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Integrazione di impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo
Integrazione di impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo ACAES per incrementare l'autoconsumo di energia dei piccoli centri urbani
Daniele Cocco - Università di Cagliari
Fabio Licheri
Davide Micheletto
Vittorio Tola
Davide Micheletto
Vittorio Tola
Questo studio analizza le prestazioni di un impianto fotovoltaico (FV) integrato con un sistema di accumulo ad aria compressa adiabatico (ACAES), al fine di incrementare l'autoconsumo energetico di piccoli centri urbani. Come caso studio è stato considerato un centro abitato di circa 10000 abitanti e diverse soluzioni per il sistema integrato PV-ACAES.
I risultati mostrano come il sistema integrato possa incrementare dal 47 % al 62 % la quota di autoconsumo energetico del centro urbano.
L'impiego di impianti di produzione di energia da fonti energetiche rinnovabili (FER) non programmabili per coprire quote significative del fabbisogno energetico di piccoli centri abitati richiede lo sviluppo di adeguati sistemi di accumulo dell'energia elettrica prodotta.
Negli ultimi anni, sistemi di accumulo di energia di diverse taglie e caratteristiche sono stati studiati per molteplici applicazioni. Tra le tecnologie di accumulo di media-grande taglia, i sistemi ad aria compressa (Compressed Air Energy Storage, CAES) risultano tra i più promettenti.
Essi sono simili ai convenzionali impianti di turbina a gas, ma le fasi di compressione e di espansione non avvengono simultaneamente, e richiedono pertanto un adeguato sistema di accumulo per l'aria compressa prodotta.
Gli impianti CAES convenzionali, anche noti come Diabatic CAES (DCAES), richiedono la combustione di gas naturale o di altri combustibili fossili per riscaldare l'aria prima della fase di espansione.
I sistemi Adiabatic CAES (ACAES) consentono, invece, di accumulare l'energia termica sviluppata in fase di compressione in apposite sezioni di stoccaggio, Thermal Energy Storage (TES), eliminando il processo di combustione. L'individuazione di siti idonei per l'accumulo dell'aria compressa costituisce un aspetto cruciale degli impianti CAES.
A tale riguardo, le formazioni geologiche sotterranee e le miniere di carbone in disuso presenti in Sardegna sono potenzialmente adatte per l'accumulo dell'aria compressa. Le continue variazioni dei profili di produzione degli impianti FER non programmabili, unite alle variazioni di carico delle utenze, richiedono ai sistemi di accumulo notevoli doti di flessibilità.
Peraltro, durante le fasi di compressione e di espansione, la pressione dell'aria all'interno della caverna varia continuamente, richiedendo che le sezioni di compressione e di espansione dell'impianto ACAES operino con rapporti di compressione e di espansione variabili.
Pertanto, in relazione ai profili di richiesta dell'utenza, l'integrazione fra l'impianto di produzione dell'energia elettrica e la sezione di accumulo deve essere opportunamente studiata.
Al fine di evidenziare le potenzialità dei sistemi ACAES, in questo studio sono state analizzate le prestazioni di un impianto fotovoltaico (FV) integrato con una sezione ACAES, dimensionato per incrementare l'autonomia energetica di un centro abitato di circa 10000 abitanti.
Per potenze crescenti dell'impianto FV da 35 MW a 75 MW, le prestazioni dell'impianto FV-ACAES sono state valutate su base annuale, tenendo conto delle prestazioni in off-design delle turbomacchine e del sistema di accumulotermico (Thermal Energy Storage - TES).
Richiesta energetica dell'utenza
Per poter valutare le prestazioni dell'impianto ACAES, è stato considerato come caso studio un piccolo centro abitato di circa 10000 abitanti, per il quale è noto il profilo di consumo su base quartoraria nell'arco di un anno. Il carico totale è costituito dalla somma dei contributi delle diverse utenze del centro abitato (consumi residenziali, industriali/artigianali, per i servizi e per l'illuminazione pubblica).
La richiesta di energia elettrica annuale ammonta a 64.67 GWh, con una media mensile di 5.39 GWh e un picco massimo di potenza di 13.7 MW. Il profilo di carico varia in base all'ora del giorno, al giorno della settimana e al mese dell'anno. Il profilo giornaliero tipico è caratterizzato da due picchi, intorno alle ore 13:00 e alle ore 21:00.
Il carattere stagionale dell'andamento dei consumi è evidenziato da un generale incremento della domanda nei mesi invernali rispetto ai mesi estivi, fatta eccezione per il mese di agosto.
Produzione energetica dell'impianto fotovoltaico
L'utenza è alimentata da un impianto fotovoltaico, costituito da moduli commerciali da 300 Wp con efficienza di conversione del 15.3 %.
