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No final dos anos 70 e início dos anos 80, sete usinas piloto de energia solar (SPPs) do chamado tipo torre com um nível de potência de 0,5 a 10 MW foram construídas em diferentes países do mundo. A maior usina de energia solar com capacidade de 10 MW (Solar One) foi construída na Califórnia. Todas essas usinas solares são construídas de acordo com o mesmo princípio: um campo de helióstatos-espelho colocado no nível do solo, rastreando o sol, reflete os raios solares em um receptor-receptor instalado no topo de uma torre bastante alta; O receptor é essencialmente uma caldeira solar, que produz vapor d'água de parâmetros médios, que é então enviado para uma turbina a vapor padrão.

Até o momento, nenhuma dessas SPPs está fora de operação, uma vez que os programas de pesquisa planejados para elas foram concluídos e sua operação como usinas comerciais revelou-se não lucrativa. Em 1992, a Edison Company of Southern California fundou um consórcio de empresas industriais e de energia que, juntamente com o Departamento de Energia dos EUA, estão financiando o projeto da torre Solar Two por meio da reconstrução da Solar One. A capacidade do Solar Two de acordo com o projeto deve ser de 10 MW, ou seja. permanecem os mesmos de antes. A ideia principal da reconstrução proposta é substituir o receptor existente com produção direta de vapor d'água por um receptor com um transportador de calor intermediário (sais de nitrato). O esquema SPP incluirá um tanque de armazenamento de nitrato em vez do acumulador de cascalho usado no Solar One com óleo de alta temperatura como refrigerante. A entrada em operação da usina solar reconstruída foi planejada para 1996. Os desenvolvedores a consideram um protótipo, que permitirá criar uma usina solar com capacidade de 100 MW na próxima etapa. Supõe-se que, com tal escala, este tipo de SPP será competitivo com usinas termelétricas a combustíveis fósseis.

O segundo projeto - a torre PHOEBUS SPP está sendo implementado por um consórcio alemão. O projeto consiste na criação de uma usina solar híbrida (solar-combustível) de demonstração com capacidade de 30 MW com um receptor volumétrico, no qual o ar atmosférico será aquecido e enviado para uma caldeira a vapor, que produz vapor d'água operando na Ciclo de Rankine. No caminho do ar do receptor para a caldeira, é fornecido um queimador para queima de gás natural, cuja quantidade é regulada para manter uma determinada potência durante o dia. Os cálculos mostram que, por exemplo, para um rendimento anual de radiação solar de 6,5 GJ/m2 (próximo do que é típico para algumas regiões do sul da Rússia), este SPP, que tem uma superfície heliostática total de 160 m2, receberá 290,2 GW. h/ano de energia solar, sendo que a quantidade de energia introduzida com combustível será de 176,0 GW. h/ano. Ao mesmo tempo, a SPE gerará 87.9 GWh de eletricidade por ano com uma eficiência média anual de 18,8%. Com esses indicadores, espera-se que o custo da eletricidade gerada por usinas solares esteja no nível de usinas termelétricas movidas a combustíveis fósseis.

Desde meados da década de 80, no sul da Califórnia, a LUZ criou e colocou em operação comercial nove usinas solares com concentradores parabólicos (PCC) com capacidades unitárias, que passaram da primeira SPP para as seguintes de 13,8 para 80 MW. A capacidade total dessas usinas de energia solar atingiu 350 MW. Nesses SESs, foram utilizados PCCs com abertura, que aumentou na transição do primeiro SES para os subsequentes. Seguindo o sol ao longo de um eixo, os concentradores concentram a radiação solar em receptores tubulares fechados em tubos evacuados. Dentro do receptor, flui um transportador de calor líquido de alta temperatura, que aquece até 380°C e então libera calor para o vapor de água no gerador de vapor. O esquema dessas SPPs também prevê a combustão de algum gás natural no gerador de vapor para produzir eletricidade de pico adicional, bem como para compensar a redução da insolação.

Essas SES foram criadas e operadas em uma época em que havia leis de proteção nos Estados Unidos que permitiam que a SES operasse sem perdas. A expiração dessas leis no final dos anos 80 levou à falência da empresa LUZ, interrompendo a construção de novas SPEs desse tipo.

A KJC (Kramcr Junction Company), que operava cinco das SPPs construídas (de 3 para 7), assumiu a tarefa de aumentar a eficiência dessas SPPs, reduzindo seus custos operacionais e tornando-as economicamente atrativas nas novas condições. Este programa está sendo implementado com sucesso.

Nos países em desenvolvimento, estamos falando do uso de instalações relativamente pequenas para alimentar casas individuais em aldeias remotas para equipar centros culturais, onde, graças aos fotomultiplicadores, você pode usar TVs, etc. Nessas aplicações, não é o custo da eletricidade que vem à tona, mas o efeito social. Os programas de implementação de PMT em países em desenvolvimento são ativamente apoiados por organizações internacionais, o Banco Mundial participa de seu financiamento com base na "Iniciativa Solar" apresentada por ele. Por exemplo, no Quênia, nos últimos 5 anos, 20 casas rurais foram eletrificadas com a ajuda da PMT. Um grande programa para a introdução de PMT está sendo implementado na Índia, onde em 000 - 1986. Foram gastos 1992 milhões de rúpias na instalação de PMTs em áreas rurais.

Nos países industrializados, a introdução ativa de PMT se deve a vários fatores. Em primeiro lugar, os PMTs são considerados fontes ecologicamente corretas que podem reduzir os efeitos nocivos ao meio ambiente. Em segundo lugar, o uso de PMTs em residências particulares aumenta a autonomia energética e protege o proprietário em caso de possíveis interrupções no fornecimento de energia centralizado.

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