Design ottimizzato e caratterizzazione off-design di un sistema PTES di piccola taglia

UNIVERSITÀ DI PISA

SCUOLA DI INGEGNERIA

CORSO DI LAUREA MAGISTRALE IN INGEGNERIA ENERGETICA

Design ottimizzato e caratterizzazione

off-design

di un sistema PTES di piccola taglia

Relatori Candidato

Prof. Marco Antonelli Domenico Magliaro

Dott. Andrea Baccioli Dott. Guido Francesco Frate

INDICE

1 IL CONTESTO ENERGETICO ATTUALE ... 1

2 L’ACCUMULO DI ENERGIA ... 3

2.1 I compiti del sistema di accumulo ... 3

2.1.1 Servizi di potenza ... 5

2.1.2 Servizi di energia ... 6

2.1.3 L’integrazione con le Renewable Energy Sources (RES) ... 6

2.2 Classificazione dei sistemi di accumulo ... 7

2.3 Parametri caratteristici per un sistema di accumulo ... 8

2.4 Descrizione dei principali sistemi di accumulo ... 12

2.4.1 Pumped hydroelectric storage (PHS) ... 12

2.4.2 Compressed air energy storage (CAES) ... 13

2.4.3 Condensatori e supercondensatori ... 14

2.4.4 Flywheel Energy Storage (FES) ... 15

2.4.5 Superconducting Magnetic Energy Storage (SMES) ... 16

2.4.6 Batterie ... 17

2.4.7 Flow Batteries ... 18

2.4.8 Hydrogen Energy Storage (HES) ... 19

2.4.9 Gravity energy storage (GES) ... 20

2.4.10 Liquid Air Energy Storage (LAES) ... 21

3 IL SISTEMA PTES ... 23

3.1 Stato dell'arte ... 23

3.2 Sistema PTES con thermal integration ... 30

4 ANALISI DEL SISTEMA ... 35

4.1 Pompa di calore ... 35 4.1.1 Compressore ... 37 4.1.2 Valvola di laminazione ... 42 4.2 Ciclo ORC ... 43 4.2.1 Espansore ... 45 4.3 Scambiatori di calore ... 48 4.4 I fluidi operativi ... 49

4.4.1 Classificazione dei fluidi ... 49

4.4.2 Parametri di valutazione per i refrigeranti ... 52

4.5 Il serbatoio di accumulo ... 59

4.6 Cascami termici e fonti a bassa temperatura ... 65

5 SVILUPPO DEL MODELLO ... 69

5.1 Considerazioni introduttive ... 69

5.1.1 Sorgente termica ... 69

5.1.2 Storage ... 69

5.1.3 Fluidi operativi ... 70

5.2 Design preliminare del sistema ... 72

5.2.1 Parametri di valutazione del sistema ... 72

5.2.2 Modello in MATLAB ... 77

5.2.3 Modello in Aspen HYSYS ... 91

5.2.4 Collegamento fra ambiente MATLAB e ambiente HYSYS ... 93

5.3 Modello del sistema per lo studio in off-design ... 95

5.3.1 Valutazioni preliminari ... 95

5.3.2 Modello in Aspen HYSYS ... 97

5.3.3 Funzionamento dell’ORC ... 110

5.3.4 Funzionamento della pompa di calore ... 114

5.3.5 Funzionamento del sistema complessivo ... 117

6 CONCLUSIONI ... 119

INDICE DELLE FIGURE

Figura 1. Andamento negli anni del consumo mondiale di energia primaria. [1] ____________________ 1 Figura 2. Installazioni in MW di impianti basati su fonti rinnovabili in Italia dal 2006 al 2016. [3] ______ 2 Figura 3. Schematizzazione di un Electrical Energy Storage: l’energia elettrica viene trasformata,

attraverso un Energy Conversion Module (ECM), in un’altra forma di energia stoccata attraverso un Energy Storage Medium (ESM), e riconvertita impiegando un ECM. [4] ___________________________ 3 Figura 4. Andamento, durante la giornata, della produzione da fotovoltaico e della richiesta da parte dell’utenza. ___________________________________________________________________________ 4 Figura 5. Applicazione dei sistemi di accumulo all'interno del sistema elettrico. [6] __________________ 5 Figura 6. Time-shift della produzione da solare dal giorno alla notte. _____________________________ 7 Figura 7. Classificazione dei sistemi di accumulo secondo Aneke e Wang. [7] ______________________ 8 Figura 8. Parametri di prestazione relativi ai principali sistemi di accumulo. [6] ___________________ 10 Figura 9. Parametri di prestazione relativi ai principali sistemi di accumulo. [6] ___________________ 11 Figura 10. Differenti sistemi di accumulo individuati in base a taglia e tempo di scarica. [8] _________ 11 Figura 11. Schematizzazione di un sistema PHS. [9] __________________________________________ 12 Figura 12. Schematizzazione di un sistema CAES. [9] _________________________________________ 13 Figura 13. Schematizzazione di un supercondensatore. [9] ____________________________________ 14 Figura 14. Schematizzazione di un sistema Flywheel. [9] ______________________________________ 15 Figura 15. Schematizzazione di un sistema SMES. [9] ________________________________________ 16 Figura 16. Schematizzazione di una Vanadium Redox Battery (VRB). [9] _________________________ 18 Figura 17. Schematizzazione di un sistema HES. [9] __________________________________________ 19 Figura 18. Caratteristiche delle varie tipologie di fuel cells. ____________________________________ 20 Figura 19. Schematizzazione del GPM. ____________________________________________________ 20 Figura 20. Vagone utilizzato nel sistema ARES. _____________________________________________ 21 Figura 21. Schematizzazione di un sistema LAES. [12] ________________________________________ 22 Figura 22. Schema dell'impianto proposto da Desrues et al. [12] _______________________________ 23 Figura 23. Schema dell'impianto proposto da Howes. [12] ____________________________________ 24 Figura 24. Schema dell'impianto proposto da White. [12] _____________________________________ 25 Figura 25. Schema dell'impianto proposto da McTigue et al. [12] _______________________________ 25 Figura 26. Schema dell'impianto proposto da Benato. [12] ____________________________________ 26 Figura 27. Schema dell'impianto proposto da Vandersickel et al. [12] ___________________________ 27 Figura 28. Schema dell'impianto proposto da Morandin et al.: (a) fase di carica, (b) fase di scarica. [12] 28 Figura 29. Schema dell'impianto proposto da Steinmann. [12] _________________________________ 28 Figura 30. Schema del sistema proposto da Dumont. [24] _____________________________________ 29 Figura 31. Principio di funzionamento del sistema proposto da Frate et al. [25] ___________________ 30 Figura 32. Risultati ottenuti per fluidi a basso impatto ambientale. Nel grafico a) è fissata la temperatura

della sorgente 𝑇𝑠a 100°C e si riporta l’andamento dell’efficienza di round-trip al variare della

temperatura dello storage 𝑇𝑠𝑡. Nel grafico b) si riporta l’andamento dell’efficienza di round-trip al variare della temperatura della sorgente 𝑇𝑠, considerando quella dello storage pari a 𝑇𝑠𝑡 = 𝑇𝑠 +

∆𝑇𝑜𝑝ℎ𝑝, dove ∆𝑇𝑜𝑝ℎ𝑝 = 𝑇𝑠𝑡 − 𝑇𝑠 = 10𝐾 è la minima differenza possibile fra le temperature operative

della pompa di calore. [25] _____________________________________________________________ 31 Figura 33. Mappa del round-trip in funzione di temperatura massima e minima della sorgente termica. Si nota che è solo quest’ultima ad influenzare il valore del round-trip. [26] _________________________ 32 Figura 34. Rappresentazione dei cicli termodinamici di riferimento sul diagramma T-s per il fluido R1233zd(e). Si riporta il caso di sorgenti a temperatura costante (a) e quello di termostati ideali (b). [26] ___________________________________________________________________________________ 33