La produzione di energia elettrica dell'impianto è stata calcolata utilizzando i dati metereologici e l'irraggiamento solare acquisiti tramite il software Meteonorm, per un sito nella zona sud-ovest della Sardegna, su una superficie orientata verso sud e inclinata di 30°.
La potenza prodotta, per ogni ora dell'anno, è stata calcolata considerando sia il rendimento degli inverter (96 %) che la presenza di perdite varie (93 %). Nel complesso, l'impianto FV è caratterizzato da un fattore di utilizzazione del 16 %, con una produzione di 1405 MWh all'anno per 1 MWp di potenza.
Il profilo di produzione annua presenta un andamento inverso rispetto a quello di carico dell'utenza, con potenze più elevate nei mesi estivi rispetto a quelli invernali. In questo studio sono stati analizzati 5 diversi casi (C1-C5), caratterizzati da una differente potenza dell'impianto FV, come riportato nella tabella 1.
Variando il numero di impianti fotovoltaici, la potenza nominale dell'impianto aumenta da 35 MW (C1) a 75 MW (C5), incrementando conseguentemente la produzione annua di energia elettrica da 49.19 GWh (C1) a 105.40 GWh (C5). Nel caso C2, la potenza nominale, pari a 45 MW, è tale da determinare una produzione annua di 63.24 GWh, prossima alla richiesta annua dell'utenza.
Impianto ACAES
La Figura 1 riporta lo schema dell'impianto ACAES. Nella prima sezione dell'impianto, l'aria è compressa fino a 27.6 bar mediante i due compressori di bassa pressione (LPC) e media pressione (MPC), azionati dal motore M1. L'unità di accumulo termico TES è impiegata per accumulare l'energia termica recuperata dal raffreddamento dell'aria compressa fino a 35 °C.
Il compressore HPC, azionato dal motore M2, è impiegato per comprimere l'aria fino alle condizioni vigenti nella caverna d'accumulo. Nel sistema sono presenti anche due scambiatori di calore IC e AC, necessari a mantenere la temperatura del fluido a 35 °C per tutta la durata della fase di compressione.
Durante la fase di scarica, l'aria in uscita dalla caverna di accumulo si riscalda attraversando il TES, prima di evolvere nel treno di espansione costituito dalle turbine di alta pressione HPT e di bassa pressione LPT, collegate al generatore elettrico G. Una valvola di laminazione consente di regolare la pressione dell'aria all'ingresso delle turbine al valore di progetto di 40 bar.
Il serbatoio d'accumulo dell'aria compressa è stato individuato in un tunnel di una miniera di carbone in disuso situata nella zona sudovest della Sardegna che, per via della sua profondità di 500 m dal livello del suolo e del diametro pari a 5 m, è potenzialmente adatta per l'accumulo di aria compressa.
Nell'ipotesi che la superficie interna della caverna sia adeguatamente rivestita, le perdite d'aria sono state trascurate e la pressione massima è stata fissata pari a 70 bar. L'unità di accumulo termico TES, di tipo packed bed a termoclino, è costituita da un serbatoio cilindrico riempito con ghiaia.
In fase di carica, il flusso d'aria calda che lo attraversa scambia calore con il materiale solido, raffreddandosi. In fase di scarica, il flusso d'aria a bassa temperatura si riscalda attraversando il TES in verso opposto.
Il serbatoio, che riceve un flusso caldo in ingresso a circa 600 °C, è stato dimensionato con un rapporto diametro/altezza pari a 2.5 per ottenere un flusso freddo in uscita a una temperatura nominale di 35 °C. Ai fini della valutazione delle prestazioni è stata anche considerata la variazione del profilo del termoclino all'interno del TES, dovuta al comportamento ciclico di scarica e carica del CAES.
Strategia di gestione dei flussi energetici
Al fine di massimizzare la quota di energia prodotta dall'impianto fotovoltaico e inviata all'utenza, l'impianto di produzione e l'utenza sono connessi direttamente (si veda la figura 1). Quando la produzione dell'impianto FV supera la richiesta dell'utenza, l'impianto ACAES viene caricato con l'energia in eccesso.
Viceversa, quando la richiesta dell'utenza supera la produzione, l'impianto ACAES eroga energia elettrica, qualora il livello di pressione della caverna sia sufficiente ad avviare la scarica e garantire il funzionamento del sistema ACAES per almeno 15 minuti.
Il collegamento con la rete consente di gestire le situazioni di surplus o deficit energetico. I processi di carica e scarica possono essere interrotti anche prima che siano terminati, in funzione della produzione dell'impianto FV e della richiesta elettrica dell'utenza.
