2. Sfruttamento di risorse geotermiche a bassa entalpia: stato dell’arte

2. Sfruttamento di risorse geotermiche a bassa

entalpia: stato dell’arte

Questo capitolo è dedicato all’analisi delle varie soluzioni impiantistiche realmente utilizzate per lo sfruttamento mediante cicli binari, delle risorse geotermiche a bassa entalpia nei principali campi geotermici del mondo.

Per prima cosa viene proposta la descrizione della struttura base di un impianto a ciclo binario, nella quale saranno riportati alcuni schemi impiantistici e le principali relazioni per il calcolo dei parametri di merito. Si cercherà di far emergere le differenze sostanziali tra i vari tipi di cicli di recupero utilizzati e quelle riguardo al sistema di condensazione scelto.

In seguito si inizierà una rassegna nella quale si elencheranno gli impianti in funzione della loro collocazione geografica, ovviamente senza avere la pretesa di essere esaustivi sull’attuale stato dell’arte della singola nazione; al termine del capitolo si cercherà di raggrupparli in base alle caratteristiche tecniche sopra citate.

2.1 Struttura base di un ciclo binario

Un impianto a ciclo binario è un impianto nel quale si sfrutta l’energia termica di un fluido caldo per portare alla vaporizzazione un fluido secondario, con un punto di ebollizione inferiore, con il fine di generare potenza elettrica. Nel nostro caso il fluido caldo è un fluido geotermico, proveniente solitamente da un pozzo a bassa entalpia, e quindi con una

temperatura inferiore ai 150°C-160°C. Il fluido secondario, detto anche fluido di lavoro o fluido ausiliario, è solitamente un fluido organico bassobollente appartenente alla categoria degli idrocarburi o a quella degli idrocarburi alogenati.

I componenti fondamentali dai quali un ciclo binario non può prescindere sono dunque:

• Lo scambiatore di calore, composto almeno dalla sezione di preriscaldamento e dalla sezione di evaporazione.

• Il gruppo turbina-generatore. • Il condensatore.

• La pompa.

Nella Figura 2. 1 è riportato lo schema di un impianto a ciclo binario molto semplice. Esso è costituito da due moduli di scambio termico, due turbine, un generatore, un condensatore ed una pompa; il fluido di lavoro è n-Pentano e la sezione di scambio termico non prevede il surriscaldamento del fluido.

Figura 2. 1 Schema impiantistico di un ciclo binario

Il fluido primario, proveniente dal pozzo geotermico, entra nella sezione di scambio termico, nella quale trasferisce parte della propria energia al fluido di lavoro, prima di

essere interamente reiniettato nell’acquifero. Il fluido ausiliario invece percorre il ciclo di potenza. Esso viene pompato fino alla pressione operativa e convogliato nella sezione di scambio termico, nella quale si riscalda e successivamente vaporizza a spese del fluido geotermico; successivamente, in condizioni di vapore saturo secco o surriscaldato, va ad espandere in turbina fino ad una pressione che è funzione della temperatura di condensazione; a questo punto viene fatto condensare e nuovamente pompato per iniziare un nuovo ciclo.

Quello riportato in Figura 2. 1 è lo schema impiantistico più semplice che si possa concepire per un impianto a ciclo binario. Complicazioni all’impianto base possono essere apportate sia modificando il ciclo di recupero, sia modificando il sistema di condensazione, che nello schema proposto è ad aria.

Il ciclo di recupero percorso dal fluido nello schema base è un ciclo Rankine, poiché lo scambiatore rigenerativo prevede soltanto due sezioni di scambio termico; operare con un ciclo Hirn significherebbe aggiungere una sezione di scambio; altra tipologia di ciclo termodinamico facilmente riscontrabile negli impianti a ciclo binario è quella del ciclo Rankine con due livelli di pressione. In questo caso lo schema prevedrebbe l’aggiunta di una seconda pompa di circolazione oltre al raddoppio delle sezioni di scambio.

Per quanto riguarda la fase di condensazione, essa potrebbe prevedere l’inserimento di un condensatore ad acqua. L’utilizzo di condensatori ad acqua corrente, ovvero funzionanti con acqua di fiume o di mare, è piuttosto raro per un ciclo binario, sebbene non manchino impianti di questo tipo. Il motivo è che un qualunque impianto geotermico ha la necessità di sorgere quanto più possibile vicino al pozzo di estrazione; ma soltanto di rado i campi geotermici sorgono in prossimità di grandi corsi d’acqua.

L’alternativa alla condensazione con acqua corrente è quella con acqua di torre. Questa tipologia prevede ancora di utilizzare acqua per asportare il calore dal fluido di lavoro; tuttavia, all’uscita dal condensatore, essa non viene buttata via, come accade per l’acqua di fiume, ma fatta raffreddare in una torre evaporativa. Il principio è quello di raffreddare l’acqua facendone evaporare una parte mediante un flusso di aria secca che si satura incontrando il liquido in controcorrente o in flusso incrociato. Chiaramente, entrando in gioco l’evaporazione, parte dell’acqua si perde all’uscita della torre e deve essere reintegrata.

Nella figura seguente è proposto un secondo schema impiantistico di un impianto a ciclo binario operante con un ciclo Rankine condensato a liquido.

Figura 2. 2 schema impiantistico di un impianto a ciclo binario raffreddato ad acqua

Rispetto al primo schema proposto si nota l’aggiunta della torre evaporativa e della pompa necessaria per la circolazione dell’acqua di raffreddamento. Solitamente, per impianti di piccola taglia come sono i cicli binari, la torre evaporativa è a tiraggio meccanico e non a tiraggio naturale.

Se si dovessero mettere a confronto i tre sistemi di condensazione descritti, quello ad acqua corrente risulterebbe sicuramente la scelta migliore, sia dal punto di vista della semplicità impiantistica, che da quello dei consumi da parte degli ausiliari; tuttavia esso non può essere considerato come una scelta, ma solo come un’opportunità riservata a quei pochi campi geotermici che sorgono in prossimità di un corso d’acqua.

La condensazione ad aria rende l’impianto più costoso e ne riduce la produttività, ma fa sì che esso sia totalmente integrato nell’ambiente che lo ospita, in quanto non necessita di risorse diverse dall’energia elettrica. Un impianto condensato ad aria può arrivare a costare anche il 50% in più rispetto ad uno condensato ad acqua; l’impianto di ventilazione ha un consumo in termini di potenza elettrica quantificabile intorno al 20% della potenza lorda [Mendrinos].

La condensazione con acqua di torre riduce senz’altro le dimensioni dell’impianto, e di conseguenza il costo capitale; inoltre è meno onerosa dal punto di vista della potenza richiesta per il proprio funzionamento, ma ha un consumo di acqua non trascurabile, quantificabile in circe 30 t/h [Mendrinos]. L’intero sistema di condensazione, in questo caso, difficilmente ha un consumo superiore al 10% della potenza lorda dell’impianto; un valore inferiore rispetto ad un condensatore ad aria, ma non insignificante.

2.1.1 Definizione dei parametri di merito

A conclusione di questo paragrafo introduttivo sulla struttura base di un impianto a ciclo binario si riportano una serie di parametri che si riveleranno essere utili strumenti per la descrizione degli impianti successivi. La valutazione delle soluzioni impiantistiche verrà fatta sia su base energetica, ovvero avvalendosi del primo principio della termodinamica, sia su base exergetica, ovvero utilizzando il secondo principio della termodinamica.

