CAP. 5 Gli altri impianti termoelettrici. Cogenerazione La cogenerazione è definita come produzione combinata di elettricità e di calore, entrambi intesi come effetti utili, con un processo in cascata. La precisazione concernente l utilità del calore è necessaria in quanto qualsiasi motore termodinamico produce calore, come risultato dell incompleta conersione in potenza meccanica della potenza termica entrante nel ciclo. Il processo in cascata comprende essenzialmente due casistiche: quella topping, in cui la produzione elettrica è effettuata con un ciclo termodinamico ad alta temperatura (che in genere utilizza combustibile come fonte energetica) e la produzione termica è conseguente al rilascio di calore dal ciclo; quella bottoming, in cui il calore entrante nel ciclo termodinamico di produzione di energia elettrica è il cascame di un utilizzatore di calore ad alta temperatura. Il Decreto Legislatio n. 79/99 ha indicato la priorità di utilizzazione dell energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnoabili e di quella prodotta mediante impianti di cogenerazione. L Autorità per l Energia Elettrica e il Gas, responsabile insieme al Gestore del Sistema Elettrico dell applicazione di tale indicazione, ha emanato il 9 marzo 00 una delibera che stabilisce che un impianto può essere chiamato di cogenerazione se il suo indice di risparmio energetico IRE è superiore al 5%. ale indice esprime il risparmio percentuale di combustibile primario realizzato in un anno solare da un impianto cogeneratio rispetto a due ipotetici impianti, uno dei quali produce esclusiamente energia elettrica e l altro soltanto energia termica. Il consumo di combustibile di questi due impianti è confrontato, a parità di energia elettrica ed energia termica prodotte, con il consumo effettio dell impianto di cogenerazione. La delibera stabilisce anche un alore minimo (5%) dell incidenza percentuale della produzione termica rispetto all energia totale prodotta dall impianto, rispetto cioè alla somma dell energia elettrica e di quella termica. La legislazione attuale riconosce alla cogenerazione alcuni benefici, i principali dei quali sono: esenzione dall obbligo di acquisto di Certificati Verdi relatii alla quota di energia elettrica prodotta da fonti non rinnoabili; diritto all utilizzazione prioritaria dell energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione, dopo quella prodotta da fonti rinnoabili; qualifica di Cliente Idoneo per il mercato libero del gas naturale; possibile ottenimento di titoli di efficienza energetica commerciabili.
Pertanto, in tale sistema cogeneratio esistono quattro flussi energetici rileanti che attraersano la frontiera tra il sistema e l ambiente: la potenza termica Q in siluppata dalla combustione completa del combustibile immesso nell impianto (di norma con riferimento al suo potere calorifico inferiore); la potenza elettrica netta W, primo effetto utile; la potenza termica utile netta Q u, secondo effetto utile; la potenza termica dispersa ΣQ diss, che chiude il bilancio di primo principio del sistema ed è la somma delle arie dispersioni che possono essere allocate nei diersi processi presenti nel sistema. Vale la relazione: Q W + Q + ΣQ in La definizione di rendimento di un sistema cogeneratio non è operazione unioca, poiché, a fronte di una spesa energetica rappresentata da Q in, i sono due effetti utili W e Q u che hanno dierso alore termodinamico ed economico e possono essere pesati in modo dierso. (Il problema non si pone inece in una centrale elettrica, essendo presente un unico e ben determinato effetto utile, oero W). Anzitutto, bisogna dire che indici che tengono conto di solo due dei tre flussi energetici W, Q u e Q in non possono essere considerati rendimenti in senso proprio: sono solo indici utili per stabilire certe caratteristiche dell impianto, ma non sono certo in grado di attribuirgli un merito. ali indici sono: W il rendimento elettrico η el Q il rendimento termico η l indice elettrico I e u th W Q u diss Q Q Per tener conto di entrambi gli effetti utili è naturale definire un rendimento di primo principio: W + Q η I Q Questo rendimento, sicuramente utile in termini quantitatii, ha però il difetto di attribuire lo stesso alore ad elettricità e calore, approccio lacunoso sia dal punto di ista energetico che da quello economico. E allora possibile riferirsi ad un rendimento di secondo principio, definito come: in u u in in η II W + Qu Q in 0 x in cui il calore è pesato con il suo equialente meccanico, intendendo come x la temperatura media a cui è reso disponibile il calore e 0 la temperatura dell ambiente di riferimento. uttaia anche questo rendimento η II, seppure ineccepibile dal punto di ista termodinamico, ha in genere il difetto opposto a η I, cioè quello di attribuire un alore in genere troppo basso al calore utile (soprattutto per alori di x medio-bassi) e di dare conseguentemente una alutazione riduttia all opportunità di effettuare la cogenerazione.
