5.3 Generazione distribuita - Treccani

of 26 /26
5.3.1 Introduzione Definizioni La generazione distribuita può essere definita come la generazione di energia elettrica in impianti di pic- cola taglia, posti a ridosso delle utenze. In caso di loca- lità molto lontane dalle reti elettriche questi impianti possono alimentare singole utenze o microreti isolate, ma la soluzione più comune prevede l’interfacciamento con le reti elettriche di distribuzione, a media o bassa tensione (fig. 1). Gli impianti per la generazione distribuita possono essere suddivisi in due grandi categorie: gli impianti che utilizzano fonti di energia rinnovabili con processi che generalmente non prevedono l’utilizzazione di cicli ter- modinamici (per esempio, i sistemi fotovoltaici alimen- tati da energia solare, gli aeromotori alimentati da ener- gia eolica, le piccole turbine idroelettriche) e quelli, assai 435 VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ 5.3 Generazione distribuita centrali a energia rinnovabile linee di trasporto primario o AT stazioni di trasformazione AT/MT stazioni di trasformazione MT/BT centrale di generazione di punta cabina di ricezione centrale di generazione con funzione di riserva primaria e di riserva secondaria utenze residenziali utenze industriali utenze terziario celle a combustibile micro- cogenerazione fotovoltaico turbina a gas motore a combustione interna linee di distribuzione MT fig. 1. Generazione distribuita e interfacciamento con la rete. AT, Alta Tensione; MT, Media Tensione; BT, Bassa Tensione.

Embed Size (px)

Transcript of 5.3 Generazione distribuita - Treccani

Definizioni La generazione distribuita può essere definita come
la generazione di energia elettrica in impianti di pic- cola taglia, posti a ridosso delle utenze. In caso di loca- lità molto lontane dalle reti elettriche questi impianti possono alimentare singole utenze o microreti isolate, ma la soluzione più comune prevede l’interfacciamento
con le reti elettriche di distribuzione, a media o bassa tensione (fig. 1).
Gli impianti per la generazione distribuita possono essere suddivisi in due grandi categorie: gli impianti che utilizzano fonti di energia rinnovabili con processi che generalmente non prevedono l’utilizzazione di cicli ter- modinamici (per esempio, i sistemi fotovoltaici alimen- tati da energia solare, gli aeromotori alimentati da ener- gia eolica, le piccole turbine idroelettriche) e quelli, assai
435VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
5.3
stazioni di trasformazione
e di riserva secondaria
celle a combustibile
linee di distribuzione MT
fig. 1. Generazione distribuita e interfacciamento con la rete. AT, Alta Tensione; MT, Media Tensione; BT, Bassa Tensione.
più comuni e strategicamente significativi, che si basa- no sull’utilizzazione di combustibili (di origine fossile, o rifiuti, o biomasse) e coinvolgono processi termodi- namici, che portano a generare oltre all’energia elettri- ca anche energia termica a bassa temperatura.
Per questa seconda tipologia, è razionale utilizzare, oltre all’energia elettrica, anche il calore a bassa tempe- ratura, traendo vantaggio dalla vicinanza fisica fra il punto in cui il calore è cogenerato e l’utenza termica. In questo caso, si parla di microcogenerazione o cogenera- zione distribuita. Nel seguito, per questi impianti, si par- lerà di rendimento elettrico (he) con riferimento al rap- porto tra potenza elettrica utile e potenza termica forni- ta, di rendimento termico (ht) con riferimento al rapporto tra potenza termica utile e potenza termica fornita, di rendimento totale (htot) con riferimento al rapporto tra potenza totale utile e potenza termica fornita; ciò signi- fica che htotheht. In altre parole il rendimento elet- trico rappresenta la percentuale di calore fornito dal com- bustibile che viene convertito in energia elettrica, men- tre il rendimento termico rappresenta la percentuale di calore altrimenti utilizzato (il termine rendimento senza ulteriori specificazioni verrà invece usato, in particola- re nel caso di motori termici, con riferimento al tradi- zionale rapporto lavoro meccanico/calore fornito).
Quando alla generazione di energia elettrica e calo- re si aggiunge la produzione di freddo, il termine più cor- retto diviene microtrigenerazione.
Vengono di seguito descritte le tecnologie, sia dispo- nibili commercialmente, sia oggetto di ricerca e sviluppo di microcogenerazione e microtrigenerazione, alimenta- te da combustibili fossili (principalmente gas naturale).
Campi di applicazione I settori applicativi in cui oggi è più diffusa la micro-
cogenerazione sono il terziario, la piccola e media indu- stria e il residenziale. In un’ottica di più lungo termine, spazi di mercato interessanti per le applicazioni di micro- cogenerazione potrebbero venire anche, su scala più ridot- ta, dalle applicazioni domestiche, dove l’esistenza di un numero molto elevato di potenziali clienti potrebbe dar luogo a potenze installabili di gran lunga superiori a quel- le previste per il settore terziario. Se prendiamo l’esem- pio limite di microgenerazione, cioè l’applicazione mono- familiare domestica, la prospettiva affascinante è quella di sostituire gradualmente il mercato delle ‘caldaiette’ domestiche a gas naturale (un mercato che in molte nazio- ni vede ritmi annui di unità installate di svariati milioni di pezzi) con oggetti che abbiano le stesse caratteristiche di sicurezza, semplicità di uso e installazione, ma che siano in grado di coprodurre energia elettrica e calore, in modo ‘intelligente’, vale a dire recuperando sempre integralmente il calore e concentrando la produzione di energia elettrica nei periodi in cui è più pregiata. Que- sto consentirebbe di immettere in rete grandi quantità
di energia, che verrebbe generata con un rendimento tota- le all’incirca unitario (imbattibile, dal momento che anche le centrali di grande potenza per sola generazione di ener- gia elettrica non arrivano al 60%), per di più concentra- ta in ore pregiate ed esente dalle perdite di rete.
La fonte energetica più promettente per la microco- generazione, sia per la sua capillarità di diffusione, sia per le sue caratteristiche di pulizia, sia infine per la sua compatibilità con le tecnologie più avanzate, è il gas natu- rale. È opinione diffusa che, soprattutto nella fase di decollo di queste tecnologie, serva un quadro normati- vo-tariffario agevolante, che dovrà trarre motivazione dai potenziali benefici energetici e ambientali: la micro- cogenerazione, se correttamente gestita, può infatti con- sentire importanti vantaggi in termini di risparmio di energia primaria, che si traducono in minori emissioni di gas inquinanti, rispetto alla generazione separata di energia elettrica, che è generalmente basata su un mix di combustibili (oltre al gas, olio combustibile e carbo- ne) che hanno, anche a pari consumo di energia prima- ria, una maggiore emissione specifica di CO2. Inoltre, le emissioni specifiche di sostanze nocive, in particola- re NOx, SOx, PTS (Particolato Totale Sottile) di un micro- cogeneratore a gas possono essere sensibilmente infe- riori (quando non sostanzialmente nulle, come nel caso di SOx e PTS per alimentazione a gas naturale e di NOx
per le celle a combustibile) rispetto a quelle delle cen- trali termoelettriche che immettono energia elettrica sulla rete. Una preoccupazione ricorrente, quando si parla di generazione distribuita, è il possibile aumento locale di inquinanti nelle aree metropolitane, causato dalla mag- giore utilizzazione di combustibile rispetto alle caldaie tradizionali. Per evitare queste critiche, solo in parte fon- date, visti i tempi di permanenza e le distanze di per- correnza degli inquinanti gassosi nell’atmosfera, è fon- damentale – e la tecnologia oggi lo permette – che la microcogenerazione punti a motori caratterizzati da emis- sioni specifiche minori rispetto a quelle delle caldaie tra- dizionali (Macchi et al., 2005).
Tecnologie energetiche e rendimenti Esiste una vasta tipologia di sistemi di generazione
di energia elettrica da combustibili fossili. In generale, all’aumentare della taglia si assiste a un incremento dei rendimenti elettrici ottenibili, ma la situazione è in realtà assai complessa. In fig. 2 sono rappresentate, insieme alle tecnologie di generazione elettrica adottate nelle grandi centrali, le varie tecnologie che sono di seguito descritte; le diverse tecnologie sono infatti a diversi stadi di evoluzione tecnologica: alcune sono disponibili com- mercialmente, altre a livello di impianti dimostrativi, altre infine a livello di prototipi da laboratorio. Si va da rendimenti elettrici di bassa percentuale dei sistemi ter- mofotovoltaici (TPV, ThermoPhotoVoltaic), a rendimenti superiori al 70% dei sistemi ibridi.
436 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI FOSSILI
I rendimenti elettrici elevati sono certamente impor- tanti, ma la pratica cogenerativa dà spazio, in termini di risparmi energetici, anche a tecnologie con rendimenti elettrici moderati, quando operano con recupero di calo- re totale (meglio se recuperano anche il calore di con- densazione), come mostrato nella fig. 3, in cui le due rette identificano le prestazioni energetiche di un siste- ma basato sulla generazione ‘separata’ di energia elet- trica e calore: la retta verde identifica i sistemi di gene- razione elettrica e termica attualmente presenti nelle maggiori nazioni industrializzate, quella rossa lo ‘stato dell’arte’ delle tecnologie; si nota come tutte le tecno- logie di microcogenerazione si collochino in posizione
migliore rispetto alle due rette e abbiano quindi più ampi margini di risparmio energetico.
5.3.2 Tecnologie di microgenerazione
Principio di funzionamento, prospettive e applicazioni cogenerative
I Motori a Combustione Interna (MCI) sono stati stu- diati e utilizzati a partire dalla seconda metà del 19° secolo
437VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
re nd
im en
to e
le tt
ri co
combinati
SOFC
101 1 10 102 103 104 105 106
fig. 2. Rendimento elettrico in funzione della potenza, nei sistemi di produzione di energia elettrica. SOFC, Solide Oxide Fuel Cell; PEM, Polymer Electrolytic Membrane; PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell; MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell; USC, Ultra Super Critical; IGCC, Integrated Gasification Combined Cycle; TGHD, Turbina a Gas Heavy Duty (per applicazioni industriali); TGAD, Turbina a Gas AeroDerivative (di derivazione aeronautica); TV, Turbina a Vapore.
re nd
im en
to e
le tt
ri co
0
20
10
30
40
50
60
70
80
90
100
rendimento termico (%) 0 20 40 60 8010 30 50 70 90 100
cicli ibridi con celle a combustibile turbina a gas
celle a combustibile MCFC e SOFC
celle a combustibile PAFC e PEM
motori Stirling
sistemi TPV
motori a combustione interna
fig. 3. Prestazioni energetiche di sistemi di microcogenerazione a recupero integrale del calore nel piano rendimento elettrico in funzione del rendimento termico. IRE, Indice di Risparmio Energetico.
e hanno conosciuto uno sviluppo industriale grandissi- mo grazie alla loro diffusione nelle applicazioni di tra- zione (su autoveicoli e in campo ferroviario), di propul- sione (su aerei e in ambito navale) e in molteplici appli- cazioni stazionarie (motopompe, gruppi elettrogeni, compressori aria, ecc.). Nell’ambito della generazione distribuita, si impiegano motori con taglia variabile da pochi kWe (usi residenziali) fino a circa 10 MWe. Tra le varie tecnologie disponibili per la microgenerazione, i MCI hanno l’indubbio vantaggio di costituire una tec- nologia matura e ampiamente diffusa, caratterizzata da un’elevata affidabilità, con rendimenti elevati e costi rela- tivamente contenuti. Elementi svantaggiosi sono invece il costo di manutenzione piuttosto elevato, una certa rumorosità di funzionamento, la presenza di vibrazioni e la necessità di impiegare sistemi di abbattimento degli inquinanti per raggiungere livelli di emissioni (NOx, CO) confrontabili con quelli delle tecnologie concorrenti, quali le turbine a gas. Da considerare con attenzione anche il tema della vita utile che, nel caso delle appli- cazioni cogenerazione, deve essere ben superiore a quel- la dei motori automobilistici.
