijom bile zadovoljene kad bi se iskoristilo samo 0,3 posto
solarne energije iz Sahare i pustinja Bliskog istoka. Ključni izazov je da se potrošnja električne
energije ne nalazi uvijek u blizini najboljih mjesta za iskorištavanje solarne energije. Dvadeset
poznatih njemačkih kompanija i banaka, među kojima Deutsche Bank, Siemens i energetski div
RWE, udružili su se u jedinstvenom projektu ikad zabilježenom u povijesti, pod nazivom
DESERTEC i vrijednom više od 400 milijardi eura, kako bi u Sahari ukrotili Sunčevu energiju i
pretvorile je u čistu električnu energiju za europske potrošače. DESERTEC predviđa izgradnju
solarnih elektrana ukupne snage više od 100 gigavata u Sjevernoj Africi, bio bi ostvaren na više
lokacija u politički stabilnim zemljama, no za gradnju infrastrukture i stavljanje elektrana u
pogon trebat će još mnogo godina. Afrika bi tim projektom zauzvrat dobila tisuće novih radnih
mjesta, vlastitu energiju i desaliniziranu vodu iz mora. Stručnjaci smatraju da najviše tehnički
dostupne energije imaju pustinje u ekvatorskom pojasu u kojem se nalazi i sjeverni dio Afrike.
Projekt DESERTEC zamišljen i kao svojevrsni model po kojem bi njegova primjena, primjerice
u Australiji, Kini, Indiji i Americi bila još učinkovitija. [10]
Osnovni koncept koncentrirajuće solarne energije je koncentrirati energiju sunčevih zraka
za zagrijavanje medija u prijemniku na visoku temperaturu kako bi se dobila para. Toplina se
pretvara najprije u mehaničku energiju pomoću parnih turbina ili termo motora, a potom u
električnu energiju. Velike solarne termoelektrane često se nalaze u sušnim područjima gdje je
voda vrijedan resurs, dok potražnja za vodom brzo raste kao i populacija stanovništva. Solarne
elektrane mogu biti dizajnirane tako da se dio topline koristi za desalinizaciju morske vode.
Takve elektrane će proizvoditi električnu energiju i svježu vodu, ali s gubitkom učinkovitosti u
proizvodnji električne energije. Tu tehnologiju proizvode i europske tvrtke, a već je primijenjena
u Španjolskoj i SAD-u. Koncentrirajuća solarna postrojenja posjeduju i potencijal za proizvodnju
ostalih energetskih prijenosnika poput solarnih goriva. Unatoč snažnom razvoju tehnologije u
proteklih dvadesetak godina, solarne elektrane nekako su ostale po strani i znatno manjih
kapaciteta nego hidroelektrane ili nuklearne elektrane, no i to se mijenja. Parabolične protočne
elektrane čine najveći udio tekuće koncentrirajuće solarne energije na tržištu, ali natječu se i
ostale tehnologije od kojih neke elektrane ugrađuju spremnike topline. Solarne termoelektrane
trenutno zahtijevaju veće kapitalne investicije nego drugi izvori energije, ali nudi znatne
2
dugoročne koristi zbog minimalnih troškova za gorivo pomoćnih ili hibridnih sustava. Inicijalni
investicijski troškovi stalno padaju kako solarne termoelektrane bivaju sve veće, raste
konkurencija, masovnom proizvodnjom opreme i tehnološkim napretkom. Stručnjaci smatraju da
će u realizaciji DESERTEC-a na početku biti potrebna potpora Europske unije, dok će u
kasnijem financiranju najveću ulogu imati banke i privatni sektor. Isplativost projekta ne bi
trebala doći u pitanje jer bi se, uz Europu, enetgijom mogao opskrbljivati i sjeverni dio Afrike, te
Bliski istok. U tom slučaju trebalo bi osigurati manje od 10 milijardi eura iz europskih izvora.
Paralelno s tako velikim ulaganjima, cijena solarne energije bila bi povoljnija. Naime, danas je ta
cijena visoka zbog relativno male proizvodnje te visokih troškova pogona i održavanja. [10]
Tako se iskorištavanje Sunca kao alternativnog izvora pokazuje sve više kao jedno od
najefikasnijih rješenja za opskrbu električnom energijom u svijetu. Time se mogu zadovoljiti ne
samo sve veće potrebe za energijom, nego i vrlo brzo istisnuti fosilna goriva koja su se pokazala
velikim zagađivačem atmosfere, a to znači smanjiti globalno zagađenje, spriječiti klimatske
promjene, krčenje šuma, degradaciju zemljišta i zdravstvene posljedice. Time bi se smanjila
energetska nesigurnost i spriječile opasnosti korištenja nuklearne energije.
Diplomski rad je osim uvodnog podijeljen u još sedam poglavlja. U drugom poglavlju
govori se o utjecaju atmosfere na solarno zračenje, podjeli zračenja i količini zračenja koje
dospijeva na zemljinu površinu. Za solarne termoelektrane vrlo su značajni načini praćenja
prividnog kretanja Sunca, kao i koncentracija solarnog zračenja i njegove apsorpcije u
prijemniku, što je opisano u trećem poglavlju, zajedno s parametrima solarnih elektrana i
utjecajem toplinskog spremnika na rad istih u elektroenergetskom sustavu. U četvrtom poglavlju
naznačene su prednosti i nedostaci različitih pristupa koncentriranja začenja paraboličnih
protočnih i fresnelovih kolektora, te su navedene neke izgrađene elektrane. Peto poglavlje
opisuje princip rada solarnog tornja, različitosti između ravnih i membranskih heliostata, te
vrstama prijemnika. Princip rada stirlingovog motora upotrijebljenog za pretvorbu toplinske u
električnu energiju paraboličnog tanjura opisan je u šestom poglavlju. Sedmo poglavlje govori o
nekoncentrirajućoj tehnologiji solarnih dimnjaka i bazena koji su manje zastupljeni u proizvodnji
električne energije. Osmo poglavlje govori o budućem razvoju i implementaciji solarnih
termoelektrana, te ekonomskoj perspektivi i cijeni električne energije. U zaključku je dan osvrt
na sve opisane vrste solarnih termoelektrana, njihova međusobna usporedba, njihove prednosti i
nedostaci, te načini smanjivanja investicija.
3
2. SUNČEVO ZRAČENJE
2.1. Solarna energija i gibanje Zemlje oko Sunca
Sunce je središnje tijelo našeg Solarnog sustava, to je zvijezda najbliža Zemlji. Jezgra
ima temperaturu od oko 15 milijuna °C. Energija je oslobođena nuklearnom fuzijom gdje se
vodik pretvara u helij. Ta pretvorba rezultira gubitkom mase koja je pretvorena u energiju E.
Prema Einsteinu, to se može izračunati množenjem mase m s kvadratom brzine svjetlosti vc2
(jednadžba 2-1). Oko 650 milijuna t/s vodika pretvara se u približno 646 milijuna t/s helija.
Razlika od oko 4 milijuna t/s se pretvari u energiju. [1]
E = m vc2 (2-1)
Energija oslobođena sa Sunca u prostor prenosi se izbojem materije, a dijelom kao
elektromagnetsko zračenje. Izboj materije sastoji se od protona i elektrona koji su oslobođeni na
Suncu pri brzini od oko 500 km/s. Samo nekolicina električno nabijenih čestica dospije do
površine Zemlje, a većina je odbijena Zemljinim magnetskim poljem što je od posebne važnosti
za život na Zemlji. Oslobođeno elektromagnetsko zračenje obuhvaća cijeli spektar frekvencija
od kratkovalanog do dugovalnog. Spektar Sunčevog zračenja približno odgovara spektru crnog
tijela temperature 5778 K. Stoga se temperatura od 5778 K može uzeti kao efektivna temperatura
Sunčeve površine, a iz nje je primjenom Planckova zakona moguće proračunati energetski
spektar Sunčevog zračenja. Snaga zračenja koje Sunce zrači sa svoje površine iznosi oko 9,5 ·
1025 W. [2] Gustoća toka zračenja na površini Sunca je oko 63,5 MW/m2 (Ms) i smanjuje se s
kvadratom udaljenosti te se može izračunati prema formuli (2-2).
(2-2)
gdje je: dS – promjer Sunca ( oko 1,391 · 109 m)
lSZ – srednja udaljenost između Zemlje i Sunca (149,68 · 109 m)
ESC – gustoća toka zračenja na vanjskom rubu Zemljine atmosfere. [1]
Izračunom se dobije da na vanjskom rubu Zemljine atmosfere gustoća toka zračenja
varira od 1330 do 1420 W/m2 na plohu okomitu na smjer zračenja (Slika 2.1.). Srednja
22
2 SZ
SSSC
l
dME
4
vrijednost gustoće toka zračenja (1367 W/m2) zove se solarna konstanta koja i nije konstanta.
Tijekom godina varira za manje od 0,1% zbog 11-godišnjeg ciklusa (tzv. Schwabe-ov ciklus), a
na zračenje utječu i drugi fenomeni, kao što je 27-dnevna diferencijalna rotacija Sunca oko svoje
osi, Sunčeve pjege, prominencije i baklje.
Sunčevo zračenje na rubu atmosfere tijekom cijele godine je obilježeno sezonskim
varijacijama koja su uzrokovana eliptičnom orbitom. Srednja udaljenost Zemlje i Sunca je
149,68 ·106 km. U perihelu, početkom siječnja, Zemlja je 1,67 % bliža, a u afelu, početkom
srpnja, Zemlja je 1,67 % udaljenija od Sunca.
Kako se Sunčevo zračenje mijenja s kvadratom udaljenosti, Zemlja u siječnju prima 6,9
posto više Sunčeve energije nego u srpnju. Unatoč jačem intenzitetu zračenja na vanjskom rubu
atmosfere, u prosjeku su znatno niže temperature na sjevernoj hemisferi tijekom zime nego
tijekom ljeta.
Prema tome siječanjske temperature bi trebale biti više od srpanjskih, zima na sjevernoj
polutki bi trebala biti toplija nago na južnoj, a ljeto na južnoj polutki toplije od ljeta na sjevernoj.
U stvarnosti je sve upravo obratno jer odnosi u atmosferi značajno ovise i o drugim faktorima.[2]
Razlog tomu je kut od 66,5° između rotacijske osi Zemlje i orbitalne ravnine (Slika 2.2.). [1]
Slika 2.1. Godišnja promjena solarne konstante.
5
Slika 2.2. Odnos između Sunca i Zemlje.
2.2. Atmosferski utjecaji
Atmosfera je u značajnoj mjeri nepropusna za sunčevo zračenje što dovodi do smanjenja
intenziteta zračenja. Mehanizmi koji dovode do smanjenja zračenja su difuzija, apsorpcija i
refleksija (Slika 2.3.).
Difuzija je skretanje zračenja sa svog prvobitnog kuta bez prijenosa energije a time i bez
gubitka energije. Problem nastaje kada takvo raspršeno svjetlo ne pada na plohu pod pravim
kutem što dovodi do gubitka energije. Difuzija se odvija u molekulama zraka, kapljicama vode,
kristalima leda i česticama aerosola.
Apsorpcija je pretvorba sunčevog zračenja u druge oblike energije, odnosno sunčevo
zračenje se pretvara u toplinu tijekom ovog procesa. Takva apsorpcija odvija se u oblacima i
oborinskim česticama. Moguća je i selektivna apsorpcija kod nekih plinova unutar atmosfere. To
je osobito slučaj kod ozona (O3) i vodene pare (H2O). Ozon gotovo u potpunosti apsorbira
6
spektar između 0,20 i 0,36 µm. Za usporedbu, ugljični dioksid (CO2) samo minimalno apsorbira
sunčevo zračenje.
Slika 2.3. Utjecaj atmosfere na upadno Sunčevo zračenje. [3]
Slabljenje je opisano prijenosnim faktorom τG (formula 2-3) koji utječe na globalno solarno
zračenje na vanjskom atmosferskom rubu koje prolazi kroz atmosferu. [1]
GSCg EG (2-3)
gdje je: Gg – globalno solarno zračenje
τG – faktor transmisije.
Faktor transmisije (τG) se sastoji od difuzije svjetlosti te apsorpcije u plinovima i česticama.
Tijekom prolaska solarnog zračenja kroz Zemljinu atmosferu dolazi do promjene spektra
zračenja.
7
Slika 2.4. prikazuje spektar solarnog zračenja prije i nakon prolaska kroz atmosferu. Sa
slike je vidljivo da se maksimalna energija nalazi u vidljivom spektru valne duljine odnosno
između 0,5 i 0,6 µm. Sa smanjenjem valne duljine snaga zračenja naglo opada, a s povećanjem
valne duljine snaga zračenja polagano opada.
Na krivulji spektra zračenja se vidi da na specifičnim valnim duljinama dolazi do dubokih
propada snage zračenja koji su uzrokovani selektivnom apsorpcijom određenih elemenata.
Slika 2.4. Energetska distribucija spektra solarnog zračenja prije i poslije prolaska kroz
atmosferu. [4]
2.3. Globalno zračenje
Globalno zračenje možemo podijeliti na izravno (direktno), difuzno (indirektno) i
reflektirano (odbijeno) zračenje na površini Zemlje.
Izravno zračenje je zračenje na određenom mjestu, nakon što je pravocrtno proputovalo
sa Sunca. Difuzno zračenje je nastalo raspršivanjem zračenja u atmosferi i time posredno
doseglo do određene točke na Zemljinoj površini.
8
Za izračun ukupnog sunčevog zračenja na određenoj površini, izravno i difuzno zračenje
moraju se razlikovati zbog različitih upadnih kutova. Zimi ili u planinskim područjima,
reflektirano zračenje u većoj mjeri pridonosi globalnom zračenju, primjerice zbog snježnog
pokrivača. Udio difuznog i izravnog zračenja u ukupnom godišnjem globalnom zračenju na
nekom mjestu je podložan dnevnim i sezonskim oscilacijama. Srednji godišnji udio difuznog
zračenja u srednjoeuropskim regijama znatno je veći od izravnog zračenja. Tijekom zimskih
mjeseci, globalno zračenje gotovo se sastoji od difuznog zračenja. U ljeto, udio izravnog
zračenja značajno se povećava, ali je u prosjeku uvijek manji od udjela difuznog zračenja. To
može biti potpuno drugačije na mjestima diljem svijeta. U pustinji je udio izravnog zračenja u
većini slučajeva vrlo visok. S druge strane u regijama s vrlo visokim oborinama ili puno magle
doprinos difuznog zračenja na ukupno godišnje globalno zračenje može biti više od 80 %.
Također, to može varirati tijekom dana ili godišnja doba. Intenzitet zračenja ovisi o nadmorskoj
visini i geografskoj širini. Tako se smanjenjem nadmorske produljuje put koji zračenje prolazi te
se smanjuje debljina atmosfere. Približavanjem ekvatoru povećava se količina energije.
2.4. Izračun solarnog zračenja
Jakost solarnog zračenja može se kvantitativno izračunati prema formuli (2-4).
2
0000365
360cos034,01)()( mWE
nEnnE srsr
(2-4)
gdje je: ε – ekscentricitet elipse (ε =0,017)
n – broj dana u godini.
Ukupna dnevna količina energije u [J/m2] koja se dobije ozračenjem vodoravne plohe:
coscossinsinsin
360
2
365
360cos034,01
86400),,,( 00 SSsrS
nEnW
(2-5)
gdje je: ωS – satni kut Sunca (12 h = 0°, 13 h = 15°, 15 h = 45°) odnosno kut projekcije na
ekvatorijalnu ravninu linije koja spaja centar Zemlje i centar Sunca i linije koja
spaja centar Zemlje i promatranu točku. [1]
9
Φ – zemljopisna širina promatranog mjesta
δ – deklinacija Sunca (kut između spojnice središta Zemlje sa središtem Sunca i
ekvitorijalne ravnine).
2
365
248360sin45,23
n (2-6)
Maksimalni dotok energije do Zemljine površine u prosjeku iznosi dnevno 920 W/m2 na
plohu okomitu na smjer zračenja. Zbog rotacije energija se raspoređuje površinom Zemlje, pa na
površinu dolazi prosječno dnevno 230 W/m2.
2.5. Mjerenje zračenja i karte zračenja
Mjerenje solarnog zračenja za neku određenu lokaciju određuje se mjerenjem i analitički.
Mjeriti se može lokalno ili satelitski. Za loklno mjerenje koristi se piranometar koji mjeri
globalnu, izravnu i difuznu ozračenost na horizontalnu površinu (gustoća energije H u [Wh/m2]).
Često se mjeri trajanje sijanja Sunca zbog nedostatnog mjerenja Sunčevog zračenja.
Piranometri mogu imati termoelektrične, fotoelektrične, piroelektrične ili bimetalne elemente
kao senzore. Na odabranoj lokaciji instrument ne bi trebao registrirati zračenje odbijeno od tla i
okolnih predmeta, niti imati prepreke više od 5° u području gdje Sunce izlazi i zalazi.
Obrađeni podaci su dostupni od različitih institucija koje integriraju mjerenja
meteoroloških postaja i satelita s analitičkom obradom za višegodišnja razdoblja i različite
rezolucije. Svi izvori koji nisu rezultat posebnih mjerenja za konkretnu lokaciju imaju
neodređenost koja može biti i do 30%. Neodređenost je manja na nivou procjene za ukupnu
godišnju ozračenost.
Godišnje globalno zračenje doseže svoj maksimum u pojasu sjeverno i južno od ekvatora,
to je naročito izraženo u pustinjama i planinskim predjelima. Nakon tog pojasa godišnje globalno
zračenje počinje opadati.
10
Stanje u Hrvatskoj je takvo da se Sunčevo zračenje ne mjeri ni na jednoj postaji iz mreže
meteoroloških postaja Državnog hidrometeorološkog zavoda (DHMZ). Takva situacija značajno
ograničava točno određivanje energetskog potencijala Sunčevog zračenja u Republici Hrvatskoj,
ali postoje izvori podataka koje je moguće kupiti (European Centre for Medium Range Weather
Forecast) ili koji su besplatni (NASA Surface Meteorology and Solar Energy i Photovoltaic
Geographical Information System (PVGIS ).
Karte mogu dati samo grubu procjenu globalnog zračenja. Lokalno sunčevo zračenje
stoga može varirati unutar određenih granica. Slika 2.5. prikazuje ukupno solarno zračenje pod
optimalnim kutom inklinacije za područje RH.
Prema PVGIS podacima optimalni kut za područje RH kreće se od 33° na sjeveru do 37°
na jugu. Valja imati na umu da se optimalni kut mijenja tijekom godine zbog prividnog kretanja
Sunca.
Kod fiksnih instalacija je potrebno odabrati optimalni kut za maksimalnu godišnju
energiju ili za maksimalnu energiju tijekom slabijih sunčanih dana. Najbolje je rješenje koje prati
kretanje sunca. Time se može povećati dobivena energija za 25 do 40 %, a za sunčanije lokacije
više se postiže praćenjem Sunca u jednoj ili dvije osi. Za procjenu potencijala korištenja
sunčevog zračenja i preliminarne analize dovoljni su i ovako grubi podatci.
11
Slika 2.5. Ukupno solarno zračenje pod optimalnim kutom za područje RH. [5]
Najpovoljnija područja za iskorištavanje koncentrirane solarne energije su u Sjevernoj
Africi, južnoj Africi, Bliskom Istoku, sjeverozapadnoj Indiji, jugozapadni SAD, Meksiko, Peru,
Čile, zapadni dio Kine i Australija. Ostala područja koja mogu biti pogodna su na krajnjem jugu
12
Europe i Turska, druge južne američke lokacije, centralno azijske zemlje, mjesta u Brazilu i
Argentini.
Nedavni pokušaji da se kartografira izravno sunčevo zračenje u svijetu temelji se na
satelitskim podacima (Slika 2.6.). Međutim, precizna mjerenja se mogu postići samo mjerenjem
na tlu, a time satelitski rezultati moraju biti umanjeni za zadovoljavanje točnost. Nekoliko studija
detaljno razmatra potencijal u ključnim regijama (SAD i Sjeverna Afrika), dajući posebnu
pozornost na dostupnost zemljišta, bez skladištenja, koncentrirajuća solarna postrojenja
zahtijevaju oko dva hektara po MWe, ovisno o izravnom solarnom zračenju i korištenoj
tehnologiji. [7]
Slika 2.6. Karta izravnog solarnog zračenja.
2.6. Izravno sunčevo zračenje
Izravna komponenta sunčevog zračenja je od najvećeg interesa za dobivanje visoke
temperature potrebne za solarne elektrane, jer može biti usmjerena na malim površinama
pomoću ogledala ili leće, dok difuzna komponenta ne može. Fokusiranje sunčevog zračenja
zahtijeva vedro nebo koje se obično nalaze u polusušnim i sušnim regijama.
