Sistemi energetici ibridi ad idrogeno solare per ... - La Termotecnica

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energia & edilizia con T el la temperatura dell’elettrolita e V el,0 , C 1,el , C 2,el , I el,0 , R el parametri determinati per via sperimentale che tengono conto della tecnologia costruttiva dell’elettrolizzatore. Per studiare la compressione e lo stoccaggio dei gas, sfruttiamo una compressione politropica di lavoro e potenza data da [DB07]: dove ṅ gas è il flusso del gas, η comp è l’efficienza del compressore (disponibile tra i dati di targa forniti dal costruttore), m è il coefficiente della politropica, R è la costante universale dei gas, T in,c è la temperatura di ingresso al compressore, p in,c e p out,c sono le pressioni di ingresso e uscita con i gas considerati ideali. La relazione empirica che descrive il funzionamento della fuel-cell ha moltissime analogie con quella dell’elettroliz zatore; la caratteristica (V fc -I fc ) infatti si può esprimere come [BA06]: dove T fc è la temperatura operativa della fuel-cell che, per la tecnologia PEM si assume costante a 70 °C, mentre anche in questo caso i parametri nell’equazione dipendono dalla tecnologia della fuel-cell adottata [Ull03]. Le batterie agiscono come un serbatoio di energia per smorzare i cicli on/off dell’elettrolizzatore e della fuel-cell. Definiamo per esse lo stato di carica SOC (State Of Charge) attraverso la seguente relazione: dove E(t) è l’energia incarica/scarica funzione del tempo ed E max la carica totale massima della. Lo stato di carica è espresso come una percentuale e fornisce la porzione di energia stoccata disponibile per l’uso. Per coordinare il sistema complessivo di tale complessità si rende necessario programmare una logica di controllo in un dispositivo (quale un PLC o PC industriale) che monitorizzi le condizioni di lavoro di tutti i sotto-sistemi e ne decida la gestione. La flow-chart associata al processo decisionale si basa sull’equazione di bilancio del bus-bar dove le correnti in ingresso hanno segno positivo mentre le correnti in uscita hanno segno negativo: I pv→bus - I bus→el - I bus→comp + I fc→bus - I bus→load ± I bat↔bus = 0 Quando il campo fotovoltaico non converte abbastanza potenza per alimentare il carico (I pv→bus ad ), la batteria “riempie il vuoto” fornendo I bat→bus (dalla batteria al bus-bar). Se il SOC raggiunge un minimo (impostato a 25 %), la logica di controllo disconnette la batteria e attiva la fuel-cell per fornire la corrente aggiuntiva necessaria. Altrimenti, se I pv↔bus > I bus↔load , la fuel-cell è disconnessa e le batterie ricaricate con una I bat↔bus (di segno negativo perché fornita dal busbar). Quando le batterie raggiungono il massimo SOC (impostato a 85 %) vengono scollegate e l’elettrolizzatore ed il compressore sono attivati per produrre e stoccare idrogeno ed ossigeno. Altre logiche di controllo possono essere realizzate ad esempio temporizzando l’accensione e lo spegnimento della batteria, oppure controllando il livello di carica del bus-bar. Il sistema virtuale a idrogeno solare che abbiamo simulato è caratterizzato dai parametri riassunti in Tabella 1. I risultati della simulazione confermano l’idea che il sistema ibrido è capace di lavorare in condizioni autonome senza la necessità di richiedere energia da rete esterna. La producibilità annuale di idrogeno mostra una stagionalità con produzione primaverile superiore a 6 * 10 - 3 mol/s ed invernale di 4 * 10 -3 mol/s. Il consumo annuo di idrogeno nella fuel-cell e la potenza elettrica