Figura 35. Mappa del lavoro speso dal compressore della pompa di calore in funzione di temperatura massima e minima della sorgente termica. [26] _____________________________________________ 33 Figura 36. Schema di un impianto HP._____________________________________________________ 35 Figura 37. Rappresentazione sul diagramma T-s del ciclo di Carnot inverso e del ciclo reale. _________ 37 Figura 38. Classificazione dei compressori. [28] _____________________________________________ 38 Figura 39. Rappresentazione di un compressore a vite. _______________________________________ 39 Figura 40. Principio di funzionamento di un compressore a vite. ________________________________ 39 Figura 41. Andamento tipico delle curve caratteristiche di un compressore a vite. _________________ 40 Figura 42. Principio di funzionamento di un compressore scroll. ________________________________ 41 Figura 43. Rappresentazione del funzionamento di un compressore a palette. ____________________ 41 Figura 44. Compressore scroll ermetico Copeland. ___________________________________________ 42 Figura 45. Schema di un impianto ORC. ___________________________________________________ 43 Figura 46. Ciclo di Carnot e schema dell’impianto di cui costituisce riferimento ideale. [27] __________ 44 Figura 47. Rappresentazione sul diagramma T-s delle diverse configurazioni: a)Ciclo subcritico, b)Ciclo con "wet expansion", c)Ciclo supercritico __________________________________________________ 45 Figura 48. Sequenza delle fasi di un espansore Wankel. ______________________________________ 47 Figura 49. Funzionamento dell'espansore Wankel sul diagramma p-v.___________________________ 47 Figura 50. Mappe dell’espansore Wankel: al variare del rapporto di pressione e della velocità di rotazione di riporta a destra la portata volumetrica di fluido elaborata e a sinistra il rendimento isoentropico. __ 48 Figura 51. Schematizzazione di uno scambiatore a piastre (Alfa Laval). __________________________ 48 Figura 52. Rappresentazione sul diagramma T-s delle curve limite dell’acqua e di diversi fluidi organici; è evidente il fatto che i fluidi organici presentino una campana “più stretta” rispetto all’acqua. _______ 49 Figura 53. Diagramma delle fasi, in cui si vede la curva di ebollizione e la curva di rugiada, relativo ad una miscela zeotropica. ________________________________________________________________ 51 Figura 54. Diagramma delle fasi relativo ad una miscela azeotropica, con azeotropo di massima. ____ 51 Figura 55. Diagramma p-h relativo ad un ciclo che impiega una miscela azeotropica, a sinistra, e ad un ciclo che impiega una miscela zeotropica, a destra. __________________________________________ 52 Figura 56. Classificazione della sicurezza dei refrigeranti nella Standard ASHRAE 34 [32]. ___________ 53 Figura 57. Varie generazioni di refrigeranti utilizzate nel tempo in base alle normative vigenti. [33] ___ 54 Figura 58. Raggiungendo, all’interno di un ciclo ORC che impiega un dry fluid, temperature di

evaporazione prossime a quella critica, si può verificare l’ingresso all’interno della campana all’inizio della fase di espansione. [34] ____________________________________________________________ 54 Figura 59. Effetto di un diverso calore latente di vaporizzazione sulle irreversibilità durante lo scambio termico in un ciclo ORC. ________________________________________________________________ 56 Figura 60. Rappresentazione sul diagramma T-s della curva limite per le diverse tipologie di fluido. ___ 57 Figura 61. Rendimento di un sistema ORC al variare della temperatura di ingresso in turbina per il fluido secco R113 considerando la temperatura di ingresso nell’evaporatore pari a 293K. Ciascuna curva corrisponde ad un diverso valore della pressione di ingresso in turbina. [38] ______________________ 58 Figura 62. Schema di un impianto ORC con rigenerazione. ____________________________________ 58 Figura 63. Schema di un serbatoio di accumulo per impianto solare termico domestico. ____________ 60 Figura 64. Confronto fra diversi mezzi per l’accumulo termico. [39] _____________________________ 61 Figura 65. Rappresentazione di un serbatoio completamente interrato e di un serbatoio parzialmente interrato.____________________________________________________________________________ 62 Figura 66. Andamento della densità in funzione della temperatura per l'acqua. ___________________ 63 Figura 67. Rappresentazioni delle possibili situazioni per un fluido posto fra due piastre mantenute a diverse temperature: (a)situazione instabile, (b)situazione stabile. [41] __________________________ 63

Figura 68. Mantenimento della stratificazione termica in un serbatoio durante la sua scarica: l’acqua calda viene prelevata dall’alto mentre viene immessa acqua fredda da basso. [42] ________________ 63 Figura 69. Soluzione con due serbatoi di accumulo per garantire la separazione fra fluido caldo e fluido freddo. [43] __________________________________________________________________________ 64 Figura 70. Ripartizione della potenza installata di impianti ORC in base alla low-grade source. [45] ___ 65 Figura 71. Bilancio termico a pieno carico di un motore diesel sovralimentato a quattro tempi medio-veloce. [46] __________________________________________________________________________ 66 Figura 72. Schematizzazione dei flussi di recupero termico da un motore a combustione interna. _____ 67 Figura 73. Schema di una microturbina a gas. [47] __________________________________________ 67 Figura 74. Schema del sistema PTES proposto. ______________________________________________ 77 Figura 75. Andamento dell’efficienza di round-trip del sistema al variare della minima temperatura della sorgente per diversi fluidi operativi, per una fissata potenza termica in ingresso all’evaporatore della

pompa di calore pari a 50kW e un volume dello storage pari a 5m3_{. ____________________________ 81}

Figura 76. Andamento dell’efficienza di round-trip del sistema al variare della potenza termica in ingresso all’evaporatore della pompa di calore per diversi fluidi operativi, per una fissata minima

temperatura della sorgente pari a 70°C e un volume dello storage pari a 5m3_{. ____________________ 82}

Figura 77. Curva di saturazione relativa al fluido R1233zd(E). __________________________________ 82 Figura 78. Andamento dei profili di temperatura, all’interno del condensatore della pompa di calore, del fluido refrigerante e del fluido di accumulo nel caso di elevato salto termico compiuto da quest’ultimo. Tale situazione si presenta quando il volume del serbatoio di accumulo è ridotto mentre l’energia termica introdotta all’evaporatore è elevata. _____________________________________________________ 84 Figura 79. Andamento dei profili di temperatura, all’interno del condensatore della pompa di calore, del fluido refrigerante e del fluido di accumulo nel caso di un contenuto salto termico compiuto da

quest’ultimo. Tale situazione si presenta quando il volume del serbatoio di accumulo è sufficiente a permettere buone prestazioni della pompa di calore nonostante l’energia termica introdotta

all’evaporatore sia elevata. _____________________________________________________________ 84 Figura 80. Andamento dei profili di temperatura, all’interno dell’evaporatore del sistema ORC, del fluido refrigerante e del fluido di accumulo nel caso di un contenuto salto termico compiuto da quest’ultimo. 85 Figura 81. Andamento dell'efficienza di round trip, in condizioni di design, al variare del volume massimo imposto come vincolo del serbatoio di accumulo per una fissata temperatura minima della sorgente pari a 70°C.______________________________________________________________________________ 85 Figura 82. Andamento dell’efficienza di round trip, in condizioni di design, al variare della temperatura minima imposta come vincolo alla temperatura della sorgente di recupero termico per un fissato volume

dello storage pari a 5m3_{. _______________________________________________________________ 86}

Figura 83. Potenza assorbita dal compressore durante la carica e potenza estratta dall’espansore durante la scarica, in condizioni di design, al variare dalla potenza termica assorbita dall’evaporatore della pompa di calore considerando una temperatura minima della sorgente pari a 70°C e un volume

dello storage pari a 5m3_{. Per completezza, oltre alla potenza dell’espansore, viene riportata anche la}

potenza netta prodotta dall’ORC. ________________________________________________________ 87 Figura 84. Modello della pompa di calore realizzato in HYSYS. _________________________________ 92 Figura 85. Modello del ciclo ORC realizzato in HYSYS. ________________________________________ 92 Figura 86. Rappresentazione sul diagramma T-s dei cicli termodinamici relativi alla configurazione con una potenza termica introdotta all’evaporatore della pompa di calore pari a 50kW e una temperatura minima della sorgente pari a 50°C. _______________________________________________________ 94 Figura 87. Rappresentazione sul diagramma T-s dei cicli termodinamici relativi alla configurazione con una potenza termica introdotta all’evaporatore della pompa di calore pari a 50kW e una temperatura minima della sorgente pari a 60°C. _______________________________________________________ 94