Conseguentemente, per esprimere con un unico indice la qualità termodinamica di un operazione di cogenerazione, coniene operare un confronto tra i consumi energetici del nostro impianto e quelli che si arebbero producendo gli stessi effetti utili in assenza di cogenerazione. I flussi di combustibile chiamati in causa sono quelli indicati in figura: F è il combustibile necessario nell impianto cogeneratio, F WC è il combustibile necessario a produrre W in una normale centrale elettrica con rendimento η elc, F QC è il combustibile necessario a produrre Q u in una caldaia conenzionale con rendimento η thc. Chiamando F C la somma F WC +F QC, è allora possibile definire un indice di risparmio energetico: IRE F C F F C F WC F + F QC W η elc F Q + η u thc Questo indice esprime chiaramente quanto combustibile abbiamo risparmiato utilizzando la cogenerazione rispetto alla produzione separata degli stessi beni: è quindi il riferimento più opportuno per alutare la conenienza energetica in termini globali di un processo cogeneratio. A questo concetto si ispirano altri indici utilizzati nelle applicazioni; tra questi è molto diffuso il rendimento di produzione elettrica η pe : η pe W F F QC W Q F η u thc che attribuisce alla produzione elettrica solo la quota di combustibile in più rispetto alla produzione termica con una caldaia. ale rendimento η pe è facilmente confrontabile con η elc, stabilendo come la cogenerazione consenta di produrre elettricità con un rendimento superiore alle centrali puramente elettriche. 3
. Centrali a recupero Nelle industrie chimiche, cartarie, tessili, alimentari si ha soente la necessità di aere disponibile, oltre all energia elettrica, una noteole quantità di apore, a pressione relatiamente bassa, per le laorazioni. Viene allora prodotto apore con temperatura e pressione superiori a quelle di utilizzazione e si sfrutta in un turbogruppo, per la produzione dell energia elettrica necessaria per lo stabilimento, il maggior salto entalpico disponibile. Dette: G portata del apore iniato alla turbina, p pressione del apore allo scarico della turbina (che è pari alla pressione del apore alle utilizzazioni, maggiorata delle perdite di carico nelle tubazioni), t temperatura del apore allo scarico della turbina (che sarà di 0 30 C superiore alla temperatura di saturazione, onde eitare che il apore arrii umido alle utilizzazioni), h entalpia del apore allo scarico della turbina, P u potenza elettrica netta utile, P a potenza assorbita dagli ausiliari, η mt rendimento meccanico della turbina, η a rendimento dell alternatore, Pu + Pa il salto entalpico, che dorà essere utilizzato dalla turbina, sarà Δh η η G mt a L entalpia del apore all ingresso in turbina dorà essere h h + Δh Per ricaare la temperatura e la pressione del apore si determinerà dapprima sul diagramma di Mollier il punto corrispondente all espansione teorica isoentropica che aerrebbe fra e, utilizzando in turbina il salto adiabatico Δh ad che è maggiore di Δh. Δh Il punto si troa sulla isobara p in corrispondenza dell entalpia h + Δh Δhad h + Δh ηi Δh essendo η i il rendimento termodinamico della turbina. Δhad Il punto corrispondente alle caratteristiche del apore all ingresso in turbina sarà l intersezione della isoentropica passante per e della isoentalpica h.. 4
Se le caratteristiche del apore sono ammissibili per un impianto razionale, si costruirà un impianto a recupero totale. Se pressione e temperatura sono un po troppo basse, si potrà ancora costruire un impianto a recupero totale partendo da apore a temperatura e pressione più eleate ed immettendo nella rete di distribuzione esterna la maggior potenza elettrica prodotta. Se al contrario temperatura e pressione sono troppo eleate, per la conenienza economica si dorà aumentare la portata apore praticando il recupero parziale, che consiste nel far espandere una parte di apore fino alla pressione p ed una parte fino alla pressione di un condensatore tradizionale. Un interessante applicazione delle centrali a recupero è quella del riscaldamento centralizzato di aste aree urbane, con funzione di integrazione inernale per quanto riguarda la produzione di energia elettrica. Negli ultimi anni, in concomitanza con un progressio aumento della richiesta di climatizzazione estia degli ambienti, si sono cominciati a diffondere impianti di raffreddamento ad assorbimento, oero dispositii che producono