Koncentrirajuća solarna postrojenja koriste izravno sunčevo zračenje (DNI - direct
normal irradiance) koje se mjeri kao energija dobivena na površini koja okomito prati sunčeve
13
zrake. Mjerenje izravnog sunčevog zračenja je svakako jedno od najsloženijih mjerenja u
određivanju potencijala energije Sunca. Izravno sunčevo zračenje mjeri se pirheliometrom,
instrumentom koji se sastoji od termočlanaka na dnu uskog cilindra tako je vidni kut instrumenta
samo oko 5°. Takvom geometrijom se omogućava registracija samo zračenja koje dolazi iz
uskog pojasa oko Sunčevog diska. Prijemna površina instrumenta u svakom trenutku mora biti
okomita na Sunčeve zrake tako da pirheliometri moraju pratiti Sunce po nebu uz kutnu grešku
manju od 0,75° (Kipp & Zonnen) ili 1,5° (Epply), što zahtijeva složen i precizan mehanički
sustav za praćenje kretanja Sunca. Takvi sustavi za dvoosno praćenje Sunca su za red veličine
skuplji od samog mjernog instrumenta. Izmjerene podatke je potrebno normalizirati na srednju
udaljenost Zemlje od Sunca, a instrument kalibrirati prema instrumentu više klase. [3]
Mjerenje izravnog sunčevog zračenja daje prvu aproksimaciju potencijala izlazne
električne energije. U praksi, ono što je najvažnije je varijacija zračenja tijekom dana, jer ispod
određenog praga dnevnog izravnog zračenja, koncentrirajuće solarne elektrane ne proizvode
energiju zbog stalnih toplinskih gubitaka u kolektorskom polju. Proizvođači koncentrirajućih
solarnih elektrana obično postavljaju donju granicu izravnog sunčevog zračenja od 1900 do 2100
kWh/m2/god.
2.7. Osunčavanje
Pojam "sijanje Sunca" definira situaciju kada sunčev disk rasvjetljuje predmete snažnije
od raspršenog zračenja neba, odnosno pojavu sjene iza rasvijetljenih objekata. Pojam je više
vezan uz vidljivo svjetlo nego uz ostale frekvencije Sunčevog zračenja. WMO (World
Meteorological Organization) definira sijanje Sunca kao razdoblje u kojem je intenzitet
Sunčevog zračenja veći od 120 W/m2. Trajanje sijanja Sunca ili osunčavanje se mjeri u satima.
U praksi je pojam prvotno definiran uz registraciju na Campbell-Stokesovom heliografu,
instrumentu koji sijanje Sunca registrira izgaranjem posebne trake smještene iza posebne
staklene leće koja zrake koncentrira na traku koja se mora mijenjati svaki dan. Campbell-
Stokesov heliograf je možda najstariji instrument koji se još uvijek zadržao u redovnim
meteorološkim mjerenjima. Instrument je 1853. godine razvio J. Campbell (Slika 2.7.). Njegov
instrument se sastojao do staklene kugle napunjene vodom koja je postavljena u sredini
14
izdubljene drvene posude. Staklena kugla fokusira Sunčevo zračenje na unutrašnju površinu
posude i ostavlja nagoreni trag na drvu. G. Stokes je 1879. godine unaprijedio Campbellov
instrument do izvedbe koja se koristi i danas. Stokesov instrument koristi staklenu kuglu od
visokokvalitetnog stakla smještenu u sredini metalnog ležišta koje se može prilagođavati prema
geografskoj širini. Papirna traka se stavlja iza kugle u smjeru istok zapad tako da se Sunčevo
zračenje koncentrira kroz kuglu i progorijeva traku toplinskim djelovanjem. Na traci su označeni
sati pa je moguće ustanoviti kad i koliko je Sunce sijalo. Traka se treba mijenjati svaki dan i
obično je različita za ljeto, zimu i proljeće (jesen). Da bi traka počela registrirati potreban je
određeni intenzitet sunčevog zračenja, ovisno o instrumentu između 80 i 280 W/m2. Ako je traka
vlažna (česta situacija u zimskim jutrima) mora se prije nego započne registracija osušiti za što je
potrebna određena količina topline, što znači da vlažna traka počinje kasnije registrirati od suhe.
Krajevi metalne školjke zaklanjaju suprotnu stranu trake određeno vrijeme kod izlaza i zalaza
Sunca. Često se trake ne postave dobro pa registracija nije točna. Najvažnija prednost Campbell-
Stokesova heliografa, mogućnost rada bez potrebe za električnom energijom, nije više presudna
zbog dostupnosti električnog napajanja na sve većem broju meteoroloških postaja. Za točno
očitanje mjerenja je potrebna vizualna procjena iskusnog osoblja. Sama konstrukcija instrumenta
ne omogućava automatizirano prikupljane podataka pa WMO preporučuje napuštanje mjerenja
trajanja sijanja Sunca Campbell-Stokesovim heliografom. [3]
2.7. Heliograf Negretti&Zambra (David Friend Productions, San Diego, California)
15
Heliografi se trebaju postavljati na mjesta sa slobodnim obzorom bez ikakvih prepreka u
smjeru izlaska i zalaska Sunca. Za naše zemljopisne širine to znači otvorenost obzora za izlaz od
NE do SE (50°-140°) i zalaz od SW do NW (220°-310°). Ukoliko prepreke ipak postoje, one će
skraćivati registraciju heliografa ako su veće od visine Sunca pri kojima heliograf počinje ili
prestaje registraciju. Ako su prepreke manje njihov utjecaj će biti obuhvaćen instrumentalnom
greškom heliografa pa se mogu zanemariti. Svjetska meteorološka organizacija preporučuje
najvišu visinu prepreka do 3° pri čemu izgubljeni dio registracije neće biti značajan. Takav
horizont smatramo kvaziidealnim. Međutim, velik broj mjernih postaja nema niti kvaziidealan
horizont. Čak i ako se instrument jednom pravilno postavi mogu se tijekom vremena pojaviti
prepreke, novoizgrađene zgrade, stupovi ili narasla stabla. Stabla predstavljaju velik problem jer
se prepreka na vjetru pomiče, postepeno se povećava, tijekom godine se mijenja jer u proljeće
prolista a u jesen izgubi lišće. [3]
16
3. OPĆENITO O SOLARNIM TERMOELEKTRANAMA
U osnovi solarne termoelektrane se ne razlikuju od ostalih termoelektrana u dijelu koji
pretvara toplinsku u električnu energiju. Uvijek se primjenjuje toplinski kružni proces koji paru
preko parne turbine ili nekog drugog toplinskog stroja koji pretvara toplinsku energiju u
mehaničku i električnu pomoću generatora.
Iz termodinamičkih razloga je potrebna visoka temperatura kako bi se postigla veća
učinkovitost. Visoke temperature se postižu povećanjem gustoće toka energije sunčevog zračenja
pomoću koncentrirajućih kolektora. S obzirom na tehno-ekonomsku optimizaciju cjelokupnog
sustava u nekim slučajevima poželjne su niže temperature što rezultira znatno manjim
investicijskim troškovima. Prije navedeni okvirni uvjeti dovode do cijelog niza različitih solarnih
termoelektrana. [1]
Prema vrsti koncentracije sunčevog zračenja, solarne termoelektrane su podijeljene na
koncentrirajuće i ne koncentrirajuće. Osim toga, dodatne različitosti mogu biti prema vrsti
medija za prijenos topline i sustava za pohranu topline (ako je primjenjivo) ili pomoćni sustavi
elektrane na fosilna goriva.
Koncentrirajuće solarne termoelektrane možemo podijeliti na:
- Parabolične protočne solarne termoelektrane
- Solarni toranj tj. sa središnjim prijamnikom (CRS - central receiver systems)
- Parabolični tanjur.
Za ekonomičnu primjenu u elektroenergetskim sustavima gore navedena rješenja solarnih
termoelektrana relevantna su prema iskustvu i potencijalu. Sve ove termoelektrane koriste
primarno direktnu komponentu sunčevog zračenja i za dostatnu učinkovitost moraju pratiti
kretanje Sunca.
Nekoncentrirajuće solarne elektrane dijelimo na:
- Solarni dimnjak
- Solarni bazen.
17
Naglasak je stavljen na tehnologije i procese koji najviše obećavaju da će značajno
pridonijeti pokrivanju dijela potrošnje električne energije u svijetu. Koncentrirajući kolektori
mogu doseći temperature slične postojećim termelektranama na fosilna goriva.
3.1. Koncentracija solarnog zračenja
Kako bi se postigla veća efikasnost pri proizvodnji električne energije potrebno je parnoj
turbini dovesti paru s dobrim parametrima. To se postiže koncentracijom solarnog zračenja
odnosno dovođenjem veće koncentracije topline nego one koje stvaraju ravni kolektori.
Koncentracija sunčevog zračenja je opisana koncentracijskim omjerom što se određuje na dva
načina.
Omjer koncentracije C može se odrediti geometrijski (Cgeom), opisujući odnos površine
solarnog otvora Aap i površine apsorbera Aaps (jednadžba 3-1). Koncentracijski omjer tipičnog
paraboličnog protočnog kolektora s otvorom širine 5,8 metara i promjera cijevi apsorbera od 70
mm iznosi približno 26. S obzirom na parabolični protočni kolektor, ponekad se omjer širine
otvora do cijevi apsorbera naziva koncentracijskim omjerom, ova se količina razlikuje od
koncentracijskog omjera definiranog jednadžbom (3-1) s faktorom π. [1]
aps
ap
geomA
ACC (3-1)
Na drugi način omjer koncentracije C može se definirati kao omjer gustoće toka zračenja Gap na
razini otvora i odgovarajuće vrijednosti Gaps apsorbera (Cflux, jednadžba 3-2). [1]
aps
ap
fluxG
GCC (3-2)
Za izračun najvećeg mogućeg omjera koncentracije kolektora u dvije dimenzije
(parabolični protočni kolektor) i tri dimenzije (kružni paraboloid odnosno parabolični tanjur)
koristi se "kut prihvata zraka" 2θa. Ovaj kut pokriva cijeli kut vidnog polja solarnih zraka koje su
fokusirane na kolektoru bez potrebe za pomicanjem kolektora ili nekog njegovog dijela. [1]
18
Za jednoosne koncentratore (parabolični protočni kolektor) maksimalni omjer koncentracije
Cideal, 2D za dani polu-kut prihvata θ izračunava se prema jednadžbi (3-3). [1]
a
sin
1 C 2D ideal, (3-3)
Za dvoosne koncentratore (parabolični tanjur) maksimalni omjer koncentracije Cideal, 3D
izračunava se prema jednadžbi (3-4). [1]
23D ideal,
)(sin
1C
a (3-4)
Budući da na Zemljinoj površini kut prihvata sunčevih zraka 2θ iznosi 0,53 °, maksimalni
idealni faktor koncentracije je 213 za dvje dimenzije (žarišna linija) i 45 300 za tri dimenzije
(žarišna točka). U praksi kut prihvata kolektora mora biti povećan, tako da je ostvarivi omjer
koncentracije nužno znatno smanjen zbog:
- pogreške praćenja, geometrijske refleksije kao i nesavršene orijentacije prijemnika dovode da
je kut prihvata veći od kuta otvora Sunca,
- korištena zrcala su nesavršena i proširuju reflektiranu zraku,
- Atmosfersko raspršenje proširuje učinkoviti kut otvora Sunca daleko od idealne geometrijske
vrijednosti polu-kuta prihvata. [1]
Koncentracijom zračenja želi se postići veća temperatura apsorbera odnosno radnog
medija i posljedično veća koncentracija topline, a time i površina apsorbera može biti manja. Na
taj način je lakše smanjiti neizbježne toplinske gubitke zbog zračenja, konvekcije i kondukcije. U
slučaju apsorbera paraboličnog protočnog kolektora, to se postiže dvostrukom staklenom cijevi i
vakumom između istih te premazom s niskim koeficijentom emisije unutar odgovarajuće valne
duljine.
Izravna koncentracija difrakcijom ili lomom svjetlosti može se izvršiti samo krutim,
transparentnim materijalom (staklena leća), koje su vrlo skupe te ova opcija nije primijenjiva u
velikim razmjerima iz ekonomskih razloga. Reflektirajuće površine su se dokazale cijenovno
19
najučinkovitije jer gotovo paralelno reflektiraju upadno zračenje na određenu točku ili liniju.
Profil parabole pokazuje takva svojstva (Slika 3.1. a)). Iz ekonomskih razloga radi uštede
materijala želi se postići najveći mogući omjer koncentracije, tj. omjer reflaktirajuće površine
naspram površine apsorbera bi trebao biti što je moguće veći. Takva svojstva pokazuje kružni
paraboloid (Slika 3.1. e)). S problemom proizvodnje takvog tijela raste i njegova cijena, a kao
alternativno rješenje nameće se ekstrudirana parabola (Slika 3.1. c)), tako da fokus nije točka
nego linija. [1]
Slika 3.1. Profil parabole (a) s ucrtanim putom zraka, b) segmentirani profil parabole ucrtanim
putem zraka, c) i d) ekstrudirani iz profila a) i b), e) i f) dobiveni rotacijom iz profila a) i b).
Što je više izravnata parabola to je udaljenija žarišna linija od tjemena parabole. U
odnosu na strmiji profil parabole, ravniji profil katakteriziran je nižim omjerom reflektirajuće
površine i površine otvora (tj. efektivnom površinom kolektora), a time je specifična potrošnja
materijala smanjena. Profil parabole podijeljen na manje segmente istog nagiba u istoj točki kao i
profil parabole, ali se nalazi u jednoj ravini. Zbog spriječavanja upadnog i reflektiranog zračenja,
učinkovitost reflektiranja (tj. omjer zračenja na površini otvora i koncentriranog zračenja) je
općenito niži nego za profil parabole. Slika. 3.1. d) prikazuje ekstrudirani segmentirani profil
20
parabole, a slika. 3.1. f) prikazuje rotaciju ekstrudiranog segmentiranog profila parabole.
Rotacijski profil predstavlja prednost općenito većeg faktora koncentracije, a time veću
temperaturu medija. Međutim, tada je koncentratorom potrebno pratiti Sunce u dvije osi te
zahtijeva veći tehnički napor, a time i veću cijenu. [1]
Elektrane opremljene profilima rotirane parabole nazivaju se parabolični tanjuri, a
elektrane sa segmentnim profilom rotirane parabole su solarni toranj (jer se žarišna točka nalazi
na tornju). U slučaju elektrana opremljenih profilom ekstrudirane parabole s žarišnom linijom
nazivaju se parabolične protočne elektrane ili elektrane s fresnelovim kolektorima. Osim
optičkih svojstava materijala korištenih za reflektirajuću površinu, ostvariva učinkovitost u
velikoj mjeri ovisi o geometriji kolektora i preciznosti sustava praćenja Sunca. U praksi se
koriste optičke mjerne metode za procjenu kvalitete koncentratora.
Faktori koncentracije i parametari različitih solarnih termoelektrana koje primjenjuju
koncentrirajuće kolektore prikazane su u tablici 3.1.. Za bolju usporedbu dodani su tehnički
podaci nekoncentrirajućih solarnih termoelektrana.
Tablica 3.1. Parametri solarnih termoelektrana.
Parabolične
protočne Fresnel
Solarni
toranj
Parabolični
tanjur
Solarni
dimnjak
Solarni
bazen
Najavljena snaga
[MW] 1000 300 370 709 200 5
Tipična snaga
[MW] 10-500a 10-31,4a 30-370a 0,01-1,5a 30-27a 0,2-5
Realna snaga
[MW] 250 31,4 110 0,025 0,05 5
Faktor
koncentracije 50-90 25-50 600-1000 1500-4000 1 1
Efikasnost b [%] 15 9-10 20-35 25-30 0,7-1,2 1
Razvojni status c ++ ++ ++ ++ + +
a spajanjem više manjih elektrana, b godišnja efikasnist pretvorbe zračenja u električnu energiju, c + uspješni
kontinuirani pogon demonstracijske elektrane, ++ komercijalna elektrana
21
Solarni množitelj je omjer stvarne veličine solarnog polja koncentrirajuće solarne
elektrane u odnosu na veličinu polja potrebanog za snabdijevanje turbine projektne snage kad je
sunčevo zračenje na svom maksimumu (oko 1 kW/m2). Elektrane bez toplinskog spremnika
imaju optimalani solarni množitelj od 1,1 do 1,5 (do 2,0 za fresnel kolektore), ovisno o količini
sunčevog zračenja koju elektrana prima i njegovog variranja kroz dan. Elektrane s velikim
toplinskim spremnicima mogu imati solarni množitelj od 3 do 5. [7]
3.2. Apsorpcija zračenja
Svi materijali apsorbiraju dio upadnog sunčevog zračenja. Apsorpcija zračenja uzrokuje
vibriranje atoma materijala pri čemu nastaje toplina. Toplina se prenosi kondukcijom topline i /
ili oslobađanjem toplinskog zračenja ili konvekcijom natrag u atmosferu. Najveći dio sunčevog
zračenja se sastoji od vidljivog svjetla, tj. prevladava kratkovalno zračenje. Raspodjela svjetlosti
različitih valnih duljina otprilike odgovara zračenju crnog tijela pri temperaturi od oko 5700 K. S
obzirom na temperature koje se odnose na solarne termoelektrane (100 do 1000 °C), tijela zrače
uglavnom srednjim i kratkovalnim zračenjem (Wienov zakon). Kada se promatra samo mali dio
spektra, koeficijent apsorpcije i koeficijent emisije je identičan (Kirchhoff zakon). Prikladni
selektivni premaz osigurava da se kratkovalno zračenje dobro apsorbira dok je dugovalno
zračenje blokirano. Takvi materijali apsorbera odlikuju se visokim koeficijentom apsorpcije αaps
s obzirom na sunčevo zračenje i niskim koeficijenatom emisije εaps u smislu dugovalnog
toplinskog zračenja, ponekad se takvi materijali nazivaju α/ε premazi. [1]
22
3.3. Spremnik topline
Sunčevo zračenje je izvor energije čiji intenzitet varira deterministički zbog rotacije
Zemlje (dan/noć) i stohastički kao rezultat stvarnih meteoroloških utjecaja (oblaci, aerosola, itd.).
Kako bi se kompenzirale fluktuacije potrebno je koristiti spremnik topline. U sušnim i
polusušnim područjima pogodnim za koncentrirajuća solarna postrojenja, intenzitet sunčevog
zračenja se dobro podudara s potrošnjom električne energije i vršnom potrošnjom, potaknuta
klimatizacijskim uređajima. Međutim, raspoloživo sunčevo zračenje varira i u najsunčanijim
mjestima. Nadalje, ljudska aktivnost i toplinska inercija zgrada zahtjevaju visoku potražnju za
električnom energijom nekoliko sati nakon zalaska Sunca. Za osiguravanje većeg udjela čiste
električne energije i smanjene emisije CO2, koncentrirajuća solarna postrojenja će morati dati
energiju osnovnog (konstantnog) opterećenja, što se može riješiti upotrebom spremnika topline
ili hibridizacijom.
U tom pogledu razlikujemo skladištenje topline u mediju za prijenos topline, masovnu
pohranu i skladištenje topline promjenom agregatnog stanja medija.
Za spremanje topline u mediju za prijenos topline isti se pohranjuje u toplinski izolirane
spremnike. Međutim, to podrazumijeva da medij za prijenos topline bude cjenovno dostupan i
ima visoki specifičani toplinski kapacitet kako bi se smanjili troškovi spremnika. Do danas se
koriste spremnici toplinskog ulja i rastopljenih soli, međutim planiraju se spemnici vode/pare.
Prednost ovog načina pohrane je konstantna temperatura medija za prijenos topline koja je
umanjena samo za toplinske gubitke u spremniku. [1]
U slučaju masovne pohrane, medij za prijenos topline predaje toplinu drugom materijalu
visokog toplinskog kapaciteta. Za tu svrhu mora se osigurati da između medija za prijenos
topline i materijala za pohranu topline postoji dobar prijenos topline (tj. velike površine i visoki
koeficijent prijenosa topline) kako bi se osiguralo potrebnu razliku radne temperature i
smanjenjili gubici prijenosa topline. Masovni spremnici se primjenjuju ako je medij za prijenos
topline preskup (npr. sintetičko ulje) ili teško pohranjiv (npr. zrak). Za masovne spremnike
koriste se kombinacije termo ulje i beton, termo ulje i rastaljena sol, para i uljni pijesak te zrak i
keramičke cigle. Masovni spremnici nude prednost vrlo jeftinog materijala za spremanje topline,
međutim, ima i nedostataka uzrokovanih gubitkom topline u spremniku i gubitak koji nastaje u
pumpama tijekom dvostranog prijenos topline za vrijeme punjenja i pražnjenja. [1]
23
Unutar spremnika koji radi na principu promjene agregatnog stanja materijala vodena
para se kondenzira izotermno, tako da materijal za skladištenje (npr. soli, kao što su NaCl,
NaNO3, KOH) iz čvrstog stanja prelazi u tekuće. I u ovom slučaju, postoje nedostataci
uzrokovani gubitkom topline u spremniku i gubitakom koji nastaje u pumpama tijekom
dvostranog prijenos topline. Štoviše, takvi materijali s promjenom agregatnog stanja su još
uvijek vrlo skupi. [1]
Tablica 3.2. prikazuje termodinamičke podatke odabranih medija za spremanje topline. Jedna od
karakteristika je koeficijent prolaska topline ath. Prema jednadžbi (3-5) ath je definiran kao
korijen produkta toplinske vodljivosti λ, gustoće medija ρ i specifičnog toplinskog kapaciteta cp.
pc tha (3-5)
Tablica 3.2. Parametri medija za toplinski spremnik.
Max.
temp.