prodotta dalla fuel-cell stessa (Figura 2 a sinistra) sono strettamente dipendenti dalla combinazione delle condizioni del meteo e del carico da alimentare; tra il 220 mo ed il 240 mo giorno dell’anno considerato nella simulazione, le condizioni meteo sono state caratterizzate da irraggiamento solare inferiore alla media, aumentando di conseguenza il consumo di idrogeno per compensare la diminuita producibilità fotovoltaica. La produzione di idrogeno ha un andamento stagionale molto marcato (Figura 2 a destra). Alla fine dell’anno, il serbatoio ha immagazzinato un surplus di 1,256 kg rispetto alla carica iniziale; questo conferma la capacità del sistema di lavorare in modalità stand-alone, permettendo ai progettisti di concepire ulteriori utilizzi dell’idrogeno in eccesso come, ad esempio, l’utilizzo in batterie per dispositivi portatili o applicazioni non stazionarie. Impianto residenziale a Zollbruck, Svizzera Presso la cittadina di Zollbruck in Svizzera un intraprendente padrone di casa ha montato presso la propria residenza un sistema di Fotovoltaico Elettrolizzatore Performance del sistema ibrido Potenza nominale (kWp) 5,597 Potenza nominale (kW) 5 Efficienza complessiva sistema (%) 7,08 Efficienza di modulo (%) 12,7 Efficienza (%) 70 Energia prodotta (kWh/anno) 6770 Superficie (m 2 ) 41,92 Producibilità (mol/s) 4,4-6,2 Produzione di H 2 (kg/kWp) 16,29 Producibilità annua (kWh) 10752 Numero di celle 24 Surplus di H 2 a fine anno (kg) 1,256 Pressione (Pa) 101325 Efficienza del sistema fotovoltaico (%) 12,72 Fuel-Cell Tensione (V) 26-48 Efficienza elettrolizzatore (%) 52,08 Potenza nominale (kW) 5 Efficienza Buck-Converter (%) 95 Efficienza fuel-cell (%) 63,16 Consumo (mol/s) 3,9-7,1 Numero di celle 35 Batteria Tensione (V) 26-48 Carica totale (kWh) 10 Efficienza Buck-Converter (%) 95 SOC min (%) 25 SOC max (%) 85 Compressore e Stoccaggio Tensione (V) 48 Coefficiente della politropica 1,475 Efficienza Inverter (%) 95 Efficienza (%) 92 Stoccaggio iniziale H 2 (kg) 6 DC Bus-Bar Volume stoccabile (m 3 ) 4 Tensione (V) 48 TABELLA 1 - Parametri e performance del sistema ibrido simulato 68 La Termotecnica • Gennaio/Febbraio 2009
energia & edilizia FIGURA 2 - Potenza elettrica prodotta dalla fuel cell (a sinistra) e variazione della massa di idrogeno nel serbatoio (a destra) in un periodo di un anno generazione, stoccaggio ed utilizzo di idrogeno prodotto da energia elettrica fotovoltaica e energia elettrica prelevata dalla rete. Caratteristica principale di tale installazione, oltre alla sua originalità, è l’assemblaggio quasi completamente realizzato partendo da com - ponenti commerciali. Il sistema è attivo dal 1991 ed è quotidianamente gestito, in modo quasi esclusivamente manuale, direttamente dal proprietario [Hol00]. Sul tetto dell’abitazione è stato installato un campo fotovoltaico da 5 kW p , per una superficie impegnata di 65 m 2 ed efficienza media di 8,4%. Altri componenti del sistema, posizionati in due locali di circa 10 m 2 al primo piano della casa, sono un convertitore DC-DC con un’efficienza del 95%, un elettrolizzatore alcalino a membrana da 5 kW con 62% di efficienza media, una unità di purificazione dell’idrogeno, un compressore, due serbatoi a idruri metallici, uno fisso da 15 Nm 3 per alimentare elettrodomestici quali un forno e una lavatrice, ed uno mobile da 16 Nm 3 per alimentare un minibus ad idrogeno. Da notare che l’energia termica prodotta dal sistema viene perduta in atmosfera e non recuperata in alcun modo. La performance del sistema è stata misurata su un