La variabilità dei processi di carica e scarica ha effetto anche sull'andamento del termoclino del TES che, conseguentemente, influisce sulle prestazioni delle turbine. L'impianto, modellato in ambiente Matlab/Simulink, è stato simulato con passo di discretizzazione temporale di 15 minuti.
In allegato, è possibile scaricare l'articolo completo, che comprende anche risultati, discussione e conclusion
Negli ultimi anni, sistemi di accumulo di energia di diverse taglie e caratteristiche sono stati studiati per molteplici applicazioni. Tra le tecnologie di accumulo di media-grande taglia, i sistemi ad aria compressa (Compressed Air Energy Storage, CAES) risultano tra i più promettenti.
Essi sono simili ai convenzionali impianti di turbina a gas, ma le fasi di compressione e di espansione non avvengono simultaneamente, e richiedono pertanto un adeguato sistema di accumulo per l'aria compressa prodotta.
Gli impianti CAES convenzionali, anche noti come Diabatic CAES (DCAES), richiedono la combustione di gas naturale o di altri combustibili fossili per riscaldare l'aria prima della fase di espansione.
I sistemi Adiabatic CAES (ACAES) consentono, invece, di accumulare l'energia termica sviluppata in fase di compressione in apposite sezioni di stoccaggio, Thermal Energy Storage (TES), eliminando il processo di combustione. L'individuazione di siti idonei per l'accumulo dell'aria compressa costituisce un aspetto cruciale degli impianti CAES.
A tale riguardo, le formazioni geologiche sotterranee e le miniere di carbone in disuso presenti in Sardegna sono potenzialmente adatte per l'accumulo dell'aria compressa. Le continue variazioni dei profili di produzione degli impianti FER non programmabili, unite alle variazioni di carico delle utenze, richiedono ai sistemi di accumulo notevoli doti di flessibilità.
Peraltro, durante le fasi di compressione e di espansione, la pressione dell'aria all'interno della caverna varia continuamente, richiedendo che le sezioni di compressione e di espansione dell'impianto ACAES operino con rapporti di compressione e di espansione variabili.
Pertanto, in relazione ai profili di richiesta dell'utenza, l'integrazione fra l'impianto di produzione dell'energia elettrica e la sezione di accumulo deve essere opportunamente studiata.
Al fine di evidenziare le potenzialità dei sistemi ACAES, in questo studio sono state analizzate le prestazioni di un impianto fotovoltaico (FV) integrato con una sezione ACAES, dimensionato per incrementare l'autonomia energetica di un centro abitato di circa 10000 abitanti.
Per potenze crescenti dell'impianto FV da 35 MW a 75 MW, le prestazioni dell'impianto FV-ACAES sono state valutate su base annuale, tenendo conto delle prestazioni in off-design delle turbomacchine e del sistema di accumulotermico (Thermal Energy Storage - TES).
Richiesta energetica dell'utenza
Per poter valutare le prestazioni dell'impianto ACAES, è stato considerato come caso studio un piccolo centro abitato di circa 10000 abitanti, per il quale è noto il profilo di consumo su base quartoraria nell'arco di un anno. Il carico totale è costituito dalla somma dei contributi delle diverse utenze del centro abitato (consumi residenziali, industriali/artigianali, per i servizi e per l'illuminazione pubblica).
La richiesta di energia elettrica annuale ammonta a 64.67 GWh, con una media mensile di 5.39 GWh e un picco massimo di potenza di 13.7 MW. Il profilo di carico varia in base all'ora del giorno, al giorno della settimana e al mese dell'anno. Il profilo giornaliero tipico è caratterizzato da due picchi, intorno alle ore 13:00 e alle ore 21:00.
Il carattere stagionale dell'andamento dei consumi è evidenziato da un generale incremento della domanda nei mesi invernali rispetto ai mesi estivi, fatta eccezione per il mese di agosto.
Produzione energetica dell'impianto fotovoltaico
L'utenza è alimentata da un impianto fotovoltaico, costituito da moduli commerciali da 300 Wp con efficienza di conversione del 15.3 %.
La produzione di energia elettrica dell'impianto è stata calcolata utilizzando i dati metereologici e l'irraggiamento solare acquisiti tramite il software Meteonorm, per un sito nella zona sud-ovest della Sardegna, su una superficie orientata verso sud e inclinata di 30°.
La potenza prodotta, per ogni ora dell'anno, è stata calcolata considerando sia il rendimento degli inverter (96 %) che la presenza di perdite varie (93 %). Nel complesso, l'impianto FV è caratterizzato da un fattore di utilizzazione del 16 %, con una produzione di 1405 MWh all'anno per 1 MWp di potenza.