[°C]
Topl.
vodljivost
[W/mK]
Gustoća
[kg/m3]
Specifični
topl. kapacitet
[J/kgK]
Koeficijent
prolaska topl.
[Ws1/2/m2K]
Silikonsko
ulje 400 0,1 970 2100 450
Mineralno
ulje 300 0,12 900 2600 530
Natrijev
klorid 450 0,57 927 1500 890
Cigle 700 0,18 – 1,6 800 – 1200 950 925
Beton 400 1,5 2500 850 1785
Čelik 700 40 7900 430 11700
24
Sve koncentrirajuće elektrane imaju određenu kratkoročnu sposobnost pohrane toplinske
energije u mediju za prijenos topline, odnosno međuspremnik koji im omogućuje izglađivanje
proizvodnje električne energije i znatnu eliminaciju kratkoročnih varijacija sunčevog zračenja.
Koncept toplinskog spremnika je da se višak topline tijekom dana preusmjerava u
materijal za pohranu topline (npr. rastopljenu sol). Nakon zalaska Sunca kad je potrebna
proizvodnja električne energije, pohranjena toplina se koristi za proizvodnju pare koja obavlja
rad u parnoj turbini. Turbina pogoni generator za proizvodnju električne energije.
Istraživanja pokazuju da je na mjestima s visokim izravnim solarnim zračenjem (DNI),
vremensko proširenje proizvodnje električne energije kako bi se slagalo sa zahtjevima potrošnje
potreban je toplinski spremnik za dva do četiri sata.
U nešto manje sunčanijim područjima, spremik topline bi mogao biti veći jer pomaže
nadoknaditi manje predvidivo zračenje. Solarno polje je nešto veće u odnosu na nazivnu
električnu snagu (tj. elektrana ima veći solarni množitelj) kako bi se osigurala dovoljna
proizvodnja električne energije. Kao rezultat toga, u vrijeme maksimalnog solarnog zračenja,
solarno polje proizvodi više topline nego njegova turbina može iskoristiti. U nedostatku
kapaciteta spremnika topline, za vrijeme najsunčanijih sati, operateri elektrane će morati
"defokusirati" neke nepotrebne solarne kolektore. Gubitak energije se može izbjeći pohranom
topline u spremnik topline, a također omogućuje proširenje proizvodnje nakon zalaska Sunca. Na
primjer, neke parabolične protočne elektrane u Španjolskoj spremaju dovoljno topline u
rastaljenoj soli za proizvodnju energije nazivne snage turbine od 50 MWe za više od sedam sati
(Slika 3.2.). [7]
25
Slika 3.2. prikazuje princip rada koncentrirajuće solarne elektrane sa spremnikom topline.
Višak topline prikupljen solarnim poljem prolazi kroz izmjenjivač topline i zagrijava
rastaljenu sol koja ide od „hladnog“ spremnika do „vrućeg“ spremnika. Kada je potrebna
proizvodnja električne energije, toplina iz „vrućeg“ spremnika se predaje mediju za prijenos
topline koji prolaskom kroz generator pare proizvodi paru za pogon turbine.
Koriste se različiti kapaciteti toplinskih spremnika kako bi se koncentrirajuća solarna
postrojenja prilagodila različitim potrebama potrošnje električne energije. Sve četiri hipotetske
elektrane ispod imaju istu veličinu solarnog polja i proizvode istu količinu električne energije, ali
u različitim vremenskim razdobljima i različitom snagom.
26
Tablica 3.3. Utjecaj kapaciteta spremnika topline na korištenje solarnih termoelektrana.
Veličina
solarnog
polja
Kapacitet
spremnika
topline
Snaga
turbine
[MW]
Vrijeme
proizvodnje
Trajanje
proizvodnje
[h]
Elektrana srednjeg
opterećenja 1 Mali kapacitet 250 8:00 do 19:00 11 h
Elektrana
odgođenog
srednjeg
opterećenja
1
Srednji
kapacitet
spremnika
250 12:00 do
23:00 11 h
Elektrana
konstantnog
opterećenja
1
Veliki
kapacitet
sptemnika
120 0:00 do 24:00 24 h
Elektrana vršnog
opterećenja 1
Veliki
kapacitet
spremnika
620 11:00 do
15:00 4 h
Konfiguracija srednjeg opterećenja je dizajnirana za proizvodnju električne energije kada
dostupno zračenje pokriva vršno i prijelazno opterećenje. Proizvodnja električne energije traje od
8 h do 19 h, odnosno 11 sati. Ima 250 MW-nu turbinu i zahtijeva mali kapacitet toplinskog
spremnika. Ima najmanje investicijske troškove i najjeftiniju proizvodnju električne energije. [7]
Dizajn elektrane odgođenog srednjeg opterećenja prikuplja sunčevu energiju cijeli dan,
ali proizvodi električnu energiju od podneva do 23 h, tekođer 11 sati što odgovara vršnim i
prijelaznim opterećenjima. Ima istu snagu turbine kao elektrana srednjeg opterećenja, ali
zahtijeva veći (srednji) kapacitet spremnika topline. Ovakav dizajn elektrane iziskuje veći
tehnički napor te veće investicije, ali proizvodi električnu za vrijeme dva vršna opterećenja
odnosno skuplju energiju čime se mogu pokriti troškovi većeg toplinskog spremnika. [7]
27
Elektrane konstantnog opterećenja proizvode energiju u trajanju od 24 sata dnevno za
većinu godine, te zahtijeva veliki kapacitet toplinskog spremnika i manju turbinu. Ako su
troškovi većeg kapaciteta spremnika topline niži od troškova turbine veće snage, proizvedena
energija iz elektrane konstantnog opterećenja je nešto jeftinija nego u elektrani odgođenog
srednjeg opterećenja. To će vjerojatno biti slučaj s višim radnim temperaturama, što će
omogućiti jeftiniji toplinski spremnik, ali zahtijeva sofisticiraniju i skuplju turbinu. [7]
Elektrana vršnog opterećenja je dizajnirana za proizvodnju energije u trajanju od
nekoliko sati kako bi se pokrilo ekstremna vršna opterećenja. Zahtijeva turbinu velike snage (620
MW) i veliki kapacitet toplinskog spremnika. Od sva četiri dizajna proizvodi najskuplju, ali i
najvrjedniju energiju. [7]
Koncentrirajuća solarna postrojenja s velikim toplinskim spremnicima mogu biti u stanju
proizvoditi solarnu energiju konstantnog opterećenja dan i noć, što omogućuje solarnim
elektranama s niskom emisijom ugljika natjecanje s konvencionalnim elektranama koje emitiraju
visoke razine CO2. Na primjer, jedan solarni toranj snage 17 MW izgrađen u Španjolskoj
koristiti rastaljenu sol kao medij za prijenos topline i kao medij za toplinski spremnik, može
pohraniti dovoljno toplinske energije za pokretanje pogona pri punom opterećenju u vremenu od
16 sati.
Spremnik topline ima svoju cijenu, te ne može biti proširen na neodređeno vrijeme kako
bi se spriječili rijetki događaji nestašice solarne energije. Trenutni fokus energetske industrije je
značajno povećanje temperature što poboljšava ukupnu učinkovitost koncentrirajućih solarnih
elektrana i smanjenje troškova toplinskog spremnika. Poboljšanje toplinskih spremnika pomoći
će jamčiti konstantnu snagu elektrane i proširenje proizvodnje električne energije. Toplinski
spremnici potencijalno čine solarne elektrane konstantnog opterećenja samo moguće, iako
produljenje proizvodnje električne energije s pomoćnim sustavom na fosilna goriva i
hibridizacija ima svoje prednosti i vjerojatno će tako i ostati. [7]
28
3.4. Pomoćni i hibridni sustavi
Gotovo sve koncentrirajuće solarne elektrane sa ili bez toplinskog spremnika su
opremljene pomoćnim sustavom generiranja pare na fosilna goriva koji pomažu regulaciju
proizvodnje i osiguravanje nazivne snage elektrane, pogotovo u vrijeme vršnih i polu-vršnih
perioda opterećenja. Plamenici koji mogu koristiti fosilna goriva, bioplin ili solarna goriva mogu
osigurati toplinu mediju za prijenos topline, mediju za spremnik topline ili za izravni pogon
mrežnog bloka. U područjima gdje izravno sunčevo zračenje nije idealno, pomoćni plamenik na
goriva gotovo u potpunosti omogućuje proizvodnju električne energije nazivne snage elektrane
po nižoj cijeni nego da solarna elektrana isključivo ovisi o solarnom polju i toplinskim
spremnicima (Slika 3.3.). Pružanje 100% nazivne snage elektrane sa samo toplinskim
spremnikom će zahtijevati znatno veća ulaganja u rezervna solarna polja i kapacitet toplinskih
spremnika, što će dovesti do skuplje proizvodnje električne energije tijekom godine. [7]
Slika 3.3. Kombinacija spremnika topline i hibridizacije u solarnoj termoelektrani.
Plamenici povećavaju učinkovitost pretvorbe solarne enerhije u električnu energiju na
način da se poveća radna temperatura pare. U nekim solarnim elektranama plamenici se mogu
koristiti kontinuirano u hibridnom pogonu.
29
Koncentrirajuća solarna energija se može koristiti u hibridnom pogonu dodavanjem
malog solarnog polja u konvencionalne termoelektrane poput termoelektrane na ugljen ili
kombiniranu elektranu na prirodni plin u tzv. integrirani solarni kombinirani kružni proces
(ISCCS - Integrated Solar Combined Cycle System). Iako je solarni udio ograničen,
hibridizacijom se može postići ušteda goriva. Pozitivni aspekt uštede goriva solarnom energijom
je njihova relativno niska cijena, kako su parni krug i turbina već ugrađeni, potrebne su samo
komponente specifične za koncentrirajuća solarna postrojenja koja zahtijevaju minimalna
dodatna ulaganja. Takve uštede goriva, s kapacitetima od nekoliko megavata do 75 MW, grade
se uz postojeće ili nove konvencionalne termoelektrane na fosilna goriva u Alžiru, Australiji,
Egiptu, Iranu, Italiji i SAD-u.
U SEGS elektranama, izgrađenim u SAD-u između 1984. i 1991., koristi se prirodni plin
kako bi poboljšao proizvodnju električne energije tijekom cijele godine. U ljeto, SEGS operateri
koristite dodatni plamenik na plin u kasnim poslijepodnevnim satima i pokreću turbinu nakon
zalaska sunca (do 10 h). Tijekom zime u vremenu od 12 do 18h), SEGS elektrane koriste
prirodni plin kako bi se postigla nazivna snaga turbine dopunom niskog solarnog zračenja.
Elektrane su ograničene za proizvodnju 25% primarne energije na prirodni plin. [7]
Shams-1 parabolična protočna elektrana snage 100 MW, planirana u Ujedinjenim
Arapskim Emiratima, će kombinirati hibridizaciju i dodatni plamenik na prirodni plin, odnosno
dva odvojena plamenika. Elektrana će kontinuirano koristiti plin tijekom sunčanih sati kako bi
podigla temperaturu pare (s 380 °C na 540 °C) za optimalan rad turbine. Unatoč stalnom
korištenju plina, samo 18% ukupne proizvodnje energije čini plin. Elektrana će koristiti prirodni
plin za zagrijavanje medija za prijenos topline. Ova rezervna (dodatna) mjera služi za
osiguravanje nazivne snage, ali će se koristiti samo kada je solarno zračenje nedostatno za
postizanje nazivne snage elektrane. Kroz godinu dana, drugi plamenik može sudjelovati s 3% u
ukupnoj proizvodnji energije. [7]
30
3.5. Spajanje solarnih termoelektrana na mrežu
Solarne elektrane s toplinskim spremnikom i dodatnim plamenikom nude značajne
prednosti za električne mreže. Gubici u toplinskim spremnicima su manji nego u postojećim
tehnologijama za pohranu energije (uključujući reverzibilne hidroelektrane i baterije), čineći
toplinske spremnike dostupnijim, učinkovitijim i jeftinijim u solarim elektranama.
Koncentrirajuća solarna postrojenja mogu poboljšati sposobnost električnih mreža u
primanju većeg udjela varijabilnih izvora energije, čime se povećava ukupna mrežna
fleksibilnost. Kao što je pokazano u Španjolskoj, povezivanjem koncentrirajuće solarne elektrane
olakšava veći udio energije vjetra u određenim mrežnim stanicama. Koncentrirajuće solarne
elektrane s dodatnim plamenikom mogu eliminirati potrebu za izgradnjom „vršnih“
konvencionalnih termoelektrana na fosilna goriva koje bi bile u pogonu za vrijeme najvećih
opterećenja tijekom nekoliko sati na dan. [7]
Optimalna veličina koncentrirajućih solarnih elektrana je oko 200 MW, mnoge postojeće
mreže koriste slabe dalekovode na krajnjim dijelovima mreže, odnosno u manje naseljenim
područjima, koji ne mogu podržati velike količine električne energije iz solarne elektrane. Dakle,
u nekim slučajevima, veličina koncentrirajućih solarnih elektrana može biti ograničena
raspoloživim vodovima ili zahtijevati dodatna ulaganja u veće dalekovode. Nadalje, često je
lakše dobiti dozvole, mjesto izgradnje, spoj na mrežu i financije za manje koncentrirajuće
solarne elektrane koja mogu brže ući u pogon.
3.6. Hlađenje solarnih termoelektrana i zahtijevi za vodom
Kao i konvencionalne termoelektrane, solarne termoelektrane zahtijevaju vodu za
hlađenje i kondenzacijske procese. Koncentrirajuće solarne elektrane zahtjevaju relativno puno
vode, oko 3000 l/MWh za parabolične protočne i fresnel (slično nuklearnim elektranama), u
odnosu na 2000 l/MWh za elektrane na ugljen i 800 l/MWh za kombinirane elektrane na prirodni
plin. Solarni toranjevi zahtijevaju manje vode po MWh-u nego parabolične protočne elektrane,
ovisno o učinkovitosti tehnologije. Parabolični tanjuri su hlađeni okolnim zrakom, te ne trebaju
hlađenje vodom. [7]
31
Pristup velikim količinama vode je važan izazov za korištenje koncentrirajućih solarnih
elektrana u sušnim područjima jer su dostupni vodni resursi vrlo cijenjeni. Suho hlađenje,
odnosno hlađenje sa zrakom je jedina učinkovita alternativa koju koriste solarne integrirane u
kombinirani kružni proces (ISCCS) elektrane u izgradnji na sjeveru Afrike. Takovo rješenje je
skuplje i smanjuje učinkovitost. Suho hlađenje instalirano u paraboličnim protočnim elektranama
u vrućim pustinjama smanjuje godišnju proizvodnju električne energije za 7%, a povećava
troškove proizvodnje električne energije za oko 10%. Gubici suhog hlađenja su niži za solarne
tornjeve nego za parabolične protočne elektrane.
Instalacija hibridnih mokro/suhih rashladnih sustava je bolja opcija, te kao takva
smanjuje potrošnju vode, s minimalnim gubicima. Hlađenje vodom je učinkovitije, ali skuplje,
operatori hibridnih sustava imaju tendenciju da se zimi koristiti suho hlađenje kada su potrebe za
hlađenjem niže, a zatim se prebace na hibridni mokro/suhi rashladni sustav tijekom ljeta. Za
parabolične protočne elektrane ovakav pristup može smanjiti potrošnju vode za 50%, sa samo
1% pada godišnje proizvodnje električne energije.
3.7. Sustav praćenja prividnog kretanja Sunca
Sustav praćenja Sunca nalazi se u svim koncentrirajućim solarnim termoelektranama jer
ne proizvode energiju ako nisu orijentirana točno prema Suncu, odnosno ako ne usmjeravaju
izravno zračenje na apsorber. Sustave praćenja Sunca možemo podijeliti na jednoosne ili
dvoosne, te prema pogonu aktivni ili kronološki. Energija koju snop izravnog solarnog zračenja
nosi, opada s kosinusom kuta između zrake svjetlosti i kolektora ili heliostata.
U usporedbi s fiksnim kolektorom, jednoosni sustav praćenja povećava godišnju
proizvodnju energije za oko 30%, a dvoosni sustav praćenja za dodatnih 6%.
32
3.7.1. Jednoosni sustav praćenja Sunca
Jednoosni sustav praćenja prividnog kretanja Sunca koristi se u paraboličnim protočnim
termoelektranama. Jednoosni sustav praćenja Sunca karakterizira duga horizontalna cijev koju
podupiru stupovi na postoljima, a cijev je orijentirana u liniji sjever-jug, odnosno prati Sunce od
istoka prema zapadu. Parabolična zrcala postavljaju se na cijev koja rotira oko svoje osi kako bi
pratila prividno kretanje Sunca tijekom dana. Ako solarna termoelektrana nije uz ekvator, nije
posebno uspješna zimi (osim ako se nalazi uz ekvator), ali je u značajnoj mjeri produktivnija za
ljetno i proljetno razdoblje kada je put Sunca visoko na nebu. Ovi sustavi su manje efikasni na
višim zemljopisnim širinama. Osnovna prednost ovih sustava za praćenje je čvrstoća potporne
strukture i jednostavan mehanizam. Iako su parabolična zrcala postavljena horizontalno, ona su
određene širine, te pri postavljanju više redova kolektora treba paziti da ne dolazi do
međusobnog zasjenjivanja. Kod aktivnih mehanizama, jedan kontroler i motor dovoljni su za
upravljanje s više redova kolektora. [8]
3.7.2. Dvoosni sustav praćenja Sunca
Dvoosni sustav praćenja Sunca fokusira zrake Sunca u točku, te mora stalno pratiti
putanju Sunca kako bi se osiguralo da je sunčevo zračenje uvijek paralelno optičkoj osi
koncentratora. Dvoosni sustav praćenja Sunca se koristi za parabolične tanjure i solarne tornjeve,
odnosno heliostate. Dvoosni sustavi za praćenje Sunca ograničeni su na aktivne sustave za
praćenje i dijele se na visinsko-azimutne i polarne.
Polarni sustav praćenja Sunca ima jednu os koja je paralelna Zemljinoj osi rotacije
(polarna os), a drugu os u ravnini ekliptike (os deklinacije). Polarna os prati Sunce od izlaska do
zalaska svaki dan, odnosno mehanizam zakreće sustav po 15° na sat nadoknađujući Zemljinu
rotaciju u odnosu na Sunce. Os deklinacije zahtijeva manje podešavanja tijekom godine zbog
manjeg odstupanja od ravnine ekliptike.
Visinsko-azimutni sustavi za praćenje Sunca imaju jednu os koja je vertikalni rotirajući
stup (Slika 3.4. lijevo) ili horizontalno prstenasto postolje (Slika 3.4. desno) koje dopušta uređaju
da bude zakrenut do orijentacijske točke. Prstenasto postolje ima određenu prednost zbog bolje
raspodjele mase u više točaka za razliku od jednog nosivog stupa. Druga os je horizontalna,
33
nagibna osovina postavljena iznad azimut osovine ili horizontalnog prstenastog postolja.
Kombiniranjem dviju osi svaka lokacija iznad zemljine hemisfere može biti istaknuta. Visinsko-
azimutni sustav može se kontrolirati putem kompjutora ovisno o očekivanoj orijentaciji Sunca ili
može koristiti senzore za traganje koji kontroliraju motorni pogon za orijentaciju heliostata
prema Suncu. Ovakav način postavljanja koristi se i za orijentiranje paraboličkih kolektora sa
Sterling-ovim motorom. Zbog kompliciranog gibanja Sunca po nebu i često puta velikih
udaljenosti između heliostata i prijemnika, potrebna je visoka razina preciznosti za pravilno
usmjeravanje sunčevih zraka na prijemnik, jer i najmanja pogreška kuta će dovesti do gubitka
veće količine energije.
Slika 3.4. Dvoosni sustav praćenja Sunca, vertikalni stup (lijevo) i horizontalno postolje (desno)
3.7.3. Aktivni pogon sustava za praćenje Sunca
Upravljački sklop reagira na smjer Sunca, te usmjerava sustav za praćenje koristeći
motore i zupčanike. Aktivni dvoosni sustavi za praćenje koriste se za orijentiranje heliostata.
Kako je svaki heliostat u velikom polju heliostata individualno usmjeren, heliostati se
kontroliraju programski, centralnim računalnim sustavom koji omogućava gašenje sustava prema
potrebi u slučaju prevelikog opterećenja vjetra.
Kolektor može biti upravljan vlastitim sustavom za praćenje Sunca. Takav upravljački
skolop se sastoji od svjetlosnih senzora odnosno fotodioda, različito postavljenih tako da nema
34
napona na izlazu ukoliko primaju istu količinu svjetlosti. Mehanički gledano, morale bi trebali
biti postavljene tako da tvore kut od 90° kako bi pokrili upravljanje u dvije osi. [8]
Budući da motori troše energiju, želi ih se samo nužno koristiti. Dakle, umjesto u
kontinuiranom pokretu, heliostat se pomiče u diskretnim koracima. Isto tako, ako je zračenje
ispod određenog praga ne bi se dovoljno proizvelo energije da bi opravdalo preusmjeravanje.