Si ricorda che i motori alternativi a combustione inter- na (v. cap. 8.1) vengono classificati, in base al ciclo ter- modinamico, in motori a ciclo Otto (motori ad accen- sione comandata) e motori a ciclo Diesel (motori ad accensione spontanea); in funzione della modalità con cui è realizzato il ciclo di lavoro, possono essere a due o quattro tempi. Nel seguito si farà riferimento ai soli motori a quattro tempi, di gran lunga i più diffusi nel campo della cogenerazione.
Si ricorda ancora che il ciclo Otto ideale si compo- ne di quattro trasformazioni (due isocore e due adiaba- tiche isoentropiche): compressione adiabatica dal PMI (Punto Morto Inferiore) al PMS (Punto Morto Superio- re), combustione istantanea isocora, espansione adiaba- tica dal PMS al PMI, scarico naturale isocoro. Il rendi- mento del ciclo Otto ideale è dato da:
T1T4 1 h 11121123
g1
T3T2 r
ove g è il rapporto tra il calore specifico a pressione e a volume costante e r è il rapporto di compressione volu- metrico (zV1/V2), cioè il rapporto tra i volumi dispo- nibili al PMI e al PMS.
Per realizzare il ciclo Otto reale si devono conside- rare le seguenti quattro fasi: • aspirazione o ammissione, necessaria per introdurre
nel cilindro, in rapporto generalmente vicino al valo- re stechiometrico, la miscela aria-combustibile (ben- zina o gas naturale), attraverso l’apertura della val- vola di aspirazione (dal PMS al PMI);
• compressione della miscela (dal PMI al PMS), cui segue la combustione; la miscela è accesa mediante una scintilla provocata da una candela; è importante
che la miscela non si accenda spontaneamente per effetto delle elevate temperature che si instaurano durante la compressione (detonazione), e pertanto i rapporti di compressione volumetrici sono limitati da questa esigenza (all’incirca 10:1);
• espansione dei gas combusti realizzando la fase utile (dal PMS al PMI);
• scarico forzato, successivamente allo scarico natu- rale (dal PMI al PMS), con espulsione dei gas com- busti residui attraverso la valvola di scarico aperta. Si ricorda infine che il ciclo Diesel si differenzia in
modo sostanziale dal ciclo Otto, in quanto: • durante la fase di compressione viene compressa sola-
mente aria, il che rende possibile realizzare rappor- ti di compressione volumetrici elevati (indicativa- mente intorno a 20:1) senza le problematiche di deto- nazione presenti nei motori Otto. Questa differenza si traduce in un importante vantaggio termodinami- co, in quanto il rendimento del ciclo Diesel ideale risulterebbe inferiore a quello del ciclo Otto, a parità di rapporto di compressione; tuttavia nel caso reale i motori Diesel possono impiegare rapporti di com- pressione maggiori e quindi raggiungono rendimen- ti più elevati;
• il combustibile è iniettato nel cilindro alla fine della compressione tramite un sofisticato sistema di inie- zione ad alta pressione e la combustione inizia spon- taneamente a causa dell’alta temperatura dell’aria. Al contrario di quanto avviene nei motori a ciclo Otto, il combustibile impiegato nei motori Diesel deve accendersi spontaneamente alle temperature di fine compressione e la combustione avviene in modo più graduale, idealmente a pressione costante;
• il rapporto aria/combustibile è maggiore di quello stechiometrico nel funzionamento a piena potenza; ai carichi parziali viene ridotta la quantità di com- bustibile a parità di aria aspirata nel cilindro, dunque il rapporto aria/combustibile cresce ulteriormente; nei MCI a ciclo Otto invece il rapporto aria/combu- stibile rimane generalmente pressoché costante, men- tre viene variata la quantità di miscela elaborata nel cilindro agendo su un’apposita valvola a farfalla che crea una perdita di carico nei condotti di aspirazio- ne. Per questo motivo i motori Diesel hanno rendi- menti ai carichi parziali superiori a quelli dei moto- ri a ciclo Otto. Dal punto di vista degli sviluppi della tecnologia degli
MCI, è da notare che le sperimentazioni e le ricerche stanno conducendo verso soluzioni termodinamiche inno- vative che tendono ad avvicinare sempre di più il ciclo Otto al ciclo Diesel, prospettando l’adozione di motori che coniughino i vantaggi termodinamici e ambientali dei due differenti tipi di ciclo: si pensa a motori a cari- ca magra che raggiungono elevati rapporti di compres- sione (alti rendimenti), intermedi tra gli attuali motori
438 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI FOSSILI
Otto e i Diesel, con presenza contemporanea di candela di accensione e di iniezione diretta di combustibile in camera di combustione.
I motori a combustione interna sono caratterizzati da un’ampia flessibilità di utilizzazione. In particolare, pos- sono funzionare a differenti regimi di rotazione e a fra- zioni del carico molto diverse, passando rapidamente da una condizione di funzionamento all’altra. Inoltre richie- dono tempi relativamente brevi di avviamento e sono adatti a lavorare in condizioni ambientali molto variabi- li. A differenza di quanto accade nell’impiego automo- bilistico, nelle applicazioni cogenerative il motore è fatto funzionare a giri costanti, con una velocità di rotazione scelta in relazione alla frequenza di rete richiesta e alle caratteristiche dell’alternatore. La fig. 4 mostra le pre- stazioni in termini di rendimento elettrico per tre valori del carico richiesto (100%, 75% e 50%) per alcuni moto- ri cogenerativi funzionanti a gas naturale, a pari condi- zioni ambientali.
Combustibili I motori a combustione interna possono utilizzare
una grande varietà di combustibili. I motori Diesel per applicazioni stazionarie impiegano gasolio o per lo più gas naturale in miscela con il gasolio (motori dual fuel) e in casi sporadici, certamente non compatibili con gli obiettivi ecologici alla base della cogenerazione, posso- no anche utilizzare olio pesante (diesel lenti a due tempi). I motori a ciclo Otto utilizzano benzina, gas naturale, propano oppure anche gas con basso potere calorifico come il gas da discarica o il biogas. Nel caso di motori per cogenerazione, il combustibile di gran lunga più uti- lizzato è il gas naturale, per le sue caratteristiche di com- patibilità ambientale, la disponibilità assicurata dalla rete di distribuzione e il vantaggio di assenza di serbatoi per il combustibile e dei necessari rifornimenti periodici. Il suo utilizzo riduce inoltre gli oneri di manutenzione e in generale prolunga la vita utile dei motori.
Caratteristiche tecnologiche Nei motori a gas naturale a ciclo Otto per cogene-
razione, il combustibile è iniettato nei condotti di aspi- razione e forma una miscela solitamente vicina al valo- re stechiometrico; il rapporto di compressione non supe- ra normalmente valori compresi tra 9:1 e 12:1, per evitare la detonazione della carica, anche se nel caso del gas naturale ci si avvantaggia di un potere antidetonante maggiore rispetto alle benzine normalmente impiegate nei motori per autotrazione (numero di ottano prossi- mo a 120 contro 95-100 delle benzine). In alcuni casi, in cui si usano miscele magre (con rapporto aria/com- bustibile superiore al valore stechiometrico) per avere basse emissioni di NOx e alti rendimenti, si parla di motori di tipo lean burning. Tali motori vengono costrui- ti predisponendo una precamera posta in comunicazio- ne con la camera di combustione nella quale avviene l’accensione di una miscela ricca, che poi entra nel cilin- dro e consente la combustione della rimanente carica che presenta invece un eccesso d’aria. Lo stesso effet- to può essere ottenuto realizzando una ‘carica stratifi- cata’, ossia facendo in modo che la miscela a contatto con la candela presenti bassi valori del rapporto aria/com- bustibile (vicini al valore stechiometrico), mentre il resto della carica è costituito da una miscela magra. Il rendi- mento elettrico dei motori a gas ad accensione coman- data va dal 27% delle piccole unità (50 kWe) fino al 38% circa di quelli da 500 kWe, per raggiungere il 45% nei grandi motori che mettono a disposizione potenze elet- triche dell’ordine dei MWe. Per le applicazioni di taglia più piccola (1-5 kWe), destinate a usi domestici, si impie- gano generalmente motori a ciclo Otto monocilindrici a quattro tempi, funzionanti a gas naturale, dotati di catalizzatore a tre vie od ossidante (per i MCI a carica magra). Il rendimento elettrico dei MCI di questo tipo oscilla tra il 20 e il 25%, con rendimenti totali prossi- mi all’85-90%. Molti motori a gas ad accensione coman- data per cogenerazione derivano costruttivamente da motori Diesel realizzati per altri scopi. La trasforma- zione a gas impone ovviamente l’aggiunta di una can- dela per l’accensione e la diminuzione della potenza nominale del motore (al 60-80%) per evitare il feno- meno della detonazione; come conseguenza, il costo unitario al kWe installato tende a crescere rispetto ai Diesel da cui derivano.
I motori a gas naturale a ciclo Diesel (dual fuel ) per cogenerazione sono invece motori Diesel funzionanti prevalentemente a gas naturale, con l’aggiunta di una piccola percentuale di gasolio (1-10%) che ha la fun- zione di provocare l’autoaccensione della carica e di favo- rire la lubrificazione di alcuni componenti del motore. Il gas naturale può essere iniettato in due modalità sostan- zialmente differenti: a bassa pressione nel collettore di aspirazione (mentre il gasolio è iniettato nel cilindro) o ad alta pressione direttamente in camera di combustione
439VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
potenza elettrica (kWe) 10 100 1.000
fig. 4. Prestazioni di motori a combustione interna a gas naturale per tre valori del carico richiesto (100%, 75%, 50%).
insieme all’iniezione di gasolio. Nel primo caso la poten- za nominale deve esser ridotta all’80-95% per i motivi già esposti; nel secondo caso non si ha in pratica una riduzione della potenza sviluppata dal motore.