Figura 88. Rappresentazione sul diagramma T-s dei cicli termodinamici relativi alla configurazione con una potenza termica introdotta all’evaporatore della pompa di calore pari a 50kW e una temperatura minima della sorgente pari a 70°C. _______________________________________________________ 95 Figura 89. Andamento della portata massica prelevata dal serbatoio in funzione del tempo di scarica. 96 Figura 90. Variazione della pressione di condensazione della pompa di calore al variare del tempo di scarica dell’ORC: aumentando il tempo di scarica si abbassa la temperatura alla quale il fluido

termovettore viene introdotto nel serbatoio caldo. __________________________________________ 97 Figura 91. Variazione della pressione di evaporazione dell’ORC al variare del tempo di scarica:

aumentando il tempo di scarica si abbassa la temperatura alla quale il fluido termovettore viene introdotto nel serbatoio freddo. _________________________________________________________ 97 Figura 92. Setting Plan dell’evaporatore della pompa di calore. ________________________________ 98 Figura 93. Setting Plan del condensatore della pompa di calore. _______________________________ 99 Figura 94. Setting Plan dell’evaporatore del sistema ORC. ____________________________________ 99 Figura 95. Schema di uno scambiatore del tipo X-crossflow. __________________________________ 100 Figura 96. Tube layout dello scambiatore cross-flow usato come condensatore ad aria del sistema ORC. I tubi in sono rappresentati da una croce o da una circonferenza per le estremità. _________________ 100 Figura 97. Andamento della prevalenza in funzione della portata volumetrica di fluido elaborata al variare della velocità di rotazione del compressore. _________________________________________ 101 Figura 98. Andamento rendimento isoentropico in funzione della portata volumetrica di fluido elaborata al variare della velocità di rotazione del compressore. _______________________________________ 101 Figura 99. Andamento della potenza erogata in funzione della portata massica di fluido elaborata al variare della velocità di rotazione dell’espansore. __________________________________________ 102 Figura 100. Andamento del rendimento isoentropico in funzione della portata massica di fluido elaborata al variare della velocità di rotazione dell’espansore. ________________________________________ 102 Figura 101. Andamento della prevalenza in funzione della portata volumetrica di fluido elaborata al variare della velocità di rotazione della pompa. ____________________________________________ 103 Figura 102. Andamento del rendimento isoentropico in funzione della portata volumetrica di fluido elaborata al variare della velocità di rotazione della pompa. _________________________________ 103 Figura 103. Rappresentazione del ciclo termodinamico dell'ORC sul piano T-s. ___________________ 106 Figura 104. Rappresentazione del ciclo termodinamico della pompa di calore sul piano T-s. ________ 106 Figura 105. Rappresentazione del ciclo termodinamico della pompa di calore sul piano p-h. ________ 107 Figura 106. Andamento della temperatura del serbatoio freddo in funzione del tempo di scarica, per diversi valori della temperatura del serbatoio caldo. ________________________________________ 108 Figura 107. Andamento della potenza termica prelevata dall’accumulo in funzione del tempo di scarica, per diversi valori della temperatura del serbatoio caldo. _____________________________________ 109 Figura 108. Andamento della potenza erogata dall’espansore in funzione del tempo di scarica, per diversi valori della temperatura del serbatoio caldo. ______________________________________________ 110 Figura 109. Andamento della potenza assorbita dal sistema di ventilazione in funzione del tempo di scarica, per diversi valori della temperatura del serbatoio caldo. ______________________________ 111 Figura 110. Andamento della potenza assorbita dalla pompa in funzione del tempo di scarica, per diversi valori della temperatura del serbatoio caldo. ______________________________________________ 111 Figura 111. Andamento della potenza netta estraibile in funzione del tempo di scarica e della

temperatura del serbatoio caldo. _______________________________________________________ 112 Figura 112. Andamento della potenza netta estraibile in funzione della temperatura del serbatoio freddo e della temperatura del serbatoio caldo. _________________________________________________ 113 Figura 113. Andamento del rendimento del sistema ORC in funzione del tempo di scarica e della

Figura 114. Andamento del rendimento del sistema ORC in funzione della temperatura del serbatoio freddo e della temperatura del serbatoio caldo. ___________________________________________ 114 Figura 115. Andamento del COP della pompa di calore in funzione della temperatura del serbatoio freddo e della temperatura del serbatoio caldo. _________________________________________________ 115 Figura 116. Andamento del COP della pompa di calore in funzione della potenza elettrica richiesta dall’utenza durante la precedente fase di scarica e della temperatura del serbatoio caldo. _________ 116 Figura 117. Andamento del tempo necessario alla fase di carica in funzione della temperatura del serbatoio freddo e della temperatura del serbatoio caldo. ___________________________________ 116 Figura 118. Andamento del rendimento di round-trip in funzione della temperatura del serbatoio caldo e del tempo di scarica. _________________________________________________________________ 117 Figura 119. Andamento del rendimento di round-trip in funzione della temperatura del serbatoio caldo e del tempo di scarica. _________________________________________________________________ 118

Tabella 1. Selezione iniziale dei fluidi, con relative temperatura critica e temperatura di saturazione a 40°C calcolate mediante Coolprop. _______________________________________________________ 71 Tabella 2. Caratteristiche del fluido R1233zd(e). ____________________________________________ 83 Tabella 3. Valori delle variabili relative alla configurazione con una potenza termica introdotta

all’evaporatore della pompa di calore pari a 50kW e una temperatura minima della sorgente pari a 50°C. ___________________________________________________________________________________ 88 Tabella 4. Valori delle variabili relative alla configurazione con una potenza termica introdotta

all’evaporatore della pompa di calore pari a 50kW e una temperatura minima della sorgente pari a 60°C. ___________________________________________________________________________________ 89 Tabella 5. Valori delle variabili relative alla configurazione con una potenza termica introdotta

all’evaporatore della pompa di calore pari a 50kW e una temperatura minima della sorgente pari a 70°C ___________________________________________________________________________________ 90 Tabella 6. Condizioni operative nominali per il ciclo ORC. ____________________________________ 104 Tabella 7. Condizioni operative nominali per la pompa di calore. ______________________________ 105

Abstract

Nello scenario energetico attuale si pone la necessità di soluzioni per l’accumulo, da implementare nel sistema elettrico, sempre più provato dalla larga penetrazione delle fonti rinnovabili intermittenti, o, in contesti di “povertà energetica”, per permettere l’elettrificazione di zone rurali del pianeta. Da un lato, si necessita di servizi di potenza e di energia nell’obiettivo di realizzare smart-grids, in cui sia possibile sopperire allo squilibrio fra domanda e produzione di energia elettrica. Dall’altro, si cerca la possibilità di rendere autonome zone scollegate dalla rete, installando in loco sistemi di generazione, possibilmente basati su fonti rinnovabili. Tra le sfide da fronteggiare, oltre alle difficoltà tecniche, ci sono i costi e l’impatto ambientale.

L’obiettivo di questo lavoro è quello di modellare un sistema Pumped Thermal Energy

Storage di piccola taglia, per valutarne in futuro la fattibilità e, quindi, la possibilità di

realizzazione. La configurazione proposta prevede una pompa di calore adibita alla fase di carica, due serbatoi di accumulo, uno ad alta temperatura e uno a bassa temperatura, un impianto a ciclo ORC per la fase di scarica. La particolarità del sistema in esame è quella di integrare, attraverso l’evaporatore della pompa di calore, una sorgente termica di calore di scarto, in modo da incrementare le prestazioni del sistema stesso.

Dopo aver condotto una rassegna della letteratura sull’argomento, si è passati all’analisi del sistema. È stato impostato e risolto in MATLAB un problema di ottimizzazione vincolata, per trovare le condizioni di design ottimale per diverse possibili condizioni di temperatura e potenza recuperabile dalla sorgente termica, per differenti fluidi operativi utilizzabili, stimando un limite massimo accettabile per l’accumulo. Sebbene il problema sia stato definito tenendo conto di alcune condizioni realistiche, esso è soggetto ad alcune ipotesi ideali, quali l’assenza di perdite di carico,utili solo per un design preliminare. Per realizzare un modello quanto più prossimo alle effettive condizioni di funzionamento riscontrabili nella pratica, è stato utilizzato il software Aspen HYSYS. Il sistema è stato, quindi, interamente dimensionato, introducendo le geometrie negli scambiatori di calore e le curve di performance nelle macchine. Nella pratica, le condizioni operative possono variare rispetto a quelle nominali; in particolare, il lavoro si concentra sugli effetti mostrati dalle prestazioni del sistema al variare dei tempi di scarica e carica. Dopo aver effettuato una scelta per le condizioni al contorno del sistema, è stato condotto lo studio di alcune configurazioni in off-design: per una data temperatura del fluido di accumulo, sono state valutate le prestazioni del sistema al variare della potenza richiesta dall’utenza, ovvero del tempo di scarica, e del successivo tempo di carica.