freddo utilizzando come energia primaria una fonte di calore a media o ad alta temperatura. La possibilità di utilizzare tali dispositii nei settori in cui il numero di ore equialenti di impiego del calore è limitato (tipicamente i settori non industriali) consente di recuperare l energia termica anche nei mesi estii, aumentando così la conenienza energetica e, di conseguenza, anche quella economica e ambientale. Si passa così dagli impianti di cogenerazione (CHP, Combined Heat and Power) a quelli di trigenerazione (CHCP, Combined Heat Cool and Power). In un impianto frigorifero conenzionale a compressione, l effetto di refrigerazione iene prodotto nell eaporatore, doe il fluido refrigerante eapora assorbendo calore; tale calore iene successiamente ceduto nel condensatore, doe il refrigerante condensa. L energia necessaria a fare aumentare la temperatura del fluido refrigerante e consentirgli quindi di cedere all esterno il calore preleato dall ambiente interno iene fornita da un compressore meccanico. Anche in un impianto ad assorbimento l effetto di refrigerazione iene ottenuto dall eaporazione del fluido refrigerante, che è presente nell impianto in soluzione con un fluido assorbente; l effetto di compressione del fluido refrigerante iene ottenuto, anziché tramite una compressione meccanica come negli impianti conenzionali, per mezzo della ariazione di concentrazione di un opportuna soluzione di fluido refrigerante con fluido assorbente ottenuta a temperature dierse. In tal modo, nel generatore iene separato per distillazione il fluido refrigerante dal fluido assorbente e, mentre il primo iene raffreddato nel condensatore e successiamente fatto espandere per ottenere l effetto frigorifero, il secondo iene iniato all assorbitore nel quale aiene la ricostituzione della soluzione originaria, che iene poi nuoamente iniata al generatore di apore. Il refrigerante e la soluzione assorbente formano quella che iene chiamata coppia di laoro. Le coppie di laoro più diffuse sono la coppia ammoniaca/acqua e la coppia bromuro di litio/acqua. 5
Per un impianto a recupero totale può essere impiegato il sistema con turbina a contropressione, nel quale il apore allo scarico dalla turbina a direttamente alle utilizzazioni. o quello con turbina a condensatore caldo, nel quale il apore condensa in uno scambiatore per generare acqua calda. Nel primo caso, se il apore iene consumato nelle laorazioni, si ha un ciclo aperto e l acqua dee essere sempre integrata. Nel secondo caso, il ciclo è chiuso e si può usare acqua con alto grado di demineralizzazione. In entrambi i casi la produzione di energia elettrica è rigidamente asserita alla produzione di apore per usi interni all azienda. Per rendere indipendenti le due produzioni (energia elettrica e apore per le laorazioni) e nei cicli a recupero parziale iene impiegato il sistema con turbina a spillamento regolato che consiste in una turbina a due corpi (AP e BP); all uscita del corpo AP si spilla il apore per le utilizzazioni, mentre la restante quantità di apore a nel corpo di BP e quindi al condensatore. 6
I casi finora esaminati preedono l utilizzazione del apore ad una sola pressione. alolta è inece necessaria una certa quantità di apore ad una pressione intermedia fra quella di ammissione turbina e quella di scarico: ciò si ottiene praticando uno spillamento in posizione opportuna. Rispetto agli schemi di principio riportati nelle figure precedenti, quelli adottati negli impianti industriali preedono l installazione del degasatore con funzione anche di preriscaldamento dell acqua di alimento, nonché, per gli impianti a ciclo aperto, di un impianto di trattamento dell acqua di integrazione. Nella figura seguente è riportato lo schema di un impianto per la produzione di energia elettrica e di apore per le utenze a due dierse pressioni; il ciclo preede, oltre al degasatore, anche un riscaldatore di alta pressione. E eidente che nel ciclo a contropressione i riscaldatori a spillamento, che possono essere richiesti dalle caratteristiche della caldaia, non hanno alcun effetto nel migliorare il rendimento, mentre lo hanno nel ciclo a condensazione. Nei moderni impianti a contropressione, la pressione e la temperatura all ammissione in turbina sono rispettiamente dell ordine di 50 70 bar e di 400 450 C. La turbina, del tipo ad azione o con il primo stadio ad azione, sfrutta un salto