I motori a combustione interna sono spesso dotati di sovralimentazione mediante turbocompressore, in par- ticolare per le taglie superiori a qualche decina di kWe. Il sistema è solitamente abbinato a uno scambiatore di calore (intercooler) che effettua l’inter-refrigerazione dell’aria uscente dal compressore, al duplice scopo di aumentarne ulteriormente la densità e ridurre il lavoro di compressione del motore. La sovralimentazione con inter-refrigerazione aumenta la potenza del motore dimi- nuendone i costi specifici; inoltre, nella maggior parte dei casi, migliora il rendimento e riduce le emissioni inquinanti (in particolar modo NOx). Il rapporto di com- pressione realizzato dal turbocompressore è normalmente dell’ordine di 1,5-2,5:1, ma esistono realizzazioni in cui si arriva a un rapporto 4:1.
Parametri energetici, economici e ambientali Il rendimento elettrico e il costo specifico dei MCI
risentono di effetti di scala, come si può osservare dai diagrammi di fig. 5, in cui le potenze dei motori in ascis- sa sono riportate in scala logaritmica.
Il motore a combustione interna si presta all’utiliz- zo in cogenerazione in quanto rende disponibile calore di scarto recuperabile da diverse fonti e il recupero ter- mico è possibile senza modifiche al ciclo termodinami- co. In tab. 1 è rappresentato il bilancio energetico in un tipico MCI di taglia media (500 kWe). È da notare che il calore è disponibile a diversi livelli termici: l’intercoo- ler rende disponibile calore a 50-60 °C, l’olio del sistema di lubrificazione a temperature comprese tra 75-85 °C, mentre il circuito di raffreddamento è invece general- mente a una temperatura media di 90-95 °C. Comples- sivamente, il calore recuperabile da questi circuiti ammon- ta al 25% circa rispetto all’energia termica entrante con il combustibile. I gas combusti in uscita dal motore si trovano invece a una temperatura che oscilla tra 400 e 500 °C; il calore disponibile a questo livello di tempe- ratura (idoneo, per esempio, per produrre vapore) è cir- ca il 30% rispetto all’energia termica entrante con il combustibile.
I MCI sono adatti a utilizzazioni cogenerative, soprat- tutto quando è richiesto calore a bassa temperatura (per esempio, per la produzione di acqua calda per riscal- damento), eventualmente affiancato da una moderata richiesta di calore a temperatura intermedia (per esem- pio, per la produzione di vapore per un processo indu- striale). In fig. 6 è rappresentato uno schema tipico di recupero termico per produzione di acqua calda, in cui il recupero dalle varie sorgenti termiche avviene dispo- nendo le sorgenti stesse in serie, nel senso delle tem- perature crescenti.
Per quanto riguarda le emissioni inquinanti, nel caso di motori a ciclo Otto per cogenerazione a gas naturale, i livelli di emissione si avvantaggiano delle ottime carat- teristiche del combustibile, che essendo più pulito di gasoli e benzine offre anche il vantaggio di contenere i
440 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI FOSSILI
tab. 1. Bilancio energetico in un MCI di taglia media (500 kWe)
Energia elettrica 37%
Perdite termiche 6%
Energia chimica associata al combustibile (PCI, Potere Calorifico Inferiore) 100
A
B
co st
o (e
ur o/
kW e)
0
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
fig. 5. Rendimento elettrico (A) e costo (B) in funzione della taglia (potenza elettrica installata) per alcuni motori a combustione interna.
A
B
costi di manutenzione del motore e di allungarne la vita utile. Anche nel caso dei motori Diesel si riducono quin- di praticamente a zero le emissioni di particolato. Tutta- via, in un MCI i livelli di emissioni inquinanti sono comun- que elevati se paragonati con altri impianti in cui la com- bustione è esterna o con le turbine a gas, che sono macchine a flusso continuo in cui il processo di combu- stione è regolare e più facilmente controllabile. Il moti- vo è da ricercare nella natura stessa dei motori, nei quali le reazioni di combustione avvengono all’interno del cilin- dro in tempi ridotti e con temperature molto variabili; a ciò si aggiunga che i gas sono messi in contatto con le pareti relativamente fredde del motore, per cui lo strato limite vicino alle pareti è sede di una cattiva combustio- ne. Le principali emissioni inquinanti di un MCI sono: • monossido di carbonio (CO), che si forma ad alta
temperatura per bassi valori del rapporto a aria/com- bustibile (miscele ricche);
• idrocarburi incombusti (HC) che si formano nelle zone a bassa temperatura e per bassi valori del rap- porto a;
• ossidi di azoto (NOx) la cui formazione è favorita dalle alte temperature di combustione. Per rispettare le normative vigenti è sempre necessa-
rio prevedere interventi specifici per ridurre le emissioni, durante e/o a valle della combustione. Tra i rimedi duran- te il processo di combustione, è diffuso l’utilizzo, nel caso dei motori a ciclo Otto, dei motori a miscela magra (lean burning), che consentono di limitare le emissioni di CO e di contenere le temperature di fiamma e quindi la for- mazione di NOx e permettono rapporti di compressione più alti, con benefici in termini di rendimento. Un altro rimedio in sede di combustione, utilizzato prevalentemente nel caso dei motori Diesel, è l’utilizzo di una valvola che consente il ricircolo di una parte dei gas combusti all’interno della carica fresca aspirata dal motore (EGR, Exhaust Gas Recirculation). In questo modo si diluisce la carica fresca contenendo le temperature in fase di com- bustione (i fumi inoltre hanno un contenuto d’acqua che aumenta la capacità termica della carica) e ottenendo una
riduzione di NOx formati. Anche l’inter-refrigerazione apporta benefici sulle emissioni di NOx, in quanto limita le temperature al termine della fase di compressione e quindi anche quelle durante la combustione.
Per quanto riguarda invece i rimedi a valle della com- bustione è possibile intervenire inserendo nel condotto di scarico dei catalizzatori. Per i motori a ciclo Otto si può utilizzare un catalizzatore a tre vie, in grado con- temporaneamente di ossidare CO e HC e di ridurre gli NOx presenti nei gas di scarico, a condizione che il fun- zionamento avvenga con miscele aria/combustibile pros- sime al valore stechiometrico. Pertanto sono necessari una misura del tenore di ossigeno nei gas di scarico (sonda lambda, indice del rapporto di miscela) e un controllo in retroazione che agisce sul dosaggio del combustibile. Nel caso dei motori Diesel e per i motori a ciclo Otto funzionanti con miscela magra si utilizza invece un cata- lizzatore solo ossidante, attivo in particolare nei con- fronti di CO e HC. Pertanto in questi motori occorre con- temporaneamente adottare altri accorgimenti per la ridu- zione degli NOx (EGR, camere di combustione ad alta turbolenza o a carica stratificata). Altri catalizzatori, usati solo in applicazioni di taglia medio-grande, sono quelli di tipo SCR (Selective Catalytic Reduction), che pre- vedono l’utilizzo di ammoniaca o di urea da iniettare a monte del catalizzatore per la riduzione degli NOx. Da ultimo, per il controllo del particolato nei motori Diesel, si possono adottare filtri antiparticolato (DPF, Diesel Particulate Filter), che trattengono le particelle e sono periodicamente rigenerati per autocombustione causata dall’adozione temporanea di miscele ricche nel motore o dall’iniezione di piccole quantità di combustibile a monte del filtro stesso.
Motori a ciclo Stirling
Principio di funzionamento Il motore a ciclo Stirling, la cui invenzione risale alla
prima metà del 19° secolo, si basa su un ciclo chiuso che impiega un gas come fluido di lavoro. Essendo un sistema
441VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
acqua circuito raffreddamento motore
fig. 6. Schema di impianto a recupero per produzione di acqua calda.
a ciclo chiuso, il gas può essere qualsivoglia, in partico- lare azoto, aria, elio (quest’ultimo è il più usato per le sue migliori caratteristiche di scambio termico). Il gas si trova all’interno di un cilindro alle estremità del quale si trovano due stantuffi (pistoni), uno di compressione (stantuffo freddo) e uno di espansione (stantuffo caldo); all’interno del cilindro si hanno due zone (zona fredda e zona calda), separate da un rigeneratore, cioè da una matrice metallica (fili o nastri) in grado di immagazzi- nare o cedere calore; il rigeneratore può essere attraver- sato dal gas da cui riceve o a cui cede calore. I due stan- tuffi si muovono fra un punto morto esterno e un punto morto interno a contatto con il rigeneratore rispettiva- mente comprimendo il gas e facendolo espandere; due scambiatori di calore raffreddano il gas nella zona fred- da e lo riscaldano nella zona calda (fig. 7 A).
Il ciclo Stirling ideale è costituito da due isoterme e da due isocore (fig. 7 B); più in dettaglio si hanno le seguen- ti fasi: • la prima fase (tratto 1-2) consiste nella compressio-
ne del fluido, che avviene in condizioni idealmente isoterme, sottraendo al gas una quantità di calore Qout, equivalente al lavoro di compressione, e man- tenendo il gas stesso alla temperatura minima Tmin;
• la seconda fase (tratto 2-3) consiste in un riscalda- mento isocoro: prima che lo stantuffo freddo arrivi nel punto morto interno, inizia a muoversi il pistone di espansione; i due stantuffi si muovono simulta- neamente e alla stessa velocità, realizzando così lo spostamento del fluido senza variare il volume com- plessivo interposto tra i due stantuffi; passando attra- verso il rigeneratore, il gas subisce quindi il riscal- damento isocoro e la sua temperatura cresce fino a raggiungere il valore massimo Tmax della camera di espansione; l’incremento di temperatura a volume costante dovuto all’assorbimento del calore rigene- rato Q
R da parte del gas ne causa un aumento di pres-
sione; • la terza fase (tratto 3-4) consiste nell’espansione del
fluido; mentre lo stantuffo di compressione rimane al punto morto interno, l’altro pistone continua la sua corsa verso il punto morto esterno, dando appunto la possibilità al fluido di espandersi e compiere lavoro; anche questa trasformazione è supposta isoterma, poiché il fluido attraverso le pareti assorbe una quan- tità di calore Qin equivalente al lavoro di espansione compiuto;
• la quarta e ultima fase (tratto 4-1) consiste in un raf- freddamento isocoro: entrambi i pistoni si muovono ancora simultaneamente, quello della camera di espan- sione verso il punto morto interno e quello di com- pressione verso quello esterno; il fluido di lavoro torna alle sue condizioni iniziali di temperatura e pressione minime del ciclo, cedendo al rigeneratore il calore Q
R assorbito nella fase 2-3.