Con riferimento ad un impianto a ciclo binario, il rendimento di primo principio, definito come il rapporto tra la potenza netta prodotta da un impianto e l’input energetico, indicato con la lettera

η

• Considerando l’input energetico il flusso di entalpia associato al fluido geotermico:

(

)

W

M h

h

η

=

−





• Considerando come input energetico sola quota di flusso entalpico realmente utilizzata nello scambiatore rigenerativo:

(

)

'

I

geo in geo out

W

M h

h

η

=

−





In letteratura si trovano utilizzate entrambe le definizioni; la prima ha il merito di valutare l’intero sistema impianto-pozzo, la seconda, invece, è si addice maggiormente ad una valutazione dell’impianto estrapolato dal contesto in cui opera.

L’analisi di secondo principio si basa invece sul concetto di exergia, ovvero la massima frazione di una certa quantità di energia teoricamente convertibile in energia organizzata. L’exergia specifica si definisce come

ex

=

(

h

−

h

)

−

T s

(

−

s

)

Come l’analisi di primo principio, anche quella di secondo prevede la definizione di due tipi di rendimento exergetico, indicati con la lettera

η

• Il primo considera l’input exergetico l’intero flusso di exergia associato al fluido geotermico: , net II geo in

W

M ex

η

=

⋅





• Il secondo considera l’input exergetico la sola quota di flusso exergetico realmente utilizzata nello scambiatore rigenerativo:

(

)

'

II

geo in geo out

W

M ex

ex

η

=

−





Le considerazioni da fare riguardo alle due definizioni di rendimento di secondo principio sono le stesse del rendimento di principio: la prima considera il complesso impianto-pozzo, la seconda permette di estraniare l’impianto dall’ambiente.

Possono infine essere definiti anche altri parametri di merito, rapportando la potenza netta alla portata in massa di fluido ausiliario, così come alla superficie dello scambiatore rigenerativo o a quella del condensatore:

net aux

W

m





W

S



W

S



Terminata la descrizione generale di un impianto a ciclo binario si può iniziare la rassegna di alcuni impianti realmente operanti.

2.2 Geotermia a bassa entalpia in USA

2.2.1 Impianto n°1 [Kanoglu 2002]

L’impianto che andiamo a descrivere si trova nell’area geotermica di Stillwater, nel nord del Nevada. Si tratta di un complesso formato da sette unità identiche, dalla potenza netta complessiva di 12,4 MW. Esso lavora con un fluido geotermico in fase liquida alla temperatura di 163°C, che viene alimentato attraverso quattro pozzi di estrazione; il fluido viene infine reiniettato utilizzando uno dei tre pozzi di reiniezione.

Il ciclo di potenza è rappresentato da un ciclo Rankine operante su livelli di pressione ed il fluido di lavoro è iso-Pentano. La condensazione è messa in atto utilizzando delle torri a secco, in modo tale da non consumare acqua.

La portata totale di fluido geotermico è di 338,94 kg/s, equamente suddivisi nei 7 impianti. Ogni unità dispone quindi di 48,42 kg/s.

L’intero flusso attraversa per primo l’evaporatore di alta pressione, dal quale esce alla temperatura di 131°C, per essere convogliato verso l’evaporatore di bassa pressione, nel quale si raffredda fino a circa 100°C.

A questo punto il fluido viene ulteriormente suddiviso in due parti uguali e spedito in parallelo nei preriscaldatori, nei quali cede calore fino alle temperature di 68°C e 65°C rispettivamente per l’alta e la bassa pressione.

Ciclo di alta pressione.

Il ciclo Rankine di alta pressione è percorso da una portata in massa di fluido operativo pari a 19,89 kg/s.

Riferendoci ai due diagrammi riportati sopra descriviamo brevemente il ciclo. Il fluido entra nell’economizzatore alla temperatura di 31,8°C e lo lascia a circa 98°C; nell’evaporatore, quindi, dopo aver colmato il divario tra la temperatura di ingresso e quella di saturazione (133°C), vaporizza e si surriscalda leggermente fino a 136°C. A questo punto si trova nelle condizioni nominali per l’ingresso in turbina, dalla quale esce nelle condizioni di vapore surriscaldato, alla temperatura di 85°C.

Il ciclo termina con la fase di condensazione, che porta il fluido, nelle condizioni di liquido sottoriscaldato, alla temperatura di 31°C. Le condizioni di progetto del condensatore sono riferite ad una temperatura esterna di 13°C; sono necessari circa 530 kg/s di aria, che, elaborata da 6 ventilatori, esce dalla torre evaporativa a 29°C.

Figura 2. 4 Rappresentazione grafica del ciclo di recupero e dei profili di temperatura nello scambiatore per la sezione di alta pressione

La potenza prodotta dalla turbina è di 1271 kW; da questa devono essere detratti i contributi negativi necessari ai ventilatori, al pompaggio del fluido ed a tutti gli altri ausiliari. Considerando che il pompaggio del fluido assorbe circa 52 kW e la somma dei ventilatori e di tutti gli altri ausiliari circa 200 kW, la potenza netta prodotta dalla sezione di alta pressione risulta essere pari a 1019 kW.

Ciclo di bassa pressione.

Il ciclo di bassa pressione opera con una portata in massa di iso-Pentano di 21,92 kg/s.

L’iso-Pentano entra nell’economizzatore di bassa pressione a 27°C e si riscalda sensibilmente fino a 94°C; nell’evaporatore compie l’ultimo salto termico sensibile, fino alla temperatura di 98°C, alla quale vaporizza, ed in seguito si surriscalda fino ai 99°C. Il fluido entra così in turbina, nella quale si espande fino a 65°C, rimanendo sempre in condizioni di vapore surriscaldato.

La condensazione avviene per mezzo di nove ventilatori che elaborano una portata in massa di aria pari a 666 kg/s, comportandone un riscaldamento fino a 26°C.

La potenza netta prodotta dalla sezione di bassa pressione è di 750 kW; essi derivano da una potenza uscente dalla turbina pari a 965 kW, da una potenza assorbita per il

pompaggio di 25 kW e da una potenza necessaria per la ventilazione dell’aria e per tutti gli altri ausiliari di 190 kW.

Sommando le potenze nette delle due sezioni si ottiene una potenza per singola unità di 1769 kW; moltiplicando tale numero per 7, si ottiene la potenza netta prodotta dall’intero impianto binario: 12383 kW.

Analisi exergetica.

Per prima cosa si riporta una tabella in cui sono riassunti i valori delle principali grandezze termodinamiche relativi ai punti significativi di una unità dell’impianto.

La temperatura di riferimento per il calcolo delle exergie è di 286 K.

A differenza dei due impianti descritti in precedenza, per questo è proposta un’analisi più accurata, nella quale sono calcolati i flussi di exergia, le degradazioni e le efficienze exergetiche di ogni componente. Per ragioni di spazio non riportiamo il dettaglio dei calcoli, ma soltanto una tabella riassuntiva di tutti i componenti ed un diagramma di flusso con la ripartizione dei flussi exergetici.

L’efficienza exergetica di un componente si calcola come rapporto tra il flusso exergetico utilmente trasferito e quello assorbito.