entalpico di 00 00 kcal/kg ed ha perciò un numero di stadi non molto eleato (0 0) anche perché la elocità di rotazione si tiene assai più eleata della macchina sincrona (8.000 5.000 giri/min). L accoppiamento al turboalternatore è perciò realizzato per mezzo di un riduttore ad ingranaggi. La regolazione delle turbine a contropressione può essere effettuata da un regolatore di elocità, se il gruppo è destinato ad alimentare una rete elettrica indipendente; in tal caso la produzione di apore è ariabile con il carico elettrico. Se il gruppo funziona in parallelo con una rete di distribuzione o con altri gruppi generatori di maggior potenza, si adotta, a regime raggiunto, un regolatore di contropressione che mantiene costanti le caratteristiche del apore allo scarico della turbina. In tal caso la produzione di energia elettrica è determinata dalla utilizzazione del apore. Le turbine a spillamento regolato sincolano le due produzioni e necessitano di entrambe le regolazioni; se la richiesta di apore dallo stabilimento aumenta, diminuisce la quantità di apore che a nel corpo BP della turbina e quindi la potenza elettrica resa; il regolatore di elocità della turbina interiene ed apre l ammissione del apore di quanto è necessario per ristabilire l equilibrio fra potenza richiesta e potenza generata. 7
3. Impianti di generazione distribuita La Generazione Distribuita (GD) è un nuoo modello di produzione e distribuzione di energia, che si basa sull integrazione nelle reti elettriche di piccoli-medi impianti a fonte rinnoabile e di cogenerazione (quasi sempre a gas naturale) generalmente connessi alla rete di distribuzione. Spesso questi impianti sono localizzati in prossimità dell utente finale, contribuendo così a ridurre la necessità d inestimenti e d infrastrutture per aumentare la capacità di trasporto delle reti di trasmissione e distribuzione e consentendo nello stesso tempo la riduzione delle perdite di rete e dei costi di distribuzione. La Generazione Distribuita può fornire un alimentazione di maggiore affidabilità e di miglior qualità elettrica: la capacità di ridare potenza in tempi brei ad una rete utente ed in futuro ad isole di distribuzione potrà dare una maggiore sicurezza al sistema, riducendo i rischi e gli effetti di possibili blackout. La liberalizzazione del mercato elettrico, l adozione di obiettii ambientali internazionali, il continuo siluppo delle tecnologie di generazione, automazione e comunicazione sono gli elementi che sostengono l interesse e lo siluppo sempre maggiore del concetto di generazione distribuita. Una penetrazione molto significatia della GD è in grado di modificare sensibilmente l assetto del sistema elettrico italiano, che dalla sua attuale struttura fortemente centralizzata: centrali rete di trasmissione rete di distribuzione utenza potrebbe eolersi erso un modello a struttura mista: centrali rete di trasmissione generazione distribuita rete di distribuzione utenza L ingresso massiccio della generazione distribuita nel mondo elettrico comporta quindi la necessità di una maggiore flessibilità nel controllo e nella protezione della rete elettrica e pone chi esercisce la rete di fronte a problematiche nuoe. La rete di distribuzione, originariamente concepita come passia (adatta ad assorbire potenza dalle reti di liello di tensione superiore), ora dienta essa stessa attia in quanto può andare ad inertire il normale flusso di potenza, il che comporta un cambiamento nelle logiche di protezione e di controllo della rete. La Generazione Distribuita è costituita da dierse tecnologie a fonte rinnoabile. Queste tecnologie, specie quelle innoatie, potranno fornire un contributo rileante anche nei settori del terziario e domestico quando ne sarà proata l affidabilità e i miglioramenti tecnologici consentiranno una riduzione dei costi d impianto. Per l integrazione in rete di queste tecnologie dienta essenziale la disponibilità di sistemi di accumulo che siano caratterizzati da un basso costo e da una lunga durata; serirà anche la disponibilità di nuoe funzioni di controllo supportate da innoatie tecnologie informatiche e di comunicazione. Le tecnologie della GD possono essere così suddiise: ecnologie tradizionali ecnologie innoatie - Piccole turbine a gas e a apore - Motori alternatii - Microturbine - Motori Stirling - Celle a combustibile 8