Ovo također vrijedi kad nema dovoljne razlike u zračenju iz jednog i drugog smjera, što se
događa kad iznad prolaze oblaci. Treba paziti na preveliku osjetljivost sustava za praćenje Sunca
kako se heliostat nebi stalno pomjerao i tako trošio energiju tijekom oblačnih razdoblja. [8]
3.7.4. Kronološki sustav za praćenje Sunca
Kronološki sustav za praćenje Sunca radi na principu zakretanja heliostata u smjeru
suprotnom zemljinoj rotaciji i jednakim omjerom. Zapravo omjeri nisu sasvim jednaki, jer kako
Zemlja putuje oko Sunca, promjena položaja Sunca u odnosu na Zemlju po 360° svake godine ili
365,24 dana. Kronološki sustav je vrlo jednostavan i potencijalno vrlo precizan sustav praćenja
posebno za korištenje u polarnom sustavu za praćenje. Način upravljanja može biti vrlo
jednostavan kako se pogonski uređaj okreće s prosječnom stopom od jednog okreta po danu (15°
po satu). U teoriji, heliostat može rotirati u potpunosti, pod pretpostavkom da postoji dovoljno
slobodnog prostora za potpunu rotaciju i pod pretpostavkom da uvijanje kabela nije problem.
Heliostat je jednostavno vratiti na jutarnji položaj, što se može obaviti u bilo koje vrijeme
između sumraka i zore. [8]
35
4. PARABOLIČNE PROTOČNE TERMOELEKTRANE
Sve parabolične protočne elektrane koje su trenutno u komercijalnoj upotrebi koriste
sintetičko ulje kao medij za prijenos topline od kolektora do izmjenjivača topline, gdje se voda
zagrijava, isparava i pregrijava. Pregrijana para pokreće parnu turbinu koja pogoni električni
generator. Nakon što se voda ohladi i kondenzira vraća se u izmjenjivač topline.
Od koncentrirajuće solarne tehnologije parabolične protočne elektrane su
najkompetentnije i čine većinu trenutnih komercijalnih postrojenja. Većina postojećih
postrojenja imaju malo ili nimalo toplinskih spremnika i oslanjaju se na fosilna goriva za rezervu
snage. Na primjer, sva koncentrirajuća solarna postrojenja u Španjolskoj koriste 12% do 15%
godišnje proizvodnje električne energije iz prirodnog plina. Neke novije elektrane imaju
značajne kapacitete spremnika topline. [1]
Parabolični protočni i fresnelovi kolektori reflektiraju zračenje na apsorber pozicioniran u
žarišnoj liniji koncentratora. Kolektor prati Sunce u jednoj osi (Slika. 4.1.), zbog toga je
geometrijski faktor koncentracije od 15 do 30, te je znatno manji od dvoosnih kolektora. To je
razlog nižih temperatura postignutih u odnosu na solarni toranj. Međutim, ovaj nedostatak
kompenziraju manji specifični troškovi, jednostavnija struktura te jeftinije i lakše održavanje.
Sastavni elementi paraboličnih termoelektrana su kolektor, apsorber, medij za prijenos topline i
pogonskog bloka. [1]
Slika 4.1. Linijski koncentrirajući kolektori a) parabolični protočni i b) fresnelov kolektor.
36
4.1. Kolektori
Kolektori su dugi od 100 do 150 m s jednoosim sustavom za praćenje. Srednji godišnji
gubici paraboličnih protočnih kolektora variraju između 10 i 13%, dok je kod fresnelovih
kolektora vrijednost dvostruko veća. Nakon optičkih i toplinskih gubitaka unutar kolektora 40-
70% upadnog zračenja na zrcalu može se tehnički iskoristiti. Postotak ovisi o dizajnu, veličini
polja i zemljopisnoj lokaciji elektrane. [1]
4.1.1. Parabolični protočni kolektor
Parabolični protočni kolektor karakterizira parabolični reflektor koji usmjerava upadno
zračenje na cijev pozicioniranu u žarišnoj liniji (Slike 4.1.a) i 4.2.). Reflektor se može sastojati
od jedne reflektirajuće površine (zrcala) ili više zakrivljenih zrcala koji se slože u kučište,
potonja varijanta komercijalno se primjenjuje. Kolektori su montirani na nosivu strukturu za
praćenje Sunca uzdužnom osi.
Slika 4.2. Parabolični protočni kolektor.
37
Zrcala se sastoje od posrebrene stražnje strane stakla s malo željeza za postizanje visokih
vrijednosti reflektivnosti sunčevog spektra. Kad su zrcalni segmenti čisti solarna reflektivnost
iznosi oko 94%. Budući da je staklo otporno na vremenske uvjete reflektivnost ostaje praktički
nepromijenjena. Jedan kolektor sastoji se od niza kolektorskih elemenata 12 m svaki. Najveći
kolektor izgrađen do danas (Skal-ET) sastoji se od 12 kolektorskih elemenata (6 na svakoj strani
središnjeg pogonskog pilona). Ima ukupnu dužinu od 150 m i otvor širine 5,7 metara. Svaki
kolektor je opremljen sa senzorom kutnog položaja za praćenje položaja Sunca. Prvi kolektori su
bili opremljeni električnim motorima ili kabelskim vitlima kao pogonom. Za novije LS-3 i
EuroTrough kolektore koriste se jeftiniji i učinkovitiji hidraulički pogoni. Zbog svoje specifične
geometrije parabolični protočni kolektori su skupi, međutim, u posljednjih nekoliko godina
tankoslojna (thin-film) nanotehnologija je značajno smanjila trošak paraboličnih zrcala. [1]
4.1.2. Fresnel kolektor (LFR - Linear Fresnel Reflectors)
Fresnelov kolektor (LFR - Linear Fresnel Reflectors) je aproksimirani profil parabole s
manjim segmentima (Slika 4.1. b) i 4.3.). Manji segmenti su pojedinačna duga ravna ili blago
zakrivljena zrcala približno širine do 2 m, tako da reflektiraju zračenje u zajedničku fiksnu
žarišnu liniju, što dovodi do njihove niže cijene. Svi segmenti su montirani u istoj ravnini (blizu
tla ili na nosivu strukturu). Zbog njihove manje širine izloženi su manjem opterećenju vjetra u
odnosu na parabolične protočne kolektore. Međutim, različiti segmenti mogu se zasjenjivati
međusobno. Zbog svoje specifične geometrije, fresnel kolektori imaju manji faktor koncentracije
i manju optičku učinkovitosti u usporedbi s paraboličnim protočnim kolektorima. Takvi gubici
mogu se djelomično kompenzirati naizmjeničnim pozicijama zrcala. Svaki reflektirajući segment
rotira oko svoje osi, te mogu biti pokretani zasebno ili kao grupa. Time zahtijevaju sofisticiraniji
upravljački sustav od paraboličnih protočnih kolektora, potrebno je više pogonskih urađaja. To je
razlog zašto su takvi kolektori do danas testirani na manjem broju, prvi su se komercijalno počeli
primjenjivati od 2004. u Liddell-i, Australiji. Glavna prednost fresnelovih kolektora je
jednostavan dizajn fleksibilno savijenih zrcala i fiksni apsorber, čime se eliminira potreba i
trošak fleksibilnih cijevi medija za prijenos topline. Fiksni apsorber zahtijeva niže troškove
ulaganja i olakšava čiščenje i održavanje.
38
Slika 4.3. Fresnelov kolektor
4.1.3. Kompaktni Fresnel kolektor (CLFR – Compact Linear Fresnel Reflectors)
Noviji dizajn, poznat kao kompaktni fresnelov kolektor (CLFR - Compact Linear Fresnel
Reflectors), koristi dva paralelna apsorbera za svaki red zrcala te tako zahtjeva manju površinu
od paraboličnih protočnih kolektora (Slika 4.4.). Klasični fresnelov kolektor ima samo jedan
apsorber po fresnelovom kolektoru što smanjuje opcije orijentacije određenih reflektora. Budući
da kompaktni fresnelov kolektor ima dva apsorbera koji su dovoljno blizu jedan drugome,
pojedini dio kolektora će imati mogućnost usmjeravanja sunčevog zračenja na najmanje dva
apsorbera. Ovaj dodatni faktor daje mogućnost gušće postavljenog polja, jer se pojedini dijelovi
kolektora mogu postaviti bez međusobnog zasjenjivanja, čime se dobiva više energije usprkos
efikasnosti manjoj od 20%.
Solarne elektrane s kompaktnim fresnelovim kolektorima nude smanjenje troškova u
svim elementima solarnog polja. Smanjeni troškovi potaknuti su napretkom tehnologije.
Značajke koje poboljšavaju isplativost ovog sustava u usporedbi s paraboličnim protočnim
kolektorima uključuju smanjene strukturne troškove, crpne gubitke i jeftino održavanje. Petlja
prijenosa topline je odvojena od kolektorskog polja, time izbjegava troškove fleksibilnih
visokotlaćnih cijevi potrebnih kod paraboličnih kolektora.
39
Slika 4.4. Kompaktni fresnelov kolektor
4.2. Apsorber
Kao apsorber se koriste horizontalno postavljene cijevi u žarišnoj liniji kolektora, za
fresnelove kolektore može biti grupa cijevi zbog njihove šire žarišne linije. Današnji parabolični
protočni kolektori kao apsorbere koriste cijevi od nehrđajućeg čelika koji se nalaze u
vakuumiranim staklenim cijevima kako bi se smanjili gubici topline (Slika 4.5.). Vakuum služi i
kako bi zaštitio osjetljivi visoko selektivni premaz. Premaz je dizajniran kako bi omogućio
apsorpciju visokih razina sunčevog zračenja, dok emitira vrlo malo infracrvenog zračenja. Takav
selektivni premaz ostaje stabilan i do temperature 500 °C, apsorpcija solarnog zračenja je iznad
95%, a na temperaturi od 400 °C zračenje je ispod 14%.
40
Slika 4.5. Apsorberska cijev paraboličnog protičnog kolektora.
Dokazani dizajn apsorbera (Slika 4.6. a)), Slika 4.6. b) i c) pokazuju dvije dodatne
varijante koje koriste sekundarni koncentrator i grupu cijevnih apsorbera. Obje opcije su
osmišljene da odgovaraju optici fresnevovih kolektora.
Slika 4.6. Apsorber paraboličnog protočnog kolektora a) i fresnelovog kolektora b) i c) (šira
žarišna linija).
41
4.3. Medij za prijenos topline
Sintetička ulja se primjenjuju kao medij za prijenos topline u apsorberskim cijevima.
Zbog ograničene toplinske stabilnosti ulja, maksimalna radna temperatura je ograničena na 400
°C. Tolika temperatura zahtijeva da ulje bude pod tlakom (12 do 16 bara). Apsorberske cijevi,
ekspanzijski rezervoar i izmjenjivač topline moraju biti pod tlakom, te su potrebna relativno
visoka ulaganja. [1]
Zamjena za ulje može biti rastaljena sol kao medij za prijenos topline. Rastaljena sol ima
prednosti nižih specifičnih troškova, veći toplinski kapacitet i time potencijalno veću radnu
temperaturu. S druge strane, ima veću viskoznos i veću temperaturu taljenja te zahtijevaju
početno zagrijavanje.
Istraživanja izravnog generiranja pare unutar apsorberskih cijevi su očekivala veliko
smanjenje troškova i potencijalno veću učinkovitost. Prednosti su veća radna temperatura pare i
to što ne postoji petlja sekundarnog prijenosa topline i izmjenjivača topline. Očekivani problemi
vezani s isparavanjem vode u horizontalnoj cijevi zbog dvosmjernog strujanja i time različitog
prijenosa topline mogu riješiti dostupne tehnologije kotlova s prisilnom cirkulacijom s visokom
recirkulacijskom stopom i separatora pare. Moguće je izravno generiranje zasićene pare po redu
koncentrirajućih kolektora. Međutim, visoki tlak pare (50 do 100 bar) zahtijeva deblje stijenke
apsorbera, tako da bi široki snopovi apsorberskih cijevi mogli biti prikladaniji nego pojedinačna
cijev apsorbera. [1]
4.4. Kolektorska polja
Kolektorska polja se sastoje od određenog broja petlji približne dužine 600 metara svaka.
Petlje su na jedanom kraju spojene na ulaznu liniju (hladnu) a drugi na izlaznu liniju (vruću)
svakog reda kolektora. S obzirom na teren poseban naglasak mora biti stavljen na udaljenosti
između pojedinih kolektorskih redova. Udaljenost određuje sjenčanje tijekom jutarnjih i
večernjih sati, a time i odgovarajuće smanjenje cijelog terena. Troškovi zemljišta i cjevovodi kao
i toplinski gubici i gubici u pumpama se moraju uzeti u obzir. Budući da efekt sjenčanja također
ovisi o geografskoj širini, svako polje mora biti optimizirano s obzirom na specifične uvjete
42
mjesta. Udaljenost između redaka paraboličnih protočnih kolektora obično iznosi tri puta širina
otvora. Kolektori su postavljeni vodoravno, nagib od nekoliko posto je dopušten. Međutim, veće
neravnine moraju se poravnati. [1]
Ostvariv toplinski izlaz cijelog polja je ograničen tlačnim gubicima medija za prijenos
topline i troškovima cjevovoda. Trenutno, najveći ekonomski razuman toplinski kapacitet
solarnog polja sa sintetičkim uljem procjenjuje se na oko 600 MW. [1]
4.5. Izgrađene parabolične protočne termoelektrane
4.5.1. SEGS (Solar Electricity Generation Systems)
Najveći udio solarne termalne električne energije se proizvodi paraboličnim protočnim
termoelektranama. U pustinji Mojave u Californiji, u SAD-u devet tzv. SEGS (Solar Electricity
Generation Systems) postrojenja je izgrađeno, u razdoblju od 1985. do 1991., (Tablica 4.1.)
ukupnog električnog kapaciteta 354 MWe instalirane snage. Sve solarne termoelektrane su
korištene za proizvodnju električne energije za komercijalnu upotrebu. [1]
SEGS elektrane imaju ukupno 936.384 zrcala i pokrivaju više od 647 hektara. Kad bi se
parabolični kolektori postavili u liniju, bila bi duljine 369 km.
Kao primjer troškova, u 2002., za izgradnju jedne parabolične protočne termoelektrane
snage 30 MW bilo bi potrebno 90 milijuna dolara, a njen rad i troškovi održavanja oko 3
milijuna dolara godišnje (4,6 centi po kilovatsatu). Uz životni vijek od 20 godina, rad,
održavanje, investicijske kamate i amortizacija utrostručila bi se cijena, oko 14 centi po
kilovatsatu.
43
Tablica 4.1. Tehnički parametri paraboličnih protočnih termoelektrana. [1]
SEGS 1 SEGS 2 SEGS 3 SEGS 4 SEGS 5
Godina izgradnje 1985 1986 1987 1987 1988
Snaga [MW] 14 30 30 30 30
Tip kolektora LS1/LS2 LS1/LS2 LS2 LS2 LS2/LS3
Broj kolektora 608 1054 980 980 1024
Ukupna površina kolektora [m2] 82 960 190 338 230 300 230 300 250 560
Max. Temp. Medija [°C] 307 316 349 349 349
Toplinski kapacitet [MWh] 120
SEGS 6 SEGS 7 SEGS 8 SEGS 9
Godina izgradnje 1989 1989 1990 1991
Snaga [MW] 30 30 80 80
Tip kolektora LS2 LS2/LS3 LS3 LS3
Broj kolektora 800 584 852 888
Ukupna površina [m2] 188 000 194 280 464 340 483 960
Max. Temp. Medija [°C] 390 390 390 390
Sve SEGS termoelektrane koriste termo ulje koje se pumpa kroz polje solarnih kolektora.
SEGS 1 postrojenje koristilo je mineralno ulje da bi moglo raditi na niskim temperaturama te ne
mora biti pod tlakom. Potreban je pregrijavač pare (superheating) za pogon parne turbine koji se
sastoji od kotla na prirodni plin te osigurava konstantan pogon cijelog postrojenja. Korišteno
mineralno ulje je vrlo jeftino te je dodan toplinski spremnik kapaciteta 120 MWh. S obzirom na
toplinski kapacitet i snagu koju SEGS 1 postrojenje posjeduje može se izračunati da je toplinski
kapacitet dovoljan za nešto više od 8,5 sati rada. Sljedeća SEGS postrojenja koriste sintetička
ulja i izmjenjena im je konfiguracija. Sintetička ulja se i danas koriste te omogućuju maksimalne
operativne temperature do 400 °C, ali se moraju držati pod tlakom od najmanje 12 bara. Od
44
SEGS 6 pa nadalje, dodan je solarni dogrijavač pare (re-heater) koji s poboljšanim parametarima
pare povećava toplinsku učinkovitost kružnog procesa od 30,6 do 37,5%. [1]
VT NT
Dogrijavač pare
Pumpa
Generatorpare
Predgrijavanjevode
Pregrijavačpare
Toranj
Kondenzator
Pumpa
Bojler Prirodni plin
Dogrijavačpare
G
Generator
391°C
28
3°C
Ras
talje
na
sol
371° C, 100 bar
51
0°
C
37
1°
C, 1
7 b
ar
Slika 4.7. Shema parabolične protočne solarne termoelektrane (SEGS 6 i 7).
Potrebna para generirana je izravno ili neizravno u sekundarnom toplinskom krugu (Slika
4.7.). Tipični parametri za neizravno generairanje pare su približno 100 bara pri 371 °C (zbog
temperaturne granice medija za prijenos topline) ili za izravno generiranje pare 80 bar pri 430
°C. U usporedbi s konvencionalnim parnim termoelektranama naznačeni parametri su relativno
niski. Ipak, to je u velikoj mjeri nadoknađeno tehničkim poboljšanjima. Međutim, za elektrane
ovog kapaciteta prilično su neobična procesna poboljšanja, kao što su srednji pregrijavač pare
(superheating) i stupnjevito predgrijavanje vode. Unatoč nepovoljnim parametrima pare, SEGS 4
-6 postrojenja s 30 MW postižu učinkovitosti do 38%. Slika 4.8. prikazuje proizvodnju
električne energije u kWh/m2 po danu u ovisnosti oizravnom sunčevom zračenju (DNI) u
kWh/m2 po danu. [1]
45
Slika 4.8. Proizvodnja električne energije SEGS elektrana u ovisnosti o izravnom sunčevom
zračenju.
Hibridizacijom je moguća integracija dodatnog kotla na fosilna goriva i / ili biomasu
kako bi se osigurao neprekidan rad elektrane za vrijeme promjenjivog solarnog zračenja ili bez
solarnog zračenja (oblačno ili noć). Također, moguće je dodati paralelne generatore pare, dodatni
tehnički napor omogućuje bolje parametre pare a time i veću električnu učinkovitost. Koncept
SEGS postrojenja također se primjenjuje za novije parabolične protočne elektrane čija upotreba
osigurava solarnu energiju bez velikih dodatnih kotlova.
4.5.2. Andasol
Andasol predstavlja prvu solarnu termoelektranu u Europi koja koristi parabolične
kolektore za dobivanje električne energije koja se sastoji od tri zasebne elektrane. Solarno polje
Andasol-1 se sastoji od 209 664 paraboličnih reflektora koji zauzimaju površinu od 510 120 m2
(oko 70 nogometnih igrališta), i proizvodi 180 GWh godišnje. Andasol-1 ima instaliranu snagu
od 50 MW, nalazi se na nadmorskoj visini od 1 100 metara, a godišnja insolacija je oko 2 200
kWh/m2 godišnje. Andasol-2 i 3 su gotovo identične prvoj. S obzirom da su kolektori postavljeni
uzduž pravca sjever – jug, prate kretanje Sunca od istoka do zapada. Pomjeranje kolektora je
stalno, a najveći kosinusni gubici (Lambertov zakon) je u podne, a najmanji u jutarnjim i kasnim
46
popodnevnim satima. Elektrana Andasol 3 ima sustav za skladištenje topline koji omogućuje
proizvodnju električne energije čak 8 sati za vrijeme oblačnog vremena ili noću. [9]
4.5.3. Puerto Errado 2 (PE2)
Puerto Errado 2 (PE2) sastoji se od 28 redova (dužine 940 m) fresnel kolektora s
površinom zrcala od 302.000 m2, što je najveća svjetska operativna solarna elektrana s
fresnelovim kolektorima (Slika 4.9.). Fresnel kolektori proizvode paru temperature 270 °C i tlaka
55 bara s izlaznom toplinskom snagom od 150 MWth. PE2 proizvodi električnu energiju
isključivo solarnim zračenjem, te je instalirane snage 30 MWe.
Slika 4.9. Solarna elektrana PE2 s fresnelovim kolektorima instalirane snage 30 MWe.
47
4.6. Solarna integrirana u kombinirani kružni proces (ISCCS - Integrated
Solar Combined Cycle System)
Kako bi se poboljšala dostupnost, učinkovitost i upravljivost, solarno polje može se
ugraditi u kombiniranu elektranu. Para dobivena solarnom energijom pregrijava se još jednom do
temperature od približno 530 °C u kotlu. Ako se polje solarnih kolektora integrira u parni ciklus,
para dobivena solarnom energijom prenosi se na visokotlačni ciklus generatora pare (Slika
4.10.). Potrebna energija fosilnih goriva time je smanjena, tako se više pare može generirati s
istom količinom fosilnog goriva ili s manjom količinom fosilnih goriva dobiti istu količinu pare.