In sintesi, il fluido di lavoro viene trasferito avanti e indietro tra le due zone calda e fredda mediante il movi- mento dei pistoni del motore; il sistema scambia calore con l’esterno solo lungo le due isoterme, raccordate dalle due isocore rigenerative; il lavoro utile del ciclo è dato dalla differenza tra il lavoro durante la fase di espansio- ne e quello durante la fase di compressione (entrambe le fasi sono isoterme). In tali condizioni ideali si può affermare che il sistema realizza il massimo rendimento possibile, ossia lo stesso che avrebbe un ciclo di Carnot operante tra le medesime temperature.
Nel caso del ciclo reale, il rendimento si riduce a causa di varie perdite: a) trasformazioni non perfetta- mente isoterme; b) limitata conducibilità e capacità ter- mica del rigeneratore (con tempi di residenza del flui- do limitati); c) attrito tra componenti solidi in moto
442 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
1-2
2-3
2-3
4-1
4-1
3-4
A
B
zona di compressione
zona di espansione
fig. 7. Schema di funzionamento di un motore Stirling (A) e diagramma termodinamico ideale nel piano T, S (B).
A
B
relativo; d) attriti fluidodinamici (perdite di carico, feno- meni dissipativi legati alle inversioni del moto); e) scam- bi termici verso l’esterno (non adiabaticità); f ) scambi termici tra i componenti della macchina; g) fughe di flui- do e trafilamenti; h) presenza di un volume morto.
Caratteristiche tecnologiche Una caratteristica fondamentale dei motori Stirling è
l’introduzione di calore dall’esterno tramite uno scam- biatore di calore, alimentato per esempio da un sistema di combustione esterna: ciò consente di adattarne il fun- zionamento a qualsiasi tipo di combustibile (comprese biomasse e gas a ridotto potere calorifico), senza neces- sità di processi di gas clean up particolari, in quanto i prodotti di combustione non entrano a contatto con le parti meccaniche della macchina, o di sfruttare come fonte termica esterna una qualsivoglia sorgente di calore di scarto, purché a temperatura sufficientemente elevata. Ciò costituisce la differenza principale e vantaggiosa rispetto al motore a ciclo Otto a combustione interna.
Il processo di combustione continua che deriva da questa caratteristica permette al motore di funzionare in modo estremamente regolare e silenzioso, esente da vibra- zioni, producendo emissioni inferiori rispetto ai motori tradizionali e richiedendo interventi di manutenzione assai ridotti. Anche la vita utile è elevata, con valori carat- teristici compresi tra 40.000 e 60.000 ore secondo il modello e il costruttore. Tutte queste caratteristiche ren- dono il motore Stirling un candidato promettente per il settore della generazione distribuita, soprattutto nel caso di applicazioni cogenerative di piccola scala.
Il rendimento dei motori Stirling ha una variabilità assai ampia, dipendente dalla taglia e dal tipo di costru- zione, con valori compresi fra circa l’8 e il 40%.
Le ricadute applicative più importanti spaziano da modelli da pochi kWe, sviluppati per uso specificata- mente domestico, a unità da qualche decina o centinaio
di kWe, per usi industriali. Nel caso delle macchine più piccole sono in fase di sviluppo soluzioni originali per modelli da circa 1 kWe che sfruttano cinematismi parti- colari quali la guida meccanica con piatti oscillanti (wob- ble yoke) per la conversione del moto alternato in rota- tivo o la tecnologia free-piston e l’accoppiamento del pistone con un alternatore lineare, che genera diretta- mente energia elettrica a corrente alternata (Lane e Beale, 1997).
Parametri energetici, economici e ambientali La fig. 8 mostra un esempio di andamento della curva
di rendimento elettrico e di rendimento totale per un’u- nità di ciclo Stirling da 9 kWe. Il bilancio presentato nella tab. 2 fa invece riferimento a un livello di rendimento elettrico del 20%, che si può ritenere rappresentativo per macchine da pochi kWe quali i modelli più interessan- ti per applicazioni di microcogenerazione residenziale (Harrison e Redford, 2001). Il più elevato rendimento totale si ottiene sfruttando la possibilità di recuperare il
443VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
po te
nz a
el et
tr ic
a (k
W e)
re nd
im en
to e
le tt
ri co
e to
ta le
0 20 40 60 8010 30 50 70 90 100
fig. 8. Potenza elettrica, rendimento elettrico e rendimento totale di un motore Stirling cogenerativo da 9 kWe al variare del carico e delle temperature di mandata dell’acqua.
tab. 2. Bilancio energetico di un motore Stirling con rendimento elettrico del 20% con riferimento
al PCI (circa il 18% con riferimento PCS)
Energia elettrica 18%
Calore recuperato 70%
Perdite DC/AC 1,8%
Energia chimica associata al combustibile (PCS, Potere Calorifico Superiore) = 100
calore di condensazione dell’acqua contenuta nei fumi, adottando temperature di ritorno dell’acqua non supe- riori a 50-60 °C; la combustione avviene infatti esterna- mente al ciclo in un bruciatore con ridotto eccesso d’a- ria, consentendo di realizzare il recupero di parte del calore di condensazione.
Il costo specifico di investimento dei motori Stir- ling presenta rilevanti variazioni con la scala. Per unità complete di recupero termico da qualche kWe di poten- za (usi residenziali) si aggira intorno a 2.500-3.000 euro/kWe medi, un valore che viene indicato come ridu- cibile al di sotto di 500 euro/kWe per produzioni di gran- de serie. Per unità da qualche decina di kWe il costo attuale parte da livelli prossimi a 1.200 euro/kWe (Kolin, 2001; Wood, 2003).
Per quanto riguarda le emissioni, la possibilità di uti- lizzare processi di combustione esterna stazionari, con le modalità di controllo più moderne, rende i motori Stir- ling capaci di emissioni notevolmente inferiori rispetto ai motori a ciclo Otto con catalizzatore.
Microturbine a gas
Principio di funzionamento Il termine microturbina a gas (MTG, MicroTurbine
Generator), anche se non formalmente definito da para- metri standardizzati, indica un sistema di generazione di potenza di piccola taglia (500 kWe), basato su di un ciclo rigenerativo o recuperativo a gas che comprende un compressore, una turbina, un recuperatore di calore che preriscalda l’aria uscente dal compressore con il calo- re dei gas di scarico della turbina e un turboalternatore interfacciato alla rete elettrica.
Le prime applicazioni di un generatore di potenza costituito da una microturbina a gas risalgono agli anni Sessanta del 20° secolo, quando negli Stati Uniti ven- gono sviluppati alcuni modelli per uso in campo mili- tare e automobilistico. Successivamente, la tecnologia delle microturbine si evolve, in particolare nell’ambito dei turbocompressori per autovetture, delle unità di potenza ausiliarie per aeromobili e per applicazioni mili- tari e dei piccoli motori a reazione per propulsione aero- nautica. L’impiego delle turbine a gas per la generazio- ne di potenza elettrica su piccola scala è invece una realtà più recente e innovativa. Infatti, se le turbine a gas da pochi MWe non sono che uno scale-down delle unità più grandi (operando sempre in ciclo semplice e con com- pressore e turbina assiali), le microturbine si basano sull’impiego di un ciclo recuperativo e di turbomacchi- ne radiali, assai più economiche e operanti a numero di giri elevatissimo.
Il ciclo recuperativo (fig. 9) prevede pertanto che l’a- ria compressa (punto 2) venga preriscaldata nel recupe- ratore (fino al punto 3) prima di essere utilizzata nel com- bustore per raggiungere le massime temperature del ciclo
(punto 4) e generare i gas poi espansi in turbina (punto 5) e sfruttati per il recupero di calore (punto 6).
L’adozione di turbomacchine radiali monostadio com- porta, ai fini del ciclo termodinamico, rapporti di com- pressione sensibilmente inferiori rispetto a quelli comu- nemente usati nei cicli di turbina a gas (per esempio, 3-4 contro 10-15 per turbine industriali). Nel caso di un ciclo semplice, un basso rapporto di compressione comporte- rebbe una temperatura di scarico dei gas molto elevata e una temperatura di ingresso nel combustore assai ridotta, due condizioni incompatibili con un buon rendimento; sarebbero pertanto necessari rapporti di compressione di
444 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
B
A
3
4
5
62
1
T
S
T
S
6
2
1
4
3
5
espansione introduzione calore
fig. 9. Schema di funzionamento di una microturbina a gas (A) e ciclo termodinamico nel piano T, S (B).
A
B
almeno 12-15 per ottenere rendimenti ragionevoli ma anco- ra limitati (per esempio, circa il 20% alle temperature di ingresso in turbina tipiche delle MTG), che comunque richiederebbero l’adozione di turbomacchine multistadio.
L’adozione di un ciclo recuperativo, con uno scam- biatore che sfrutta il calore disponibile nei gas uscenti dalla turbina per riscaldare l’aria comburente, consente di ovviare a tali inconvenienti e rende possibile un netto miglioramento dell’efficienza termodinamica del ciclo. La fig. 10 (Campanari e Macchi, 2002) dimostra peral- tro come l’adozione del recuperatore di calore renda svantaggioso il ricorso a rapporti di compressione più elevati: per ogni valore della temperatura di ingresso in turbina (TIT, Turbine Input Temperature), esiste un rap- porto di compressione che consente di ottenere il massi- mo rendimento (per esempio, circa 4 a 900 °C). Tale valo- re è quindi caratteristico dei cicli recuperativi e consen- te l’adozione di macchine monostadio. È evidente l’effetto benefico di un aumento della TIT: il rendimento ottimo cresce di circa il 10% passando da 800 a 1.200 °C. La figura indica comunque come, con una TIT relativamente contenuta (per esempio, 900 °C), sia possibile, grazie all’adozione del ciclo recuperativo, arrivare a un rendi- mento attorno al 30%, valore tipico delle macchine indu- striali (a ciclo semplice) di alcuni MWe di potenza.
Caratteristiche tecnologiche Le microturbine presentano vantaggi in termini di
semplicità impiantistica e di affidabilità. Alcuni model- li sfruttano cuscinetti ad aria e sono totalmente privi di sistemi ausiliari quali circuiti di raffreddamento, pompe, circuiti di lubrificazione. Possono impiegare diversi com- bustibili (per esempio, gas a ridotto potere calorifico, quali gas da discariche e depuratori) con adattamenti minimi e presentano masse e ingombri bassi, facilità di installazione, rumore e vibrazioni ridotti.