Come esempio si riporta il vaporizzatore di alta pressione: l’effetto utile è l’evaporazione del fluido di lavoro, che in termini exergetici si esprime come

Ex



−

Ex



Ex



−

Ex



10 9 , 1 2

0,893

Ex

Ex

Ex

Ex

ε

=

−

=

−









Con riferimento alla tabella precedente, è interessante analizzare gli ultimi cinque punti. I primi tre sono l’analisi exergetica rispettivamente del livello di alta pressione, di quello di bassa e dell’intera unità. Com’era facile prevedere la sezione di alta pressione ha una efficienza maggiore di quella di bassa, mentre l’intero ciclo presenta ovviamente delle prestazioni intermedie. L’efficienza dell’intero ciclo si calcola come

1 4 6 gross ciclo

W

Ex

Ex

Ex

ε

=

−

−









Il quarto punto rappresenta ancora l’intero ciclo, ma dalla potenza prodotta dalla turbina è stata tolta quella assorbita dagli ausiliari.

1 4 6 net ciclo

W

Ex

Ex

Ex

ε

=

−

−









L’ultimo punto considera invece l’unità di potenza nella sua accezione più larga, considerando come potenza prodotta quella netta e come spesa exergetica l’intero flusso exergetico in ingresso. 1 net unità

W

Ex

ε

=



_

Le ultime due definizioni di efficienza exergetica di un impianto a ciclo binario differiscono tra loro per il fatto che quest’ultima considera la reiniezione del fluido una perdita exergetica, mentre la precedente no.

Riferirsi al solo flusso in ingresso significa considerare contestualmente la coppia impianto-pozzo; la temperatura di reiniezione infatti non è una scelta, ma è imposta dalla chimica dell’acquifero. Nulla vieta però di avere l’ambizione di trattare il fluido geotermico prima dell’ingresso nell’evaporatore.

Non considerare come perdita l’exergia posseduta dal fluido al momento della reiniezione consente invece di concentrarsi maggiormente sulle prestazioni dell’impianto, isolandolo dall’ambiente in cui opera.

Le due definizioni sono comunque entrambe valide ed accettate dalla comunità scientifica; l’importante è essere coerenti nel confrontare i vari impianti.

Concludiamo la descrizione di questo impianto riportando i diagrammi dei flussi di exergia e di energia, quelli che solitamente prendono il nome di diagrammi di Grassmann e di Sankey. Entrambi i diagrammi hanno come input l’intero flusso exergetico o energetico del fluido geotermico.

Com’era lecito aspettarsi si nota una differente ripartizione dei flussi, in funzione della qualità dell’energia. Un altro fatto degno di nota è la riduzione del numero delle frecce; infatti in un’analisi energetica né gli scambiatori di calore, né la turbina, sono fonte di perdite intrinseche.

2.2.2 Impianto n°2 [Di Pippo 2004]

L’impianto che andiamo a presentare è il ciclo bottom di un impianto combinato doppio flash più binario, istallato nell’area geotermica di Brady Hot Spring, in California. Esso è composto da due moduli uguali, operanti secondo un ciclo Rankine ad un livello di pressione e percorsi da n-Pentano come fluido di lavoro.

L’analisi che viene proposta, sebbene non molto dettagliata, è particolarmente interessante, in quanto studia il comportamento dell’impianto ed in particolare quello del ciclo di potenza, al variare della temperatura esterna. Come si vede dallo schema riportato in basso, il fluido viene condensato in una torre a secco, il cui funzionamento è fortemente legato alla temperatura ambiente.

Figura 2. 7 Schema impiantistico dell'impianto di Brady Hot Spring

Sono stati studiati i parametri operativi per dieci giorni consecutivi, nel periodo dal 16 al 25 settembre, facendo dei rilevamenti due volte al giorno, una alle 6 a.m. ed una alle 6 p.m. Nella tabella riportata in seguito si vede come la potenza netta prodotta decisamente inferiore nella seconda parte della giornata; questo però non è dovuto ad una maggiore potenza assorbita dai ventilatori, ma ad una minore potenza uscente dalla turbina.

Evidentemente è stato preferito far lavorare in maniera costante il sistema di condensazione ed agire sulla parzializzazione dell’espansione del fluido; infatti, in funzione della pressione di fine espansione, il fluido condensa ad una diversa temperatura, ed il condensatore può lavorare sempre nelle stesse condizioni.

6 a.m. 6 p.m.

Portata di fluido geotermico kg/s 484,09 484,09

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 107,8 108,7

Temperatura reiniezione fluido geotermico °C 81,1 83,32

Entalpia ingresso fluido geotermico kJ/kg 452 455,8

Entropia ingresso fluido geotermico kJ/kgK 1,394 1,404

Temperatura ambiente °C 16,8 30,1

Entalpia stato ambiente kJ/kg 70,5 126,2

Entropia stato ambiente kJ/kgK 0,25 0,438

Potenza uscita turbina kW 5210 3780

Ausiliari kW 880 880

Potenza netta kW 4330 2900

Tabella 2. 3 Valori termodinamici e prestazionali al variare dell'ora del giorno. Tali valori sono da intendersi come medie fatte nel periodo in esame

Analisi exergetica.

Anche la temperatura dello stato morto, necessaria per il calcolo di flussi exergetici, non è costante, ma funzione dell’ora del giorno: le medie registrate sono state di 16,8°C per la mattina e di 30,1°C per il pomeriggio.

Conseguentemente possono essere calcolati i flussi exergetici associati al fluido geotermico in ingresso.

(

)

)

49,71

6 . .

kJ

ex

h

h

T s

s

a m

kg

=

−

−

−

=

(

)

)

36,66

6 p. .

kJ

ex

h

h

T s

s

m

kg

=

−

−

−

=

A questo punto possiamo determinare i rendimenti di primo e di secondo principio dell’impianto al variare della temperatura esterna.

(

)

0,023 6 a.m.

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

(

)

0,018 6 a.m.

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,179 6 a.m.

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

0,163 6 p.m.

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

I tre parametri prestazionali che siamo andati a studiare, ovvero la potenza netta prodotta, il rendimento di primo principio e quello di secondo principio, si comportano in maniera diversa al variare della temperatura ambiente.

La potenza netta subisce il decremento maggiore, riducendosi di oltre il 33%.

Il rendimento di primo principio si riduce invece del 21%, in quanto nella propria espressione presenta l’entalpia dello stato morto.

Il rendimento di secondo principio, infine, decresce di circa il 9%; questo perché l’analisi exergetica è l’unica in grado di conteggiare gli effetti avversi delle condizioni esterne. Per come è concepita capisce che se la temperatura esterna aumenta, potrò convertire in lavoro una percentuale minore dell’energia in ingresso. Quello che non è in grado di prevedere è l’effetto dell’incremento di temperatura sul condensatore ad aria, e proprio questo è il responsabile del decremento di efficienza.

2.2.3 Impianto n°3 [Schochet 2000]

Il terzo esempio della geotermica statunitense che proponiamo si trova nell’area geotermica di Wabuska, nel Nevada. Alimentato da due pozzi di estrazione che forniscono una portata in massa di fluido geotermico di 60 kg/s ciascuno, alla temperatura di 104°C, l’impianto è composto da due moduli, uno da 750 kW, operante dal 1984, ed uno da 1000 kW, in funzione dal 1987.