Microturbine Le microturbine realizzano un ciclo Brayton semplice, con compressore centrifugo monostadio, turbina radiale centripeta ad uno o due stadi e palette non raffreddate, rigenerazione molto spinta. Altre caratteristiche sono il rapporto di compressione alto per il singolo stadio ma relatiamente basso in assoluto, elocità di rotazione eleate e ariabili, presenza di un inerter che trasforma la corrente alternata ad eleata frequenza in corrente continua e successiamente in alternata alla frequenza nominale di 50 Hz. La elocità di rotazione è intorno al centinaio di migliaia di giri al minuto; le potenze sono tra le decine e poche centinaia di kw; il rendimento elettrico si aggira intorno al 30%. Le microturbine si prestano egregiamente a cedere il proprio calore di scarico a un utenza termica in loco. La taglia delle microturbine è particolarmente adatta per impieghi nel settore terziario (alberghi, ospedali, ristoranti, centri commerciali, serre, essiccatoi, ecc.) o in piccole industrie. Le maggiori barriere alla loro affermazione risiedono nei costi d impianto ancora eleati (900 300 /kw). 9
Motori Stirling I motori Stirling prendono il nome dal ciclo termodinamico cui fanno teoricamente riferimento (due isoterme e due isocore). La realizzazione pratica è un motore a doppio pistone e circuito chiuso, con un rigeneratore e una fonte di calore esterna (camera di combustione esterna o collettore solare). Un pistone libero (displacer) e un pistone di potenza (power piston) si muoono alternatiamente in un cilindro riempito con gas, in genere elio o idrogeno. Il displacer sposta il gas di laoro senza alterarne il olume e lo muoe alternatiamente attraerso il rigeneratore tra la zona calda e la zona fredda. La pressione che si crea con la ariazione di temperatura del gas è applicata al pistone di potenza che produce laoro meccanico. Il rigeneratore assorbe calore dal gas che passa attraerso di esso andando dalla zona calda alla zona fredda e restituisce il calore immagazzinato al gas che ritorna dalla zona fredda alla zona calda. Nei moderni motori Stirling ad alta efficienza le temperature superano i 700 C e le pressioni raggiungono i 0 MPa. Normalmente la potenza utile è trasmessa a un albero a gomiti. La figura seguente mostra le quattro fasi di un motore Stirling con due pistoni: 0
Celle a combustibile Le celle a combustibile sono dispositii elettrochimici che conertono direttamente l energia chimica di una reazione in energia elettrica. Schematicamente sono costituite da uno strato di elettrolita che separa un catodo e un anodo porosi. Le reazioni elettrochimiche che generano energia elettrica aengono agli elettrodi e continuano fino a che anodo e catodo sono alimentati dall esterno, rispettiamente da un combustibile (idrogeno o gas arricchito di idrogeno tramite processi di reforming) e da un ossidante (ossigeno contenuto nell aria). La scelta dell elettrolita definisce la temperatura di esercizio ottimale di una cella a combustibile, da cui discendono modalità operatie, caratteristiche costruttie e problematiche ben distinte per ciascun tipo di cella. Il calore prodotto nella reazione elettrochimica può essere poi recuperato sotto forma di acqua calda o apore per riscaldamento e/o usi industriali, portando il rendimento complessio termico ed elettrico a alori superiori all 80%. I prezzi sono ancora molto eleati e non competitii; tuttaia i costruttori ritengono di raggiungere nell arco di alcuni anni l obiettio posto tra 000 e 500 /kw. Per aumentare l efficienza delle unità destinate alla generazione distribuita sono realizzati anche sistemi ibridi che accoppiano celle a combustibile, operanti a temperature superiori a 600 C, con microturbine. ali sistemi offrono modularità, rendimenti eleati, basse emissioni. Un unità combinata Fuel Cell/Micro-urbine (CFCM) è composta da una cella a combustibile ad alta temperatura con reformer, un compressore d aria, una piccola turbina a gas ad alta elocità e un generatore sincrono a magnete permanente. Nel modo topping lo scarico della cella a combustibile è utilizzato per alimentare la turbina a gas.
Nel modo bottoming lo scarico della cella a combustibile cede calore all aria compressa della turbina a gas. Le celle a combustibile SOFC sono adatte per essere impiegate nel modo topping per le alte temperature raggiunte (intorno ai 000 C), mentre le celle MCFC, che operano a 650 C, sono più adatte per il modo bottoming.