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1 IL CONTESTO ENERGETICO ATTUALE

Il trend del consumo energetico mondiale è in continua crescita, di pari passo con la crescita della popolazione e con l'industrializzazione di nuove aree del pianeta, come mostrato nel grafico di Figura 1. L'Unione Europea e le altre autorità mondiali devono affrontare tale fenomeno, tenendo conto della scarsità di risorse e della salvaguardia ambientale.

Figura 1. Andamento negli anni del consumo mondiale di energia primaria. [1]

Le politiche di risparmio energetico e di contenimento delle emissioni inquinanti hanno modificato la struttura del sistema elettrico, promuovendo e incentivando economicamente l'utilizzo di fonti rinnovabili: l'Italia rappresenta un caso emblematico, con l'installazione di fotovoltaico che è passata, in soli 10 anni, dai 7 MW installati del 2006 ai 19283 MW installati del 2016 (Figura 2). Anche l’eolico ha visto uno sviluppo rilevante, passando dai 1908 MW installati del 2006 ai 9410 MW installati del 2016.

L'IEA prevede che, entro il 2040, la diffusione e l'abbassamento dei costi delle fonti energetiche rinnovabili sarà tale da riuscire a soddisfare circa il 40% della domanda primaria, grazie, soprattutto, ai miglioramenti in termini di efficienza energetica; inoltre crescerà l'elettrificazione del sistema energetico [2]. La massiccia introduzione di

Variable Renewable Energy Sources (VRES), se da un lato può rappresentare la soluzione

ideale alle suddette problematiche, dall'altro rappresenta una grossa sfida nell’ambito della generazione e del bilanciamento del carico, a causa della intrinseca natura aleatoria ed intermittente. Nella configurazione tradizionale, la curva dei consumi veniva gestita mediante pochi generatori di grossa taglia, come centrali a ciclo combinato, fungenti da base, da impianti modulabili, caratterizzati da rapida accensione e messa in parallelo, da impianti ad inseguimento, che coprivano i picchi. Il comportamento degli utilizzatori veniva previsto con buon anticipo su basi statistiche, in modo da soddisfare l'accordo fra

2

richiesta e produzione, e garantire qualità e sicurezza del servizio. La liberalizzazione del mercato elettrico, insieme alla larga penetrazione di fonti rinnovabili con priorità di dispacciamento, spesso accompagnate da politiche incentivati non correttamente condotte, hanno richiesto la riorganizzazione di questo assetto e nuove logiche di

forecasting di domanda e produzione, nel rispetto dei vincoli fisici di trasmissione dei

flussi di potenza. Viene, infatti, a crearsi un significativo sbilanciamento fra generazione e utilizzazione, dovuto alla natura just-in-time del vettore elettrico; si ritrovano aree in surplus di potenza e altre aree in deficit, con conseguente difficoltà nella gestione tecnica ed economica.

Figura 2. Installazioni in MW di impianti basati su fonti rinnovabili in Italia dal 2006 al 2016. [3]

Lo scenario attuale volge verso la generazione distribuita, con un consistente numero di generatori di piccola taglia basati su fonti rinnovabili con priorità di dispacciamento, e verso la gestione intelligente dei flussi di potenza in tempo reale. In questo contesto si afferma la necessità dei sistemi di accumulo, non solo di grande taglia come nel modello tradizionale di generazione centralizzata, ma anche su piccola-media scala, in ambito industriale e domestico. Il modello tradizionale del sistema elettrico, basato sul flusso unidirezionale di potenza dalla fonte all'utilizzatore, lascia il posto ad un nuovo modello basato su flussi bidirezionali, su smart-grids e sull'idea di storage distribuito. I benefici dei sistemi di accumulo riguardano tutti i livelli della rete elettrica, dalla generazione fino all'utilizzazione, dalla trasmissione alla distribuzione, e interessano tutti i partecipanti, dai

3

2 L’ACCUMULO DI ENERGIA

2.1 I compiti del sistema di accumulo

Un sistema di accumulo è un dispositivo in grado di trasformare l'energia elettrica, prelevata da un generatore o dalla rete, in una forma adatta allo stoccaggio per un certo intervallo temporale, e riprodurre il processo inverso, restituendo energia elettrica quando richiesto. Il funzionamento passa attraverso tre fasi fondamentali, che sono la carica, lo stoccaggio e la scarica, ciascuna caratterizzata da una certa tempistica. Lo schema di un generico sistema di accumulo è riportato in Figura 3: la conversione da energia elettrica in un'altra forma avviene attraverso un Energy Conversion Module (ECM), con un certo rendimento, così come la riconversione in energia elettrica; l’energia viene accumulata attraverso un Energy Storage Medium (ESM).

Figura 3. Schematizzazione di un Electrical Energy Storage: l’energia elettrica viene trasformata, attraverso un Energy Conversion Module (ECM), in un’altra forma di

energia stoccata attraverso un Energy Storage Medium (ESM), e riconvertita impiegando un ECM. [4]

In questo modo, l'energia elettrica può essere prodotta quando sono bassi la richiesta e i costi di generazione o quando proviene da VRES, ed essere utilizzata quando sono alti la richiesta e i costi di generazione o in caso di mancata generazione da VRES (ad esempio per il fotovoltaico durante le ore notturne o in caso di cielo nuvoloso). È anche possibile accumulare durante le ore notturne, in modo da incrementare la domanda e permettere alle centrali termoelettriche di continuare a lavorare regolarmente, evitando così spegnimenti e riavvii, o riduzioni di carico che ne penalizzerebbero il rendimento;

4

ciò comporta benefici di tipo tecnico, per il sistema elettrico, ed economico, in relazione ai costi di esercizio, alle emissioni e alla vita utile degli impianti.

In base alla funzione svolta dal sistema di accumulo all’interno di un processo produttivo è possibile distinguere:

• accumulo strategico: nel caso di un sistema isolato, contiene l’energia necessaria al suo funzionamento, mentre se collegato alla rete di alimentazione, è adibito al funzionamento in emergenza;

• accumulo gestionale: sistema addizionale inserito per migliorare la gestione del processo;

• accumulo intrinseco: insito nei dispositivi di un processo.

Stoccare forme di energia primaria come carbone, petrolio o biomasse è molto più semplice e immediato rispetto all'eolico, al fotovoltaico e all'energia del mare, che pur essendo forme di energia primaria, necessitano di una trasformazione in energia secondaria, ovvero in elettricità, calore o lavoro, e, quindi, di un vettore energetico per essere stoccate.

La principale funzione dell’accumulo gestionale è il time-shift dell’energia. Osservando, in Figura 4, l'andamento tipico del fabbisogno elettrico giornaliero, la curva bimodale, e confrontandolo ad esempio con la curva di produzione da fotovoltaico, si evidenzia subito la necessità di disaccoppiare la produzione dall'utilizzazione.

Figura 4. Andamento, durante la giornata, della produzione da fotovoltaico e della richiesta da parte dell’utenza.

Ma oltre a questa funzione, un sistema di accumulo gestionale può adempiere diversi altri compiti; si può fare una prima classificazione in Servizi di potenza, relativi allo scambio di elevati flussi di potenza in brevi tempi e con elevata velocità di risposta, e in Servizi di energia, relativi allo scambio di flussi potenza relativamente costanti protratti

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su lunghi intervalli di tempo, e una seconda classificazione in Security, Power Quality,

Mercato e Accesso [5]. I sistemi di accumulo trovano quindi spazio, a diversi livelli, nel

sistema elettrico, come mostrato in Figura 5.

Figura 5. Applicazione dei sistemi di accumulo all'interno del sistema elettrico. [6]

2.1.1 Servizi di potenza

• Security:

o Peak shaving: in caso di improvvisi picchi di domanda, il sistema eroga potenza in brevi periodi, in modo da non gravare sul sistema di generazione, che continua a lavorare in maniera regolare.

o UPS: il sistema sopperisce a interruzioni di breve durata, nell'alimentazione di carichi sensibili.

o Isola: quando una porzione di sistema elettrico è scollegato, intenzionalmente o per situazioni di emergenza, dal resto della rete è prioritaria la necessità di mantenere l'equilibrio fra generazione e carico, che deve essere raggiunto in breve tempo e con minima perdita di carico; in fase di difesa l'accumulo gioca un ruolo fondamentale nel mantenimento di tale equilibrio, evitando il collasso del sistema, svolgendo funzione simile alla regolazione primaria e aiutando l'isola a rientrare in parallelo con la rete.

o Rampa: la elevata rapidità di risposta permette all'accumulo di reagire a incrementi o decrementi rapidi del carico, in luogo delle più lente unità termoelettriche.

o Black start: l'accumulo può fungere da sistema ausiliario di avviamento, per la ripartenza autonoma in caso di guasto di un sistema.