Il primo fluido di lavoro utilizzato fu il refrigerante sintetico R-114, un CFC. Dal 1994, come conseguenza del protocollo di Montreal, cessò la produzione di tutti i cloro-cluoro-carburi; nel 1996 l’impossibilità nel reperire il fluido di lavoro costrinse l’impianto a fermarsi per due anni. Nel 1998, terminata la riconversione di tutti gli apparati ad iso-Pentano, la produzione riprese.

La potenza netta complessivamente prodotta è attualmente di 1250 kW.

La condensazione del fluido avviene per mezzo di un condensatore a liquido che lavora con acqua proveniente da una vasca di raffreddamento.

Non possedendo dati precisi assumiamo la temperatura di 25°C come temperatura di riferimento per lo stato morto. L’exergia del fluido in ingresso risulta

(

)

)

41,2

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

I rendimenti di primo e di secondi principio valgono

(

)

0,031

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,262

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

2.3 Geotermia a bassa entalpia in Turchia

2.3.1 Impianto n°1 [Kose 2005]

L’area geotermica di Simav, nella quale istallato l’impianto a ciclo binario che stiamo per descrivere, si trova nella zona occidentale della penisola anatolica.

La centrale è alimentata da un fluido geotermico alla temperatura di 145°C, proveniente da due pozzi di estrazione; la portata in massa è pari a 122 kg/s. Il fluido si raffredda fino alla temperatura di 90°C, alla quale viene estratto dallo scambiatore ed utilizzato per il teleriscaldamento.

La sezione di potenza è invece identificata in un ciclo Hirn ad un livello di pressione. Sono presenti quindi tre sezioni di scambio termico, una turbina, una pompa ed un condensatore, che in questo caso è ad acqua; collegata al condensatore si trova una torre di raffreddamento ad umido.

Si riportano due tabelle relative ai valori del fluido geotermico ed alla sezione di potenza.

Portata di fluido geotermico kg/s 122

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 145

Pressione fluido geotermico bar 3,8

Temperatura uscita fluido geotermico °C 90

Entalpia ingresso fluido geotermico kJ/kg 610,6

Entropia ingresso fluido geotermico kJ/kgK 1,791

Temperatura ambiente °C 15

Entalpia stato ambiente kJ/kg 63

Entropia stato ambiente kJ/kgK 0,224

Tabella 2. 4 dati termodinamici del fluido geotermico

Fluido di lavoro R-124

Portata fluido di lavoro kg/s 148,5

Pressione operativa bar 20

Temperatura ingresso in turbina °C 110

Portata acqua di raffreddamento kg/s 820

Potenza uscita turbina kW 3640

Potenza netta kW 2900

Tabella 2. 5 Dati termodinamici della sezione di potenza

Analisi exergetica.

L’exergia specifica posseduta dal fluido geotermico in ingresso allo scambiatore è

(

)

)

96

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

I rendimenti di primo e di secondo principio sono i seguenti:

(

)

0,0389

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,247

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

2.4 Geotermia a bassa entalpia in Costa Rica

2.4.1 Impianto n°1 [Moya, Di Pippo 2007]

L’impianto in esame è situato nel sito geotermico ad acqua dominante di Miravalle, nel nord della Costa Rica. Attivo dal gennaio del 2004, questa unità a ciclo binario è nato con lo scopo di utilizzare l’acqua calda di scarto dei tre impianti a singolo flash, storicamente attivi nella zona. Esso prevede due centrali di potenza, molto simili tra loro, operanti secondo un ciclo Rankine ad un livello di pressione, in cui il fluido di lavoro è n-Pentano. L’impianto prevede l’utilizzo di un condensatore ad acqua e la potenza netta complessiva dei due moduli è di 15500 kW.

Il fluido geotermico in uscita dai separatori di vapore dei cicli top, arriva attraverso tre collettori (uno per ogni ciclo flash), ai due moduli operanti a ciclo binario: i due collettori dalla portata minore servono un modulo, l’altro modulo è servito dal collettore di maggiore portata.

La temperatura del fluido in ingresso vale 160°C per il collettore 1, e 167°C per i collettori 2 e 3. La reiniezione avviene sempre alla temperatura di 136°C.

I due moduli differiscono tra loro solo nella fase di approvvigionamento del fluido, come si può notare dagli schemi seguenti.

Una particolarità che emerge dagli schemi precedenti, e che rende l’impianto particolarmente all’avanguardia, è il percorso del fluido di lavoro in uscita dalla turbina. Esso, infatti, prima di essere condensato, cede il proprio calore sensibile al fluido in pressione che sta iniziando il preriscaldamento.

Ogni modulo è costituito dai seguenti componenti:

• Due preriscaldatori. • Due evaporatori. • Due recuperatori. • Quattro condensatori. • Due turbine.

• Due pompe.

• Un generatore di potenza elettrica.

La torre di raffreddamento è invece unica, e serve entrambe le sezioni.

Gli scambiatori utilizzati sono tutti della tipologia shell and tube, e le dimensioni sono riportate nella tabella seguente.

Scambiatore N D tubi L tubi D shell L tot

[mm] [m] [m] [m]

Economizzatore 743 19,45 11,48 0,78 13,87

Evaporatore 1744 19,45 10,86 1,42 14,2

Recuperatore 544 25,7 9,8 1,625 11,72

Condensatore 2750 19,3 10,97 1,97 13,5

Tabella 2. 6 Dimensioni dei principali apparati di scambio termico

Le principali grandezze termodinamiche del fluido geotermico sono riportate nella tabella seguente, differenziando i tre collettori.

Parametro Unità C-1 C-2 C-3

Portata di fluido geotermico kg/s 237,7 221 398,4

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 160,2 166,9 166,9

Pressione fluido geotermico bar 10,1 9,8 8,3

Temperatura reiniezione fluido geotermico °C 136 136 136

Entalpia ingresso fluido geotermico kJ/kg 676,4 705,6 705,6

Entropia ingresso fluido geotermico kJ/kgK 1,945 2,011 2,011

Temperatura ambiente °C 25 25 25

Entalpia stato ambiente kJ/kg 104,9 104,9 104,9

Entropia stato ambiente kJ/kgK 0,367 0,367 0,367

Ciclo di potenza.

Il fluido di lavoro in condizioni di liquido saturo o leggermente sottoriscaldato, viene pompato fino alla pressione operativa e fatto passare attraverso il recuperatore di calore, nel quale si riscalda a spese dello stesso fluido di lavoro in uscita dalla turbina, portandosi nelle condizioni del punto 7.

A questo punto si riscalda sensibilmente nel preriscaldatore e vaporizza nell’evaporatore, prima di andare ad espandersi in turbina, raffreddarsi nel recuperatore di calore e condensare nel condensatore.

I valori delle grandezze termodinamiche nei punti significativi del ciclo di recupero sono riportati nella tabella seguente.

Punto Descrizione p T h s bar °C kJ/kg kJ/kgK 5 Inizio ciclo 16,4 43 15 0,047 7 Fine preriscaldamento 16,4 61 61,9 0,18 1 Ingesso in turbina 16,4 147,4 530,4 1,36 2 Fine espansione 1,35 88 453,3 1,41 3 Uscita recuperatore 1,35 65 408,7 1,28

Tabella 2. 8 Dati termodinamici del ciclo di recupero

I valori di potenza prodotti dalle turbine dei due moduli sono di 9690 kW e di 9936 kW rispettivamente per il modulo 1 e per il modulo 2.