Nella figura seguente è rappresentato un impianto ibrido da 700 kw circa. emperatura ( C) Pressione (kpa) Portata (kg/s) 5 0,3 0,66 78 304 0,66 3 87 300,9 0,66 4 87 93,5 0,66 5 639 06,9 0,66 6 86 04,4 0,74 7 5 04,7 0,0 8 5 0 0,040 9 08 0 0,040 0 95 0 0,06 53 0 0,06 86 0 0,06 3 86 6,8 0,38 4 93 03,7 0,74 5 90 03,7 0,74 6 358 03,6 0,74 7 330 0,8 0,74 8 00 0,6 0,74 ale impianto utilizza gas naturale e presenta un rendimento elettrico lordo del 7,%. All aiamento la turbina a gas dee portare in temperatura le celle a combustibile e il reformer prima della loro messa in serizio. Le 5.66 celle a combustibile impiegate sono del tipo SOFC e hanno una tensione di laoro pari a 0,76 V/cella. Lo stesso tipo d impianto è studiato per una taglia di 80 kw. 3
4. Centrali geotermoelettriche Gli impianti geotermoelettrici sono quelli che utilizzano il apore naturale del sottosuolo (ad esempio il apore dei soffioni boraciferi) per generare energia elettrica. Il soffione è un getto, naturale o ottenuto artificialmente per triellazione, di apore mescolato ad altre sostanze (acido borico, anidride carbonica, ecc.); esso si sprigiona da grandi profondità del sottosuolo (oltre 000 metri). La produzione di energia elettrica utilizzando apore endogeno fu sperimentata, per la prima olta al mondo, nel 904 a Larderello in oscana; nel 93 fu installato, sempre a Larderello, il primo gruppo di generazione geotermoelettrico da 50 kw, segnando l inizio di questa nuoa attiità industriale. La produzione elettrica si mantenne a lielli modesti fino al 938, ma successiamente ebbe un rapido e costante incremento. L esperienza italiana ha rappresentato l unico esempio nel mondo fino al 958, quando fu installato un gruppo di generazione in Nuoa Zelanda; in quello stesso anno la produzione a Larderello aea raggiunto i miliardi di kwh, con una potenza installata di circa 300 MW. A partire dagli anni 50 furono siluppati i campi geotermici di Bagnore e Piancastagnaio, localizzati sul Monte Amiata, e quindi il campo di raale-radicondoli, che si troa a circa 0 km a est di Larderello. Successiamente l esplorazione geotermica fu estesa anche nel Lazio, in Campania e nelle Isole Eolie. utte queste aree sono caratterizzate da eleate temperature nel sottosuolo, ma i modesti alori di permeabilità riscontrati, le caratteristiche dei fluidi reperiti e le problematiche ambientali ed autorizzatie hanno reso possibile lo siluppo per la produzione elettrica del solo campo di Latera, ubicato nel Lazio settentrionale in prossimità del lago di Bolsena. Per mantenere e addirittura incrementare la produzione di fluido endogeno sono state da tempo aiate due differenti strategie: l esplorazione profonda (3000 4000 metri) per erificare la presenza di nuoi orizzonti produttii all interno del basamento metamorfico sottostante il serbatoio carbonatico, la reiniezione di apore condensato ed acqua all interno del serbatoio, per incrementare la produzione di apore dai pozzi già in esercizio. Ambedue le strategie hanno auto successo e hanno permesso di incrementare significatiamente la produzione di fluido e quindi di energia elettrica. La perforazione di pozzi profondi ha permesso di reperire fluido a maggiori temperature e pressioni e di estendere le aree produttie. La reiniezione nel campo di Larderello, aiata erso la fine degli anni 70, ha permesso di erificare che le acque immesse in alcuni pozzi engono aporizzate all interno del serbatoio a spese dell enorme quantità di energia termica immagazzinata nelle rocce e il apore così generato incrementa la produzione dei pozzi circostanti. Il fluido erogato dai pozzi è costituito da una miscela di apor d acqua e di gas, la cui percentuale in peso è mediamente del 5%. Fra i gas è prealente l anidride carbonica (CO ) che ne rappresenta il 95% circa in peso; altri componenti sono l idrogeno solforato (H S), l idrogeno, il metano (CH 4 ) e l azoto. Sono inoltre presenti l acido borico (H 3 BO 3 ) e l ammoniaca (NH 3 ). La temperatura del fluido erogato è ariabile da un minimo di 50 C ad un massimo di 60 C; in ogni caso il apore risulta surriscaldato. La pressione alla bocca del pozzo aria con la portata utilizzata, diminuendo dalla portata minima alla massima. La portata massima di un singolo pozzo può superare le 300 t/h, ma è normalmente compresa tra 50 e 00 t/h. Prefissata una certa pressione di esercizio alla bocca del pozzo, la portata diminuisce sensibilmente nel primo periodo di erogazione, tendendo a raggiungere un alore asintotico sul quale si stabilizza. 4