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• Power Quality: un sistema di accumulo ben dimensionato potrebbe contenere interruzioni di breve durata, essere installato in sistemi stand-alone con funzione di regolazione della frequenza, oltre che per le suddette ragioni di Security, affiancare i sistemi di filtraggio attivo nella realizzazione di smart-grids, svolgere un ruolo nella regolazione della tensione e nel contenimento del flicker. • Mercato: i servizi di potenza descritti sono appetibili nel mercato dei servizi

ancillari, richiamando l'interesse sia dei Sistem Operators che dei Distributori, soprattutto per quanto riguarda la riserva e il distacco del carico.

• Accesso: su una determinata linea si può impiegare un sistema di accumulo per tagliare i picchi di potenza e, quindi, non utilizzare tutta la capacità della linea, in modo da permettere a nuove utenze di allacciarsi ad essa senza potenziarla con l’installazione di nuovi generatori.

2.1.2 Servizi di energia

• Security:

o Load levelling: il sistema di accumulo si carica durante le ore in cui la domanda è bassa, si scarica quando essa è alta, in modo da livellare la curva di carico su una giornata o su un arco temporale anche più ampio. o Valley filling: il sistema di accumulo evita problemi di over generation quando il carico notturno scende sotto il minimo tecnico dei generatori. • Power Quality: dal punto di vista energetico la power quality riguarda le

interruzioni di lunga durata. In questo caso interviene il sistema di accumulo, del quale è importante la prestazione in termini di energia e non la prestazione in termini di potenza e la prontezza di risposta.

• Mercato: l'accumulo di energia rende possibile il time-shift di immissione e prelievo nei momenti economicamente più convenienti, avvantaggiando sia l'utilizzatore sia il produttore. La convenienza economica, in tal senso, si ha solo se il rendimento del sistema supera il rapporto fra prezzo di acquisto e quello di vendita dell'energia stoccata, e quindi ragionevolmente solo per valori di almeno 65-70%.

• Accesso: nel caso di allaccio di un carico temporaneo ad una linea, si può utilizzare un sistema di accumulo portatile, per alimentarlo senza apportare alcun potenziamento permanente alla rete stessa.

2.1.3 L’integrazione con le Renewable Energy Sources (RES)

Risulta evidente l'importanza che i sistemi di accumulo rivestono relativamente alla penetrazione delle fonti rinnovabili nella rete elettrica: il time-shift dell'energia elettrica (Figura 6), stoccata nelle ore di produzione dell'impianto e monetizzata o recuperata quando il prezzo di acquisto è elevato ma soprattutto quando l'impianto non produce, che per la piccola-media scala, oltre alla ottimizzazione dell'autoproduzione, minimizzando lo scambio con la rete, permette di considerare l'idea dello stand-alone.

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L'accumulo può livellare il profilo di produzione di un impianto basato su VRES, sopperendo alle ben note intermittenze brevi e giornaliere che affliggono eolico e fotovoltaico, con vantaggio di tipo tecnico ed economico poiché riduce le fluttuazioni di potenza dell'impianto, soggette a penali; nel caso di un impianto fotovoltaico, il passaggio di nubi significa riduzione della produzione, problematica considerata solo nel caso dei grandi impianti, ma che potrebbe essere risolta anche a livello domestico impiegando un sistema di accumulo. In tal caso è importante l'affidabilità del sistema oltre che il suo dimensionamento: per sopperire alle intermittenze diurne la sua potenza deve essere almeno pari alla differenza fra produzione di picco e produzione minima.

Figura 6. Time-shift della produzione da solare dal giorno alla notte.

La penetrazione delle RES conduce verso la compenetrazione fra i vari comparti di utilizzo dell'energia, sistema elettrico, mobilità e sistema termico, e verso la promozione di logiche di autoconsumo. Diviene quindi interessante lo sviluppo di sistemi di accumulo di piccola taglia, economici e non inquinanti, per fronteggiare il fabbisogno energetico di quelle zone rurali del pianeta non ancora elettrificate, o anche per applicazioni non stazionarie quali i veicoli.

2.2 Classificazione dei sistemi di accumulo

Una prima distinzione fra le varie tipologie di sistemi di accumulo è in Electrical Energy

Storages e Thermal Energy Storages (Figura 7): nel primo caso l'energia elettrica stoccata

viene prelevata di nuovo come energia elettrica, nel secondo caso viene usata come energia termica.

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Figura 7. Classificazione dei sistemi di accumulo secondo Aneke e Wang. [7]

I Thermal Storages vengono distinti in:

• Sensible Heat Thermal Energy Storages (SHTES), in cui l’energia termica viene stoccata riscaldando o raffreddando un mezzo di accumulo che può essere liquido o solido;

• Latent Heat Thermal Energy Storages (LHTES), in cui l’energia termica viene stoccata attraverso il passaggio di stato di una sostanza, ad esempio da solido a liquido oppure da solido a gas; si parla di Phase Change Materials (PCM); • Thermo-Chemical Heat Energy Storages (TCHES), in cui l’energia termica

viene accumulata o rilasciata attraverso reazioni chimiche.

Gli Electrical Storages possono essere suddivisi in Mechanical, Chemical,

Electrochemical e Superconducting Magnetic Energy Storages. All'interno dei Mechanical Energy Storages rientrano il Pumped Hydro Storage, il Compressed Air Energy Storage, il Gravity Energy Storage, il Liquid Piston Energy Storage, e il Flywheels Energy Storage. Batteries e Super-capacitors rientrano negli Elettrochemical Energy Storages mentre con Chemical Energy Storage si identificano i sistemi di

stoccaggio di idrogeno, metano e biocombustibili [7]. Esistono comunque in letteratura altre proposte di classificazione dei sistemi di accumulo, che possono presentare alcune differenze.

2.3 Parametri caratteristici per un sistema di accumulo

Per caratterizzare un sistema di accumulo è utile considerare alcuni parametri che permettono di determinarne le prestazioni [6]:

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• Maturità tecnologica: esistono sistemi di accumulo tecnologicamente maturi, come PHS e batterie al piombo-acido, ormai assodati e commercializzati da tempo, tecnologicamente sviluppati e disponibili in commercio, come CAES, SMES, Supercapitors, Flywheels, e altri in fase di R&D, non ancora disponibili sul mercato ma che potrebbero affacciarsi sul mercato in futuro.

• Capacità di accumulo: rappresenta la quantità di energia disponibile al completamento della fase di carica; si può distinguere una capacità totale e una capacità utile nei casi in cui, come per i sistemi di accumulo elettrochimici, si preferisce non compiere cicli di carica/scarica completi.

• Potenza e tempo di scarica: indicano rispettivamente il valore massimo erogabile in fase di scarica in servizio continuo e il tempo dato dal rapporto fra l’energia totale accumulabile e la massima potenza scaricabile. Tali parametri permettono di stabilire se un ESS è adatto a servizi di potenza o di energia; ad esempio il PHS, con una taglia oltre 100MW e un tempo di scarica che va dalle ore al giorno, è adatto per servizi di energia su larga scala, come il load-levelling, mentre SMES e Flywheels, con potenze inferiori a 1 MW e tempi di scarica brevi, sono maggiormente adatti alla Power Quality.

• Autoscarica: quando il sistema in stand-by può incorrere nella perdita di carica rispetto a quella inziale; sistemi con il PHS possono stoccare energia per lunghi periodi in quanto l’autoscarica è bassissima, mentre ad esempio SMES e Supercapacitors incorrono in perdite del 10-40 %/giorno.

• Costi: rappresenta forse il principale fattore di valutazione per un sistema di accumulo. Si considera il costo per kWh, per kW e per kWh per ciclo, ovvero il costo per unità di energia diviso per il ciclo di vita, che risulta utile nel caso di applicazioni con carica-scarica frequente. Oltre ai costi di investimento, è importante valutare i costi di O&M.

• Round-trip efficiency: è definita come il rapporto fra l’energia elettrica erogata in fase di scarica e quella immessa in fase di carica, senza considerare le perdite per autoscarica; tale valore supera il 90% per SMES, Flywheels, Supercapacitors, si attesta fra il 60 e il 90% per batterie, PHS, CAES, Batterie a flusso, mentre è inferiore al 60% nel caso delle Fuel Cells e dei sistemi di accumulo termico. È sempre opportuno effettuare un trade-off fra rendimento di

round-trip ottenibile dal sistema e costi di investimento.