periodo di tre giorni estivi. La mattina del test le condizioni meteo erano soleggiate, ma a partire dalle ore 13.00 si sono presentate le prime nubi che hanno portato a forti variazioni di corrente nell’elettrolizzatore; verso le ore 17.00 l’elettrolizzatore si è spento, per poi riaccendersi brevemente subito dopo fino allo spegnimento definitivo alle ore 17.30 (Figura 3). Durante il funzionamento si è notato che se la pressione dell’idrogeno prodotto superava il limite superiore FIGURA 3 - Irraggiamento, produzione di idrogeno, corrente e temperatura misurate nel giorno del test [Hol00] del serbatoio a idruri, l’idrogeno veniva scaricato in ambiente. Il compressore si è acceso 10 volte, per una produzione totale di 6 Nm 3 con un primo scarico di idrogeno verso le ore 13.00, un secondo verso sera per una perdita totale di idrogeno di circa 7,3 Nm 3 . I 293 GJ ricevuti in un anno dal campo fotovoltaico (65 m 2 di moduli FV che ricevono 4.020 MJ/m 2 annui) sono diventati: - 24,5 GJ di energia elettrica pre-conversione DC-DC o 23,4 GJ al netto del trasformatore DC-DC che vengono forniti allo stadio successivo (con un efficienza quindi dell’8,4%); - di questi, solo 18,6 GJ sono utilizzati dall’elettrolizzatore mentre il resto (4,9 GJ) viene reimmesso in rete o utilizzato per ricaricare le batterie per i sistemi ausiliari (3 GJ annui); - di questi, vengono immagazzinati sotto forma di idrogeno 11,5 GJ (1148 Nm 3 ) con un’efficienza dell’elettrolizzatore del 62%; - di questi, solo 10,6 GJ rimangono dopo il sistema di trattamento e purificazione dell’idrogeno. L’efficienza del sistema per la conversione della luce solare diretta in energia chimica è intorno al 3,6%. Questo valore, piuttosto basso, può essere aumentato introducendo un sistema di controllo automatico che ottimizzi la gestione evitando perdite di idrogeno ed aumentando la capacità di stoccaggio (stimato intorno ai 200 Nm 3 ) così da ottenere un funzionamento praticamente indipendente dalla alimentazione di rete. Un sistema residenziale a idrogeno solare e biogas: il progetto GlashusEtt, Svezia A Stoccolma, l’Agenzia Svedese per l’Energia ha finanziato la realizzazione della GlashusEtt (dallo svedese “casa di vetro uno”), un edificio adibito a centro informativo e spazio espositivo volto a propagandare stili di vita sostenibili [Hed04]. Oltre a principi costruttivi ad alta efficienza energetica (ad esempio, la facciata dell’edificio di tre piani è in vetro a bassa trasmittanza) e l’utilizzo di una caldaia a biogas, è stato installato un sistema ibrido a idrogeno solare affiancato ad un impianto più tradizionale allacciato alla rete (Figura 4). Nel sistema sono presenti anche un sistema di reforming per la produzione di idrogeno da gas naturale ed un recupero del calore prodotto dalla fuel cell destinato ad integrare il riscaldamento dell’edificio. Il campo fotovoltaico è costituito da moduli policristallini di efficienza 11,9% installati sulla copertura a shed dell’edificio per una superficie coperta di 25 m 2 ; sotto lo shed sono installati gli inverter per la conversione della corrente DC in AC e l’allacciamento all’impianto dell’edificio. Alla fuel-cell è collegato un serbatoio d’acqua che dovrebbe essere utilizzato come scambiatore di calore per recuperare l‘energia termica. In realtà l’accumulatore (da 500 l) si è rivelato di dimensioni inadeguate, causando il mancato recupero di una parte La Termotecnica • Gennaio/Febbraio 2009 69
Page 1: energia & edilizia di G. Zini, S. P

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