Gli ausiliari dell’intero impianto assorbono 2112 kW; la potenza netta prodotta è quindi di 17500 kW, valore superiore ai 15500 kW di progetto. Questo è dovuto al fatto che l’impianto è stato progettato per lavorare nel punto nominale dopo qualche anno, quando la produttività dei pozzi che alimentano i cicli flash sarà diminuita.

Il valore della portata in massa di fluido di lavoro non è espresso; tuttavia è facilmente recuperabile noti i valori della potenza lorda, ovvero quella prodotta dalla turbina, e del salto entalpico nella stessa.

1

9690

125,68

77,1

W

_kg

m

s

h

=

_∆

=

=





9936

128,87

77,1

W

_kg

m

s

h

=

_∆

=

=





L’exergia specifica posseduta dal fluido geotermico del collettore 1, quello con temperatura più bassa è

(

)

)

101

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

Quella associata ai fluidi dei collettori 2 e 3 è invece

(

)

)

110,5

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

Per agevolare i calcoli successivi è possibile determinare una media pesata dell’exergia in ingresso associata al fluido geotermico.

,1 1 ,1 1 ,1 1 1 2 3

107,9

ex

m

ex

m

ex

m

_kJ

ex

kg

m

m

m

⋅

+

⋅

+

⋅

=

=

+

+













Il rendimento di secondo principio risulta così essere ,

17500

0,19

857 107,9

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

=

⋅

⋅







_

Per confronto andiamo a calcolare anche il rendimento di primo principio. Prima però dobbiamo calcolare un’entalpia specifica media da associare al fluido geotermico.

,1 1 ,2 2 ,3 3 1 2 3

697,5

h

m

h

m

h

m

_kJ

h

kg

m

m

m

⋅

+

⋅

+

⋅

=

=

+

+













Di conseguenza il rendimento dell’impianto risulta

(

)

0,0344

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

Le prestazioni risultano particolarmente scarse. In realtà ci troviamo di fronte ad un impianto all’avanguardia nel proprio campo; quello che lo rende così poco produttivo è la reiniezione del fluido a temperatura inspiegabilmente molto alta. Non sappiamo se è dovuto ad una composizione del fluido geotermico particolarmente svantaggiosa o ad un utilizzo successivo del calore in uscita dallo scambiatore a recupero.

Analizzando l’impianto isolandolo dal contesto, ovvero calcolando i rendimenti sulla base del calore realmente utilizzato,

(

h

−

h

)

(

)

,

0,162

net net

I

eff geo in in out

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

(

)

17500

0,546

857 107,9 70,5

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

=

⋅

⋅

−







_

Figura 2. 12 Layout dell'impianto di Miravalle

2.5 Geotermia a bassa entalpia in Guatemala

I dati in nostro possesso per la descrizione della geotermia guatemalteca a bassa entalpia sono piuttosto scarsi; tuttavia vale la pena citare l’impianto a ciclo binario, del quale riportiamo una foto in basso, istallato nel campo geotermico di Zunil, il più importante del Paese.

Si tratta di un complesso alimentato da 9 pozzi di estrazione (per la reiniezione sono previsti altri 4 pozzi) che forniscono fluido geotermico a 7 impianti a ciclo binario dalla potenza istallata di 4 MW ciascuno. In condizioni di regime la potenza netta generata dall’intero sistema è di 24 MW.

La condensazione del fluido di lavoro avviene per mezzo di un condensatore ad aria; come si nota dalla figura in basso, le dimensioni del condensatore possono essere tranquillamente confuse con quelle dell’intero impianto.

2.6 Geotermia a bassa entalpia in Messico

Sebbene ricco di campi geotermici ad acqua dominante, in Messico lo sfruttamento delle risorse a bassa entalpia è praticamente assente [Schochet 2000]. Nell’area di Cerro Prieto, il campo geotermico ad acqua dominate più grande al mondo, con circa 720 MW di potenza istallata, non è presente nessun impianto a ciclo binario.

Gli unici esempi di impianti a ciclo binario esistenti in Messico si trovano nell’area di Los Azufures, nel centro del Paese, dove si trovano due unità da 1,5 MW e nella zona chiamata Pietras de Lumbe, situata in area montuosa nel centro Nord del Paese, in cui si trova un impianto da 300 kW.

Per mancanza di dati riguardo la prima area geotermica, descriviamo soltanto il secondo esempio, la cui storia è piuttosto curiosa. Solitamente i paesi nascono in conseguenza dello sfruttamento di una certa area geotermica; in questo caso, per il villaggio di Maguarichi, 600 abitanti, distante 75 km dalla rete elettrica nazionale, è avvenuto l’opposto. Prima del 2001, anno di inaugurazione dell’impianto, la generazione elettrica era affidata ad un generatore diesel, in funzione solo 3 ore al giorno a causa degli elevati costi di esercizio. Il CFE, l’ente statale in materia di energia elettrica, dopo aver ispezionato la zona circostante, caratterizzata da fumarole e soffioni, affidò alla ditta Ormat il compito di costruire un impianto a ciclo binario dalla potenza di 300 kW.

L’impianto, tuttora operativo, è alimentato da una portata in massa di fluido geotermico di circa 10 kg/s ad una temperatura di 120°C; il ciclo di recupero, probabilmente un ciclo Rankine, è percorso da iso-Pentano come fluido di lavoro.

Analisi exergetica

Considerando 25°C come temperatura di riferimento per lo stato morto, l’exergia associata al fluido geotermico in ingresso all’impianto è

(

)

)

52,8

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

Di conseguenza i rendimenti di primo e di secondo principio sono

(

)

0,062

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,473

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

Si sono ottenuti valori decisamente elevati, tanto da far pensare ad un’incongruità dei dati in nostro possesso.

2.7 Geotermia a bassa entalpia in Islanda

2.7.1 Impianto n°1 [Di Pippo 2004]

L’ultimo impianto a ciclo binario che descriviamo si torva nell’area geotermica islandese di Hùsavìk. Esso presenta diversi fattori di discontinuità rispetto a quelli descritti nei paragrafi precedenti.

Il ciclo di recupero utilizzato è il ciclo Kalina, ovvero un ciclo in cui il fluido di lavoro non è un fluido puro, ma una miscela di due o più fluidi. Questo si traduce nella pratica con una

vaporizzazione ed una condensazione non più isoterme, ma a temperatura variabile. Il vantaggio immediato è quello di una riduzione dell’irreversibilità per scambio termico nell’evaporatore; un secondo miglioramento, necessitante di alcune modifiche costruttive nel sistema di condensazione, consiste in un recupero più sostanzioso del calore posseduto dal fluido in uscita dalla turbina.

Una seconda particolarità di questo impianto sta nel sistema di condensazione. Trovandosi in prossimità di un fiume, se ne utilizza parte della portata per condensare il fluido, con il duplice vantaggio di eliminare gli sprechi di nuova acqua e di risparmiare la potenza altrimenti assorbita per il funzionamento della torre evaporativa. Vedremo come per questo impianto gli ausiliari giochino un ruolo meno rilevante nella produttività.