• Densità di potenza e di energia: indicano rispettivamente la potenza erogabile e l’energia stoccata per unità di volume dell’intero sistema di accumulo.

• Durata di vita e numero di cicli attesi: indicano il numero di anni di vita presunti per un dato numero di cicli annui e in determinate condizioni di funzionamento, e il numero di cicli carica-scarica presunti per una fissata profondità di scarica. Permettono di prevedere quanto tempo il dispositivo può sostenere una determinata applicazione; la durata di vita dipende dai componenti, è elevata nel caso dei sistemi meccanici, mentre è ridotta nel caso delle batterie che possono sostenere un limitato numero di cicli di carica-scarica.

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• Impatto ambientale: emissioni inquinanti, impiego di sostanze tossiche, problematiche legate allo smaltimento, modifiche nel sito di installazione, devono essere considerate in fase di scelta del sistema.

Ciascun sistema di accumulo presenta differenti vantaggi e svantaggi, essendo ben diversi per ciascuno la maturità tecnologica raggiunta, la capacità di accumulo, il comportamento carica/scarica, il costo, la durata, la densità energetica, la round-trip

efficiency, e l'impatto ambientale (Figura 8 e Figura 9). Un sistema di accumulo è quindi

adatto per stoccare l’energia in una determinata forma e per soddisfare un certo range di applicazioni in un certo livello del sistema elettrico, in base ad esempio, alla potenza erogabile e al tempo caratteristico di scarica (Figura 10). Alcuni, come i Flywheels e i Supercapacitors, hanno elevate efficiente ed elevata rapidità di risposta, ma sono adatte solo per fornire elevate potenze in tempi brevi, ovvero per applicazioni relative alla Power Quality. Per quanto riguarda i Servizi di energia, la tecnologia più matura su larga scala continua ad essere il PHS, costituendo circa il 99% del totale, mentre il restante 1% è rappresentato dai CAES e dalle Flow Batteries. Nella piccola-media scala sono le batterie a farla da padrone. Le altre tecnologie sono ancora in fase di sviluppo e contano pochissime e limitate applicazioni.

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Figura 9. Parametri di prestazione relativi ai principali sistemi di accumulo. [6]

Figura 10. Differenti sistemi di accumulo individuati in base a taglia e tempo di scarica. [8]

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2.4 Descrizione dei principali sistemi di accumulo

2.4.1 Pumped hydroelectric storage (PHS)

I sistemi di pompaggio idroelettrico (Figura 11), risalenti alla fine del XIX secolo, rappresentano attualmente la tecnologia più utilizzata nell'accumulo su larga scala, con oltre 300 impianti con taglie variabili fra i 100 e i 5000 MW, per circa 170 GW di potenza installata. Il funzionamento si basa sulla trasformazione di energia elettrica in energia potenziale gravitazionale di una massa d'acqua che viene spostata fra due bacini posti ad altezze diverse. Durante la fase di carica la off-peak power viene prelevata dalla rete per alimentare, tramite un motore elettrico, la pompa, mentre durante la fase di scarica si lascia defluire l'acqua attraverso una turbina collegata ad un generatore, reimmettendo in rete energia elettrica per soddisfare i picchi di domanda. Pompa e turbina possono essere macchine distinte oppure un'unica macchina reversibile; lo stesso può accadere per le macchine elettriche, motore e generatore.

I tempi di risposta alle variazioni di carico e di avviamento sono brevi, dell’ordine dei secondi fino a quello dei minuti: ciò rende adatto questo sistema anche per servizi di potenza, quali regolazione di frequenza, oltre che per quelli di energia. La capacità di accumulo, che può andare da 500 a 8000 MWh, dipende dal dislivello esistente fra i serbatoi e dal volume di acqua; da qui si intuisce la maggior problematica di questo sistema, ovvero la necessità di trovare un sito geografico adatto. Tale aspetto influenza notevolmente gli elevati costi di investimento, stimabili intorno ai 600-2000 $/kW, ma che possono ridursi nel caso di morfologia favorevole del territorio o nel caso di potenziamento di un impianto idroelettrico preesistente. La densità energetica risulta molto bassa, 0.5-1.5 Wh/l così come è bassa la self-discharge, 0.005-0.02 %/giorno. La durata dell’impianto è elevata, stimabile intorno ai 40-60 anni. Il costo per unità di energia è di 5-100 $/kWh mentre il rendimento di round-trip si attesta fra 65 e 87%.

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2.4.2 Compressed air energy storage (CAES)

Il sistema CAES (Figura 12) si basa sull'idea di stoccare l'energia elettrica sottoforma di aria compressa. Nonostante sia la seconda maggiore tecnologia per l'accumulo su larga scala dopo il PHS, conta attualmente solo due impianti funzionanti, uno a Huntorf, in Germania, e uno a McIntosh, negli USA. Entrambi sono del tipo Diabatic-CAES, ovvero viene disperso il calore generato durante la compressione dell'aria. Il meccanismo si basa su una turbina a gas convenzionale in cui, però, le fasi di compressione ed espansione vengono disaccoppiate. L'energia elettrica viene utilizzata per muovere un compressore, a due o più stadi, eventualmente con inter-refrigerazione e post-refrigerazione, che porta l'aria in un serbatoio ad elevata pressione, tipicamente 4-8 MPa; tale serbatoio può essere naturale, come una grotta, o artificiale. Durante le ore di picco, l'aria compressa, riscaldata e miscelata a gas naturale, viene portata in turbina per recuperare energia elettrica.

Il principale problema del CAES, come per il PHS, è la necessità di un sito che offra un serbatoio di stoccaggio naturale. Inoltre, l'impiego di combustibile fossile è indice di emissioni inquinanti. Durante gli anni sono state proposte configurazioni differenti che potessero superare questi problemi: l’Adiabatic-CAES permette il recupero del calore generato in fase di compressione per preriscaldare l’aria stessa prima dell’ingresso in turbina evitando il consumo di combustibile, lo Small-Scale-CAES prevede un piccolo serbatoio artificiale per l’accumulo permettendo di superare i vincoli geografici, l’Isothermal-CAES prevede le fasi di compressione ed espansione isoterme, il sistema CASH con umidificazione dell’aria. Per la configurazione Diabatic-CAES si hanno costi di investimento di 400-800 $/kW, che sono ovviamente più elevati nel caso delle configurazioni alternative; la durata dell’impianto è di circa 20-60 anni, la densità energetica e il costo per unità di energia stoccata sono rispettivamente di 3-12 Wh/l e 2-50 $/kWh. I rendimenti previsti stanno nel range 40-89%, con i valori più elevati ottenibili solo con le configurazioni alternative. I tempi di risposta e di avviamento sono brevi, soprattutto nel caso in cui l’impianto non sia completamente spento. In linea di principio, sistemi di questo tipo si prestano a frequenti cicli di accensione-spegnimento.

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2.4.3 Condensatori e supercondensatori

Il condensatore rappresenta letteralmente un sistema di stoccaggio di energia elettrica, in quanto essa viene stoccata come carica elettrostatica. Schematicamente è costituito da due piastre metalliche fra le quali è interposto un dielettrico: quando una piastra viene caricata da una sorgente di corrente continua, sull’altra piastra verrà indotta una carica di segno opposto. Un condensatore può essere caricato rapidamente e sostiene un elevato numero di cicli con ottimo rendimento. Il principale problema è la bassa densità energetica, in quanto per stoccare un quantitativo di energia notevole servirebbero piastre enormi.

La ricerca si è spinta in direzione dei supercondensatori (Figura 13). Un supercondensatore, noto anche come condensatore elettrochimico a doppio strato, è costituito da due elettrodi separati da una membrana dielettrica e immersi in una soluzione elettrolitica. Gli elettrodi sono in carbone attivo in modo da ottenere una elevata superficie utile, in quanto con un solo grammo si può arrivare a oltre 2000 m2. La membrana evita il contatto fra gli elettrodi, che causerebbe cortocircuito, ma permette il passaggio degli ioni; quando fra gli elettrodi viene applicata una differenza di potenziale gli ioni positivi e negativi vengono attratti rispettivamente dall’elettrodo negativo e positivo. Gli ioni vanno così a formare due sottili strati nei pressi dei due elettrodi, come se si formassero due condensatori in serie, le cui armature sono costituiti dalle due facce di contatto fra liquido ed elettrodo. I supercondensatori raggiungono capacità molto elevate, oltre i 5000F. L’accumulo avviene senza processi chimici di ossidoriduzione, il che permette maggiore rapidità di carica-scarica e maggiori cicli di vita rispetto alle batterie. Possiedono una elevata densità di potenza, 800-2000 W/kg, ma si scaricano in poco tempo, risultando particolarmente adatti per servizi di potenza. Il costo di investimento è stimabile intorno ai 300 $/kW, l’efficienza raggiunge il 95%. La vita utile va dagli 8 ai 40 anni.

