RICERCA ITALIANA     

Integrazione di fonti rinnovabili e sistemi di accumulo per generazione distribuita di energia elettrica

Università degli Studi di Napoli "Federico II"

Abstract

Il programma di ricerca si propone di analizzare in dettaglio e di determinare criteri di progetto ed algoritmi di controllo per impianti di generazione distribuita di energia elettrica, i quali comprendono sorgenti non convenzionali e apparecchiature di accumulo. <<<

Coordinatore Scientifico del Programma di Ricerca

Enrico PAGANO Università degli Studi di NAPOLI "Federico II"

Obiettivo del Programma di Ricerca

Scopo del programma è la individuazione di validi criteri informatori per la scelta, il dimensionamento, e la gestione ottimizzata di impianti integrati, operanti in isola o di supporto per la continuità di esercizio i quali utilizzano fonti rinnovabili di energia elettrica e sistemi di accumulo. Per raggiungere questo obiettivo è necessaria la determinazione preliminare di relazioni di validità generale, che esprimano l'interdipendenza dei valori di targa dei differenti componenti elettrici, elettromeccanici e di elettronica di potenza, che costituiscono il sistema di generazione integrato. E' dunque necessaria la conoscenza approfondita:
• dell'operatività delle sorgenti e delle caratteristiche di funzionamento dei sistemi di conversione di energia primaria in elettrica;
• delle caratteristiche operative e del rendimento complessivo dei differenti sistemi di accumulo attualmente utilizzabili;
• dei limiti di pratica utilizzabilità dei convertitori statici dc/dc.
Al conseguimento delle su citate conoscenze contribuiscono:
• un'analisi comparativa delle differenti tipologie, attualmente disponibili, di generatori per la conversione di energia eolica in elettrica;
• la valutazione delle situazioni e degli accorgimenti che rendono il più efficace possibile la conversione di energia solare in elettrica;
• la valutazione quantitativa dei rendimenti di carica e scarica per batterie elettrochimiche con cicli completi e/o parziali;
• la valutazione quantitativa dei rendimenti di sistemi combinati per la produzione di idrogeno tramite elettrolizzatori e successiva generazione di energia elettrica con celle a combustibile (rendimento definito come rapporto tra energia elettrica in uscita dal sistema di celle a combustibile ed energia elettrica in ingresso all'elettrolizzatore);
• la definizione delle soglie operative dei convertitori dc/dc per l'immagazzinamento e la cessione dell'energia elettrica in eccesso;
• il coordinamento dei comandi dei convertitori statici per l'ottenimento dei singoli livelli di tensione, che consentano il migliore utilizzo integrato sul carico dell'energia prodotta e dell'energia immagazzinata;
• il comportamento di sistemi di supercondensatori, impiegati in ausilio ai sistemi di batterie elettrochimiche.
Completata la fase di analisi preliminare sarà possibile individuare semplici criteri per la scelta della componentistica di ogni singolo impianto in funzione della sua collocazione sul territorio e dei cicli operativi dei carichi elettrici, che devono essere alimentati, nel rispetto dei vincoli imposti riguardo al costo, ai pesi o ai volumi di ingombro. Una volta definita la configurazione dell'impianto si metterà a punto un criterio generale di dimensionamento per la determinazione delle caratteristiche di targa dei differenti componenti di potenza. L'esperienza maturata suggerisce di mettere a punto un criterio di progetto parzialmente deterministico e parzialmente probabilistico, fondato su una procedura di "porre e verificare" che minimizzi costi, pesi e/o volumi. <<<