Il fluido geotermico arriva all’impianto con una portata in massa di 90 kg/s ed una temperatura di 124°C. Si raffredda cedendo calore al fluido di lavoro, una miscela di acqua ed ammoniaca nelle percentuali di 18% ed 82% rispettivamente, ed alla temperatura di 80°C viene inviato ad un sistema di teleriscaldamento, prima della reiniezione.

La potenza netta di progetto è di 2030 kW; tuttavia vedremo come dei test più recenti abbaino dimostrato una produttività più ridotta.

Il fluido di lavoro, opportunamente pompato alla pressione operativa, entra nel primo dei due recuperatori di calore, quello a bassa temperatura (LTR), nel quale incontra il vapore uscente dalla turbina miscelato con il fluido proveniente dal recuperatore di alta temperatura (HTR). Dopo un primo salto termico entra nel secondo recuperatore di calore, nel quale si riscalda ulteriormente a spese del fluido proveniente dal separatore (vedi

schema). A questo punto la miscela operativa entra nello scambiatore principale, quello in cui incrementa la propria energia a spese del fluido geotermico. Da qui esce, non ancora del tutto vaporizzata, ed entra nel separatore; il vapore, con una maggiore concentrazione di ammoniaca, in quanto elemento più volatile, viene mandato ad espandere in turbina; il liquido, con una maggiore concentrazione di acqua, perché elemento meno bassobollente, percorre la sezione di recupero termico.

Terminata l’espansione, il vapore si raffredda nel secondo recuperatore, nel quale si riunisce alla portata deviata dal separatore. La frazione di fluido operativo non espansa in turbina, cede invece calore nel primo recuperatore e va ad unirsi alla complementare nel secondo.

Riunite le portate e ristabilite le percentuali dei due componenti, la miscela condensa a spese dell’acqua del fiume.

Nelle tabelle seguenti si riportano i valori termodinamici dell’intero impianto e le temperature operative del ciclo di recupero.

Portata di fluido geotermico kg/s 90

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 124

Temperatura reiniezione fluido geotermico °C 80

Entalpia ingresso fluido geotermico kJ/kg 520,7

Entropia ingresso fluido geotermico kJ/kgK 1,57

Temperatura ambiente °C 5

Entalpia stato ambiente kJ/kg 21

Entropia stato ambiente kJ/kgK 0,076

Portata acqua di raffreddamento kg/s 182

Temperatura acqua di raffreddamento °C 5

Temperatura uscita acqua raffreddamento °C 25

Potenza uscita turbina kW 1823

Potenza ausiliari kW 127

Potenza netta kW 1696

Descrizione T % NH3 °C

Uscita condensatore 13 82

Uscita HTR per Evaporatore 68 82

Uscita evaporatore 121 82

Vapore uscita separatore 121 95

Liquido uscita separatore 121 5

Liquido uscita HTR per LTR 48 5

Fine espansione 60 95

Uscita LTR per condensatore 38 82

Tabella 2. 10 Temperature operative e concentrazione di ammoniaca del ciclo di recupero

Analisi exergetica.

Per effettuare l’analisi exergetica faremo riferimento alla potenza netta riportata in tabella e non a quella di progetto. Il dato in tabella si riferisce ad una prova realizzata il 28 novembre 2001 e rappresenta il dato più recente in nostro possesso.

L’exergia in ingresso associata al fluido geotermico, con riferimento ad una temperatura dello stato morto pari a 5°C, ovvero quella dell’acqua di condensazione, è

(

)

)

84,1

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

I rendimenti di primo e di secondo principio risultano così essere

(

)

0,0377

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,224

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

2.8 Geotermia a bassa entalpia nelle Azzorre

Nella isole portoghesi delle Azzorre si trova l’impianto a ciclo binario Sao Miguel 2 da 14MW, derivante dall’ampliamento dell’originario impianto da 5 MW con una sezione da 9 MW [Schochet 2000].

Il primo impianto, alimentato da due pozzi di estrazione, lavora con un fluido geotermico costituito da vapore saturo. La portata di fluido geotermico è di 129 kg/s, con una temperatura di 149°C ed una pressione di 4,5 bar; circa 100 kg/s sono di liquido, mentre i restanti 29 kg/s sono di vapore. Lo sfruttamento dell’energia posseduta dal fluido avviene mediante un ciclo binario semplice, in due unità identiche da 2,5 MW, e non secondo un ciclo combinato flash più binario, come ci si poteva aspettare.

La condensazione del fluido avviene in un condensatore ad aria (vedi figura a lato), la cui estensione è di gran lunga maggiore di tutto il resto dell’impianto. La parte più a destra, quella più scura, risale al vecchio impianto da 5 MW; quella sulla sinistra, è invece entrata in funzione dal 1998, insieme alla sezione da 9 MW.

2.1 Geotermia a bassa entalpia in Giappone

2.1.1 Impianto n°1 [Di Pippo 2004]

Il primo impianto che andiamo ad analizzare è un impianto pilota, ovvero un prototipo con finalità scientifiche e non produttive, istallato nel sito geotermico di Otake, situato nell’isola giapponese di Kyushu. Esso riceve una miscela di acqua e vapore dal vicino impianto flash da 10 MW ed utilizza iso-Butano come fluido operativo; il ciclo di recupero è un ciclo Rankine.

La particolarità di questo impianto sta nello scambiatore di calore a recupero, la cui fase di preriscaldamento è composta da 18 stadi, con il fine di minimizzare le perdite exergetiche per scambio termico.

La condensazione avviene in modo ibrido, ovvero utilizzando un condensatore ad aria coadiuvato da dell’acqua con cui vengono bagnati i tubi per incrementare lo scambio termico. L’acqua necessaria proviene dall’ultimo stadio dello scambiatore ed arriva nel condensatore dopo essere stata raffreddata in un torre evaporativa.

Schema dell’impianto.

Figura 2. 16 Schema impiantistico di Otake

Prima di passare a descrive le prestazioni termodinamiche dell’impianto riportiamo una tabella con le caratteristiche operative.

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 130

Portata di vapore kg/s 1,305

Portata di acqua kg/s 13,356

Portata totale fluido geotermico kg/s 14,661

Temperatura reiniezione fluido geotermico °C 50

Potenza netta kW 1000

Temperatura stato di riferimento °C 18

Tabella 2. 11 Dati termodinamici dell'impianto di Otake

Analisi exergetica.

L’exergia specifica del fluido geotermico in ingresso e uscita, con riferimento allo stato morto riportato in tabella, è data dalle seguenti relazioni.

,

(

)

(

) 126,7

geo in geo in geo in

kJ

ex

=

h

−

h

−

T s

−

s

=

_kg

,

(

)

(

) 6,88

geo out geo out geo out

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

Il rendimento di secondo principio può essere calcolato come rapporto tra la potenza netta prodotta, 1000 kW, ed il flusso exergetico in ingesso allo scambiatore.

,

1000

0,538

1857,5

W

m

ex

η

=

=

=

⋅





Per quanto riguarda il rendimento di primo principio, esso si calcola come rapporto tra la potenza netta prodotta ed il flusso entalpico in ingresso allo scambiatore.

, 0

1000

0,102

(

) 9739

W

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−





Le prestazioni di questo impianto sono decisamente elevate, tanto che l’autore stesso dell’articolo (Di Pippo 2004) ammette di non aver mai visto un impianto così efficiente. Il merito principale è senz’altro da attribuire allo scambio termico multistadio; come nota conclusiva bisogna però dire che proprio a causa dell’innovativo apparato di scambio l’impianto risulta fortemente antieconomico. In nessun altro sito è mai stato costruito un impianto simile, ed anche questo prototipo venne smantellato dopo poche prove.