La tecnica di perforazione dei pozzi è analoga a quella petrolifera; alla bocca dei pozzi engono raccordati i apordotti che trasportano il apore alla centrale termica. Si tratta di tubazioni di diametro noteole, riestite di uno strato di materiale isolante, alle quali si assegna un andamento a zig-zag per assorbire le dilatazioni termiche. Le prime centrali costruite nella zona di Larderello hanno utilizzato direttamente il apore endogeno in turbine a contropressione, con apore in entrata a circa 00 C e 5 bar e in uscita a 05 C e poco più di bar. Questo sistema può richiedere la preentia depurazione chimica del apore per eitare un troppo rapido logorio delle palette delle turbine (oppure le palette deono essere costruite con materiali resistenti all azione dei sali disciolti). Ha il antaggio di un basso costo d impianto, ma presenta un consumo di apore (a 4,8 bar e 85 C) piuttosto eleato (0 kg/kwh). E particolarmente indicato per l utilizzazione di un fluido endogeno ad alto contenuto di gas incondensabili. Si sono anche costruiti impianti nei quali il apore endogeno cede il suo calore all acqua, in appositi scambiatori detti trasformatori di apore, per ottenere apor d acqua puro da iniare in turbina. Il apore entra in turbina alla pressione di circa un atmosfera e alla temperatura di 0 C; la turbina è a condensazione, con condensatore a superficie raffreddato con acqua di circolazione fornita da una torre di raffreddamento. Questo sistema ha il antaggio di una minore usura delle turbine e di un consumo di apore abbastanza contenuto (4 kg/kwh), ma è più complesso e costoso sia come installazione che come esercizio. 5
Impianto geotermoelettrico a condensazione S soffione, turbina, A alternatore, B trasformatore di apore, C condensatore, A pompa del uoto, r torre di raffreddamento, P pompa, D separatore di condensa Un terzo sistema consiste nell iniare direttamente il apore endogeno in turbine a condensazione, con condensatori a miscela raffreddati con acqua di circolazione fornita da grandi torri di raffreddamento a tiraggio naturale. Impianto geotermoelettrico a condensazione senza scambiatore di calore intermedio S soffione, turbina, A alternatore, C condensatore, A turboaspiratore, r torre di raffreddamento, P pompa Con questo impianto si ha il problema dell estrazione dei gas incondensabili dal condensatore: dati i olumi presenti, l estrazione dee essere effettuata con compressori a più stadi che assorbono il 0 0% dell energia prodotta; nonostante ciò si può ridurre il consumo di apore a meno di 0 kg/kwh. I compressori estrattori del gas possono essere azionati da un motore elettrico o essere coassiali al gruppo turbina-alternatore. Questo tipo di impianto è quello attualmente più adottato in Italia. 6
5. Centrali con motori Diesel Il ciclo teorico dei motori Diesel comprende quattro fasi:. compressione dell aria lungo l adiabatica -,. combustione lungo la isobara -3, 3. espansione lungo l adiabatica 3-4, 4. scarico lungo la isobara 4-. Rispetto al ciclo Diesel teorico, quello effettio presenta una minor potenza resa per effetto della perdita triangolare, douta al fatto che per limitare la corsa del pistone lo scarico aiene secondo la isocora 4 -. Il rapporto di compressione del motore è di :5 :0; si raggiungono pressioni di 0 30 bar e la pressione media della fase di espansione è di 5 6 bar. La temperatura dopo la combustione raggiunge i 500 C. Il rendimento effettio è inferiore a quello del ciclo teorico di Carnot-Ericsson (composto da due isoterme e due isobare) eolente fra le stesse temperature. Se L è il laoro per ciclo riferito all unità di peso dei gas prodotti dalla combustione, m è il peso del combustibile, Q -3 il calore della trasformazione -3, sarà: p 3 R'3 p ( m) R ( 3 ) R' 3 ( m R Q 3 p ) (essendo p p 3 ) L R' 3 ( m) R + c ' d ( m) 3 4' Il terzo e quarto termine di quest ultima espressione rappresentano rispettiamente il laoro compiuto nell espansione 3-4 e il laoro speso nella compressione -. Comunemente si trascura m e si pone: Sarà allora: L R R R c c cost ( ) + c ( ) c ( ) 3 3 4' c d 7
8 ( ) ( ) 4' 3 c c L p (essendo c p c +R) Si può interpretare il secondo membro dell uguaglianza come differenza tra la quantità di calore trasmessa lungo la -3 e una quantità di calore supposta tolta nella trasformazione a olume costante 4 -. Il rendimento del ciclo risulta: ) ( ) ( 3 4 c c Q L p η Si può porre questo risultato in forma diersa: 3 4 k η (essendo p c c k ) La - è una adiabatica e quindi: k k ρ (essendo ρ ) La -3 è a pressione costante e quindi: τ 3 3 La 3-4 è una adiabatica e quindi: 4 3 3 4 k k p p Sostituendo, si ottiene la relazione: ) ( τ ρ τ η k k k