Durata

24 mesi

Base di partenza scientifica nazionale o internazionale

Negli ultimi anni si è diffuso il ricorso alla generazione distribuita di energia elettrica tramite fonti rinnovabili quali l'energia solare, la idrica e l'eolica. Nella letteratura tecnica, infatti, è ampiamente condivisa l'opinione che, già con gli attuali costi, risulti più economico, per utenze ubicate in regioni poco accessibili o non elettrificate, l'esercizio di impianti di generazione da fonti rinnovabili piuttosto che l'allacciamento ad una rete di distribuzione dedicata. Alcuni possibili esempi di tali utenze sono i villaggi rurali, le abitazioni in zone campestri o fattorie, i rifugi montani o le stazioni di pronto soccorso medico e gli apparati di telecomunicazione. Per la limitata esperienza maturata nel settore, l'evoluzione tecnica e tecnologica non ha però ancora raggiunto un livello consolidato, perché si individuano differenti problematiche che richiedono ulteriori approfondimenti.
Lo sviluppo tecnologico dei sistemi di generazione fotovoltaica è attualmente orientato sia alla ricerca di nuovi materiali (ad es. i polimeri) che permettano di ottenere a parità di efficienza (10-20%) con gli attuali moduli al silicio un minore costo di produzione dei pannelli fotovoltaici, sia all'ottimizzazione della gestione dei flussi di potenza generati dal sistema fotovoltaico-convertitore in funzione della potenza richiesta dal carico (Maximum Power Point Tracking). Per quanto riguarda i sistemi di generazione eolica con turbina esiste una tecnologia abbastanza consolidata sia per quanto riguarda la parte meccanica sia per la parte di conversione dell'energia meccanica in elettrica, anche se essa è limitata sostanzialmente alla realizzazione di turbine di potenze dell'ordine di centinaia di kW. Per taglie di piccola potenza (< 100 kW) la necessità di ridurre al massimo i costi ha portato alla adozione di soluzioni estremamente standardizzate quali generatori sincroni a magneti permanenti connessi a dispositivi di interfaccia per la carica di batterie elettrochimiche. Inoltre, per tali taglie di potenza, generalmente, non vengono effettuate regolazioni della posizione delle eliche. Tuttavia, esistono ampi margini di miglioramento ottenibili grazie ad un'attenta progettazione del sistema turbina-generatore, alla scelta del sistema di accumulo più idoneo ed allo sviluppo di un sistema di controllo capace di gestire i flussi di potenza scambiati attraverso i convertitori statici che alimentano i singoli componenti.
Gli impianti di generazione distribuita presentano differenti configurazioni. Ad oggi essi possono alimentare sia reti interconnesse alla rete di distribuzione sia sistemi in isola. Le configurazioni circuitali sono differenti. Generalmente per quanto riguarda le prime esse non hanno necessità di sistemi di accumulo delle energia in quanto interconnesse alla rete di distribuzione. Nel caso di sistemi in isola devono essere previsti sistemi di accumulo dell'energia elettrica al fine di soddisfare le richieste dei carichi. Attualmente è possibile individuare tre differenti sistemi di stoccaggio: batterie elettrochimiche, che immagazzinano direttamente energia elettrica, aria compressa e turbine a gas, le quali generano aria compressa e la utilizzano per produrre energia elettrica; elettrolizzatori e celle a combustibile che generano e immagazzinano idrogeno e lo utilizzano per alimentare le celle a combustibile. La presenza di dispositivi di stoccaggio richiede l'utilizzo di sistemi di elettronica di potenza al fine di ottimizzare i flussi di potenza di ingresso e di uscita tra i diversi sistemi di accumulo. I risultati teorici e sperimentali finora pubblicati in letteratura non forniscono informazioni esaustive per la scelta dei sistemi di stoccaggio più adatti in funzione della potenza degli impianti, dei costi, dei volumi, dei pesi e infine dei rendimenti di carica e scarica dei sistemi di accumulo. Ad oggi si è raggiunto un adeguato livello di conoscenza solo per le batterie elettrochimiche data la loro tecnologia ben consolidata.