Il profilo di produzione annua presenta un andamento inverso rispetto a quello di carico dell'utenza, con potenze più elevate nei mesi estivi rispetto a quelli invernali. In questo studio sono stati analizzati 5 diversi casi (C1-C5), caratterizzati da una differente potenza dell'impianto FV, come riportato nella tabella 1.
Variando il numero di impianti fotovoltaici, la potenza nominale dell'impianto aumenta da 35 MW (C1) a 75 MW (C5), incrementando conseguentemente la produzione annua di energia elettrica da 49.19 GWh (C1) a 105.40 GWh (C5). Nel caso C2, la potenza nominale, pari a 45 MW, è tale da determinare una produzione annua di 63.24 GWh, prossima alla richiesta annua dell'utenza.
Impianto ACAES
La Figura 1 riporta lo schema dell'impianto ACAES. Nella prima sezione dell'impianto, l'aria è compressa fino a 27.6 bar mediante i due compressori di bassa pressione (LPC) e media pressione (MPC), azionati dal motore M1. L'unità di accumulo termico TES è impiegata per accumulare l'energia termica recuperata dal raffreddamento dell'aria compressa fino a 35 °C.
Il compressore HPC, azionato dal motore M2, è impiegato per comprimere l'aria fino alle condizioni vigenti nella caverna d'accumulo. Nel sistema sono presenti anche due scambiatori di calore IC e AC, necessari a mantenere la temperatura del fluido a 35 °C per tutta la durata della fase di compressione.
Durante la fase di scarica, l'aria in uscita dalla caverna di accumulo si riscalda attraversando il TES, prima di evolvere nel treno di espansione costituito dalle turbine di alta pressione HPT e di bassa pressione LPT, collegate al generatore elettrico G. Una valvola di laminazione consente di regolare la pressione dell'aria all'ingresso delle turbine al valore di progetto di 40 bar.
Il serbatoio d'accumulo dell'aria compressa è stato individuato in un tunnel di una miniera di carbone in disuso situata nella zona sudovest della Sardegna che, per via della sua profondità di 500 m dal livello del suolo e del diametro pari a 5 m, è potenzialmente adatta per l'accumulo di aria compressa.
Nell'ipotesi che la superficie interna della caverna sia adeguatamente rivestita, le perdite d'aria sono state trascurate e la pressione massima è stata fissata pari a 70 bar. L'unità di accumulo termico TES, di tipo packed bed a termoclino, è costituita da un serbatoio cilindrico riempito con ghiaia.
In fase di carica, il flusso d'aria calda che lo attraversa scambia calore con il materiale solido, raffreddandosi. In fase di scarica, il flusso d'aria a bassa temperatura si riscalda attraversando il TES in verso opposto.
Il serbatoio, che riceve un flusso caldo in ingresso a circa 600 °C, è stato dimensionato con un rapporto diametro/altezza pari a 2.5 per ottenere un flusso freddo in uscita a una temperatura nominale di 35 °C. Ai fini della valutazione delle prestazioni è stata anche considerata la variazione del profilo del termoclino all'interno del TES, dovuta al comportamento ciclico di scarica e carica del CAES.
Strategia di gestione dei flussi energetici
Al fine di massimizzare la quota di energia prodotta dall'impianto fotovoltaico e inviata all'utenza, l'impianto di produzione e l'utenza sono connessi direttamente (si veda la figura 1). Quando la produzione dell'impianto FV supera la richiesta dell'utenza, l'impianto ACAES viene caricato con l'energia in eccesso.
Viceversa, quando la richiesta dell'utenza supera la produzione, l'impianto ACAES eroga energia elettrica, qualora il livello di pressione della caverna sia sufficiente ad avviare la scarica e garantire il funzionamento del sistema ACAES per almeno 15 minuti.
Il collegamento con la rete consente di gestire le situazioni di surplus o deficit energetico. I processi di carica e scarica possono essere interrotti anche prima che siano terminati, in funzione della produzione dell'impianto FV e della richiesta elettrica dell'utenza.
La variabilità dei processi di carica e scarica ha effetto anche sull'andamento del termoclino del TES che, conseguentemente, influisce sulle prestazioni delle turbine. L'impianto, modellato in ambiente Matlab/Simulink, è stato simulato con passo di discretizzazione temporale di 15 minuti.
In allegato, è possibile scaricare l'articolo completo, che comprende anche risultati, discussione e conclusion
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Fonte: La Termotecnica novembre 2022
Settori: Aria, Aria Compressa, Energia, Energia Elettrica, Energy storage, Fotovoltaico, Pneumatica, Rinnovabili, Smart energy, Termotecnica industriale
Mercati: Edilizia
Parole chiave: Accumulo di energia, Aria compressa, Autoproduzione di energia, Energy storage, Fotovoltaico, Termotecnica