Gli elementi costruttivi fondamentali delle micro- turbine a gas sono: • il turbocompressore, costituito da un compressore
centrifugo e da una turbina radiale centripeta (fig. 11), calettati su di un albero operante a velocità dell’ordi- ne di 50.000-120.000 giri/min, sostenuto da cusci- netti in alcuni casi privi di lubrificante (cuscinetti magnetici o ad aria);
• il recuperatore, necessario per conseguire rendimen- ti di ciclo accettabili con i limitati rapporti di com- pressione (valori intorno a 4) consentiti dalla tipolo- gia delle turbomacchine impiegate; tale scambiatore sfrutta superfici compatte, con geometrie di scambio termico adatte a favorire la convezione forzata, capa- ci di elevata durata nel tempo, con efficacia di scam- bio termico elevata (per esempio, 85-90%) e perdite di carico contenute (per esempio, Dp/p3-5%); si ricorda che l’efficacia di scambio termico è il rap- porto tra la quantità reale di calore scambiato e quel- la massima trasferibile nell’ipotesi di una superficie di scambio infinita; il conseguimento di valori di effi- cacia superiori all’80% è fondamentale per raggiun- gere rendimenti totali della MTG soddisfacenti;
• la camera di combustione (combustore), che sfrut- ta generalmente la tecnologia della combustione pre- miscelata ottenendo per ampi intervalli di carico emissioni molto basse (per esempio, NOx inferiori
445VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
re nd
im en
rapporto di compressione
TIT1.200 °C TIT1.000 °C TIT900 °C TIT800 °C
2 4 6 81 3 5 7 9 10 11 12
fig. 10. Rendimento di cicli di turbina a gas con recuperatore di calore al variare del rapporto di compressione.
fig. 11. Rotore turbina per unità da 200 kWe (in alto) e complesso generatore, compressore e turbina (in basso).
a 10 ppmvd – parts per million volumetric dry –, al 15% O2);
• il sistema di recupero termico, spesso integrato nel- l’assemblaggio ( package) della MTG e costituito da uno scambiatore di calore che recupera energia ter- mica dai gas di scarico, producendo, per esempio, acqua calda o vapore a bassa pressione; i gas caldi allo scarico della microturbina si trovano infatti a temperature generalmente superiori a 250 °C, e pos- sono essere utilmente sfruttati in una caldaia a recu- pero per la produzione di calore utile per applicazioni cogenerative;
• il sistema di conversione (power conditioning); nella maggior parte dei modelli, per evitare l’impiego di riduttori, un generatore a magneti permanenti (gene- ralmente a due o quattro poli, con magneti trattenu- ti da una matrice in fibra di carbonio) ruota solidale all’albero della turbina, generando energia elettrica ad alta frequenza; in fase di avviamento il genera- tore funge anche da motore di lancio, trascinando l’albero del turbocompressore fino al raggiungimen- to del regime di rotazione necessario per l’accensio- ne del combustore; il sistema di power conditioning è composto poi da un sistema a raddrizzatore e inverter per passare dall’alta frequenza (per esempio, 3.000 Hz in alternata, nel caso di un generatore magnetico a 4 poli e 90.000 giri/min) a 500-600 V in corrente continua e infine a 480 V trifase in alter- nata alla frequenza di rete (50 o 60 Hz). Grazie all’adozione del sistema di conversione della
frequenza, il turbogeneratore può funzionare a qualsia- si velocità angolare, variando la velocità ai carichi par- ziali. Il grado di libertà consentito dalla velocità di rota- zione variabile può permettere di limitare notevolmen- te il marcato decadimento delle prestazioni ai carichi parziali tipico delle turbine a gas; tale possibilità riveste notevole importanza, visto che nel funzionamento coge- nerativo può essere necessario un adeguamento ai cari- chi imposti dall’utenza.
Le microturbine sono caratterizzate da potenza elet- trica compresa tra qualche decina e alcune centinaia di kWe e da prestazioni significativamente influenzate dalla taglia. La tab. 3 mostra alcuni parametri caratte- ristici di modelli commerciali, di potenza compresa tra 30 e 250 kWe.
Con la tecnologia più consolidata, i rendimenti elet- trici attualmente ottenibili sono dell’ordine del 30%, valori sostanzialmente concorrenziali con quelli offerti dai motori alternativi a gas naturale della stessa classe di potenza. L’evoluzione in atto dei modelli prevede l’in- troduzione di nuove macchine con potenze maggiori, collocabili nella fascia 200-400 kWe, e rendimento pros- simo al 33% (Day, 2002; Haught, 2005; Willis, 2005).
Tutti i modelli sopra indicati fanno uso di materiali metallici (non ceramici). I valori di temperatura massima
di ciclo considerati sono infatti prossimi a 900-950 °C, sostenibili in assenza di raffreddamento della turbina con materiali metallici appartenenti alle leghe a base nichel (per esempio, Inconel 713). Per la realizzazione del ri- generatore sono invece usati acciai inossidabili con elevata resistenza alle alte temperature (per esempio, AISI 347), caratterizzati da temperature massime ammis- sibili di 650-700 °C (Maziasz et al., 2003, 2005). Ren- dimenti più elevati potrebbero essere perseguiti innal- zando ulteriormente le temperature massime del ciclo; valori di molto superiori, dell’ordine di 1.100 °C e oltre, cui conseguirebbero rendimenti nella fascia 35-40%, sarebbero in particolare ottenibili con l’impiego di mate- riali ceramici per la costruzione della girante della tur- bina (per esempio, a base di nitruro di silicio, Si3N4), mantenendo invece la struttura metallica per il rigene- ratore, il cui utilizzo è in fase di sperimentazione nel- l’ambito di vari programmi di ricerca ma non ha ancora raggiunto livelli di affidabilità adeguati a un’effetti- va disponibilità commerciale (Kobayashi et al.,1998; Kesseli, 2002; Kesseli et al., 2003; Watts, 2005).
Parametri energetici, economici e ambientali Come già ricordato, i rendimenti elettrici delle MTG
sono attualmente prossimi al 30% per potenze vicine ai 100 kWe, con prospettiva di aumentare con l’avanza- mento tecnologico. L’ampia disponibilità di calore di scarto sotto forma di gas di scarico a temperature piut- tosto elevate rende interessante l’impiego delle micro- turbine, quando esiste la possibilità di recuperare una parte di questo calore per fini cogenerativi, ottenendo bilanci energetici quali quelli indicati in tab. 4.
I costi delle MTG risentono di richieste di mercato ancora piuttosto ridotte; la stima del costo di un package cogenerativo con microturbina a gas (completo di micro- turbina, sistema di power conditioning e sistema di con- trollo, compressore del gas, unità di recupero termico, ecc.) si colloca intorno a 1.100-1.200 euro/kWe. In una prospettiva di medio periodo, nell’ipotesi di creazione
446 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI FOSSILI
tab. 3. Prestazioni e caratteristiche di microturbine a gas al variare della potenza
Potenza (kW)
Rendimento elettrico
netto (% PCI)
30 25 0,31 96.000
60 28 0,49 96.000
100 30 0,81 70.000
200 33 1,28 n.d.
250 30 2,0 45.000
di un mercato consistente, si può invece pensare che le MTG possano conseguire significative riduzioni di costo, fino al livello di 600 euro/kWe fissato come obiettivo dai maggiori costruttori.
Per quanto riguarda le emissioni, nel caso di micro- turbine alimentate a gas naturale, si hanno ridottissime emissioni di CO (poche ppm) ed emissioni di ossidi di azoto. Questi ultimi, grazie alla tecnologia della com- bustione premiscelata, sono peraltro mantenuti entro limiti molto contenuti (spesso inferiori a 10 ppmvd al 15% O2), circa un ordine di grandezza in meno dei moto- ri alternativi a gas, con il vantaggio che non vi è la neces- sità di impiegare sistemi di abbattimento dedicati allo scarico. Queste basse emissioni specifiche, unite alle possibilità offerte dalle applicazioni cogenerative, ren- dono le microturbine a gas molto attraenti da un punto di vista ambientale.
Celle a combustibile La tecnologia delle celle a combustibile (Fuel Cell,
FC), o generatori chimico-elettrici a combustibile, le cui origini si collocano nel 19° secolo, negli ultimi anni ha notevolmente accelerato il suo sviluppo. Ricerche sem- pre più diffuse (basate sullo sviluppo di nuovi materia- li, nuove geometrie, nuovi tipi di cella, nuovi ambiti di impiego) hanno determinato la sperimentazione di nume- rosi prototipi e impianti dimostrativi o precommerciali, destinati sia al settore dei trasporti (con l’applicazione alla trazione di autoveicoli e alla propulsione di imbar- cazioni), sia al settore della generazione di energia elet- trica, in particolare di tipo distribuito.
Principio di funzionamento Il contenuto di energia chimica del combustibile viene
sfruttato nelle fuel cells in modo diverso da quanto acca- de nelle macchine tradizionali. In particolare, l’energia
chimica è direttamente trasformata in energia elettrica tramite reazioni elettrochimiche, similmente a quanto accade nelle comuni batterie, mediante reazioni ideal- mente isoterme e isobare. Il processo non necessita di una combustione e quindi non richiede la trasformazio- ne dell’energia chimica in calore e del calore in lavoro meccanico.
Sebbene la trasformazione diretta chimico-elettrica presenti delle perdite, queste sono generalmente assai inferiori a quelle della più complessa catena di trasfor- mazioni termodinamiche effettuate nei processi tradi- zionali. In particolare, la fuel cell non deve sottostare alle limitazioni imposte dal II principio della termodinami- ca alla trasformazione calore-lavoro; l’unico limite che le leggi della termodinamica impongono a priori alla conversione energia chimica-energia elettrica è rappre- sentato dalla quantità massima di lavoro estraibile dal combustibile utilizzato (lavoro massimo o lavoro rever- sibile). Poiché inoltre le macchine e i processi utilizzati non sono ideali, ma reali, il lavoro estraibile è decurta- to da vari tipi di perdite sia nelle macchine tradizionali (perdite per scambi termici con salti finiti di temperatu- ra, trasformazioni termofluidodinamiche non reversibi- li, perdite meccaniche ecc.) sia nelle fuel cells, dove tut- tavia la semplicità del processo gioca a favore della ridu- zione di tali fonti di dissipazione. Risultato di tutto questo è che i rendimenti elettrici ottenibili con impianti a fuel cells, anche di piccola o media taglia, avvicinano e in alcuni casi superano i rendimenti delle più efficienti e più grandi centrali termoelettriche tradizionali.