U ovom načinu rada, plinska turbina može biti u djelomičnom opterećenju, solarno polje tako
štedi energiju fosilnih goriva. Udio solarne energije je između 3 i 10%. [1]
Slika 4.10. Solarna integrirana u kombinirani kružni proces (ISCCS - Integrated Solar
Combined Cycle System).
48
4.7. Integracija u konvencionalnu elektranu
Integriracija solarne energije u konvencionalne elektrane je uključivanje sunčeve topline
u predgrijavanje napojne vode konvencionalnih postrojenja parnih elektrana. Za predgrijavanje
napojne vode, u uobičajenom slučaju potrebno je izvaditi paru iz turbine, koja tada nije dostupna
za ekspanziju u turbini. Ako je solarna toplinska energija dostupna za predgrijavanje vode, para
se može iskoristiti za pokretanje turbine. U ljeto 2004., prva faza zagrijavanja napojne vode
solarnom energijom izvedena je pomoću fresnelovih kolektora koji je isporučen u Liddell,
Australija. Za konačnu konfiguraciju planirano je da posljednji visoko tlačni predgrijavač
(preheater) isključivo radi na solarnu energiju. Ova elektrana će se testirati i s dodatnim
generatorom pare. [1]
49
5. SOLARNI TORANJ (CRS – Central Receiver System)
Solarni toranj (koji se naziva sustav sa središnjim prijamnikom) koristi zrcala (heliostate)
koji prate putanju Sunca u dvije osi, te reflektiraju izravno sunčevo zračenje na prijemnik
centralno postavljen na toranj (Slika 5.1.). Prijemnik pretvara energiju zračenja u toplinu i
prenosi na medij za prijenos topline (zrak, rastaljena sol) koji u generatoru pare proizvodi paru
koja pogoni konvencionalnu parnu turbinu. Neki komercijalni solarni tornjevi izravno generiraju
paru. Da bi se osigurali konstantni parametri i konstantan protok radnog medija zbog vremenski
promjenjivog sunčevog zračenja dodaje se spremnik topline ili dodatni kotao na fosilna goriva
(poput prirodnog plina) ili obnovljivih izvora energije (biomase).
Slika 5.1. Solarni toranj PS20 snage 20 MW.
Za toplinski kružni proces solarnih toranjeva primjenjuju se uglavnom komponente
komercijalno dostupne iz konvencionalnih termoelektrana. Solarni tornjevi postižu vrlo visoke
50
temperature, čime se povećava učinkovitost pretvorbe topline u električnu energiju. Ovakav
pristup koncentriranoj solarnoj energiji je vrlo fleksibilan, može se birati između raznih
heliostata, prijemnika, medija za prijenos topline i pogonskog bloka. Neke elektrane koriste više
tornjeva za snabdijevanje jedanog pogonskog bloka. Trenutno ostvarivi tlakovi i temperature
radnih medija korištenih za solarne toranjeve su u skladu s trenutnim snagama termoelektrana.
Snage solarnh toranjeva su u rasponu od 5 do 200 MW na taj način mogu biti izgrađene
korištenjem komercijalno dostupnih turbina i generatora, uključujući i svih pomoćnih sustava.
5.1. Heliostati
Heliostati su reflektirajuće površine (zrcala) spojeni na dvoosini sustav praćenja Sunca
koji osiguravaju da se sunčevo zračenje reflektira prema centralnom prijemniku tijekom dana.
Heliostati često koncentriraju zračenje pomoću zakrivljenih plohi ili odgovarajuće orijentacije
pravilnih ploha, tako da se gustoća solarnog zračenja povećava. Heliostati se sastoje od zrcala,
sustava za praćenje Sunca koji je opremljen pogonskim motorom, temeljima i kontrolnom
elektronikom. Orijentacija pojedinih heliostata obično se izračunava na temelju trenutnog
položaja Sunca, prostornog položaja samog heliostata i centralnog prijemnika. Ciljna vrijednost
se elektronički prenosi komunikacijskom linijom odgovarajućim pogonskim motorima.
Informacija se obnavlja svakih nekoliko sekundi. Veličina koncentrirajuće površine dostupnih
heliostata kreće se između 20 i 150 m2, do sada najveći heliostat površine je 200 m2. [1]
Za polje heliostata računa se oko pola cijene solarnih komponenti za takvu elektranu. To
je razlog zašto se ulažu ogromni napori da se razvije heliostat dobre optičke kvalitete, visoke
pouzdanosti, dugog životnog vijeka i niskih specifičnih troškova. Iz ekonomskih razloga postoji
tendencija za proizvodnju heliostata s površinom u rasponu između 100 i 200 m2, te veće.
Međutim, postoji pristup proizvodnji manjih heliostata kako bi se smanjili troškovi učinkovitom
masovnom proizvodnjom.
Heliostati su obično centralno kontrolirani i napajani električnom energijom. Međutim,
razvijeni su autonomni heliostati koji su pod lokalnom kontrolom. U tom slučaju energija
potrebna za kontrolu procesora i pogona osiguravaju fotonaponske ćelije montirane paralelno sa
zrcalima.
51
Individualno kontrolirani heliostati se koriste kako bi kontrolirali gustoću toka solarnog
zračenja na prijemniku. Zbog tog razloga nisu svi heliostati fokusirani na istoj točki prijemnika,
a njihovom kontrolom se osigurava glatka distribucija toka zračenja po cijeloj površini
prijemnika. [1]
Na temelju kretanja u posljednjih nekoliko godina razlikujemo ravne (faceted) i membranske
heliostate (Slika 5.2.).
Slika 5.2. Ravni (lijevi) i membranski (desni) heliostat.
5.1.1. Ravni heliostat
Ravni heliostat sastoji se od određenog broja reflektirajćih površina (zrcala) montirane na
rešetkastu konstrukciju koja je smještena na nosivi stup. Reflektirajuća površina se sastoji od
pojedinačnih zrcala veličine između 2 i 4 m2. Orijentacija pojedinih zrcala na montažnoj
konstrukciji (nagib) je različit za svaki heliostat unutar heliostatskog polja, a rezultat toga je vrlo
skup. Heliostati prate Sunce u dvije osi postavljene okomito jedna na drugu (najčešće montažni
stup i glavna vertikalna os) prema željenom azimutu i kutu elevacije. Ulažu se veliki napori za
52
umanjivanje utjecaja nagiba i broj pojedinih pogona. Heliostat prikazan na slici 5.2. (lijevo) kao
primjer ima koncentrator širine 13 i visine 9 metara. Veličina pojedinih zrcala je 3 × 1 m i
ukupne težine bez temelja 5 tona. [1]
5.1.2. Membranski heliostati
Kako bi se izbjegla ili smanjila problematika montaže i proizvodnje pojedinačnih zrcala
te istovremeno dobila visoka reflektivnost razvijeni su rastegnuti membranski heliostati.
Reflektirajuća površina sastoji se od bubnja, koji se sastoji od metalnog prstena i s tlakom
rastegnuta membrana, pričvršćena na prednjoj i stražnjoj strani metalnog prstena. Za tu svrhu
koriste se plastične folije ili metalne membrane. U slučaju metalnih membrana, karakterizira ih
znatno duži životni vijek, prednja membrana je prekrivena tankim zrcalima kako bi se postigla
željena refleksija. [1]
Unutar koncentratora vlada blagi vakuum (nekoliko milibara) stvoren vakuumskim
propelerom ili vakuumskom pumpom. Vakuum mijenja oblik membrane do te mjere da se zrcalo
pretvara u koncentrator. Ostali dizajni koriste središnji mehanički ili hidraulički utjecaj za
deformaciju membrane. Obje konfiguracije su povoljne kako se žarišna duljina može lako
postaviti pa i tijekom rada. Vjetar ima nepogodan utjecaj na optičku kvalitetu heliostata te u
slučaju korištenja vakuumskog ventilatora potrošnja energije u ventilatoru. [1]
Slika 5.2. (desno) i 5.3. prikazuje primjer heliostata metalne membrane opremljen
jednostavnim cijevnim okvirom pokretan sa šest kotača na prstenastom temelju za rotaciju
vertikalne osi, a dva vodoravno postavljena ležaja formiraju horizontalnu os. Pomjer
koncentratora heliostata prikazanog na slici 5.3. (ASM 150) sa zrcalom površine 150 m2 iznosi
14 metara. Debljina koncentratora je 0,75 m i težine oko 7,5 t.
53
Slika 5.3. Membranski heliostat ASM 150.
5.2. Polje heliostata i toranj
Izgled polja heliostata određene su tehničkim i ekonomskim optimizacijama. Heliostat
smješten najbliže tornju ima najniže sjenčanje, a heliostat smješten sjeverno na sjevernoj
hemisferi (ili južno na južnoj hemisferi) pokazuju najniže kosinus gubitke (cosine loss).
Heliostati postavljeni daleko od tornja zahtijevaju vrlo precizno praćenje Sunca i ovisno o
zemljopisnom položaju moraju se postaviti šire od susjednih heliostata zbog većeg sjenčanja.
Ekonomski isplativu veličinu polja utvrđuju cijena zemljišta, sustav praćenja i orijentacije. [1]
Visina tornja na kojem je prijemnik montiran određuje tehničke i ekonomske
optimizacije. Viši tornjevi su općenito povoljniji jer moguće postaviti veće i gušće polje
heliostata zbog nižih gubitaka sjenčanja. Međutim, prednost se umanjuje višim zahtjevima u
pogledu preciznijeg sustava praćenja Sunca postavljenog na pojedinim heliostatima, troškova
toranja i cjevovoda kao i crpnih i toplinskih gubitaka. Prosječni tornjevi imaju visinu od 80 do
100 metara. Struktura tornjeva može biti rešetkasta i betonska. Troškovi za cijevi i tehničkog
izazova smještanja parne turbine na vrh tornja mogu se izbjeći sekundarnim reflektorom
instaliranog na vrh tornja koji usmjerava direktno zračenje na prijemnik pri tlu. Iako ova mjera
pomaže pri smanjenju troškova za toranj, cjevovoda i parne turbine ukupna učinkovitost
54
heliostatskog polja je smanjena zbog dodatnih optičkih gubitaka uzrokovanih sekundarnim
reflektorom. [1]
5.3. Prijemnik (receiver)
Prijemnik solarnog toranja služi za pretvaranje energije zračenja, preusmjerenu i
koncentriranu poljem heliostata, u tehnički upotrebljivu energiju. Uobičajena gustoća toka
zračenja varira između 600 i 1000 kW/m2. Prijemnike razlikujemo prema korištenom mediju za
prijenos topline (zrak, rastaljena sol, voda/para, tekući metal) i geometriji prijemnika (šuplji,
cilindrični i konusni). [1]
5.3.1. Prijemnik na vodu/paru
Prvi solarni toranjevi (Solar One u Kaliforniji, CESA-1 u Španjolskoj) su cilindričnog
prijemnika. Dizajn, u velikoj mjeri odgovara cilindričnim prijemniku na rastaljenu sol
prikazanog na slici 5.4.. Slično konvencionalnim parnim procesima, voda isparava, a dijelom se
pregrijava u cilindričnom prijemniku. Budući da je pregrijana para sklona nepovoljnom
prijenosu topline te zbog činjenice da operacije pokretanja pogona ili djelomičnog opterećenja
zahtijevaju komplicirane kontrole upravljanja, ovakav pristup trenutno se više ne razvija.
Navedene poteškoće djelomično se mogu spriječiti izbjegavanjem pregrijavanja pare (zasićene
pare). Međutim, pod tim parametrima pare parna turbina radi s niskom efikasnošću zbog
termodinamičkih ograničenja. [1]
5.3.2. Prijemnik na rastopljenu sol
Problematika prijenosa topline s vertikalnim cilindričnim prijemnikom, primjer prikazan
na slici 5.4., djelomično se može izbjeći dodatnim prijenosnim toplinskim krugom. Toplinski
medij korišten u sekundarnom prijenosnom krugu trebao bi imati visoki toplinski kapacitet i
dobru toplinsku vodljivost. U skladu s tim zahtjevima koristi se rastaljena sol koja se sastoji od
natrijevog ili kalijevog nitrata (NaNO3, KNO3). Za obje opcije, zahvaljujući dobroj toplinskoj
55
provodljivosti, medij za prijenos topline dodatno služi kao medij za pohranu topline i stoga može
kompenzirati fluktuacije dostupnog zračenja. [1]
Jedan nedostatak prijemnika na rastopljenu sol je što sol mora biti tekuća i tijekom
vremena kada nema sunčevog zračenja, u suprotnom bi se skrutnila i uništila optemu. To
zahtijeva konstantno zagrijavanje cijelog dijela instalacije koji je ispunjen soli (spremnike, cijevi,
ventile) i time povećava potrošnju same elektrane ili u potpunosti isprazniti dio instalacije
ispunjen soli. Visoko korozivni plin korištenih soli ima štetan učinak, zbog neželjenog
isparavanja malih količina soli koje nastaje lokalnim pregrijavanjem te se ne može u potpunosti
isključiti. [1]
Slika 5.4. Vertikalni cilindrični prijemnik koristi rastaljenu sol kao medij za prijenos topline.
56
5.3.3. Otvoreni zračni prijemnik
Koncentrirana solarna radijacija pada na apsorberski materijal koji se sastoji od čelične
žice ili porozne keramike. Takve prijemnike karakterizira visoki omjer apsorberske površine i
puta zraka koji je medij za prijenos topline. Ambijentalni zrak se usisava ventilatorom i prodire
kroz ozračenu čeličnu žicu ili poroznu keramiku (Slika 5.5.). Zrak apsorbira toplinu s
apsorberske površine koja je obasjana poljem heliostata. Ulazući zrak preuzimanjem topline
hladi apsorbersku površinu. Zbog učinka hlađenja apsorberska površina obasjana sunčevim
zračenjem je hladnija od unutrašnjosti apsorberske površine kojoj se toplina prenosi protokom
vrućeg zraka. Stoga zrak napuštajući apsorber pokazuje veću temperaturu u odnosu na
temperaturu apsorberske površine ozračenu sunčevim zračenjem, te razlog zašto ova vrsta
prijemnika predstavlja relativno niske toplinske gubitke. Elektrana s otvorenim zračnim
prijemnikom radi pri ambijentalnom tlaku. Karakteristika zraka je mali toplinski kapacitet te su
potrebne velike količine zraka i površine apsorbera. [1]
Zrak kao medij za prijenos topline ima prednosti poput netoksičnosti, nehrđa, nezapaljiv,
lako dostupnan i lako se rukuje. Nedostatak je niski toplinski kapacitet te zahtijeva veliku
površinu za prijenos topline koja je izvediva s obujmom prijemnika. Zrak zbog svoje male mase
osigurava glatko pokretanje postrojenja.
Slika 5.5. Otvoreni zračni prijemnik prema principu Phoebus.
57
5.3.4. Zatvoreni (stlačeni) zračni prijemnik
Prijemnici solarnih toranjeva mogu biti dizajnirani kao zatvoreni (stlačeni zračni)
prijemnik. Otvor blende kod takvih prijemnika je zatvoren sigurnosnim quartznim prozorom,
tako da radni medij (zrak) se može zagrijati i stlačiti te može biti izravno prebačen u komoru za
izgaranje plinske turbine. Do danas, testirana je skupina zatvorenih zračnih prijamnika
toplinskog kapaciteta do 1 MW na 15 bara. Temperatura dobivenog izlaznog zraka je malo iznad
1000 °C. [1]
5.4. Izgrađeni solarni tornjevi
Prema radnom mediju za prijenos topline, različiti koncepti sustava se primjenjuju. Kako
otvoreni ili šuplji cilindrični prijemnici dostižu radne temperature od 500 do 550 °C oni
uglavnom primjenjuju rankineov kružni proces vodene pare. Para se generira izravno u
prijemniku ili sekundarnim krugom rastaljene soli. [1]
Vrući zrak od oko 700 °C nastaje otvorenim zračnim prijemnikom koji se mogu koristiti
unutar postojećih generatora pare. Ulazna temperatura može biti konstantno održavana
ugrađenim plamenikom na prirodni plin (duct burner), tako da je ovaj koncept posebno pogodan
za hibridizaciju. Izlazni ispuh/zrak se ponovno prenosi na prijemnik pomoću ventilatora tako da
do 60% zraka ponovno cirkulira. [1]
Druga mogućnost je tzv. inverzni proces plinske turbine. Unutar takvog ciklusa otvoreni
zračni prijemnik upuhuje vrući zrak izravno u plinsku turbinu gdje ekspandira. Jedna od
prednosti u odnosu na parni ciklus je puno jednostavniji dizajn. No, do sada takvi ciklusi su
analizirani samo teoretski. [1]
Solar One je solarni toranj snage 10 MWe, sastojao se od 1818 heliostata svaki 40 m2 koji
je bio operativan od 1982-1988 u Kalifornijskoj pustinji Mojave. Ova elektrana je dokazala opću
isplativost solarne energije na megavatnoj skali. Voda je služila kao medij za prijenos topline u
prijemniku. Među ostalim poteškoćama, elektrana je pokazala problem održavanja operacije pri
prolasku oblaka. Slika 5.6. prikazuje karakteristiku proizvodnje električne energije u ovisnosti o
direktnom zračenju. Prema slici 5.6. je vidljivo da s povećanjem direktnog zračenja približno
58
linearno raste proizvedena energija. Prag od kojeg elektrana proizvodi energiju određen je
tehnologijom cilindričnog prijemnika na vodu. Prag se može spustiti pomoću prijemnika na
rastaljenu sol i otvorenim zračnim prijamnikom.
Slika 5.6. Karakteristika solarnog tornja Solar One u Kaliforniji snage 10 MWe.
S ciljem rješavanja problema koji su se javljali sa solarnim tornjem Solar One potonji je
remodeliran u Solar Two postrojenje. Kao medij za prijenos topline i toplinski spremnik
korištena je rastaljena sol koja se sastoji od 40% kalija (K) i 60% natrijevog nitrata (NaNO3).
Zahvaljujući korištenju dodatnog toplinskog spremnika energije (107 MWh) sustav je neovisniji
o dostupnom sunčevom zračenju. Funkcionalna shema solarnog tornja Solar Two je prikazana na
slici 5.7.. Sol se pumpa iz "hladnog" spremnika soli u prijemnik na tornju gdje se zagrijava
reflektiranim sunčevim zračenjem na temperaturu oko 565 °C. Nakon toga, sol dospjeva u
"vrući" spremnik topline, te se vruća sol uzima po potrebi iz skladišta i pumpa u generator pare
koji toplinu rastaljene soli predaje vodi. Voda se u generatoru pare pretvara u paru za pogon
konvencionalne parne turbine. Ekspandirana para kondenzira, te se pumpa u generator pare čime
se zatvara rankineov kružni proces pare. Sol se hladi unutar generatora pare na temperaturu oko
59
290 °C te ponovno dospjeva u "hladni" spremnik topline čime je zatvoren kružni proces
rastaljene soli. [1]
Slika 5.7. Funkcionalna shema Solar Two elektrane sa spremnikom topline na rastopljenu sol.
Koncept omogućuje proizvodnju energije ne samo danju, nego i tijekom cijelog dana,
pod uvjetom dovoljno velikog spremnika energije i polja heliostata. Solar Two omogućuje
proizvodnju električne energije snage 10 MW koji može zadržati do tri sata nakon zalaska Sunca
zahvaljujući spremniku toplinske energije.
Phoebus/TSA/Solair je koncept elektrane s otvorenim zračnim prijemnik koji osigurava
vrući zrak. Vrući zrak prolazi kroz generator pare koji proizvodi pregrijanu paru za pogon
turbine. Slika. 5.8. prikazuje odgovarajući shematski dijagram. [1]
60
Slika 5.8. Shematski prikaz Phoebusa s otvorenim zračnim prijemnikom.
Spaljivanjem prirodnog plina u cijevnom plameniku (duct burner) smješten između
prijemnika i parnog generatora dodaje zraku toplinu ako sunčevo zračenje nije dovoljno za
opskrbu željene količine pare. Phoebus postrojenje tako može ne samo generirati snagu u
vrijeme sunčanih sati nego i tijekom lošeg vremena ili tijekom noći. Električna energija ne ovisi
isključivo o raspoloživom sunčevom zračenju. Od 1993. do 1997. opremljen otvorenim zračnim
prijemnikom i toplinskim spremnikom 3 MW kontinuirano je operativan, sadrži sve komponente
budućeg Phoebus elektrane (tzv. TSA sustav (Technology Program Solar Air Receiver)).
Rezultati ispitivanja takvog sustava pokazali su dobru interakciju komponenti i nisku toplinsku
inerciju koja omogućuje brzo pokretanje elektrane. Daljnje prednosti ovog tehnološkog pristupa
su jednostavna struktura i neproblematičan zrak kao medij prijenosa topline. [1]
Zbog dobrih iskustva s Phoebus/TSA/Solair sustavom Europski konzorcij na čelu
Španjolske tvrtke, planira izgradnju i pogon 10 MW postrojenja pod nazivom PS 10. Opremljenu
otvorenim zračnim prijemnikom na jugozapadu Španjolske 2004. Međutim, koncept je
promijenjen. Elektrana je sada opremljena cilindričnim prijemnikom na zasićenu paru koji
proizvodi paru tlaka 40 bar i 250 °C.