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2.4.4 Flywheel Energy Storage (FES)

I volani (Figura 14) sono dispositivi che si basano sulla conservazione del momento angolare. Durante la carica, un motore elettrico reversibile mette in rotazione il volano vero e proprio, stoccando l’energia elettrica sotto forma di energia cinetica; durante la scarica, il motore diventa generatore e preleva l’energia accumulata rallentando la massa rotante. L’energia immagazzinata è data dalla relazione:

𝐸 = 0.5 𝐽 𝜔 2 dove:

• 𝐸 in [𝐽] è l’energia immagazzinata;

• 𝐽 in [𝑘𝑔 𝑚2_{] è il momento di inerzia della massa rotante (generatore-motore e} volano);

• 𝜔 in [𝑟𝑎𝑑

𝑠 ] è la velocità angolare.

La velocità di rotazione del volano è diversa da quella nominale del generatore. Per ridurre al minimo le perdite e i disturbi esterni viene creato il vuoto all’interno del sistema di contenimento. Nel sistema sono previsti dispositivi per la trasformazione di corrente da alternata in continua e viceversa.

Figura 14. Schematizzazione di un sistema Flywheel. [9]

Il principale vantaggio di questi sistemi rispetto alle batterie è la lunga durata; inoltre, essi hanno una elevata densità di potenza e una discreta densità energetica. I costi di installazione si attestano intorno ai 300-2000 $/kW, quelli di manutenzione sono bassi, i rendimenti elevati, intorno al 90-95%, e i tempi di risposta molto brevi; la vita utile è di 20-30 anni. Sono perlopiù adatti a servizi di potenza, essendo i tempi di scarica molto brevi, intorno ai 15 minuti.

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2.4.5 Superconducting Magnetic Energy Storage (SMES)

Il sistema SMES (Figura 15) permette di immagazzinare l’energia elettrica sotto forma di corrente continua utilizzando il campo magnetico associato ad una bobina di materiale superconduttore, tipicamente Niobio/Titanio, avvolta su un nucleo magnetico. Il dispositivo è mantenuto, in un ambiente termicamente isolato, a temperature bassissime, al di sotto di quella critica, affinché vengano preservate le proprietà superconduttive. Solitamente, per mantenere le condizioni criogeniche, la bobina viene immersa in elio liquido a 4K e viene creato il vuoto; è necessario, quindi, alimentare un sistema ausiliario per il raffreddamento.

Figura 15. Schematizzazione di un sistema SMES. [9]

Un raddrizzatore, a valle di un trasformatore, permette di portare in continua la corrente prelevata dalla rete per alimentare la bobina. Le perdite sono praticamente nulle, permettendo all’energia magnetica di rimanere immagazzinata per lunghissimo tempo; si può stimare l’energia accumulata secondo la legge:

𝐸 = 0.5 𝐿 𝐼2 dove:

• 𝐸 in [𝐽] è l’energia accumulata;

• 𝐿 in [𝐻] è l’induttanza della bobina;

• 𝜔 in [𝑟𝑎𝑑

𝑠 ] è la corrente circolante.

Al raggiungimento della carica ottimale, la bobina viene cortocircuitata con un semiconduttore, anch’esso raffreddato, e la corrente continua a circolare. Nella fase di scarica, la corrente viene riportata in alternata e reimmessa in rete. Tale sistema vanta un elevato rendimento, intorno al 97%, elevata durata e alto numero di cicli, rapidissimi tempi di risposta; essendo rapidissimi i tempi di scarica, esso è adatto ad applicazioni in

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potenza. I costi si prospettano elevati e, attualmente, non esistono applicazioni commerciali di questa tecnologia.

2.4.6 Batterie

Un sistema di accumulo elettrochimico trasforma in modo diretto energia chimica in energia elettrica. L’elemento base è la cella elettrochimica, composta da due elettrodi e un elettrolita, che può essere combinata, in serie o parallelo, per ottenere un accumulatore di dimensioni maggiori, comunemente detto batteria, con il voltaggio e la capacità opportuni. Il sistema elettrochimico completo può prevedere anche eventuali dispositivi ausiliari, come il sistema elettronico di gestione e monitoraggio, sistemi di ventilazione e climatizzazione per il mantenimento della temperatura in intervalli stabiliti, che influisce anche sulla auto-scarica. Le batterie ricaricabili o secondarie permettono, oltre alla trasformazione di energia chimica in elettrica, anche la trasformazione inversa. Si può fare una classificazione in base al materiale degli elettrodi, al tipo di elettrolita e alle caratteristiche costruttive; si distinguono:

• accumulatori con elettrolita acquoso: piombo-acido, cadmio e nichel-zinco;

• batterie al litio;

• batterie ad alta temperatura: accumulatori al sodio-zolfo e al sodio-cloruro di nichel;

• batterie a circolazione di elettroliti (Flow batteries).

Le batterie sono attualmente il sistema di accumulo più diffuso, soprattutto per la taglia medio-piccola, dai pochi kW di un impianto fotovoltaico domestico a qualche MW di un parco eolico, per applicazioni stazionarie e non. Esse rispondono rapidamente alle variazioni di carico, sono modulabili, hanno raggiunto una notevole maturità, soprattutto nel caso degli accumulatori con elettrolita acquoso. Il rendimento energetico, computato come rapporto fra l’energia scaricata a potenza nominale, partendo da piena carica fino alla scarica completa, e l’energia fornita alla batteria per riportarla allo stato di carica iniziale, è elevato: a seconda delle varie tecnologie si va dal 65 al 95 %. Per le batterie si utilizza anche il rendimento amperometrico, dato dal rapporto fra la carica estratta da piena carica a completa scarica e la carica necessaria per riportarla allo stato iniziale; se tale rendimento è unitario, significa che sono assenti reazioni parassite. Sono rapidamente installabili, è possibile spostarle e ricollocarle. Si prestano bene sia per servizi di potenza che per servizi di energia, sono adatte all’implementazione nelle smart-grids, sono associabili sia alle fonti fossili che a quelle rinnovabili. Le numerose tipologie disponibili conferiscono a questo sistema di accumulo una flessibilità superiore a tutti gli altri

competitors. Tuttavia, hanno una bassa densità energetica e di potenza, alti costi di

mantenimento, vita utile breve e soffrono i cicli di scarica-carica completi, aspetti che non consentono l’applicazione per accumulo di grossa taglia. Inoltre, sebbene il costo di installazione possa sembrare ragionevole rispetto agli altri sistemi, bisogna tenere conto dei costi di O&M che sono rilevanti, comprendendo il serraggio periodico dei morsetti e

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l’alimentazione dei dispositivi ausiliari di ventilazione. A ciò si aggiunge il problema dell’impatto ambientale: vengono impiegati materiali altamente inquinanti, che rendono complicato lo smaltimento, incidendo anche sui costi.

2.4.7 Flow Batteries

Le batterie a flusso (Figura 16) rappresentano una delle più recenti tecnologie nell’ambito dell’accumulo. Rientrano nei sistemi di accumulo elettrochimico, ma, a differenza delle classiche batterie, le specie chimiche si trovano direttamente disciolte in soluzione con l’elettrolita. Sono essenzialmente costituiti da due serbatoi, che costituiscono l’accumulo degli elettroliti liquidi, uno stack, formato da celle in serie, in cui avviene la reazione di ossidoriduzione, e da un sistema di circolazione, che permette il flusso degli elettroliti e il passaggio attraverso la membrana semipermeabile. Il fatto di stoccare gli elettroliti in due serbatoi separati consente di mantenere a lungo la carica. C’è un totale disaccoppiamento fra potenza ed energia: la potenza dipende dalla quantità di elettrolita che prende parte alla reazione istante per istante e, quindi, dalla superficie della membrana e dalla velocità delle pompe, mentre la capacità di accumulo è, invece, legata alla quantità di elettrolita totale e quindi alla capacità dei serbatoi. Dunque, a parità di potenza installata, si può aumentare la capacità della batteria aumentando la dimensione dei serbatoi. Con taglie variabili fra i 0.005 e i 15 MW, una densità energetica di 16-60 Wh/l, una self-discharge dello 0.2 %/day, si attestano come una tecnologia promettente per applicazioni su grossa scala. Possono essere completamente scaricate senza problemi, hanno un elevato rendimento, fra il 57 e il 90%. Il maggiore problema è la durata, fra i 5 e 15anni, e l’elevato costo di investimento. Sono state proposte varie configurazioni, fra cui la Vanadium Redox flow Battery (VRB) e la Zinc-bromine flow Battery (ZBB). Attualmente non sono ancora commercialmente competitive; il PHS resta praticamente l’unico sistema di accumulo di grossa taglia.

