Una soluzione innovativa per l’integrazione tra solare termodinamico e impianti tradizionali

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integrazioneA oggi sono ancora presenti importanti barriere tecnologiche che impediscono la realizzazione del pieno potenziale delle energie rinnovabili: sono necessari miglioramenti in termini di incremento di efficienza e riduzione dei costi per raggiungere le prestazioni degli impianti alimentati con fonti tradizionali.

Tra le energie rinnovabili, l’energia solare ha il grande vantaggio di essere disponibile in misura praticamente illimitata e di non inquinare l’ambiente, ma sconta problemi legati alla sua discontinuità (dovuta all’alternanza del giorno e della notte, al ciclo delle stagioni e alla variazione delle condizioni meteorologiche) e alla limitata densità energetica. Gli impianti solari a concentrazione (Concentrating Solar Power, CSP, illustrati in Figura 1) rappresentano una soluzione tecnologica industrialmente consolidata (i primi impianti Parabolic Trough in scala industriale sono stati realizzati negli anni ’80 negli Stati Uniti).

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Figura 1. Tipologie e caratteristiche principali degli impianti a concentrazione solare

 

 

 

La discontinuità nella produzione di energia viene compensata in questo tipo di impianti attraverso degli stoccaggi termici di energia utilizzando vettori di diversa natura (olio diatermico, aria, vapore e, negli ultimi anni, sali fusi). Lo stoccaggio termico, però, risulta oneroso sia in termini di costi di installazione che di gestione. Una soluzione alternativa per lo stoccaggio dell’energia solare è quella della sua conversione termochimica in syngas tramite una reazione di steam reforming del metano (Figura 2) in cui la reazione viene sostenuta dall’energia solare fornita da un impianto CSP.

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Figura 2. Schema a blocchi del processo di steam reforming solare del metano.

 

 

 

In questi impianti il metano viene fatto reagire con vapore acqueo ad una temperatura intorno a 700–1.100°C e a una pressione di circa 1-3 bar per produrre un syngas (una miscela costituita essenzialmente da monossido di carbonio e idrogeno) che presenta un potere calorifico inferiore (PCI) maggiorato di circa il 17% rispetto a quello del metano. L’energia solare viene così stoccata sotto forma chimica all’interno del syngas, consentendone un utilizzo differito molto meno oneroso se confrontato con uno stoccaggio di tipo termico. Il processo di conversione termochimica dell’energia solare in syngas è sostanzialmente regolato da tre parametri: temperatura, rapporto tra vapore e metano e pressione. Tanto maggiori sono temperatura e rapporto vapore/metano e tanto minore è la pressione, più elevato risulta il rendimento di conversione del metano in syngas.
Al fine di rendere più efficiente ed efficace questa tecnologia, l’Università di Bologna, in collaborazione con Hera SpA, sta sviluppando una soluzione impiantistica innovativa per l’integrazione di strutture di steam reforming solare del metano con impianti alimentati con combustibile fossile. Dal punto di vista della progettazione del sistema solare a concentrazione, operare a temperature relativamente basse (attorno ai 500-600°C) e a pressioni elevate (fino a 30 bar), consentirebbe una ottimizzazione dei costi di realizzazione dell’impianto, dato l’uso di tecnologie più consolidate (Parabolic Trough) e dalle dimensioni ridotte (grazie alle pressioni elevate). Tale combinazione risulterebbe, però, deleteria per quanto riguarda l’efficienza di conversione del metano. La soluzione impiantistica in fase di sviluppo per ovviare a tale problema è quella di incrementare notevolmente rispetto ai valori standard il rapporto tra vapore e metano, passando da un rapporto molare pari a 2,5 a uno equivalente a 38, in grado di garantire un’efficienza di conversione del metano superiore all’80%. Per rendere economica una così elevata produzione di vapore, l’impianto di steam reforming solare del metano andrebbe integrato con un impianto turbogas o cogenerativo in cui la miscela di syngas prodotta dalla reazione di steam reforming solare e il vapore in eccesso potrebbero essere inviati nella camera di combustione del gruppo turbogas (Figura 3): il syngas in sostituzione del metano, con evidenti benefici in termini di risparmio di combustibile fossile e riduzione di emissioni di CO2; il vapore per incrementare le prestazione della turbina tramite un fenomeno noto come effetto-Cheng che è in grado di incrementarne l’efficienza di 10 punti percentuali e incrementare la potenza elettrica prodotta fino al 50-70%.

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Figura 3. Schema a blocchi dell’impianto di steam reforming solare integrato con impianto turbogas.

 

 

 

Inoltre, l’iniezione combinata dell’idrogeno contenuto nel syngas e del vapor d’acqua produce effetti benefici anche dal punto di vista della riduzione delle emissioni di CO della turbina stessa. L’iniezione di syngas e vapore può sostituire in parte o del tutto l’alimentazione del metano: qualora la percentuale di syngas e vapore siano rilevanti rispetto a quella del metano, occorre intervenire anche sulla geometria della turbina. In quest’ultimo caso occorre effettuare una accurata stima costi-benefici dell’intervento. Considerando, ad esempio, un impianto turbogas da 26 MWe, l’abbinamento con un impianto CSP del tipo Parabolic Trough da 3,3 MWth di picco integrato con reattore per steam reforming del metano potrebbe portare ad un beneficio dato dall’effetto combinato della sostituzione del metano con il syngas e della iniezione di vapore misurabile in un +23,5% di energia elettrica prodotta e in 685 tonnellate all’anno di emissioni di CO2 risparmiate.
E’ in fase di realizzazione uno studio di fattibilità per la realizzazione di un impianto prototipale di steam reforming solare del metano da integrarsi nella centrale cogenerativa HERA di Imola. Tale attività si inserisce all’interno di una più ampia collaborazione che vede l’Università di Bologna ed HERA SpA impegnate in attività di ricerca nel campo delle energie rinnovabili e che si è concretizzato nel Settembre 2013 con la inaugurazione a Forlì del centro Hera per lo sviluppo di energie rinnovabili HENERGIA.

 a cura di Marco Pellegrini, Augusto Bianchini, Prof. Cesare Saccani – Dipartimento di Ingegneria Industriale – Università di Bologna

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