61
Sjeverno polje heliostata podignuto je 2005. - 2006. g. koje se sastoji od 624 ravnih
heliostata (T tip) "Sanlúcar 120" s površinom zrcala 121 m2. Prijemnik je montiran na toranj
približne visine 100 m, koji se sastoji od četiri 5 × 12 m cijevnih panela. Ugrađeni toplinski
spremnik ima korisnu toplinsku energiju od 20 MWh koji dopušta 30 minuta rada na 70%
opterećenja.
Solarna elektrana Tres se temelji na prikupljenom znanju tijekom izgradnje i rada Solar
Two elektrane te razlog naziva projekta "Solar Tres" što je španjolski prijevod za "Solar Three".
Ovaj solarni toranj opremljen je cilindričnim prijemnikom na rastaljenu sol i generatorom snage
15 MW isključivo namijenjena pogonu na solarno zračenje. Sjeverno polje heliostata ima 2494
heliostata svaki površine 96 m2. Korišteni su ravni heliostati (T tip) opremljeni visoko
reflektirajućim zrcalima pojednostavljenog dizajna (solarni množitelj 3). Planirano je da
prijemnik ima toplinski kapacitet 120 MW i spremnik topline 600 MWh koji omogućava 16 h
rad elektrane bez sunčeva zračenja. [1]
Sierra SunTower zauzima oko 8 hektara (20 jutara) u sušnoj dolini na zapadnom dijelu
pustinje Mojave na 35° sjeverne geografske širine. Nalazi se na privatnom poljoprivrednom
zemljištu, te ima 5 MW instalirane električne snage (Slika 5.9.).
Slika 5.9. Solarni toranj Sierra SunTower 5 MWe.
62
Sastoji se od 24.000 heliostata, podijeljenih na četiri podpodručja koji prate Sunce i
reflektiraju solarno zračenje u prijemnik na vrhu šezdesetmetarskog tornja. Svaki heliostat je
površine 1m2, koji su upravljani pomoću kamera (Slika 5.10.) te odgovarajućeg programa
(software). Prijemnik proizvodi paru temperature 440 °C i tlaka 60 bara. Sierra SunTower je
dizajniran za provjeru eSolar tehnologije koja je u najvećoj mjeri bazirana na smanjenje
investicija. To je postignuto heliostatima koji su male visine, čime se izbjegavaju velika
opterećenja vjetra. Konstrukcija je lakša, nisu potrebni veliki kranovi i nije potrebno graditi
temelje. Cijelo heliostatsko polje se proizvodi u tvornici, čime se smanjuju troškovi proizvodnje.
Cijela konstrukcija se sastavlja na mjestu buduće elektrane samo uz pomoć ručnog alata, što
dovoljno govori o brzini i lakoći gradnje.
Slika 5.10. Sustav upravljanja heliostatima pomoću kamera i programa.
63
6. PARABOLIČNI TANJUR
Sustavi paraboličnih tanjura sastoje se od parabolično oblikovanog koncentratora
(tanjura), solarnog prijamnika i najčešće Stirlingovog motora ili mikro turbine povezanog s
generatorom. Parabolični koncentrator prati Sunce u dvije osi tako da reflektira izravno sunčevo
zračenje na prijemnik pozicioniran u fokusu koncentratora. Energija zračenja pretvara se u
toplinu unutar prijemnika te prenosi na Stirlingov motor koji pretvara toplinsku energiju u
mehaničku energiju. Vratilo Stirlingovog motora izravno je spojeno na električni generator koji
pretvara mehaničku energiju u željenu električnu energiju (Slika 6.1.). Za hibridni pogon, sustav
se može zagrijavati paralelno ili uz pomoć plinskog plamenika na prirodni plin ili bioplin.
Slika 6.1. Parabolični tanjur.
64
Ovakav dizajn eliminira potrebni medij za prijenos topline i vodu za hlađenje. Parabolični
tanjuri nude najveću učinkovitost pretvorbe solarne u električnu energiju u usporedbi s ostalim
izvedbama koncentrirajućih solarnih elektrana. Parabolični tanjuri su ograničeni veličinom
(obično nekoliko desetaka kW), a svaki proizvodi električnu energiju samostalno, što znači da su
stotine ili tisuće njih trebno za stvaranje velikih postrojenja. [1]
6.1. Parabolični koncentrator (tanjur)
Parabolični oblik konkavnog zrcala (tanjura) koncentrira sunčevo zračenje u žarišnu
točku. Veličina točke ovisi o preciznosti koncentratora odnosno stanju površine i žarišnoj
udaljenosti. Korišteni koncentratori promjera su maksimalno 25 metara te postižu faktor
koncentracije između 1500 i 4000x što predstavlja izazov kod realizacije zbog visoke cijene.
S obzirom na dizajn koncentratora razlikujemo višedjelni (facetted) parabolični tanjur koji se
sastoji od pojedinih segmenata i jednodjelni parabolični tanjur (full-surface).
Višedjelni koncentratori (Slika 6.2. lijevo) se sastoje od nekoliko zrcalnih segmenata
montiranih na nosivu strukturu. Svaki segment je individualno orijentiran. Zrcalni segmenti
mogu se sastojati od klasičih zrcala ili materijala prekrivenog reflektirajućom folijom. [1]
Jednodjelni koncentrator je parablično oblikovana cijela površina koncentratora za
vrijeme procesa nastajanja (Slika 6.2. desno). Kao i kod membranskih heliostata metalna
membrana ili plastična folija se pričvrsti na obje strane metalnog prstena. Nakon toga membrana
se pretvara pomoću tlaka (vakuum) ili mehaničkom silom u željeni parabolični oblik. Takve
lagane metalne membrane osiguravaju potpunu površinsku koncentraciju s visokom optičkom
kvalitetom. [1]
65
Slika 6.2. Višedjelni (lijevi) i jednodjelni (desni) parabolični tanjur.
6.2. Prijemnik
Prijemnik apsorbira reflektirano sunčevo zračenje koncentratora i pretvara ga u tehnički
korisnu toplinu. Za sustave koji izravno zagrijavaju radni medij, radna temperatura varira između
600 i 850 °C, a tlak između 40 i 200 bara. Najviša temperatura sustava javljaja se na prijemniku.
Intenzivna distribucija koncentriranog zračenja u žarišnoj točki ne može u potpunosti biti
homogena zbog neizbježnih zrcalnih pogrešaka. To je razlog velikih temteraturnih gradijenata
koji se mogu pojaviti na površini apsorbera. Od mnoštva raspoloživih tehnoloških izvedbi
prijamnika dva su opisana.
6.2.1. Cjevasti prijemnik
Cjevasti prijemnik je najjednostavniji tip solarnog prijamnika, direktno grijan
koncentriranim zračenjem te pogodan za rad sa stirlingovim motorom (Slika 6.3. lijevo). Radni
medij za prijenos topline protječe kroz apsorberske cijevčice koja pogoni Stirlingov motor. Oblik
prijemnika mora geometrijski stati na površinu žarišne točke stvorenu koncentratorom. [1]
66
Slika 6.3. Prijemnici za parabolični tanjur, cjevasti (lijevo) cjevni (desno).
6.2.2. Cjevni prijemnik
Cjevni prijemnik kao medij za prijenos topline koristi natrij (Slika 6.4. desno) po principu
promjene stanja. Budući da ovaj medij za prijenos topline prolazi kroz cikluse isparavanja i
kondenzacije, latentna toplina isparavanja se prenosi s ozračene površine apsorbera na grijač, a s
njega na radni medij Stirlingovog motora, dok temperatura ostaje gotovo konstantna.
Nakon toga, kondenzat se transportira (vraća) u grijanu zonu kapilarnom strukturom. Zbog
ovakvog principa rada konstrukcija zahtijeva velike tehničke napore pri proizvodnji. Iako
kompliciran, ovaj koncept nudi prednost da visoke temperature ili ekstremno različite gustoće
toka topline mogu biti homogeno transpontirane na grijač Stirlingovog motora zahvaljujući
dobrom prijenosu topline. Cjevni prijemnik topline može se lako kombinirati s drugim izvorima
topline, tj. uz sunčevo zračenje može koristiti tekuća ili plinovita goriva (fosilna ili biomasu). [1]
Cjevni prijemnici su najčešće napravljeni kao šuplji prijemnici. Koncentrirano zračenje
prolazi kroz male otvore i pada na šupljine. Stvarna apsorberska površina koja je predmet porasta
temperature zbog upadnog zračenja, pozicionirana je iza žarišne točke. Zbog geometrijskog
položaja apsorberska površina je veća od otvora te se intenzitet zračenja koji djeluje na prijemnik
smanjuje. S obzirom na šuplji prijemnik gubici topline su niski jer samo mali dio difuznog
zračenja emitiranog iz apsorbera izlazi kroz otvore. [1]
67
6.3. Stirlingov motor
Toplinska energija osigurana koncentriranim sunčevim zračenjem može se pretvoriti u
električnu energiju pomoću Stirlingovog motora spojenog na generator. Stirlingov motor pripada
skupini vrućih plinskih strojeva i koristiti zatvoreni sustav, tj. unutar radnog ciklusa uvijek se
koristi isti radni plin. Suprotno Ottovom ili dizelskom motoru, energija se osigurava vanjskom
opskrbom toplinske energije, tako da su pogodni za korištenje na paraboličnom tanjuru. Osnovne
komponente sustava čine grijani radni cilindar, hlađeni kompresijski cilindar i regenerator koji
služi za pohranu energije između faza. U većini slučajeva, regenerator je vrlo porozno tijelo
visokog toplinskog kapaciteta te ima znatno veću masu od mase plina koji protječe kroz tijelo.
Ako se unutar regeneratora vrši potpuniji izmjenični prijenos topline, veća je temperaturna
razlika između radnog i kompresijskog cilindra, a time i veća učinkovitost Stirlingovog motora.
Proces se odvija u četiri koraka, a izvodi se pomoću dva klipa, od kojih je jedan radni
klip, a drugi služi samo kao potiskivač. Proces se odvija između dvije izoterme i dvije izohore.
Primjenom regeneratora topline, stupanj djelovanja procesa izjednačava se sa stupnjem
djelovanja Carnotovog procesa (najviši mogući termički stupanj djelovanja). [1]
Zatvoreni kružni proces iziskuje topli i hladni prostor, u kojemu se pri početku procesa
nalazi sav radni medij. Za tehničku realizaciju kompresijski klip se pomiče prema zatvorenom
dijelu, tako da ohlađeni radni plin struji prema toploj komori, prolazeći kroz regenerator.
Regenerator prenosi prethodno apsorbiranu toplinu radnog plina (Slika 6.4. faza izohornog
zagrijavanja (1)). Plin se zagrijava na temperaturu tople komore dok se regenerator hladi na
temperaturu hladne komore. Nakon toga, radni plin se unutar tople komore širi izotermno i
apsorbira toplinu iz toplog prostora (Slika 6.4. izotermna faza ekspanzije (2)). Radni plin se širi i
pokreće radni klip prema otvorenoj strani i obavlja rad. Radni klip prolazi donju mrtvu točku te
se pomiče prema zatvorenom dijelu, vrući radni plin je prisiljen proći kroz regenerator i prelazi u
hladnu komoru. Toplina se prenosi izohorno s radnog plina na regenerator (Slika 6.4. izohorna
faza hlađenja (3)). Plin se hladi na temperaturu hladne komore dok se regenerator zagrijava na
temperaturu tople komore. Radni plin je izotermno kompresiran i prenosi generiranu toplinu na
hladnu komoru (Slika 6.4. faza izotermne kompresije (4)). [1]
68
Slika 6.4. Princip rada Sterlingovog motora.
Strojevi koji se primjenjuju za parabolične tanjure kao radni plin koristite helij ili vodik
na temperaturi između 600 i 850 °C. Izlazna snaga Stirlingovog motora kontrolirana je radnim
tlakom plina.
69
6.4. Izgrađeni parabolični tanjuri
Zbog njihove veličine i prostonih zahtjeva pojedini sustavi paraboličnih tanjura pogodni
su za napajanje malih i srednjih mreža. Kada su u kombinaciji s baterijama i/ili dodatnim
izvorima na fosilna goriva ili biomasu, prikladni su za opskrbu energije u ruralnim sredinama. U
tom smislu moraju se natjecati s mnoštvom drugih obnovljivih izvora, aktualna zbivanja su
koncentrirana na automatski rad i rezanje cijene troškova. Parabolične protočne elektrane mogu
pružiti veće količine topline i energije. Najveći park je izgrađen 1984. u Kaliforniji, a sastojao se
od 700 pojedinačnih kolektora i centralnog toplinskog motora ukupne električne snage gotovo 5
MW. [1]
Marciopa Solar izgrađena je u Peoriji, Arizona(Slika 6.5.). Sastoji se od 60 solarnih
tanjura svaki snage 25 kW. Za pretvorbu topline u električnu energiju koristi stirlingov motor, te
doseže maksimalnu efikasnost do 31%. Kako stirlingov motor posjeduje puno pokretnih dijelova
smatra se nepouzdan, te zahtijeva puno održavanja, čime se povećava cijena.
Slika 6.5. Solarna elektrana Marciopa Solar snage 1.5 MW.
70
7. SOLARNI DIMNJAK I SOLARNI BAZEN
7.1. Solarni dimnjak
Solarni dimnjak ili solarna uzgonska elektrana se sastoji od tri osnovna elementa
staklenog krovnog kolektora u kojemu se zrak zagrijava, dimnjaka kroz koji se uzdiže zagrijani
zrak i vjertoturbine koju pogoni tok zraka.
Solarni dimnjak temelji se na efektu dimnjaka koji je prikazan na slici 7.1. izravno i
difuzno sunčevo zračenje zagrijava zrak ispod kružnog staklenog krova koji je otvoren na obodu
i u kombinaciji s tlom čini zračni kolektor. Sredina krova je opremljena vertikalnim dimnjakom s
velikim otvorima za dovod zraka. Budući da je topli zrak je manje gustoće od hladnog zraka, on
se uzdiže prema vrhu dimnjaka. Sunčevo zračenje osigurava kontinuirani tok zraka unutar
dimnjaka. Energija sadržana u protoku zraka može se pretvoriti u mehaničku energiju pomoću
vjetroturbine koja se nalazi na dnu dimnjaka. Na kraju se mehanička energija pretvara u
električnu energiju pomoću generatora.
Slika 7.1. Princip rada solarnog dimnjaka (solar chimney).
71
Solarni kolektori su u suštini građevine nalik na staklenik u kojima se zagrijava zrak
odnosno voda toplinom sunčevog zračenja. Topli zrak se zbog efekta dimnjaka diže te prolazi
preko turbina, proizvodeći električnu energiju, te odlazi u dimnjak. Glavni parametri koji
određuju veličinu ove vrste elektrane su površina kolektora, te visina dimnjaka. Veća površina
kolektora omogućuje većoj količini zraka da se zagrije i struji preko vjetroturbina, dok viši
dimnjak omogućuje veću razliku tlaka i efikasniji efekt dimnjaka.
Uravnoteženje električne proizvodnje takve elektrane moglo bi biti potrebno kako bi se
omogućilo jednostavniju integraciju unutar elektroenergetskog sustava što je moguće ugradnjom
toplinskog spremnika solarne energije. Kako bi elektrana mogla proizvoditi energiju i tijekom
noćnih sati, moguće je u kolektore ugraditi crne cijevi ili torbe (spremnike) pune vode koji su
smješteni na dnu solarnog dimnjaka te služe kao međuspremnik. Tijekom dana voda se zagrijava
unutar tih elemenata za pohranu toplinske energije, a pohranjena energija iskorištava se tijekom
noći. Kako voda ima vrlo visoki toplinski kapacitet idealna je za pohranu toplinske energije koju
oslobađa u noćnim satima te na taj način omogućava neprekidni rad elektrane i u noćnim satima,
iako s manjim kapacitetom.
Solarna urgonska elektrana (solarni dimnjak) je vrsta još uvijek nedovoljno testirane i
istražene varijante solarnih elektrana. Njezina trenutna upitna ekonomska isplativost uskoro bi se
mogla promijeniti zbog sve viših cijena fosilnih goriva, za što već postoje naznake u dijelovima
svijeta sa velikim brojem sunčanih dana.
7.1.1. Kolektor
Vrući zrak potreban za rad solarnog dimnjaka je stvoren je jednostavanim zračnim
kolektorom. Potonji se sastoji od prozirnog staklenog ili plastičnog krova horizontalno
postavljenog koji se nalazi oko dva do šest metara iznad tla (Slika 7.2.).
72
Slika 7.2. Varijante solarnog kolektora pogodnih za Solarni dimnjak.
Prozirni krov propušta sunčevo zračenje, ali je nepropustan za dugovalno toplinsko
zračenje emitirano iz prostora ispod kolektora koji se zagrijava na Suncu. To je razlog zašto se
prostor ispod krova snažno zagrijava i prenosi toplinu na zrak koji teče radijalno izvana prema
dimnjaku. [1]
Visina kolektora u odnosu na tlo povećava se prema tornju. Prema tome, brzina protoka
zraka se ne povećava previše, tako da gubici uslijed trenja ostaju niski. Osim toga gubici tijekom
promjene smjera kretanja zraka iz horizontalnog u vertikalni smjer su svedeni na minimum. [1]
7.1.2. Spremnik topline
Ako je manje izražena vršna potrošnja električne energije u rano poslijepodne, a
predviđena je viša proizvodnja električne energije u večernjim satima, solarna energija može se
pohraniti u toplinskom spremniku. U tu svrhu mogu se koristiti vodom ispunjena crijeva ili
jastuci koji postavljeni na dnu kolektora mogu znatno povećati već postojeću prirodnu
sposobnost termoakumulacije tla. Budući da već pri vrlo niskim brzinama protoka vode, zbog
prirodne konvekcije unutar crijeva, prijenos topline između crijeva i vode je znatno veći nego
između solarnog zračenja i površine zemlje ispod kolektora, te zbog toplinskog kapaciteta vode
koji je oko pet puta veći od tla, voda unutar crijeva sprema dio sunčevog zračenja. Toplina se
oslobađa samo tijekom noći, kada je temperatura zraka u unutrašnjosti kolektora ispod
73
temperature vode unutar crijeva. Crijeva su samo jednom ispunjena vodom te se zapečate, tako
da voda ne ispari. Ovisno o željenom učinsku količina vode unutar crijeva treba odgovarati
prosječnoj dubini vode ispod kolektora od 5 do 20 cm (slika 7.3.). [1]
Slika 7.3. Utjecaj spremnika topline smještenog ispod staklenog kolektora, na kronološki slijed
isporuke snage (rezultati simulacije).
7.1.3. Dimnjak
Uzgon zagrijanog zraka unutar kolektora je proporcionalan porastu temperature zraka
unutar kolektora i visine dimnjaka. Na primjer, u slučaju velikog solarnog dimnjaka
ambijentalna temperatura zraka obično je povećana za 35 K, tako da je brzina protoka zraka od
oko 15 m/s stvorena unutar dimnjaka. Tehnički gledano, solarni dimnjak je vrlo veliki
atmosferski rashladni toranj.
Dimnjak visine 1000 m predstavlja velik izazov, što se u današnje vrijeme dobro
kontrolira. Na primjer, zgrada Burj Dubai je visine preko 800 m. Za solarni dimnjak potreban je
jednostavni šuplji cilindar i zahtjevi su znatno niži u odnosu na stambene zgrade. Takav dimnjak
može biti izgrađen korištenjem različitih tehnologija poput samostojećih armiranobetonskih
74
cijevi, čeličnih cijevi ili navodećih tornjeva s oblogom od lima ili membrane. Istraživanja su
pokazala da gotovo svi smatraju da armirani beton predstavlja najviše izdržljivu i isplativu
opsiju. Za takav toranj visine 1000 m debljina zida je nešto iznad 1 m pri dnu. Debljina bi se
smanjila na oko 0,3 m na polovici visine i ostaju nepromijenjene do vrha. Ipak, takvi tanki tuneli
su deformirani uslijed opterećenja vjetra na ovalni presjek. To osobito vrijedi za usisavanje na
bokovima prikazanim na slici 7.4.. Uzdužni pritisak postaje vrlo visok tako da je krutost
smanjena zbog pucanja a tu je i opasnost od izvijanja. Ovalizacija se učinkovito može izbjeći
snopovima niti u obliku krakova kotača rastegnutim preko presjeka tornja. Oni imaju isti učinak
kao i ukrućene membrane, ali minimalno smanjuju uzgon.
Slika 7.4. Distribucija tlaka i podtlaka za tok oko cilndra (cp – koeficijent tlaka).
7.1.4. Turbine
Turbine koje se koriste za solarni dimnjak nisu kao lopatice vjetroelektrana koje
iskorištavaju brzinu protoka zraka nego rade na principu iskorištavanja statičkog tlaka, slično
turbini hidroelektrane. Ostvariva učinkovitosti time je veća od turbina za pogon vjetroelektrana.