2.1.2 Impianto n°2 [Di Pippo 2004]

Il secondo ed ultimo impianto della geotermia giapponese a bassa entalpia che andiamo a descrivere è ancora un impianto pilota, situato nell’area geotermica di Nigorikawa, sull’isola di Hokkaido.

Anche questo impianto sviluppa una potenza netta di 1000 kW ed opera secondo un ciclo Rankine. Il fluido operativo è un fluido refrigerante sintetico, R-114; si tratta di un cloro-fluoro-carburo, C2Cl2F4, un fluido oggi non più utilizzabile. Lo scambiatore è di tipo

classico, suddiviso soltanto nella sezione di preriscaldamento e di evaporazione.

In tabella sono riportati i principali parametri operativi.

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 140

Portata totale fluido geotermico kg/s 49,996

Temperatura reiniezione fluido geotermico °C 92

Potenza netta kW 1000

Temperatura stato di riferimento °C 13

Tabella 2. 12 Dati termodinamici dell'impianto di Nigorikawa

Analisi exergetica

L’exergia in ingresso posseduta dal fluido geotermico è

,

(

)

(

) 92,74

geo in geo in geo in

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

Le prestazioni dell’impianto, ovvero i rendimenti di primo e di secondo principio, risultano essere decisamente più scarsi rispetto all’impianto precedente.

,

1000

0,215

4634,6

W

m

ex

η

=

=

=

⋅





1000

0,037

(

)

26723

W

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−





2.1.3 Impianto n°3 [Keio Ura 2000]

Il terzo impianto che riportiamo, ancora un impianto pilota, è stato costruito nel febbraio del 1997 nel campo geotermico di Takigami; esso utilizza parte dell’acqua calda destinata alla reiniezione proveniente dai vicini impianti flash.

Una portata in massa di circa 55,5 kg/s, con una temperatura di 130°C viene fatta passare attraverso gli scambiatori a recupero del ciclo binario, nei quali trasferisce parte della propria energia al fluido di lavoro, che nel caso in esame è il fluido refrigerante R-123. Il ciclo di potenza è un ciclo Rankine semplice, operante alla pressione di 9,6 bar e con una temperatura massima di 104°C.

La condensazione del fluido di lavoro avviene, alla temperatura di 47°C, in un condensatore a liquido, nel quale l’acqua di raffreddamento entra a 22°C con una portata di 63,9 kg/s.

La potenza generata dalla turbina è di 490 kW; il consumo imputato agli ausiliari è di 90kW; ne consegue una potenza netta prodotta dall’impianto di 400 kW.

Gli scambiatori a recupero sono scambiatori orizzontali del tipo shell and tube, nei quali il fluido geotermico scorre lato tubi ed il fluido di lavoro scorre lato mantello. I tubi sono muniti di piccole alette per incrementare il coefficiente di scambio termico. In realtà si tratta di un solo scambiatore, in quanto per ragioni di compattezza tutto il trasferimento di calore avviene all’interno dello stesso oggetto. La lunghezza complessiva è di 9,59 metri ed il diametro del mantello è di 1,6 metri.

Il condensatore è anch’esso del tipo shell and tube, in cui il fluido condensante scorre lato mantello. La lunghezza totale è di 9,57 metri, mentre il diametro è di 1,1 metri.

Portata di fluido geotermico kg/s 55,5

Temperatura ingresso fluido geotermico °C 130

Temperatura reiniezione fluido geotermico °C 106

Entalpia ingresso fluido geotermico kJ/kg 546,3

Entropia ingresso fluido geotermico kJ/kgK 1,634

Temperatura ambiente °C 22

Entalpia stato ambiente kJ/kg 92,3

Entropia stato ambiente kJ/kgK 0,325

Portata acqua di raffreddamento kg/s 63,9

Temperatura acqua di raffreddamento °C 22

Potenza uscita turbina kW 490

Potenza ausiliari kW 90

Potenza netta kW 400

Tabella 2. 13 Valori termodinamici dell'impianto di Takigami

Analisi exergetica

La temperatura scelta per lo stato morto è stata quella di ingresso dell’acqua di raffreddamento. In questo modo l’exergia in interesso con il fluido geotermico è

,

(

)

(

) 67,65

geo in geo in geo in

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

I rendimenti, sia di primo che di secondo principio, risultano decisamente scarsi:

, 0

400

0,016

(

)

25197

W

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−





400

0,106

3754

W

m

ex

η

=

=

=

⋅





2.9 Geotermia a bassa entalpia in Kenia

La geotermia keniota è in forte sviluppo; dei 129 MW attualmente istallati, 84 MW sono stati inaugurati dopo il 1999. Tutti gli impianti si trovano nel campo geotermico ad acqua dominante di Olkaria; per quanto riguarda la bassa entalpia è attualmente funzionane l’impianto da 12 MW Olkaria III (foto in basso), alimentato da 5 pozzi di estrazione.

Esso è composto da tre moduli identici da 4 MW, operanti a ciclo binario; la condensazione del fluido avviene per mezzo di un condensatore ad aria.

Per il futuro di quest’area sono in programma due importanti interventi:

• Il primo, gia in fase di realizzazione prevede la creazione di un impianto pilota a ciclo binario da 1800 kW.

• Il secondo, stando a quanto dichiarato dalla ditta Ormat, titolare dell’impianto, prevede il potenziamento di Olkaria III fino ad arrivare ad una potenza istallata di 48 W, grazie anche alla perforazione di 9 nuovi pozzi.

2.10 Geotermia a bassa entalpia in Tibet

Nell’area geotermico di Nagqu, in Tibet, si trova l’impianto geotermico più alto al mondo, situato a circa 4500 metri sul livello del mare. Inaugurato nel 1993, esso ebbe diversi problemi che, accentuati dall’asperità del luogo, resero problematico il funzionamento; solo dal 1998 la produzione è ripresa in modo continuo [Schochet 2000].

La potenza istallata è di 1300 kW, prodotta da un’unica unità a ciclo binario con condensazione ad aria.

Il fluido geotermico, che arriva da due pozzi di estrazione, ha una portata di circa 140 kg/s ed una temperatura di 110°C.

Analisi exergetica.

La temperatura dello stato morto è stata considerata di 25°C; l’exergia del fluido in ingresso risulta così essere

(

)

)

43,2

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

I rendimenti di primo e di secondo principio sono

(

)

0,026

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,215

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

2.11 Geotermia a bassa entalpia in Tailandia

Il campo geotermico di Fang, nel quale è istallato l’impianto a ciclo binario di cui parliamo, si trova in un’area rurale nel nord del Paese. Il fluido primario è alimentato

all’impianto mediante tre pozzi di estrazione dalla produttività di circa 500 l/min (≈ 8,3 kg/s) ciascuno con una temperatura di 116°C [Schochet 2000].

La potenza istallata è di 300 kW, ma in condizioni di funzionamento reale si generano tra i 150 kW ed i 250 kW.

La condensazione del fluido avviene per mezzo di acqua di fiume.