Stato dell'arte dei sistemi di stoccaggio
Ad oggi, l'idrogeno può essere prodotto dall'acqua in differenti modi. E' possibile individuare i seguenti metodi per ottenere l'elettrolisi dell'acqua:
• elettrolisi alcalina;
• elettrolisi acida;
• elettrolisi ad alta temperatura;
• elettrolisi termochimica;
• elettrolisi fotochimica;
• elettrolisi elettrochimica;
• elettrolisi biochimica.
L'elettrolisi dell'acqua tramite soluzioni alcaline è attualmente la tecnologia dominante, ma sono disponibili in commercio anche sistemi per l'elettrolisi da soluzioni acide. I sistemi di elettrolisi ad alta temperatura (700-1000°C) ed i sistemi per elettrolisi termochimica non hanno raggiunto ancora una sufficiente maturità tecnologica. Attualmente per quanto riguarda gli elettrolizzatori alcalini, gli sforzi tecnologici sono principalmente orientati verso:
• la riduzione della tensione di cella al fine di diminuire l'assorbimento di potenza elettrica con conseguenti minori costi di esercizio,
• l'aumento della densità di corrente della area attiva per ridurre i costi di installazione.
Una indagine sullo stato dell'arte e sul livello di sviluppo delle diverse soluzioni per la produzione di idrogeno dall'energia solare con riferimento sia ai rendimenti teorici sia a valori reali è stata condotta da Bolton (1996). Nel lavoro si dimostra che devono essere considerati tre sistemi di produzione dell'idrogeno: sistema fotovoltaico con elettrolizzatore, sistema foto-elettrochimico, sistema foto-biologico. Da un punto di vista pratico la combinazione del fotovoltaico e dell'elettrolizzatore appare essere il sistema di maggiore interesse. Ciò è dovuto principalmente alla maturità tecnologica degli elettrolizzatori alcalini e al rapido sviluppo della tecnologia fotovoltaica. I sistemi foto-elettrochimici hanno il vantaggio di integrare le celle fotovoltaiche direttamente con l'elettrolizzatore senza la necessita di collegamenti con cavi. Il rendimento di tali sistemi attualmente si aggira intorno al 12% per un dispositivo monolitico PEC/PV. Tuttavia questi sistemi sono ancora in forma prototipale. Lo stesso vale per i sistemi foto-biologici.
Attualmente per quanto riguarda il sistema di stoccaggio dell'idrogeno esistono due soluzioni: la via meccanica e la chimica. In particolare, l'attuale tecnologia offre le seguenti tipologie:
• accumulatori criogenici - stoccaggio in forma liquida dell'idrogeno LH2. Essendo l'idrogeno caratterizzato da un punto di liquefazione a temperatura piuttosto bassa (-253°C), in condizioni standard (TPS) l'idrogeno esiste in forma gassosa ed ha una densità pari a 0.08245 kgm-3. La liquefazione dell'idrogeno, pertanto, può essere raggiunta criogenicamente attraverso compressione meccanica e raffreddamento. L'energia richiesta per produrre LH2 in condizioni standard è circa pari a 16.000 kJ/kg, dove il 25% dell'energia è destinato al raffreddamento mentre il restante 75% è necessario per la compressione meccanica;
• accumulatori a materiali assorbenti. L'idrogeno nella forma di molecole allo stato gassoso può essere immagazzinato attraverso opportuni materiali assorbenti come il carbone attivo o le nanostrutture di carbonio. Tuttavia, per il raggiungimento di energie specifiche comparabili al LH2 è necessario raffreddare il materiale assorbente fino a temperature intorno ai -200°C.
• accumulatori a idruri metallici (MH2) - L'idrogeno può legarsi chimicamente con diversi metalli e leghe metalliche, formando idruri. Questi composti sono in grado di intrappolare l'idrogeno a pressioni relativamente basse. L'idrogeno penetra all'interno del reticolo cristallino del metallo, andando ad occupare i siti interstiziali. Un idruro molto diffuso è il LiH. Il problema maggiore legato agli idruri metallici è il peso del serbatoio e la attuale scarsa capacità di accumulo. Per contro, gli idruri rappresentano, ad oggi, la modalità di accumulo dell'idrogeno più sicura. Attualmente la ricerca in questo settore è particolarmente attiva e diversi tipi di idruri sono oggetto di sperimentazione. Essi sono, inoltre caratterizzati da alti valori di energia specifica (1400 – 1800 kJ/kg);
• Stoccaggio in bombole ad alta pressione 200-250 bar – idrogeno pressurizzato PH2. Il metodo tradizionale è comprimere l'idrogeno H2 ed accumularlo in cisterne o bombole ad alta pressione.
Il principale svantaggio relativo a questa soluzione è costituito dalla bassa energia specifica e dal conseguente aumento di volume. Pertanto per ridurre le dimensioni dei contenitori è necessario aumentare la pressione fino a valori di 200 bar a temperatura ambiente.
La conversione di idrogeno in energia finale può essere attualmente ottenuta o con l'ausilio delle celle a combustibile o per combustione. Il vantaggio del secondo metodo è rappresentato dal fatto che esso coinvolge tecnologie mature mentre le celle a combustibili sono ancora quasi allo stato prototipale. Un significativo vantaggio del loro impiego risiede nell'elevato rendimento della conversione che esse realizzano. Attualmente sono disponibili differenti tipi di celle a combustibile (alcaline, a membrane a scambio protonico,ad acido fosforico,ad ossidi solidi). Le diverse soluzioni comportano differenze negli elettroliti e nelle temperature di esercizio. La tecnologia delle celle a combustibile rivolge oggi maggior attenzione alle membrane con scambio protonico. Questa soluzione è preferita perché oltre a comportare basse temperature di lavoro realizza alte densità di corrente e piccoli volumi che rendono le celle particolarmente adatte ad uso per postazioni mobili. Le temperature di lavoro sono attualmente tra i 60 e i 90° C, il rendimento della conversione è di circa 50-60%. La tendenza attuale in questo campo è rivolta all'aumento della densità di corrente senza ridurre la vita delle membrane: in questo modo si ottiene una riduzione dei pesi e dei volumi.
I supercondensatori sono idealmente usati per impieghi di breve durata (generalmente minori di pochi minuti), perché essi hanno una densità di potenza maggiore di quella delle batteria e possono essere ricaricati molto rapidamente. Essi sono attualmente impiegati per coprire le punte di potenza in differenti settori ed eventuali buchi di tensione. Essi trovano, inoltre, un altro interessante campo di impiego in sistemi che contengo batterie tradizionali, nei quali queste ultime sono impiegate per la fornitura continua di energia e i supercondensatori per supportare punte di potenza ed interruzioni momentanee. In questo modo si aumenta la vita delle batterie. I supercondensatori non sono, generalmente, impiegati per applicazioni di lunga durata perché essi hanno una densità di energia più bassa rispetto a quella delle batterie elettrochimiche. La loro densità di energia è circa il 15-20% di quella delle batterie. Anche se essi hanno una densità di energia relativamente bassa, molte sono le caratteristiche che li fanno considerare elementi ideali per applicazioni di immagazzinamento di energia per lunga durata quando il loro costo sarà ridotto. I supercondensatori hanno una durata di vita media molto più lunga rispetto a quella delle batterie. In molte applicazioni che comportano l'immagazzinamento di energia in sistemi con sorgenti di energia rinnovabile, le batterie sono sostituite ogni 3-7 anni. I supercondensatori possono raggiungere anche i 20 anni. Essi presentano, inoltre, un rendimento di carica molto più elevato di quello delle batterie: il rendimento complessivo dei sistemi che realizzano carica e scarica con i supercondensatori è dell'ordine del 90%. Con l'impiego di batterie si scende al 70-80%. Questa situazione si traduce in una riduzione dei costi dei sistemi di accumulo impiegati nei sistemi con sorgenti di energia rinnovabile. I sistemi a batteria per impieghi di lunga durata hanno costi di installazione fino a dieci volte minori di quelli di un analogo sistema di supercondensatori.