75
Brzina zraka ispred i iza turbine je gotovo ista. Proizvedena snaga je proporcionalna umnošku
količine protoka i pada tlaka na turbini. Kontrola turbine ima za cilj maksimiziranje proizvodnje
u svim uvjetima rada. Pad tlaka, a time i brzina protoka i protok zraka unutar postrojenja se
kontrolira mehanizmom prilagodbe lopatica turbine. Ako su lopatice okomite na protok zraka,
nema proizvodnje električne energije, a ako su u smjeru protoka zraka, pad tlaka na turbini
jednak je nuli, također nema proizvodnje energije. Optimalni položaj lopatica je između tih dviju
pozicija. Za dizajn turbine, mogu se koristiti iskustva prikupljena u projektiranju turbina
hidroelektrana, vjetroturbina i zračnih tunela. Vertikalna os turbina čini se kao najpogodnije
rješenje, iako se može koristiti veći broj horizontalnih osi turbina postavljenim koncentrično
između kolektora i dimnjaka. [1]
7.1.5. Prednosti i nedostaci
Kako za svoj rad ne koristi nijednu vrstu fosilnih goriva, emisija CO2 je gotovo jednaka
nuli. Značajne količine ugljičnog dioksida (CO2) se ispuštaju jedino prilikom proizvodnje i
gradnje postrojenja (ugljični otisak). Nedostatak ovog tipa postrojenja je izuzetno velika
površina koju zauzimaju kolektori te se procjenjuje da bi za postrojenje od 200 MW bilo
potrebno 38 km2 kolektora. Kako površina staklenika ne bi bila potpuno izgubljeni prostor, može
se u staklenicima posaditi prikladno bilje ili se može iskoristi već prije uništeno i neupotrebljivo
tlo. Prednost ovog tipa postrojenja je što bi mogao električnom energijom napajati male i
zabačene regije zemalja u razvoju, uz minimalne troškove investicije i održavanja, te bi
omogućio zapošljavanje manjeg broja ljudi.
Ova vrsta postrojenja ima izuzetno malu učinkovitost. Predviđa se da kolektori od 38 km2
mogu dobiti tek 0,5 posto (oko 5 W/m2) od sveukupnog sunčevog zračenja koje padne na njih,
dok za primjer, postrojenja bazirana na koncentrirajućim solarnim elektranama ili fotonaponske
elektrane imaju iskoristivost od 5 do 40 %. [6]
76
7.1.6. Prošli i budući projekti
U Španjolskoj je 1982. godine napravljen prvi eksperimentalni solarni dimnjak (Slika
7.5.), koji je iako izrađen od jeftinih materijala te s predviđenim radnim vijekom od svega 3
godine, bilo u funkciji punih 8 godina. Cilj ovog eksperimentalnog postrojenja nije bio
prvenstveno proizvodnja energije nego utvrditi najbolje i najjeftinije materijale za izgradnju
ovakvog tipa postrojenja u zemljama trećeg svijeta. Također, rezultati dobiveni ovim
eksperimentom korišteni su prilikom razvoja ovog tipa postrojenja u budućim projektima.
Ovaj istraživački projekt je usmjeren na provjeru teorijskih pristupa i procjenu utjecaja
pojedinih komponenti na sposobnost proizvodnje električne energije i učinkovitost elektrane pod
realnim tehničkim i meteorološkim uvjetima.
7.5. Solarna uzgonska elektrana (solarni dimnjak) Španjolska 1982.
77
Za tu svrhu izgrađen je dimnjak visine 195 metara i promjera 10 metara okružen
kolektorima promjera 240 m. Dimnjak se sastoji od navodeće cijevi trapeznih limova debljine
1.25 mm. Cijev je poduprta prstenom 10 m iznad tla kojeg nosi osam tankih cjevastih stupova,
tako da topli zrak može teći neometano u dimnjak. Prijelaz između kolektora i dimnjaka riješen
je rastegnutom membranom od plastike presvučenom s tkaninom. Za kolektor su odabrane razne
vrste plastike i stakla kako bi se utvrdilo što je najbolje i na duži rok najisplativiji materijal.
Utvrđeno je da je staklo u stanju izdržati čak i veće oluje tijekom godina bez oštećenja te je
dokazano samočišćenje stakla povremenim prolom oblaka. Površina plastičnih kolektora je 40
000 m2, a staklenih kolektora 6 000 m2. Korištena vjetroturbina posjeduje četiri lopatice te je
nazivne snage 50 kW. [1]
Završetak izgradnje 1982. godine uslijedila je eksperimentalna faza, čija je svrha bila
pokazati operativni princip solarnog dimnjaka. Ciljevi ove faze projekta bili su dobivanje
podataka o učinkovitosti korištene tehnologije, prikaz potpuno automatskog operativnog rada
elektrane s visokim stupnjem pouzdanosti te snimanje i analiza operativnog ponašanja elektrane i
fizičke odnose na temelju dugoročnih mjerenja.
Slika. 7.6. prikazuje odabrane operativne podatke za tipičan dan iz solrnog dimnjaka u
Španjolskoj. Podaci jasno pokazuju da za elektranu bez toplinskog spremnika proizvodnja
električne energije tijekom dana usko korelira sa sunčevim zračenjem. Ipak, postoji određeni
uzgon koji se može iskoristiti za proizvodnju električne energije čak i tijekom nekih noćnih sati.
1987. godine elektrana je radila ukupno 3.197 sati, a to se odnosi na srednje dnevno operativno
vrijeme od 8,8 h. To je postignuto potpuno automatiziranim upravljanjem postrojenja koji
osigurava automatsko pokretanje postrojenja i sinkronizaciju s električnom mrežom nakon što
brzina protoka prekorači određenu vrijednost (obično 2,5 m/s). Unatoč pozitivnim rezultatima
poslovanja potvrđenim izračunatim podacima testirana elektrana u potpunosti je demontirana
nakon oluje 1989. zbog problema s vrtloženjima. [1]
78
Slika 7.6. Izlazna snaga i brzina protoka zraka u ovisnosti o ukupnom zračenju tijekom dana za
solarni dimnjak PS10 (mjerni podaci 8.6.1987.).
U mjestu Jinshawan, Kina, je uz investiciju od 208 milijuna američkih dolara 2010.
godine puštena u pogon 200 kW elektrana, čiji se kapacitet planira povećati na 27 MW, a čiji bi
kolektori pokrivali površinu od oko 2,8 km2. Kolektori će pridonijeti i poboljšanju lokalne klime,
prekrivajući pijesak i sprečavajući pješčane oluje.
Budućnost ovog tipa postrojenja zasad je vrlo nesigurna iako postoje neki planovi o
izgradnji u zemljama s velikim brojem sunčanih i toplih dana (Australija, Namibija). U
međuvremenu izgrađeni još poneki manji eksperimentalni objekti (Bocvana, Turska) manje
snage čiji rezultati nisu poznati široj znanstvenoj zajednici.
Prema zadnjim saznanjima, stručnjaci na Fakultetu elektrotehnike, strojarstva i
brodogradnje Sveučilišta u Splitu, su 2009. godine proveli numeričko modeliranje koje je
ukazalo na mogućnost daljnjih poboljšanja postojeće tehnologije. Osim ovog primjera, hrvatska
javnost do sada nije čula ni za jedan domaći pilot projekt ovog tipa elektrane.
79
7.2. Solarni bazen
Solarni bazeni su elektrane koje koriste princip raslojavanja vode kao osnovu kolektora.
Kao kolektor i spremnik topline koristi se bazen ispunjen smjesom vode i soli. Voda na dnu
solarnog bazena služi kao primarni toplinski spremnik iz kojeg se toplina izvlači za pogon.
Dublji slojevi vode i dno solarnog bazena služe kao apsorber za izravno i difuzno sunčevo
zračenje. Zbog raspodjele koncentracije soli koja se povećava prema dnu bazena, gubici topline
koji su uzrokovani isparavanjem, konvekcijom i zračenjem topline na površini, svedeni su na
minimum. Slika 7.7. prikazuje opću strukturu solarnog bazena za proizvodnju električne
energije.
Približna temperatura rasola je između 80 i 90 °C, a približna stagnacija temperature na
100 °C može se koristiti s dna bazena. Zahvaljujući pogodnom termodinamičkom ORC ciklusu
(Organic Rankine Cycles), toplina se može koristiti za proizvodnju električne energije. [1]
Slika 7.7. Shema solarnog bazena.
Snage solarnih bazena se kreću od nekoliko desetaka kilovata do nekoliko megavata
izgrađeni u Izraelu, SAD-u (Texas), Australija i Indija (za proces pružanja topline). Solarna
termalna učinkovitost od otprilike jedan posto je niska, sradnjeg raspona snage od 5-10 W/m2
80
ovisno o zračenju, udjelu soli i maksimalnoj temperaturi. Kratkoročno se može iskoristiti veći
toplinski kapacitet, međutim, u tom slučaju solarni bazen bi se brže ohladio.
7.2.1. Kolektor (bazen)
Kolektor može biti prirodno ili umjetno jezero, bara ili bazen koji se ponašaju kao ravni
kolektori zbog različitih koncentracija soli u vodenim slojevima. Gornji sloj vode s relativno
niskim udjelom soli često je prekriven s plastičnim poklopcima zbog spriječavanja valova koji
mješaju slojve vode te povećavaju gubitke topline konvekcijom. Gornja zona miješanja takvih
kolektora obično iznosi oko 0,5 m debljine. Susjedna prijelazna zona ima debljinu od 1 do 2 m, a
donja zona za pohranu topline je 1,5-5 m debljine. [1]
Ako se dublji sloj vode u bazenu grije na Suncu, topla voda se diže na površinu zbog
činjenice da topla voda ima manju gustoću od hladne vode. Dio topline vode na površini odlazi u
atmosferu, a dio se miješa što je razlog da u većini slučajeva, srednja temperatura vode približno
je jednaka sobnoj temperaturi. U solarnom bazenu prijenos topline u atmosferu spriječava se
otopljenom soli u dubljim slojevima. Dublji sloj vode je veće gustoće te iako zagrijan na dnu
bazena neće se uzdići do površine čak i ako je temperatura zagrijane vode blizu točke ključanja.
Koncentracija soli različitih slojeva mora se povećati s povećanjem dubine (Slika 7.8.). U
prvoj fazi, to je osigurano stabilnim raslojavanjem vode. Gornji, gotovo bez soli sloj djeluje kao
toplinski izolacijski poklopac koji spriječava gubitak topline toplinskog spremnika na dnu
bazena. [1]
Slika 7.8. Gustoća (lijevo) i temperaturni gradijent (desno) solarnog bazena.
81
Da bi se osiguralo stabilano raslojavanje solarnog bazena, s povećanjem dubine porast
temperature ne smije prelaziti povećanje gustoće (tj. soli). To je razlog zašto se svi relevantni
parametri moraju kontinuirano pratiti kako bi se moglo pravovremeno poduzeti odgovarajuće
mjere poput oduzimanja topline i opskrba soli. [1]
Da bi se postigla krajnja učinkovitost kolektora, velik dio sunčevog zračenja mora
dosegnuti zonu apsorpcije. To se može postići samo ako su gornji slojevi dovoljno propusni.
Tijekom rada solarnog bazena mora se redovito pratiti propusnost, udio soli i temperatura
vode. Pravovremenim mjerenjem parametara s površine vode do dna kako bi se odredila količina
topline koja se može iskoristiti iz bazena ili utvrditi mjere za održavanje odgovarajuće
koncentracije soli i kvalitete vode (sprečavanje zamućenosti zbog čestica, algi i bakterija). [1]
Difuzija osigurava kontinuirano izjednačavanje koncentracije soli u solarnom bazenu
koja je i pojačana valovima zbog vjetra u blizini površine, te je to razlog zašto sol treba izvlačiti
iz površinske vode i dodat je dubljim slojevima. Za ovu svrhu površinska voda isparava u
odvojenim ravnim bazenima (isparivačima) iz kojih se sol vadi i dodaje dubljim slojevima. [1]
7.2.2. Izmjenjivač topline
U osnovi, postoje dvije metode za izvlačenje topline iz solarnog bazena.
Radni medij termičkog motora zagrijava se protjecanjem kroz snop cijevi izmjenjivača topline
smještenih u toplinskom spremniku odnosno pri dnu solarnog bazena.
Vruća slanica može se pumpati iz sloja toplinskog spremnika putem ulaznog difuzora
koja u izmjenjivaču topline predaje toplinu radnom mediju termičkog motora. Ohlađena slanica
se vraća u područje veće dubine solarnog bazena posredstvom drugog difuzora. Ovakav tehnički
pristup omogućuje podešavanje položaja usisnog difuzora na dubinu s najvišom temperaturom te
su gubici topline na dnu bazena smanjeni jer se ohlađena voda reciklira u blizini dna bazena. [1]
Kvalitetno dimenzioniran izmjenjivač topline neophodan je za uspješan rad solarnog
bazena, pogotovo u vrijeme intenzivnog zračenja (u podne) kad se mora osigurati da toplina
82
može sigurno biti povučena iz bazena kako bi se spriječilo fazne promjene i napravilo nestabilno
raslojavanje vode. [1]
7.2.3. Termički motor
Za pretvaranje solarne toplinske energije u mehaničku, a potom u električnu energiju,
obično se primjenjuje organski rankineov proces. To je u osnovi parni ciklus koji koristi nisko
ključanje vode, uglavnom organski ciklus tekućine. Takv proces dopušta proizvodnju električne
energije na niskim temperaturnim razlikama. [1]
7.2.4. Izgrađeni solarni bazeni
Slika 7.9. prikazije solarni bazen izgrađen 1986. u El Pasu (Texas) je prvi solarni bazen
za proizvodnju električne energije, snage 70 kWel, s površinom od 3.350 m2 i dubine 3,2 metara.
Ribnjak koristi vodenu otopinu s natrijevim kloridom (NaCl). Dubina površinskog sloja iznosi
0,6 m, srednjeg sloja 1,4 m i donjeg apsorberskog sloja 1,2 m. Od tada, El Paso solarni bazen
uspješno je razvio niz tehnologija za rad i održavanje solarnih bazena.
Slika 7.9. Solarni bazen u El Pasu, Texas, SAD.
83
Najveći operativni solarni bazen za proizvodnju električne energije bio je Beit HaArava
bazen izgrađen u Izraelu te je radio do 1988, maksimalne električne snage 5 MW te prosječne
snage 570 kWel. Pokrivao je površinu od 250.000 m2.
Prvi solarni bazen u Indiji površine 6000 m2 izgrađen je u Bhuju. Projekt je pokrenut pod
programom Nacionalnog Solarnog Bazena od strane Ministarstva nekonvencionalnih izvora
energije 1987. i završen 1993. nakon duljeg napora. Solarni bazen uspješno je demonstrirao
ekspeditivnost tehnologije za dobavu 80.000 litara tople vode dnevno za elektranu. Solarni bazen
funkcionirao je bez napora do 2000. godine kada ga je oštetio potres, te više nije u funkciji.
84
8. EKONOMSKA PERSPEKTIVA I BUDUĆI RAZVOJ
8.1. Budući razvoj [7]
8.1.1. Postojeći scenariji
IEA publikacija „Energy Technology Perspektive 2008“ (ETP 2008) zaključuje da su
koncentrirajuća solarna postrojenja jedana od najisplativijih tehnologija koje će smanjiti emisiju
CO2. U „ETP BLUE“ scenariju, emisija CO2 nastala proizvodnjom globalne energije do 2050. su
smanjene na polovicu razine iz 2005., a koncentrirajuća solarna postrojenja proizvode 2 200
TWh godišnje do 2050 iz 630 GW lokalnih kapaciteta (izvoz nije uzet u obzir). Od solarnih
elektrana se očekuje da će pridonijeti s 5% godišnje svjetske proizvodnje električne energije u
2050, u ovom scenariju (Slika 8.1. plava linija).
U naprednom scenariju „CSP Global Outlook 2009“, „IEA SolarPACES Programme“,
„European Solar Thermal Electricity“ udruga i „Greenpeace“ procjenjuju globalni kapacitet
solarnih termoelektrana do 2050. na 1 500 GW. Prognoza „SolarPACES“ vidi veliki napredak, s
proizvedenom godišnjom energijom od 7800 TWh (Slika 8.1. zelena linija).
U studiji „Technology Roadmap CSP“ o obnovljivim izvorima energije potencijal
bliskoistočne i sjeverne Afrike, „German Aerospace Center“ procjenjuje da će do 2050. solarne
termoelektrane moći osigurati oko polovice proizvodnje električne energije te regije iz ukupnog
kapaciteta 390 GW (Slika 8.1. crvena linija).
Prema „Technology Roadmap CSP“ predviđa se brzo širenje kapaciteta koncentrirajućih
solarnih termoelektrana u zemljama ili regijama s visokim izravnim solarnim zračenjem (DNI), a
povećava svoju proizvodnju električne energije kako progresivno raste postotak ukupne
potrošnje prema prognozi u „IEA climatefriendly“ scenariju. U susjednim ali manje sunčanim
regijama očekuje se manji doprinos električne energije iz koncentrirajućih solarnih elektrana.
Solarne elektrane izgrađene prije 2020. uglavnom pokrivaju srednja i vršna opterećenja,
dok se prvi set istosmjernih visokonaponskih dalekovoda (HVDC) ne izgradi, te poveže neke
solarne termoelektrane u sunčaniijim područjima i velike potrošačke centre. Od 2020. do 2030.,
kako su troškovi smanjeni i učinkovitosti poboljšane, raspored solarnih termoelektrana ide prema
pokrivanju konstantnog opterećenja, čime se pojačava smanjenje emisije CO2. Nakon 2030., dok
85
se nastavlja razvoj solarnih termoelektrana, solarna goriva ulaze u globalnu upotrebu. Do 2050.,
solarne termoelektrane zauzimaju oko 11% globalne proizvodnje električne energije.
Slika 8.1. Rast proizvodnje energije iz solarnih termoelektrana prema četiri scenarija.
Prema nedavnom istraživanju PriceWaterHouse Cooper, Europa i Sjeverna Afrika
zajedno mogle bi do 2050. proizvesti svu svoju električnu energiju iz obnovljivih izvora, ako
njihove elektroenergetske mreže budu dovoljno povezane. Dok bi sjeverna Afrika koristila 25%
ukupne proizvodnje, sudjelovala bi s 40% ukupne proizvodnje energije, uglavnom iz vjetra i
solarne energije. Solarne termoelektrane činile bi okosnicu izvoznih kapaciteta sjeverne Afrike u
Europu.
8.1.2. Prijenos električne energije
Važnog način povećanja ostvarivog potencijala koncentrirajućih solarnih termoelektrana
je prijenos električne energije na velike udaljenosti. Velike zemlje poput Brazila, Kine, Indije,
Južne Afrike i SAD-a (Slika 8.2.) će se dogovoriti velike dalekovode za prijenos električne
energije proizveden solarnim termoelektranama. U drugim slučajevima, visokonaponski
dalekovodi će prelaziti granice, otvarajući izvozna tržišta zemalja s proizvodnjom energije iz
86
solarnih termoelektrana i povećanje energetske sigurnosti zemalja koje uvoze. Australija može
napajati Indoneziju, središnja Azija Rusiju, sjeverno Afričke zemlje i Turska snabdijevati
Europsku uniju, sjeverne i južne afričke zemlje napajati ekvatorijalnu Afriku, a Meksiko pružati
električnu energiju SAD-u.
Slika 8.2. Vizija mogućih HVDC dalekovoda povezujući jugozapad s ostatakom SAD-a.
Prijenos velikih količina električne energije iz pustinjskih područja u naseljena područja
je unaprijeđen, posebno od strane „DESERTEC Foundation“ (Slika 8.3.). Ova ideja je nadahnuta
dvjema inicijativama u Europi, „Mediterranean Solar Plan“ i „DESERTEC Industry Initiative“.
Prvo se razvila unutar okvira Barcelonskog procesa Unija za Mediteran koja ima za cilj donijeti
oko 20 GW obnovljivih izvora energije u zemlje Europske unije do 2020. iz raznih gospodarstva
u razvoju.
87
Slika 8.3. DESERTEC koncept primijenjen na EU-MENA regije.
Druga inicijativa je najavljena 2009., te poprima oblik društva s ograničenom
odgovornošću, s 12 dioničara (ABB, Abengoa Solar, DESERTEC Foundation, Deutsche Bank,
Schott Solar and Siemens itd.). „DESERTEC Industry Initiative“ ima za cilj uspostaviti okvir za
investicije u energiju sunca i vjetra za potrebe Bliskog Istoka, sjeverne Afrike i Europe.
Dugoročni cilj je zadovoljiti znatan dio energetskih potreba na Bliskom Istoku i sjevernoj Africi,
te dostići 15% Europske potražnje električne energije do 2050.
Izobilje sunca na Bliskom Istoku i sjevernoj Africi će dovesti do nižih troškova, te
kompenzirati očekivane dodatne troškove prijenosa i gubitaka električne energije. Nadalje,
trenutni poticaji u Španjolskoj ili Francuskoj za velike temeljne solarne termoelektrane u velikoj
mjeri će pokriti troškove proizvodnje električne energije u sjevernoj Africi koji se procjenjuju na
150 EUR/MWh na najsunčanijim mjestima, plus prijenos do juga Europe koji se procjenjuje od
15 EUR/MWh do 45 EUR/MWh.
88
8.1.3. Tehnološki putokaz koncentrirajućih solarnih termoelektrana
8.1.3.1. Implementacija do 2020.
Od 2010. do 2020., očekuje se ubrzana gradnja solarnih termoelektrana na globalnoj
razini zahvaljujući napretku tehnologijeije i korištenju poticaja u sunčanijim zemljama. Očekuje
se napredak satelitskih algoritama za procjenu potencijala globalnog solarnog zračenja koji nude
veću prostornu rezoluciju i bolje karate izravnog solarnog zračenja. Ove procjene su potvrđene
od strane mnogih kvalitetnih mjernih postaja. Takve stanice su instalirane u svim zemljama i
regijama s visokim interesom za solarne termoelektrane uključujući i one kojima nedostaje
odgovarajuća pokrivenost, poput Kine, Indije, Turske, Afrike, Bliskog Istoka i Latinske
Amerike.