La singolarità di questo impianto è il fatto di non essere connesso alla rete elettrica nazionale, ma soltanto ad una rete di distribuzione locale. Per meglio svolgere questo compito sono state istallate anche delle batterie; in questo modo è possibile soddisfare la richiesta nei momenti di picco oppure accumulare energia nei periodi di minor carico.

Analisi exergetica

Per l’analisi exergetica facciamo riferimento ad una temperatura dello stato ambiente di 25°C ed ad una potenza istallata di 250 kW. L’exergia associata al fluido in ingesso è

(

)

)

48,9

kJ

ex

h

h

T s

s

kg

=

−

−

−

=

I rendimenti di primo e di secondo principio risultano

(

)

0,027

W

W

Q

m

h

h

η

=

=

=

⋅

−







_

0,213

W

W

Ex

m

ex

η

=

=

=

⋅







_

2.12 Considerazioni conclusive.

netta Eta 1 Eta 2

Sistema di condensazione °C kg/s kW % % Otake, Giappone 130 14,66 9% vapore

iso-Butano Rankine 1000 10,2 53,8 Acqua di torre

Nigorikawa,

Giappone 140 49,99 R-114 Rankine 1000 3,7 21,5 Acqua di torre

Takigami,

Giappone 130 55,5 R-123 Rankine 400 1,6 10,6 Acqua di torre

Stillwater, USA 162,8 338,94 iso-Pentano Rankine 2LP 12400 4,5 29,1 Aria Brady Hot Spring, USA 108 484,09 n-Pentano Rankine 4330-2900 1,8-2,3 16,3-17,9 Aria Wabuska, USA 104 120 iso-Pentano Rankine 1250 3,1 26,2 Acqua di vasca Simav,

Turchia 145 122 R-124 Hirn 2900 3,89 24,7 Acqua di torre

Miravalle,

Costa Rica 160-167 857 n-Pentano Rankine 17500 3,44 19 Acqua di torre Zunil, Guatemala n.d. n.d. n.d. n.d. 24000 n.d. n.d. Aria Pietras de Lumbe, Messico 120 10

iso-Pentano Rankine 300 6,2 47,3 Aria

Hùsavìk,

Islanda 124 90

82% NH3

18% H2O Kalina 1696 3,77 22,4 Acqua di fiume Sao Miguel, Azzorre (Portogallo) 149 129 22% vapore n.d. n.d. 5000 n.d. n.d. Aria Olkaria III, Kenia n.d. n.d. n.d. n.d. 12000 n.d. n.d. Aria Nagqu, Tibet 110 140 n.d. n.d. 1300 2,6 21,5 Aria Fang,

Dall’analisi dello stato dell’arte emergono molte soluzioni già realmente praticate per lo sfruttamento della bassa entalpia. Risulta difficile classificare con un criterio prestazionale i vari impianti, in quanto i parametri solitamente utilizzati (potenza netta, rendimento) sono tutti fortemente influenzati dalla qualità e dalla quantità della risorsa.

Neppure il rendimento calcolato considerando come input energetico (o exergetico) solo il netto dell’energia (o exergia) realmente utilizzata può estraniare l’analisi dal contesto, poiché le prestazioni del ciclo di recupero dipendono dalla temperatura del fluido geotermico. Per fare un esempio il ciclo di recupero che nasce sfruttando un fluido geotermico che si raffredda da 160°C a 100°C avrà prestazioni superiori di uno che nasce sfruttando un salto termico da 130°C a 70°C, sebbene si lavori sotto lo stesso ∆T. Ecco che neppure un rendimento calcolato sul netto dell’entalpia riesce ad essere un parametro universale per tutti gli impianti.

Anche il sistema di condensazione del fluido di lavoro deve essere adattato al contesto. Come si è visto, negli impianti descritti, abbiamo trovato tre tipi diversi di condensatori. La disponibilità di acqua corrente permette di incrementare le prestazioni in modo non trascurabile, ma è limitata a pochi siti fortunati. La condensazione ad aria risulta la scelta meno efficiente dal punto di vista prestazionale, ma è più semplice e meno impattante della condensazione con acqua di torre. La torre evaporativa infatti consuma acqua ed ha un costo energetico, seppur minore rispetto alla torre a secco, non trascurabile.

I fluidi di lavoro maggiormente impiegati negli impianti selezionati sono risultati essere gli idrocarburi, in particolare iso-Butano e iso-Pentano e n-Pentano; i fluidi refrigeranti sintetici trovano spazio in un numero inferiore di applicazioni, mentre soltanto in un caso si utilizza un fluido inorganico (ammoniaca) come fluido di lavoro. Dall’analisi dei risultati, le motivazioni non sembrano essere di carattere prestazionale. La maggior parte degli impianti citati possono essere collocati temporalmente negli anni subito successivi alla stipulazione del Protocollo di Montreal; i fluidi sintetici disponibili, CFC e HCFC, erano stati o messi al bando o prorogati fino ad una certa data, il 2014, mentre i loro sostituti, gli HFC, erano ancora poco affidabili e troppo costosi. Probabilmente è questo il motivo per cui gli idrocarburi risultano i fluidi più utilizzati nei cicli binari selezionati.

I cicli di recupero impiegati vanno dal semplice ciclo Rankine ad un livello di pressione fino a cicli relativamente più complessi come il ciclo Kalina o il Rankine a due livelli di pressione. Spingere la complessità oltre tali cicli non paga; per gli impianti a ciclo binario non possono essere pensate soluzioni tipiche dei grandi impianti di potenza a combustibili fossili, come ad esempio i tre livelli di pressione, in quanto si andrebbero a costruire centrali sproporzionate alle poche centinaia di kW, o al limite qualche MW, che andrebbero a produrre. I costi capitali sarebbero troppo elevati per essere coperti in un tempo ragionevole.

Dall’analisi effettuata emerge come il ciclo Rankine, il più semplice, sia tuttora la soluzione più impiegata.

I fluidi geotermici in ingresso agli impianti presentano temperature diverse a seconda dei casi, pur rimanendo tutte all’interno del range caratteristico dello sfruttamento della bassa entalpia mediante cicli binari, 100°C-160°C. Soltanto in due applicazioni, nell’impianto di Stillwater ed in quello di Miravalle, la temperatura del fluido supera, seppure di poco i 160°C. Gli impianti di Wabuska e di Brady Hot Spring sono invece quelli che lavorano con le temperature più bassa, avendo fluidi geotermici in ingresso rispettivamente a 104°C e 108°C. La maggior parte degli altri impianti lavora con temperature comprese tra i 120°C ed i 150°C.

Per quanto riguarda le taglie, esse sono comprese tra i 300 kW dell’impianto di Pietras de Lumbe, in Messico, e di Fang, in Tailandia, ed i 24 MW dell’impianto guatemalteco di Zunil. In realtà anche gli impianti più grandi sono tutti composti da più moduli di potenza inferiore. Ad esempio, i 24 MW effettivi di Zunil derivano dall’assemblaggio di 7 moduli singoli da 4 MW lordi; l’impianto di Stillwater da 12,4 MW deriva anch’esso dall’unione di 7 moduli da poco meno di 2 MW; l’impianto di Miravalle, 17,5 MW prevede al suo interno 4 moduli di potenza.

La tendenza che emerge dall’analisi della letteratura è quella di privilegiare la modularità dell’impianto piuttosto che l’economia di scala.