In una tipica cella a combustibile, il combustibile gas- soso (generalmente ricco in idrogeno) è alimentato con continuità al comparto anodico (elettrodo negativo, dove avvengono l’ossidazione del combustibile e la produ- zione di elettroni), mentre il comburente (per esempio, aria) può essere rifornito al catodo (elettrodo positivo, dove avviene la riduzione dell’ossigeno con gli elettro- ni provenienti dal circuito esterno collegato con l’ano- do): la reazione chimica avviene mediante scambio di ioni attraverso l’elettrolita e dà luogo a passaggio di cor- rente elettrica, chiudendo il circuito tra gli elettrodi.
Una cella a combustibile differisce da una tipica bat- teria per diversi aspetti. La batteria è un sistema di accu- mulo di energia, ovvero la massima energia disponibile è determinata dall’ammontare dei reagenti chimici imma- gazzinati nella batteria stessa: per questo motivo la batte- ria cesserà di produrre energia elettrica, cioè si scaricherà, quando i reagenti chimici saranno consumati. In una bat- teria di accumulatori ricaricabile i reagenti possono esse- re rigenerati nella ricarica, che avviene a spese di una sor- gente esterna, per cui il funzionamento, anche se ripeti- bile, è discontinuo. La cella a combustibile, invece, è un sistema statico di conversione dell’energia che può, alme- no teoricamente, produrre energia elettrica finché gli elettrodi sono alimentati da combustibile e comburente.
447VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
tab. 4. Bilancio energetico per una MTG da 100 kWe
e per una macchina di potenza maggiore in un’ipotesi di sviluppo di medio periodo
MTG di taglia 100 kWe
(%)
(%)
Energia chimica associata al combustibile (PCI) = 100
Solo una progressiva degradazione (o un malfunziona- mento) dei componenti pone un limite alla vita utile delle celle a combustibile.
La struttura costruttiva delle fuel cells prevede la deposizione degli strati attivi della cella (anodo, elettro- lita, catodo) secondo pareti a film sottili. Le singole celle possono poi essere accatastate l’una sull’altra a forma- re una ‘pila’, separate da strati di interconnessione che comprendono le canalizzazioni dei gas (combustibile e comburente) alimentati dall’esterno.
Alla luce delle considerazioni fin qui viste, si rias- sumono di seguito alcune delle più importanti caratteri- stiche delle FC: • il principale combustibile utilizzato dalle celle è l’i-
drogeno, che non è in generale direttamente disponi- bile; si rende allora necessario adottare un impianto di trattamento del combustibile per convertire il combu- stibile in un gas con un contenuto elevato di idroge- no, mediante reazioni di reforming, e per ridurre la concentrazione di impurità o di elementi dannosi a livelli accettabili per la cella (alcune sostanze, per esem- pio lo zolfo in tutti i suoi composti, possono avvele- nare i materiali di cui sono costituiti gli elettrodi degra- dandone le prestazioni anche in modo irreversibile);
• la densità di potenza non è molto elevata tranne che per le tipologie a membrana polimerica; impianti a cella a combustibile di grande potenza (ordine di vari MWe) risultano piuttosto ingombranti, sia in termini di volume (da 0,1 a 0,5 m3/kWe) e di superfice occu- pati, sia in termini di massa (da 100 a 500 kg/kWe); a titolo di confronto, tecnologie concorrenti quali le microturbine a gas o i motori a combustione interna, presentano ingombri e masse inferiori di oltre un ordi- ne di grandezza;
• viene prodotta energia elettrica in corrente continua; è quindi necessario, in generale, un sistema di con- versione DC/AC a inverter (power conditioner), per l’allacciamento alle reti elettriche di trasporto, con rendimenti di conversione non unitari (al massimo 94-96%);
• è più elevato il rendimento ai carichi parziali; il ren- dimento si mantiene praticamente costante dal 30 al 100% del carico nominale, con un massimo poco accentuato ai carichi intermedi;
• è possibile adeguarsi alle variazioni dei carichi con rapidità;
• viene prodotto calore utilizzabile per cogenerazione o, nei tipi a più alta temperatura, in cicli termodina- mici per la produzione ulteriore di energia elettrica;
• la produzione di ossidi di azoto all’interno delle celle è nulla e, grazie ai sistemi di abbattimento dello zolfo nel combustibile, è virtualmente nulla anche la pro- duzione di composti dello zolfo;
• il funzionamento è statico e quindi non soggetto a rumore e vibrazioni;
• la costruzione è modulare, con conseguente realiz- zazione di impianti di taglia crescente riunendo ele- menti di piccola potenza (la singola cella può avere potenze variabili dal centinaio di W al kWe); i rendi- menti degli impianti a fuel cells non risultano per- tanto molto influenzati dalla taglia, se non per gli effetti di scala su tutti i componenti ausiliari (com- pressori e pompe dei circuiti di alimentazione e raf- freddamento, parti elettriche);
• la capacità di convertire l’energia chimica in elettri- ca con rendimenti molto elevati (40-60%) è larga- mente indipendente dalla taglia della cella e, come detto, dal carico.
Classificazione La classificazione più utilizzata per le celle a com-
bustibile si basa sul tipo di elettrolita utilizzato: le pro- prietà dell’elettrolita condizionano infatti le principali caratteristiche delle celle, come le specie chimiche coin- volte nelle reazioni elettrochimiche, le temperature di funzionamento, la tolleranza a impurità e gas diversi.
Gli elettroliti possono in generale essere definiti con- duttori ionici in contrapposizione sia ai conduttori elet- tronici come i metalli (per esempio, Fe, Cu) e ai semi- conduttori, sia ai conduttori misti. Essi possono presen- tarsi: a) sotto forma di sostanze liquide a temperatura ambiente; b) sotto forma di soluzioni elettrolitiche (sostan- ze dissociate ionicamente in un solvente); c) sotto forma di sali fusi, puri o in miscela (cloruri e carbonati di Li, Ca, Na, K); d ) sotto forma di solidi ionici (alogenuri d’argento, zirconia (ZrO2), alluminato di sodio), nei quali variano lo ione trasportato (Ag, O2, Na) e l’inter- vallo di temperatura nel quale si ha conduzione, che ha luogo in questo caso a seguito di una struttura reticola- re capace di consentire (grazie a drogaggi e vacanze o difetti locali indotti nel reticolo) la mobilità di certi ioni.
La conducibilità di tutti i conduttori ionici conside- rati aumenta con la temperatura, a seguito di una mag- giore mobilità degli ioni, contrariamente a quello che avviene nei conduttori elettronici come i metalli. Que- sta differenza influenza le caratteristiche dei diversi tipi di fuel cells, a seguito del ruolo prevalente dell’elettro- lita nel determinare le perdite resistive della cella. Il tipo di elettrolita determina il campo di temperature di fun- zionamento della FC e questo si riflette sul tipo di rea- zioni chimiche che possono avvenire, sulla loro cineti- ca e sui loro equilibri. Ciò comporta, per esempio, che nelle celle a bassa temperatura alcune reazioni possono svolgersi in modo veloce ed efficace solo con l’ausilio di costosi catalizzatori (Pt, Au, Ag), mentre a tempera- ture più elevate possono essere sufficienti materiali meno nobili (per esempio, Ni) o addirittura non è richiesto alcun catalizzatore poiché le reazioni possono attivarsi sponta- neamente. Inoltre, la presenza di alcune specie chimi- che come CO e CO2 nei gas combustibili o nell’aria può
448 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI FOSSILI
essere dannosa nelle celle a bassa temperatura, poiché questi composti si legano con i materiali catalizzatori avvelenandone le proprietà catalizzanti, oppure perché si legano con l’elettrolita stesso, bloccandone il funzio- namento. In generale pertanto il CO potrà essere accet- tato senza problemi solo dalle celle ad alta temperatura (ove anzi potrà essere efficacemente consumato), men- tre costituirà veleno per le tipologie più fredde. Simil- mente, la presenza di CO2 potrà essere problematica in alcuni casi e indifferente o addirittura necessaria in altri.
Poiché la reazione dominante nelle FC è l’ossida- zione di idrogeno, l’elettrolita in uso dovrà sempre tra- sportare una specie ionica contenente atomi di idrogeno o di ossigeno, funzionando a seconda dei tipi di FC mediante trasporto di ioni contenenti idrogeno dal lato combustibile al lato aria, o mediante trasporto di ioni contenenti ossigeno dal lato aria al lato combustibile.
In tab. 5 sono riportate la denominazione e le carat- teristiche fondamentali (elettrolita, ione trasportato e campo di temperatura di funzionamento) delle principali celle a combustibile.
Richiami teorici Di seguito si considera il principio di funzionamen-
to delle celle a combustibile da un punto di vista teori- co. Le equazioni termodinamiche via via utilizzate sono generalmente estensibili a tutte le tipologie di FC secon- do i tipi di reazione che in esse intervengono.
Si parta dall’ipotesi di funzionamento reversibile (condizioni ideali). Il lavoro massimo unitario ottenibi- le in una cella a combustibile operante a temperatura e pressione costanti è dato dalla variazione dell’energia libera di Gibbs per la reazione elettrochimica che avvie- ne nella cella:
WeDG nFErev
dove n è il numero di elettroni che partecipa alla reazio- ne (n2 per l’ossidazione di idrogeno), F è la costante di Faraday (96.485 C/mol di elettroni) ed Erev è il poten- ziale reversibile di cella (assunto qui con segno positivo).
Il legame tra DG e l’entalpia di reazione è: DGr DHrTDSr, dove come detto DGr è il massimo lavo- ro estraibile e DHr il massimo calore estraibile; il ter- mine TDSr è generalmente positivo e per una cella a com- bustibile operante reversibilmente rappresenta il calore prodotto.
Per una qualsiasi reazione della forma aAdBcC dD, la variazione di energia libera di Gibbs (negativa) può essere espressa dall’equazione:
[C ]c[D]d
DG DG0RT ln11331 [A]a[B]b
dove tra parentesi quadre sono indicate le attività delle specie chimiche coinvolte, che nel caso di una miscela di gas ideali coincidono con le concentrazioni in moli, ovvero con le pressioni parziali (esprimendo le pressio- ni parziali come rapporti pparz /prif con prif =1 bar e man- tenendo l’adimensionalità dell’argomento del logaritmo).
Sostituendo la relazione fra DG ed E si ha l’equa- zione di Nernst, dove E0 (da DG0) è una costante dipen- dente dalla temperatura, pari al valore di Erev (da DG) in condizioni standard:
RT P( pparz. reagenti)ni
ErevE012 ln1111111 nF P( pparz. prodotti)ni
dove si considera una miscela di gas ideali e sono indi- cati con ni i coefficienti stechiometrici della reazione.