Tehnologije koje koriste solarne termoelektrane su razne, od pomoćih napajanja na
fosilna goriva za uštedu goriva do elektrana koje koriste samo sunčevo zračenje u regijama s
mnogo sunčanih dana. Građene su neke samostalne (off-grid) i udaljene (remonte-grid) solarne
elektrane, ali velike mrežne (on-grid) solarne elektrane čine više od 90% ukupnog kapaciteta.
Toplinski spremnici se i dalje razvijaju, ali u većini slučajeva ostaju ograničeni za nužno
pokrivanje gotovo svih srednjih i vršnih opterećenja samo iz solarnih izvora. Solarne
termoelektrane još nisu u potpunosti konkurentane konvencionalnim termoelektrana na ugljen za
pokrivanje konstantnog opterećenja.
Pomoćni sustavi obično na prirodni plin koriste se u nekim slučajevima kako bi se
poboljšala učinkovitost pretvorbe solarne energije u električnu energiju. U drugim slučajevima,
koriste se samo za osiguravanje kapaciteta proizvodnje tijekom dana za pokrivanje naoblake, ali
i u večernjim satima ili noću.
Razvijeni su visokonaponski istosmjerni dalekovodi, te izgrađeni kako bi se proizvedena
električna energija prenosila iz udaljenih krajeva do potrošačkih centara. Neki dalekovodi
povezuju sjevernoafričke zemlje i Europu. Ostali visokonaponski istosmjerni dalekovodi
izgrađeni su u velikim zemljama poput Indije, SAD-a, Brazila, Kine kako bi mogli isporučivati
velike količine solarne električne energije.
89
Globalni instalirani kapacitet doseže 148 GW do 2020., s prosječnim faktorom
iskorištenja vršne snage 32% (2800 sati godišnje), čime se osigurava 414 TWh godišnje.
Primarna energija iz fosilnih goriva u pomoćnim ili hibridnim sustavima u solarnim
termoelektranama sudjeluje s 18% od gornjeg iznosa, odnosno solarni udio u proizvedenoj
električnoj energiji je 82% ili 340 TWh. To iznosi 1,3% globalne proizvodnje električne energije
očekivane u 2020. godini. Ograničavajući faktor za implementaciju tijekom tog razdoblja je
globalni kapacitet industrije, koji se mora brzo povećati s oko 1 GW godišnje u 2010. na više od
20 GW godišnje do 2020.
8.1.3.2. Implementacija do 2030.
Solarne termoelektrane će postati konkurentne konvencionalnim termoelektranama na
ugljen koje pokrivaju konstantno opterećenje, čime se ubrzava smanjenje emisije CO2 oko 2020.
Kako troškovi solarnog polja i spremnika topline padaju, zbog tehnologije viših temperatura
(540 °C i više). Mnoge novoizgrađene solarne elektrane će imati veća solarna polja i toplinske
spremnike za proizvodnju električne energije trajnog opterećenja za veći dio godine. Poticaji će
nestati u većini zemalja jer nisu više potrebni kako bi se podržala izgradnja solarnih
termoelektrana.
Investitori u solarne elektrane izgrađenim nakon 2010. će postupno doći do kraja
razdoblja povrata investicija i početi uživati u znatno višim koristima kako su troškovi solarne
električne energije proizlaze samo iz operativnog rada i održavanja sustava.
Nadalje se može očekivati proširenje visokonaponskih istosmjernih dalekovoda dugih do
3000 km. Postojeći dalekovodi će morati biti pojačani ili prošireni kakoo njihovi kapaciteti
postupno bivaju popunjebi. Europska ulaganja u lokalne solarne termoelektrane će nestati,
uzimajući u obzir dostupnost zemljišta, ali će nastaviti investirati solarne termoelektrane u
inozemstvu, posebno na južnoj obali Mediterana.
Globalni instalirani kapacitet doseže 337 GW, s prosječnim faktorom iskorištenja vršne
snage 39% (3 400 sati godišnje), čime se osigurava 1 140 TWh godišnje proizvedene električne
elergije. Solarni udio bit će 85%, ili 970 TWh, zahvaljujući poboljšanjima u toplinskim
90
spremnicima. To predstavlja oko 3,8% globalne proizvodnje električne energije do 2030. U
međuvremenu se grade prve demonstracijske solarne elektrane za proizvodnju solarnih goriva.
8.1.3.3. Implementacija nakon 2030.
Solarne termoelektrane nastavljaju ekspanziju te postaju potpuno konkurentane s
konvencionalnim termoelektranama na fosilna goriva. Uvoz solarne električne energije pomoći
će elektroenergetskim mrežama nositi veći udio varijabilnih izvora energije u mnogim regijama.
Međutim, ograničenje na uvoz energije je postavljen na 15% potrošnje zemalja uvoznica, kako
vlade preferiraju domaće obnovljive izvore energije. U međuvremenu, solarna goriva se
progresivno uvode u globalnu energetiku.
Do 2040., globalni instalirani kapacitet doseže 715 GW, s prosječnim faktorom
iskorištenja vršne snage 45% (3 900 sati godišnje), čime se osigurava 2 790 TWh godišnje.
Solarni udio je 85%, odnosno 2 370 TWh, što predstavlja 8,3% globalne proizvodnje električne
energije.
Do 2050., globalni instalirani kapacitet doseže 1 089 GW, s prosječnim faktorom
iskorištenja vršne snage 50% (4 380 sati godišnje), čime se osigurava 4 770 TWh godišnje,
odnosno 11,3% procijenjene globalne proizvodnje električne energije u scenariju „ETP 2008
BLUE“. Bioplin i solarna goriva postaju glavni izvor pomoćnih i hibridnih sustava u solarnim
termoelektranama. „Technology Roadmap CSP“ predviđa isti solarni udio od 85% ili 4 050 TWh
godišnje u 2050., što predstavlja 9,6% globalne proizvodnje električne energije.
Slika 8.4. prikazuje gdje će se solarna energija proizvoditi i trošiti do 2050., SAD će biti
najveća regija za proizvodnju solarne energije, nakon čega slijedi Afrika, Indija i Bliski Istok.
Afrika će biti daleko najveći izvoznik, a Europa najveći uvoznik.
91
Slika 8.4. Proizvodnja i potrošnja solarne električne energije 2050.
8.2. Ekonomska perspektiva
Solarne termoelektrane trenutno zahtijevaju veće kapitalne investicije nego drugi izvori
energije, ali nudi znatne dugoročne koristi zbog minimalnih troškova za gorivo pomoćnih ili
hibridnih sustava. Inicijalni investicijski troškovi stalno padaju kako solarne termoelektrane
bivaju sve veće, rastom konkurencije, masovnom proizvodnjom opreme, tehnološkim napretkom
i dobivanjem povjerenja financijske zajednice. U narednom vremenu, ekonomska perspektiva
koncentrirajućih solarnih termoelektrana će ostati povoljna za vršna i srednja opterećenja, nego u
slučaju konstantnog opterećenja zbog problematike skladištenja energije. Programi financiranja
se mogu značajno razlikovati, te imati snažne posljedice na cijenu proizvedene električne
energije i očekivanu stopu povrata ulaganja. U slučaju financiranja kreditom vrijeme potrebno za
gradnju velikih solarnih termoelektrana je dvije godine, te se odgađa vrijeme povrata kredita što
utječe na cijenu proizvedene energije. [7]
8.2.1. Investicijski troškovi
Za velike parabolične protočne termoelektrane, trenutni investicijski troškovi su oko 3,4
EUR/W do 6,8 EUR/W, ovisno o troškovima zemljišta, tehnologiji, iznosu i raspodjeli izravnog
solarnog zračenja, te cijeni spremnika topline i veličini solarnog polja. Solarne termoelektrane
92
bez spremnika topline koje su na mjestima s visokim izravnim solarnim zračenjem imaju niske
troškove ulaganja, a elektrane s velikim spremnicima koje su na mjestima s nižim izravnim
solarnim zračenjem (oko 2.000 kWh/m2/godišnje) imaju visoke troškove ulaganja. [7]
Investicijski troškovi po vatu se smanjuju s povećanjem izlazne snage, odnosno kada
solarna elektrana raste s 50 MW na 100 MW troškovi padaju za 12%, a s povećanjem na 200
MW padaju za 20%. Za više povezanih pogonskih blokova i priključaka na elektroenergetsku
mrežu očekuje se pad troškova za 20% do 25%, kako se instalirana snaga udvostručuje.
Investicijski troškovi će se vjerojatno smanjiti povećanjem konkurencije na tržištu, masovnom
proizvodnjom dijelova i većim iskustvom ulaganja financijske zajednice u projekte
koncentrirajućih solarnih termoelektrana. Investicijski troškovi paraboličnih protočnih
termoelektrana bi mogli pasti za 10% do 20%, uvođenjem izravnog generiranja pare koja
omogućuje više radne temperature i bolju učinkovitost. Ukupni investicijski troškovi imaju
potencijal biti smanjeni za 30% do 40% u sljedećem desetljeću. [7]
Investicijske troškove solarnih tornjeva je teže procijeniti, ali su općenito veći nego
paraboličnih protočnih termoelektrana. Međutim, povećanje učinkovitosti od 15% do 25% će
omogućiti 40% smanjenje ulaganja u solarnu energiju određenih dijelova elektrana, ili 20%
ukupnih investicijskih troškova. Nedavni trend prema velikom broju masovno proizvedenih
malih ravnih zrcala koja imaju manje opterećenja vjetra i praćenje putanje Sunca pomoću
kamera i računala, osigurava smanjenje troškova. Kako industrija solarnih toranjeva ubrzano
sazrijeva, investicijski troškovi mogli bi pasti za 40% do 75%. [7]
8.2.2. Troškovi pogona i održavanja
Troškovi pogona i održavanja koncentrirajućih solarnih termoelektrana uključuju pogon
postrojenja, troškove goriva u slučaju hibridizacije ili pomoćnog plamenika, napojne vode i vode
za hlađenje, i terenske troškove održavanja. Parabolična protočna termoelektrana snage 50 MW
zahtijeva oko 30-ak zaposlenika za pogon postrojenja i 10-ak za održavanje na terenu. Troškovi
pogona i održavanja su procijenjeni od 10 EUR/MWh do 25 EUR/MWh, uključujući i troškove
goriva za pomoćni plamenik. Kako elektrane postaju veće, troškovi pogona i održavanja će se
smanjiti. [7]
93
8.2.3. Proizvodni troškovi
Troškovi električne energije, koji se procjenjuju za parabolične protočne termoelektrane
na doživotni godišnji trošak po jedinici proizvedene električne energije, kreće se u rasponu od
163 EUR/MWh do 240 EUR/MWh. Stvarna cijena najviše ovisi o dostupnom solarnom
zračenju.1 Kada je u solarnu termoelektranu uključen toplinski spremnik, troškovi ulaganja se
povećavaju s veličinom solarnog polja, ali i povećava godišnje vrijeme proizvodnje energije
(npr. do 6 600 sati u Španjolskoj s 15 sati skladištenja), čime se trošak energije mijenja samo
marginalno. U svakom slučaju, glavna zasluga toplinskog spremnika nije smanjenje troškova
električne energije nego povećanje vremena godišnje proizvodnje električne energije, čime se
solarne elektrane natječu s konvencionalnim termoelektranama za pokrivanje konstantnog
opterećenja u ne tako dalekoj budućnosti. [7]
Tablica 8.1. Usporedba cijene proizvedene električne energije po vrsti obnovljivog izvora. [11]
IEA/NEA
2005a
EC
2008b
EPRI
2008c
Vjetroelektrane
(kopnene)
Faktor iskorištenja vršne snage 17-38% 23% 33%
EUR/MWh 41-127 79-116 74
Vjetroelektrane (na
moru)
Faktor iskorištenja vršne snage 40-45% 39% 33%
EUR/MWh 58-110 90-148 74
Hidroelektrane Faktor iskorištenja vršne snage 50% 50-57%
EUR/MWh 56-215 37-197
Solarne
fotonaponske
Faktor iskorištenja vršne snage 9-24% 11%
EUR/MWh 185-1665 552-934
Solarne
termoelektrane
Faktor iskorištenja vršne snage 9-24% 41% 34%
EUR/MWh 239 180-266 143
a cijena proizvedene energije u slučaju s 10% troška elektrane u kapitalu. b cijena proizvedene energije za
2007. godinu, za solarne, cijena proizvedene energije uključuje trošak plina koju elektrana potroši (385 TJ
god.). c cijena proizvedene energije je izračunata za 2015. godinu.
1 korištene su sljedeće pretpostavke: temeljni kapital, 30 god. vijeka elektrane, 10% diskontne stope. Donjem izbosu
odgovara izvrsni DNI i mali toplinski kapacitet, a gornjem iznosu odgovara veći kapacitet, ali niži DNI.
94
9. ZAKLJUČAK
U ovom diplomskom radu obrađena je problematika iskorištavanja sunčevog zračenja te
njezin princip pretvorbe u električnu energiju. Tehnloškim napretkom čovječanstva povečavaju
se i potrebe za električnom energijom koje iz dana u dan sve više rastu. Postajući sve svjesniji
utjecaja na okoliš kojeg ostavljamo radi korištenja fosilnih goriva za proizvodnju električne
energije sve više se pribjegava korištenju, tj. proizvodnji električne energije iz obnovljivih
izvora. Jedan od obnovljivih izvora električne energije su solarne termoelektrane. Naglasak je
stavljen na tehnologije i procese koji najviše obećavaju da će značajno pridonijeti pokrivanju
dijela potrošnje električne energije u svijetu. Solarne termoelektane se dijele na koncentrirajuće,
u koje spadaju parabolične protočne, solarni toranj i parabolični tanjur, te nekoncentrirajuće u
koje spadaju solarni dimnjak i solarni bazen. Prednost koncentrirajućih solarnih termoelektrana u
odnosu na nekoncentrirajuće je u koncentriranju solarnog zračenja kojim se postiže veća gustoća
toka energije čime se proizvodi para koju je lakše pretvoriti u električnu energiju. Trenutno
najzastupljenija tehnologija koncentrirajućih solarnih termoelektrana su parabolične protočne
termoelektrane u koje se uložilo najviše vremena i novca u njihov razvoj. Parabolične protočne
termoelektrane s paraboličnim kolektorom, iako skuplje, postižu veću koncentraciju zračenja a
time i veću učinkovitost od fresnelovih kolektora. Kod solarnih tornjeva najveći napredak je
postignut smanjivanjem površine heliostata te upotrebom kamera za praćenje Sunca čime su
smanjene investicije. Tehnologija paraboličnih tanjura postiže najveću koncentraciju solarnog
zračenja a time i najveću učinkovitost od svih vrsta solarnih termoelektrana ali nedostaci su
cijena i nedovoljno pouzdan rad stirlingovog motora. Solarni dimnjaci su trenutno ograničeni na
demonstracijske elektrane te se u bližoj budućnosti mogu očekivati prvi komercijalni solarni
dimnjaci. Solarni bazeni rade samo kao demonstracijske elektrane te ne vidim neki veći
napredak zbog vrlo niske temperature pri pretvorbi u električnu energiju. Iako su najzastupljenije
parabolične protočne termoelektrane, mišljenja sam kako će solarni tornjevi postati vodeća
tehnologija koncentrirajuće solarne energije zbog postizanja više radne temperature medija a
time i veće učinkovitosti pretvorbe solarnog zračenja u električnu energiju te mogućnosti
primjene izravnog generiranja pare. U svrhu osiguravanja kontinuiranog pogona solarnih
termoelektrana sve više se primjenjuju toplinski spremnici i pomoćni plamenici, čime je u
budućnosti osigurana njihova sve veća upotreba u pokrivanju konstantnog opterećenja EES-a.
Kako udvostručenjem snage opadaju investicijski troškovi za desetak posto, u budućnosti
očekujem drastično povećanje ukupne instalirane snage solarnih termoelektrana u svijetu.
95
LITERATURA
[1] M. Kaltschmitt, W. Streicher, A. Wiese, Renewable Energy, Springer, Berlin, 2007.
[2] http://www.eihp.hr/hrvatski/sunceva_energija2.htm#d
[3] http://www.eihp.hr/hrvatski/sunceva_energija7.htm#d
[4] http://www.solarnipaneli.org/2010/09/standardi-incidentnog-solarnog-zracenja/
[5] http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eu_cmsaf_opt/G_opt_HR.pdf
[6] http://www.zelenaenergija.org/hrvatska/clanak/solarne-uzgonske-elektrane/3477
[7] http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/csp_roadmap.pdf
[8] http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_tracker
[9] http://hr.wikipedia.org/wiki/Sun%C4%8Deva_termoelektrana_Andasol
[10] http://www.poduzetnistvo.org/news/solarne-elektrane-mogle-bi-opskrbljivati-strujom-
cijelu-europu
[11] http://www.debateco.fr/sites/default/files/2010%20IEA%2BOECD%20on%20Costs%20
Electricity%20.pdf
96
SAŽETAK
SOLARNE TERMOELEKTRANE
U radu je potrebno opisati vrste, principe rada i razvoj različitih tehnologija solarnih
termoelektrana. Navesti tehničke i ekonomske parametre, parametre energetske učinkovitosti te
cijenu proizvodnje električne energije, osobito velikih solarnih termoelektrana. Rad opisuje
utjecaj atmosfere na solarno zračenje, te navodi dostupnu količinu energije na zemljinoj površini.
Navedeni su parametri solarnih termoelektrana i utjecaj toplinskog spremnika na rad istih u
elektroenergetskom sustavu. Opisan je princip rada paraboličnih protočnih i fresnelovih
termoelektrana, njihove prednosti i nedostaci, te su navedene neke izgrađene elektrane. Opisane
su prednosti i nedostaci ravnih i membranskih heliostata, njihov raspored i način na koji prate
Sunce. Pojašnjen je princip rada solarnog tornja, te način apsorpcije solarnog zračenja. Naveden
je princip rada stirlingovog motora upotrijebljenog u paraboličnim tanjurima za pretvorbu
toplinske u električnu energiju. Također, je opisan princip rada solarnih dimnjaka i bazena,
baziranih na nekoncentrirajućoj tehnologiji. Naveden je budući razvoj i implementacija solarnih
termoelektrana, te ekonomska perspektiva i cijena proizvedene električne energije.
Ključne riječi: solarne termoelektrane, parabolični protočni kolektor, heliostat, solarni toranj,
solarni dimnjak, solarni bazen, cijena proizvedene električne energije.
97
ABSTRACT
SOLAR THERMAL POWER PLANTS
In this paper is necessary to describe types, principles of operation and the development of
various technologies of solar thermal power plants. Specify the technical and economic
parameters, parameters of energy efficiency and production cost of electricity, especially in large
solar thermal power plants. This paper describes the influence of the atmosphere on solar
radiation, and states the amount of energy available on the Earth's surface. The parameters of
solar thermal and heat storage effect on the work of the same in the power system are listed. The
working principle of parabolic trough and Fresnel power plants are described, their advantages
and disadvantages, and some of the constructed plants are listed. The advantages and
disadvantages of flat and membrane heliostats, their location and the way they track the sun are
described. Explained the principle of the solar tower, and the method of absorption of solar
radiation. Operation principles of stirlingˋs engine used in parabolic dishes for converting heat
into electricity are listed. Also paper describes the working principle of the solar chimney and
pond, based on non concentrated technology. Future development and implementation of solar
thermal power plants, economic perspective and the cost of produced electricity are specified.
Keywords: solar thermal power plants, parabolic trough collector, heliostat, solar tower, solar
chimney, solar pond, cost of generated electricity.
98
ŽIVOTOPIS
Čajkovac, Hrvoje, rođen 25. veljače 1986. u Vukovaru. Završio je osnovnu školu ”Bartol Kašić”
u Vinkovcima, nakon čega upisuje Tehničku školu ”Ruđer Bošković” u Vinkovcima, pohađao je
program elektrotehnike, zanimanje elektrotehničar. Zvanje Elektrotehničara stječe 2005. godine s
temom maturalnog rada „Biomasa“. Bio je učesnik Državnog natjecanja mladih tehničara u
Kraljevici 2005. godine, te osvojio prvo mjesto u raketnom modelarstvu. Po završetku srednje
škole, 2005. godine, upisuje preddiplomski studij elektrotehnike na Elektrotehničkom fakultetu u
Osijeku, smjer elektroenergetika, koji 2010. godine i završava s temom završnog rada
“Mogućnosti primjene programibilne logičke jedinice LOGO! u električnim pogonima”. Iste
godine upisuje diplomski studij elektrotehnike, smjer elektroenergetika.
Hrvoje Čajkovac