Stato dell'arte dei criteri di dimensionamento
La letteratura tecnica fin ad ora pubblicata suggerisce in pratica unicamente due criteri di dimensionamento. Il primo è denominato N.A.D. (Number of Autonomous Days), con esso sono separatamente dimensionati il generatore e il sistema di accumulo. Il primo è scelto considerando il valore medio della potenza resa disponibile nel caso delle condizioni ambientali peggiori. Il sistema di accumulo è scelto con riferimento a un determinato numero di giorni per i quali è prevista l'autonomia senza portare in conto il contributo della sorgente. Questo criterio di dimensionamento suggerisce una procedura di calcolo estremamente semplice. La sua natura deterministica comporta, tuttavia, un sovradimensionamento dei componenti e, quindi, un costo dell'impianto che nella maggior parte dei casi appare ingiustificato. Un altro metodo è denominato L.O.L.P. (Lost of Load Probability). Esso introduce un indice probabilistico che rappresenta la probabilità che il carico non sia alimentato con continuità. Il comportamento delle differenti configurazioni del sistema di alimentazione è analizzato con l'ausilio di simulazioni numeriche che portano alla valutazione dei valori che l'indice probabilistico assume nelle differenti soluzioni prese in esame. Tra le soluzioni corrispondenti al valore dell'indice prefissato come specifica di progetto si adotta quella che ottimizza le caratteristiche globali (pesi, volumi o costi). Questo procedimento di calcolo comporta un elevato numero di simulazioni numeriche perché molteplici sono le configurazioni possibili. Esso non fornisce, inoltre, per nulla informazioni circa i legami funzionali intercorrenti tra le dimensioni delle differenti apparecchiature. <<<