Il rendimento di una FC in condizioni ideali è allora espresso, con riferimento al PCI (Potere Calorifico Infe- riore) del combustibile, da:
We We/nF E h 1334421131313332
PCI PCI/nF EPCI
ed è quindi proporzionale alla tensione di cella; il ter- mine EPCI è semplicemente un equivalente elettrico del potere calorifico del combustibile. Le celle a combusti- bile producono energia elettrica in corrente continua; per un fissato flusso di reagenti e una data corrente di cella, anche la potenza prodotta dalla cella PVI è propor- zionale alla tensione. Per questi motivi la tensione di una
449VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
Nome Elettrolita Ione trasportato Temperatura
di funzionamento (°C)
Campi applicativi prevalenti
AFC Soluzione alcalina di KOH (liquido) OH 70-120 uso spaziale
PEM Membrana polimerica (solido) H 60-80 trasporti, generazione
PAFC Acido fosforico H3PO4 (liquido) H 200
generazione elettrica e cogenerazione
MCFC Carbonati fusi di K o Na (liquido) CO3 2 600-700
SOFC Ossido metallico solido O2 600-1.000
FC è il parametro di merito più comunemente usato per quantificarne le prestazioni.
Il punto di partenza, per il caso dell’idrogeno, è il potenziale reversibile standard E01,229 V a 25 °C con produzione di acqua liquida, o E01,18 V con produ- zione di acqua allo stato gassoso (la differenza tra i due valori è dovuta al contributo del calore latente di evapo- razione). Al variare della temperatura, il valore di E0 (e quindi di Erev, poiché le variazioni del termine logarit- mico – generalmente di segno negativo – hanno peso inferiore; per esempio, RT/nF0,055 V a 1.273 K per l’ossidazione di idrogeno) subisce delle variazioni che dipendono dal tipo di reazione in gioco; per le reazioni tipiche delle FC si ha l’andamento indicato in fig. 12. Dalla figura (SAIC/EG&G Technical Services, 2002), si nota che il potenziale reversibile per l’ossidazione di H2 e CO diminuisce velocemente con la temperatura, mentre resta all’incirca costante quello del CH4. Ciò significa che dal punto di vista delle prestazioni ideali, le celle ad alta temperatura sono sfavorite rispetto a quel- le a bassa temperatura. Il vantaggio teorico è dell’ordi- ne di 0,15 V per le celle tipo PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell) rispetto a quelle tipo MCFC (Molten Carbo- nate Fuel Cell) e di ulteriori 0,1 V per le MCFC rispet- to alle SOFC (Solid Oxide Fuel Cells). Poiché però, come si vedrà nel seguito, una serie di perdite rende la tensio- ne effettiva di cella minore del potenziale reversibile, queste differenze si ridimensionano sensibilmente.
Attraverso l’equazione di Nernst si può anche valu- tare l’effetto di variazioni della composizione dei rea- genti sul potenziale teorico di cella: gas combustibili più ricchi in idrogeno, o l’utilizzo di ossigeno puro come ossidante in luogo di aria, permettono di ottenere ten- sioni di cella più elevate. Lo stesso accade in generale nel caso di funzionamento pressurizzato, grazie all’au- mento delle pressioni parziali dei reagenti considerate (in relazione ai coefficienti stechiometrici).
La composizione dei reagenti in una FC varia tra l’in- gresso e l’uscita, al procedere del consumo da parte delle
reazioni elettrochimiche, e questo comporta una riduzio- ne del potenziale di cella: la tensione di cella si equilibra al più basso potenziale elettrodico dato dall’equazione di Nernst per la composizione dei gas nei vari punti dei com- parti anodico e catodico. Poiché infatti gli elettrodi sono generalmente buoni conduttori elettronici e rappresentano delle superfici isopotenziali, il potenziale di cella non può superare il valore minimo locale del potenziale di Nernst.
Si consideri ora il funzionamento irreversibile (con- dizioni reali). Le condizioni di reversibilità si potrebbe- ro applicare solo se il sistema operasse a vuoto: una cella a combustibile con reagenti e prodotti le cui velocità di reazione su appropriate superfici catalitiche fossero suf- ficientemente alte da prevenire l’interferenza di qual- siasi processo elettrochimico competitore darebbe a cir- cuito aperto la tensione reversibile Erev sopra ricavata (Larminie e Dicks, 2000). In condizioni di corrente ero- gata diversa da zero si verificano perdite ohmiche, di dif- fusione e di tipo cinetico; in queste condizioni i valori misurati del potenziale di cella sono sempre inferiori a quelli reversibili, ovvero una parte dell’energia libera di Gibbs è convertita in calore TDS irreversibilmente.
Le perdite principali (originate per polarizzazioni) comprendono: • la polarizzazione ohmica; le perdite ohmiche sono
causate dalla resistenza al flusso degli ioni nell’elet- trolita e al flusso degli elettroni nei materiali che costi- tuiscono l’elettrodo;
• la polarizzazione per concentrazione; alla rapidità nel consumo dei reagenti nei siti attivi della cella da parte delle reazioni elettrochimiche corrisponde lo stabilirsi di gradienti di concentrazione;
• la polarizzazione per attivazione; le reazioni elettro- chimiche avvengono nel momento in cui i reagenti superano una barriera di attivazione (DVact), analo- gamente a quanto accade per le reazioni chimiche. Complessivamente, l’effetto delle perdite riduce quin-
di la tensione di cella (ovvero il rendimento della FC) di una quantità crescente al crescere della corrente. Que- sto significa che le FC godono, rispetto ad altre tecno- logie di conversione dell’energia, di un importante bene- ficio: la FC aumenta il suo rendimento se il funziona- mento avviene a carichi parziali, cioè a correnti inferiori a quelle del pieno carico.
La frazione di reagenti che viene impiegata nelle rea- zioni elettrochimiche rispetto alla totalità dei flussi entran- ti agli elettrodi di una FC non è ovviamente in generale unitaria, né troppo vicina a uno, pena l’insorgere di per- dite per scarsa concentrazione dei reagenti. Si deve allo- ra innanzitutto definire il fattore di utilizzazione Uf del combustibile: per le celle a bassa temperatura, l’idroge- no H2 è l’unico combustibile e si ha:
mH2, in mH2, out
450 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
CH42O2 2H2OCO2
temperatura (K) 300 500 700 900 1.100 1.300
fig. 12. Potenziale reversibile di diverse reazioni di ossidazione in funzione della temperatura.
Uno dei vantaggi delle celle ad alta temperatura, come le MCFC e le SOFC, è la loro capacità di utilizzare anche CH4 e CO come combustibili, tramite le reazioni di re- forming interno e di shift. Il fattore di utilizzazione per una cella con reforming interno diventa allora:
mH2, consumatoUf 111111141113 mH2, in
mCOin 4 mCH4, in
dove ogni molecola di metano dà luogo a 3 molecole di idrogeno più una di CO a sua volta convertita in H2
dalla reazione di shift. Il funzionamento a tassi di uti- lizzo del combustibile Uf 1 non consente di ottenere una tensione di cella pari al potenziale teorico neppu- re operando in condizioni di reversibilità. Poiché infat- ti una FC converte solo una parte del combustibile nei prodotti di reazione ossidati, il massimo lavoro estrai- bile dall’ossidazione risulta inferiore rispetto al caso di una conversione completa. Spingere la conversione del combustibile oltre il 90-95% non è d’altronde in generale praticabile a causa, come è stato detto, del- l’intervento di perdite dovute alla scarsa concentra- zione dei reagenti.
Tenendo conto del fattore di utilizzazione del com- bustibile, il rendimento reale di una cella a combustibi- le risulta complessivamente:
Vcell Uf hreale, DC1131
EPCI
facendo riferimento all’energia elettrica prodotta in cor- rente continua (DC) ai morsetti della fuel cell.
Oltre al fattore di utilizzazione del combustibile, si definisce analogamente un fattore di utilizzazione del- l’aria o dell’ossidante, secondo:
mO2, in mO2, out
mO2, consumatoUa111131442114113mO2, in mO2, in
che risulta proporzionale alla quantità di ossigeno pre- levata dall’aria per ossidare il combustibile e general- mente non unitario (per esempio, pari a 0,2-0,5) per evi- tare l’insorgere di perdite elevate e per permettere un efficace raffreddamento della cella sfruttando il flusso d’aria in eccesso.
Infine, il modulo cella a combustibile produce ener- gia elettrica in corrente continua che, per la maggior parte delle applicazioni, va convertita in corrente alter- nata. Generalmente ciò avviene attraverso dispositivi a inverter in un power conditioner, nel quale la forma d’onda in uscita è ottimizzata con neutralizzazione delle armoniche indesiderate. In conclusione, il ren- dimento complessivo di una Fuel Cell destinata alla produzione di energia elettrica in corrente alternata è dato da:
Vcell Uf hreale, DC1131 hDC ACEPCI
Celle a combustibile a matrice polimerica Le celle a combustibile di questa tipologia si basano
sull’utilizzazione di un elettrolita costituito da una mem- brana polimerica umidificata, conduttiva di ioni tipo H. Le sigle che possono essere usate per contraddistingue- re questa tipologia sono PEM ovvero PEMFC o anche PEFC a seconda degli autori e delle fonti (Polymer Elec- trolyte Membrane, ovvero Proton Exchange Membrane Fuel Cell, o anche Proton Exchange Fuel Cell).
Il rendimento elettrico delle celle tipo PEM, se ali- mentate direttamente a idrogeno, supera facilmente il 50-55% netto. Di tale elevata efficienza potrebbero gio- varsi future applicazioni di generazione distribuita qua- lora l’idrogeno fosse distribuito su larga scala come avvie- ne oggi per il gas naturale.
Nell’ambito dell’impiego per applicazioni staziona- rie di produzione di potenza, prevalentemente su scala medio-piccola, diversi costruttori propongono in parti- colare moduli di potenza variabile da qualche kWe a qual- che centinaio di kWe, inclusivi di un impianto di refor- ming e gas clean-up, alimentabili a gas naturale. Per tali sistemi si raggiungono rendimenti elettrici variabili tra il 30 e il 40% a seconda della taglia, con rendimenti tota- li prossimi all’80%. La tab. 6 riporta i bilanci energeti- ci di riferimento per un modulo PEM alimentato a gas naturale di piccola taglia, in linea con le prestazioni atte- se per i primi impianti commerciali.
Presentando rendimenti elettrici elevati, i moduli PEM hanno la possibilità di recuperare calore utile in quantità generalmente piccola rispetto al carico termico tipico di applicazioni residenziali. Per questo motivo le unità PEM sono generalmente accoppiate a una caldaia di integra- zione per la copertura dei picchi di carico termico.