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2.4.8 Hydrogen Energy Storage (HES)

L’idrogeno rappresenta un’ottima soluzione per l’accumulo energetico: una volta prodotto, impiegando energia elettrica nel processo di elettrolisi, esso può essere stoccato in forma liquida o gassosa all’interno di appositi serbatoi, per essere utilizzato al momento del bisogno per mezzo di celle a combustibile. In generale un HES si compone di una cella elettrolitica, un serbatoio pressurizzato e una cella a combustibile, come mostrato in Figura 17.

Figura 17. Schematizzazione di un sistema HES. [9]

Le celle a combustibile sono dispositivi elettrochimici in grado di trasformare l’energia chimica in energia elettrica e termica. Il sistema è simile a quello delle batterie, però non necessitano di ricarica ma di alimentazione. Sono costituite da due elettrodi con in mezzo l’elettrolita; il combustibile gassoso è alimentato continuamente all’anodo mentre l’ossidante viene continuamente alimentato al catodo. L’elettrolita chiude il circuito elettrico permettendo il trasporto della carica ionica e costituisce una barriera fisica che evita il mescolamento di combustibile e comburente. Una cella a combustibile reversibile permette di utilizzare un certo componente chimico per produrre energia elettrica più un altro componente chimico, e di consumare tale componente insieme all’energia elettrica per riprodurre il componente chimico di partenza. Una fuel cell reversibile a idrogeno utilizza idrogeno come combustibile e ossigeno come ossidante. Nella fase di carica si comporta da cella elettrolitica, trasformando energia elettrica e acqua in produrre idrogeno e ossigeno, mentre durante la scarica, da idrogeno e ossigeno, si producono energia elettrica e acqua. Esistono diversi tipi di fuel cell, che lavorano a diverse temperature; la classificazione più comune è fatta in base alla natura dell’elettrolita (Figura 18): Polymer Electrolyte Fuel Cell (PEFC), Alkaline Fuel Cell (AFC),

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Fuel Cell (SOFC). Le potenze in gioco possono variare da 0.1 a 1000 MW, le capacità di

stoccaggio da 100 a 1000 MWh. La densità di energia e di potenza si attestano rispettivamente sui 500-3000 Wh/l e 500 W/l, la percentuale di auto-scarica è molto bassa. Il rendimento arriva a valori compresi fra il 20 e il 50%, la vita utile stimata varia dai 5 ai 30 anni. Il costo di investimento resta ancora elevato, dai 1900-10000 $/kW.

Figura 18. Caratteristiche delle varie tipologie di fuel cells.

2.4.9 Gravity energy storage (GES)

Tra i sistemi d’accumulo in fase di sviluppo, rientrano alcuni prototipi che sfruttano l’energia potenziale gravitazionale. Anch’essi, come il PHS, necessitano di un sito geografico adatto, con un dislivello tale da permetterne il funzionamento.

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Il Gravity Power Module (GPM) [10] è un sistema a ciclo chiuso, composto da un largo pistone che scorre all’interno di un grosso condotto, da un tubo di ritorno e da una macchina idraulica reversibile che funge alternativamente da pompa e da turbina (Figura 19). Viene utilizzata acqua come fluido operativo, la quale, essendo un ciclo chiuso, viene ricircolata. Durante la fase di carica, si utilizza energia elettrica per pompare acqua, in modo da sollevare il pistone; l’energia potenziale, così immagazzinata, viene rilasciata durante la fase di scarica, in cui il pistone scende lungo il condotto, spingendo l’acqua che va ad azionare la turbina. Tale prototipo promette rendimenti dell’80%, con potenza e capacità di accumulo di 40-1000 MW e 8-200 Mwh rispettivamente. Le densità di energia e di potenza sarebbero di 0.5-1.5 Wh/l e 3 W/l. Il costo di investimento si attesta intorno ai 1000 $/kW.

Un altro prototipo che sfrutta lo stesso principio è l’Advanced Rail Energy Storage [11], acronimo di ARES, che fondamentalmente utilizza dei vagoni ferroviari carichi di mattoni che si muovono lungo un percorso in salita (Figura 20). Durante la carica, i vagoni vengono spinti verso il punto più alto, mentre riscendono verso il punto iniziale durante la scarica, trasformando energia potenziale gravitazionale in energia elettrica. Per questo sistema si stimano rendimenti fra il 75 e l’86%, potenze di 100-300 MW, costo di investimento di 800 $/kW. Per entrambi i prototipi la durata è alta, oltre i 30 anni.

Figura 20. Vagone utilizzato nel sistema ARES.

2.4.10 Liquid Air Energy Storage (LAES)

Un’altra soluzione per l’accumulo di energia, in fase di intensa ricerca, consiste nell’immagazzinare aria allo stato liquido; il sistema impiegato è schematizzato in Figura 21.

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Come nel sistema CAES, durante la fase di carica l’aria viene compressa. Tuttavia, contrariamente a quanto avviene nei sistemi ad aria compressa, l’aria viene poi liquefatta e stoccata in appositi serbatoi artificiali termicamente isolati. Nella fase di scarica l’aria liquida viene riscaldata attraverso uno scambiatore di calore e, ad elevate pressioni, viene condotta in turbina per produrre energia elettrica.

Figura 21. Schematizzazione di un sistema LAES. [12]

Tale sistema ha elevate densità di energia, circa 50 Wh/l, poiché l’aria liquida occupa molto meno volume rispetto alla forma gassosa; ciò rappresenta un grosso vantaggio rispetto ai sistemi CAES. Inoltre, rispetto ai sistemi CAES e PHS, non è necessario disporre di conformazioni geografiche particolari. Per quanto riguarda potenze e capacità di accumulo, si parla di 0.35-100 MW e 10-1000 Mwh rispettivamente, mentre la durata stimata va dai 20 ai 40 anni. Il grosso problema resta il costo di investimento che va dai 900 ai 2000 $/kW.

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3 IL SISTEMA PTES

3.1 Stato dell'arte

Un sistema Pumped Thermal Energy Storage permette l’accumulo di energia prelevandola in forma di energia elettrica e stoccandola come energia termica. Necessita, quindi, di un impianto a ciclo inverso, una pompa di calore, che permette il passaggio da energia elettrica a termica, e di un impianto a ciclo diretto, un motore termico, per la riconversione in forma elettrica. L’energia viene immagazzinata in un serbatoio mediante un vettore termico. La sua applicazione può riguardare diversi settori ma, soprattutto, diverse scale di dimensioni, potendo inserirsi sia come competitor dei grandi impianti di pompaggio idroelettrico, sia nel settore industriale e residenziale. Può avere diverse configurazioni impiantistiche, differendo nel ciclo termodinamico, nei componenti e nel vettore termico impiegato per l'accumulo. Il calore può essere stoccato in forma sensibile, impiegando acqua, olio o materiali solidi, quali roccia e sabbia, che non cambiano fase nell'intervallo di temperatura del processo, o in forma latente, sfruttando il cambiamento di fase e impiegando i PCM, che consentono una elevata densità energetica, una ridotta variazione di temperatura, pur comportando costi elevati e maggiori difficoltà progettuali. Fin dal 1979 sono stati rilasciati brevetti con diversi prototipi di PTES, ma solo successivamente sono stati compiuti in merito studi rintracciabili nella letteratura scientifica.

Figura 22. Schema dell'impianto proposto da Desrues et al. [12]

Nel 2009 Desrues et al. [13], in collaborazione con SAIPEM, hanno proposto un sistema PTES su larga scala basato sul ciclo Brayton: due gruppi turbina/compressore di tipo dinamico, una per la pompa di calore in fase di carica e una per il motore termico in fase