Come noto, i motori Diesel possono essere a o a 4 tempi, a seconda che il ciclo enga completato con o 4 corse di stantuffo, oero uno o due giri dell albero. Il tipo a due tempi a pari potenza ha minor peso e ingombro e maggiore uniformità della coppia motrice. Nel primo tempo si ha l espansione ed il laaggio con aria; nel secondo tempo compressione, iniezione del combustibile ed accensione. Per grandi potenze (>800 CV per cilindro) i motori Diesel engono costruiti a doppio effetto, cioè con camere di combustione da entrambe le parti del pistone. La elocità di rotazione aria fra i 50 e i 750 giri/min; il numero dei cilindri è compreso fra 6 e 8 e la potenza massima di una unità può raggiungere 0 MW. I serizi ausiliari del motore possono essere azionati direttamente dall albero oppure da motori elettrici. I compressori e le pompe dell acqua, dell olio lubrificante e della nafta assorbono complessiamente circa il % della potenza del motore. Il raffreddamento dei cilindri è effettuato in circuito chiuso con acqua serizi refrigerata da acqua di mare o di fiume; le necessità di acqua di raffreddamento sono noteolmente inferiori a quelle delle centrali a apore. L acqua può anche essere raffreddata in ciclo chiuso con apposite torri di raffreddamento. Il deposito combustibile consta di appositi serbatoi sistemati all esterno dell edificio della centrale. Per l aiamento è necessario un impianto ad aria compressa, che dee aere una risera d aria in serbatoio sufficiente per garantire l aiamento anche dopo un lungo periodo di fermata. L accoppiamento col generatore è sempre rigido. Per ridurre le irregolarità di tensione doute alla coppia ariabile del Diesel, se in serizio separato, e per ridurre le oscillazioni della potenza erogata in parallelo con la rete, si dee richiedere per il gruppo elettrodiesel un piccolo grado di irregolarità (rapporto fra la differenza della elocità massima e minima in un giro e la elocità minima). 9
Se il momento d inerzia delle masse rotanti (compresa quella del generatore elettrico) non è sufficiente a ridurre il grado di irregolarità al alore desiderato, occorre aumentarlo artificialmente dotando il gruppo di olano. I generatori diesel sono in genere utilizzati per alimentare serizi elettrici priilegiati, interenendo in presenza di black-out. Sono altresì molto impiegati per l elettrificazione di aree rurali lontane dalla rete principale, soprattutto nei paesi del terzo mondo e in quelli in ia di siluppo. In impianti di cogenerazione possono raggiungere rendimenti significatii, ottenendo apore con il recupero del calore posseduto dai gas di scarico e acqua calda tramite il raffreddamento dei cilindri del motore. Negli ultimi anni il progressio calo dei costi degli impianti a fonti rinnoabili ha portato ad un ricorso sempre più frequente a queste tecnologie per alimentare gruppi d utenze o piccole reti locali situate in aree remote. Data l aleatorietà delle fonti rinnoabili, è poi opportuno associare ad esse impianti in grado di garantire la continuità del serizio, quali i generatori diesel, realizzando in tal modo sistemi ibridi. La più generale configurazione di un sistema ibrido comprende una o più unità di generazione a fonte rinnoabile (generatore fotooltaico, eolico, idroelettrico), una o più unità di generazione conenzionale (diesel), un sistema di accumulo (meccanico, elettrochimico, idraulico), sistemi di condizionamento della potenza (inerter, raddrizzatori, regolatori di carica), un sistema di regolazione e controllo. Rispetto ai sistemi isolati che impiegano solo fonti rinnoabili, i sistemi ibridi consentono di realizzare impianti di taglia maggiore, riducendo le dimensioni del sistema di accumulo e il rischio di fuori serizio. Fino ad ora il modo più comune per esercire gli impianti ibridi è stato quello di considerarli come un accrescimento della potenzialità dell impianto diesel. Recentemente si sta diffondendo anche la tendenza a progettare sistemi ibridi nei quali le fonti rinnoabili e l accumulo forniscono fino all 80-90% dei fabbisogni energetici, lasciando al diesel la funzione di soccorso. Naturalmente un impianto con queste caratteristiche richiede maggiori costi di inestimento e può essere coneniente laddoe l approigionamento dei combustibili è oneroso o inaffidabile. 0