Celle a combustibile ad acido fosforico Questa tipologia, contraddistinta dalla sigla PAFC
(Phosphoric Acid Fuel Cell), è stata sviluppata a partire dagli anni Sessanta ed è l’unica che abbia già raggiunto un certo grado di maturità tecnologica. L’elettrolita impie- gato è una soluzione concentrata di acido fosforico che
451VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
tab. 6. Celle a combustibile: bilancio energetico per moduli PEM di piccola taglia (1-10 kWe)
alimentati a gas naturale
Calore di scarto e perdite termiche 12,5%
Energia chimica associata al combustibile (PCI) 100
agisce da conduttore ionico tramite ioni H (provenienti dalla dissociazione H/OH promossa dall’acido), per temperature di funzionamento di 150-220 °C, permetten- do nel contempo una sufficiente stabilità termica.
Questo tipo di cella a combustibile è l’unico ad aver raggiunto uno stadio di sviluppo commerciale: esistono nel mondo circa 300 impianti di potenza elettrica del- l’ordine dei 100-200 kWe, per un totale di oltre 85 MWe, e diversi impianti dimostrativi nella taglia dei MWe. Le caratteristiche di questa cella hanno condotto i costrut- tori presenti sul mercato a proporre unicamente unità di potenza superiore a qualche centinaio di kWe, tali da con- sentire il migliore compromesso tra economicità, in ter- mini di costo specifico di impianto, e rendimento. I ren- dimenti elettrici ottenibili variano tra il 40 e il 45% del PCI, a seconda della pressurizzazione e della taglia, la- vorando con fattori di utilizzazione del combustibile prossimi all’85% e fattori di utilizzazione dell’aria del 50-70%. I parametri di disponibilità (95%) e vita utile (fino a oltre 40.000 h) hanno raggiunto livelli soddisfa- centi. Come indicato in tab. 7, un tipico modulo PAFC da 200 kWe può produrre energia elettrica con il 40% di rendimento elettrico e, in aggiunta, vapore a 140 °C per cogenerazione, con un rendimento totale che può rag- giungere l’85-90%.
Nonostante i risultati ottenuti, il decollo commerciale di questa tipologia è rallentato dalle aspettative di mag- giore riduzione dei costi e/o di maggiore efficienza ripo- ste sia nelle PEM sia nelle MCFC e nelle SOFC.
Celle a combustibile a carbonati fusi In questa tipologia, contraddistinta dalla sigla MCFC
(Molten Carbonate Fuel Cell), l’elettrolita è usualmen- te una miscela di carbonati alcalini (Li, Na, K) tratte- nuta da una matrice ceramica di LiAlO2. La cella opera a 600-700 °C, temperatura alla quale i carbonati for- mano un sale fuso molto conduttivo, con ioni carbona- to CO3
2 che permettono la conduzione ionica. A tem- perature di questo livello non sono necessari metalli nobi- li per svolgere la funzione di elettrocatalizzatori; la
cinetica delle reazioni è favorita dalle condizioni termi- che e sono sufficienti elettrodi porosi a base nichel per promuovere le reazioni. L’anodo è costituito da una lega di Ni al 10% di Cr o da leghe Ni-Al, mentre il catodo è realizzato da un ossido di Ni e Li, con spessori degli strati prossimi a 1 mm.
Le alte temperature di esercizio permettono alle MCFC di raggiungere elevati rendimenti e maggiore fles- sibilità nell’utilizzo dei combustibili disponibili rispet- to alle PAFC. Sono state sviluppate configurazioni che possono essere alimentate a gas naturale effettuando il reforming del combustibile all’interno della cella (Faroo- que et al., 1998), con produzione di idrogeno, e confi- gurazioni che prevedono l’adozione di un reformer ester- no. Il punto più critico per lo sviluppo di questa tipolo- gia consiste nel raggiungimento di vite utili adeguatamente lunghe senza eccessive diminuzioni di prestazioni, in relazione ai problemi di corrosione dei materiali della cella in contatto con i sali fusi.
Contrariamente a quanto accade per altri tipi di Fuel Cell, non è prevedibile nel campo MCFC lo sviluppo di unità commerciali di potenza inferiore a qualche centi- naio di kWe. Dal punto di vista dei bilanci termici glo- bali, come mostrato in tab. 8, circa il 30% del calore entran- te con il combustibile può essere recuperato per cogene- razione a partire da temperature prossime a 300 °C. Prestazioni più elevate sono attese da impianti di taglia prossima a 1-2 MWe.
Celle a combustibile a ossidi solidi In questa tipologia di celle, contraddistinta dalla sigla
SOFC (Solid Oxide Fuel Cell), l’elettrolita è un ossido solido metallico non poroso, generalmente un materia- le ceramico quale l’ossido di zirconio drogato con ittrio o calcio. La cella opera a temperature comprese tra 650 e 1.000 °C, tra le quali ha luogo una sufficiente condu- zione ionica di ioni ossigeno O2– nel reticolo cristallino dell’elettrolita. Gli elettrodi sono costituiti da materiali
452 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI
GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI FOSSILI
tab. 7. Celle a combustibile: bilancio energetico per moduli PAFC di media taglia (100-300 kWe)
Energia elettrica 40%
Calore recuperato 47%
Perdite DC/AC 2,5%
Energia chimica associata al combustibile (PCI) 100
tab. 8. Celle a combustibile: bilancio energetico per moduli MCFC della taglia
di qualche centinaio di kWe
(senza condensazione del vapor d’acqua nei fumi)
Energia elettrica 48%
Calore recuperato 32%
Perdite DC/AC 3%
Energia chimica associata al combustibile (PCI) 100
quali ossidi di zirconio al cobalto o al nichel (anodo) e composti manganese-lantanio (catodo); elettrodo, elet- trolita e interconnessione sono depositati in strati suc- cessivi con particolari tecniche costruttive (per esempio, plasma spray), uno sull’altro, e sinterizzati a formare la struttura della cella.
I principali vantaggi di questa tipologia, che ne sosten- gono lo sviluppo nonostante le notevoli difficoltà deri- vanti dalle alte temperature in gioco e dalle delicate tec- nologie di fabbricazione, sono: • l’elettrolita solido elimina tutti i problemi di gestio-
ne delle tre fasi gas-liquido-solido caratteristici delle altre tipologie (equilibrio dell’elettrolita liquido, alla- gamento degli elettrodi, trafilamento di gas);
• l’elettrolita solido consente di realizzare le celle con vari tipi di geometria; sono a tutt’oggi sviluppate celle tubolari e planari, con varie forme realizzative;
• grazie alle elevate temperature di funzionamento, la cinetica delle reazioni è veloce e il CO è direttamente utilizzabile come combustibile; nelle celle che lavo- rano a 1.000 °C è possibile utilizzare direttamente il gas naturale senza bisogno di catalizzatori addizio- nali per il reforming, che può avvenire in buona parte all’interno della cella;
• rispetto alle MCFC non c’è esigenza di riciclare o fornire CO2 all’anodo e la tolleranza ad alcune impu- rezze tra cui lo zolfo è maggiore; il funzionamento pressurizzato non pone problematiche particolari;
• le temperature di funzionamento elevate consentono di realizzare un consistente recupero termico, non- ché l’integrazione con cicli termodinamici gas-vapo- re avanzati; si prevede di poter raggiungere rendi- menti elettrici superiori al 60% in impianti ibridi basa- ti su cicli di turbina a gas rigenerativi, anche su taglie minime dell’ordine di qualche centinaio di kWe. Dal punto di vista dello stato di sviluppo, gli impian-
ti dimostrativi SOFC più grandi hanno una potenza di 100-250 kWe. Il rendimento elettrico di queste celle varia dal 30-35% delle unità da pochi kWe al 45-50% delle unità da qualche centinaio di kWe operanti a pressione atmosferica, mentre si prevede di raggiungere il 58-60% per unità pressurizzate a ciclo ibrido da 500 kWe1 MWe. Il rendimento totale è prossimo all’80-85% (tab. 9): a seconda delle diverse tecnologie costruttive, la tempe- ratura dei gas scaricati è compresa tra 400 e 500 °C e permette di recuperare circa il 30% del calore entrante.
Le SOFC si trovano in una fase di sviluppo prelimi- nare caratterizzata da sperimentazione di prototipi e fre- quenti aggiornamenti tecnologici; sulla base delle pre- visioni di costo disponibili e delle caratteristiche dei pro- totipi esistenti e tenendo conto degli obiettivi dei costruttori, nel medio termine si prevedono costi di impianto inferiori a 1.000 euro/kWe (meno di un quinto degli attuali), uniti a vite utili dell’ordine di 60.000 ore con costi di manutenzione confrontabili con quelli delle
tecnologie concorrenti. I livelli di emissione previsti sono bassissimi, indicativamente inferiori a 2 ppm in volume di CO e NOx con riferimento al 15% di O2.
Cicli ibridi Sono denominati ibridi gli impianti che, per la pro-
duzione di energia elettrica, integrano le tecnologie delle celle a combustibile (in particolare dei tipi ad alta tem- peratura come MCFC e SOFC), con cicli termodinami- ci a gas e/o a vapore. Il termine ciclo ibrido è di uso cor- rente, anche se sarebbero preferibili termini più appro- priati (per esempio, ciclo integrato).
La tecnologia dei cicli ibridi è considerata la più pro- mettente per ottenere i rendimenti massimi nella produ- zione di energia elettrica a partire da combustibili, in particolare se applicata allo sfruttamento del gas natu- rale (Dennis et al., 2003). Negli ultimi anni, diversi studi hanno infatti indicato come l’impiego delle celle a com- bustibile ad alta temperatura in cicli con turbine a gas possa condurre a sistemi capaci di raggiungere rendi- menti elettrici elevatissimi, con valori netti, per un ipo- tetico impianto di grande taglia (10-100 MWe), anche superiori al 65-70% contro il 55-60% delle più grandi e avanzate centrali a ciclo combinato. In questi impianti la cella a combustibile lavora generalmente in condizioni pressurizzate e sostituisce la camera di combustione della turbina a gas nel ruolo di ossidatore del combustibile, generando energia elettrica e gas caldi che vengono avvia- ti all’espansione in turbina. I rendimenti più elevati si ottengono senza utilizzare combustioni supplementari e quindi con valori di temperature di ingresso in turbina relativamente bassi, dell’ordine di 850-900 °C, con circa tre quarti della potenza elettrica prodotta dalla FC.
Più recentemente è stato ipotizzato di ridurre drasti- camente la scala di tali impianti fino a taglie del centinaio di kWe, integrando un modulo a celle a combustibile
453VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ
GENERAZIONE DISTRIBUITA
tab. 9. Celle a combustibile: bilancio energetico per moduli SOFC da pochi kWe o della taglia
di qualche centinaio di kWe
SOFC di taglia 1-10 kWe
(%)
(%)
Energia chimica associata al combustib