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Università degli studi di Padova
Dipartimento di Tecnica e Gestione dei Sistemi Industriali
Corso di Laurea Triennale in Ingegneria Gestionale
ENERGIA GEOTERMICA:
SFRUTTAMENTO E
SOSTENIBILITÀ
RELATORE:
Ch.mo Prof. Mozzon Mirto
CORRELATORI:
Ch.mo Prof. Michelin Rino
LAUREANDO:
Gianmarco Greggio
Matricola n.618971
n.618
ANNO ACCADEMICO: 2013-2014
2013
INDICE
INDICE ................................................................................................................................... I
SOMMARIO .......................................................................................................................... 1
ABSTRACT .......................................................................................................................... 1
INTRODUZIONE ................................................................................................................... 3
CAPITOLO 1: STORIA DELLA GEOTERMIA ....................................................................... 5
CAPITOLO 2: LA TERRA: UN MOTORE GEOTERMICO ..................................................... 9
2.1
2.1.1
La struttura della Terra......................................................................................... 9
Teoria della tettonica a zolle ............................................................................10
2.2
Il gradiente geotermico .......................................................................................11
2.3
Sistemi geotermici ..............................................................................................17
2.4
Classificazione delle risorse geotermiche ...........................................................22
CAPITOLO 3: GEOTERMOELETTRICA .............................................................................29
3.1
Individuazione della risorsa geotermica ..............................................................29
3.2
Esplorazione geotermica ....................................................................................30
3.2.1
Fase 1 Riconoscimento ...................................................................................32
3.2.2
Fase 2 Studio di prefattibilità ...........................................................................32
3.2.3
Fase 3 Studio di fattibilità ................................................................................41
3.3
Perforazione e allacciamento dei pozzi ...............................................................42
3.4
Utilizzazione delle risorse geotermiche ...............................................................45
3.5
Impianti per la produzione di energia elettrica .....................................................46
3.5.1
Impianti a contropressione ..............................................................................47
3.5.2
Impianti a condensazione ................................................................................48
3.5.3
Impianti single e double flash ..........................................................................49
3.5.4
Impianti a vapore secco ..................................................................................54
3.5.5
Impianti binari ..................................................................................................55
3.5.6
Impianti ibridi ...................................................................................................58
3.5.7
Reiniezione dei fluidi nel sottosuolo.................................................................58
3.6
Produzione geotermoelettrica in Italia e nel mondo.............................................59
CAPITOLO 4: USI DIRETTI DEL CALORE GEOTERMICO .................................................63
I
4.1
Utilizzazione diretta del calore geotermico ..........................................................63
4.2
Condizionamento degli ambienti: le Pompe di Calore geotermiche .....................63
4.2.1
Tecniche di captazione del calore del sottosuolo.............................................74
4.2.2
Terminali di climatizzazione.............................................................................77
4.2.3
Layout di un impianto geotermico con pompa di calore ...................................78
4.3
Produzione di ACS con la PdC geotermica .........................................................80
4.4
Teleriscaldamento e Impianti ad assorbimento ...................................................81
4.4.1
Teleriscaldamento ...........................................................................................81
4.4.2
Impianti ad assorbimento ................................................................................82
4.5
Altri usi diretti del calore geotermico ...................................................................83
4.6
Usi diretti dell’energia geotermica in Italia e nel mondo ......................................88
CAPITOLO 5: IMPATTO AMBIENTALE ..............................................................................91
5.1
Effetti sull’ambiente.............................................................................................91
5.2
Impatti strutturali .................................................................................................95
5.3
Impatto sul paesaggio .........................................................................................96
5.4
Mitigazione dell’impatto ambientale e sostenibilità ..............................................97
CAPITOLO 6: ANALISI ECONOMICA ...............................................................................101
6.1
Valutazione dei costi degli impianti per la produzione di energia elettrica .........101
6.2
Valutazione dei costi degli impianti per usi diretti ..............................................105
CONCLUSIONI ..................................................................................................................109
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................111
II
SOMMARIO
La geotermia può essere considerata a buon diritto l’energia rinnovabile che meglio
rappresenta l’Italia in quanto è in un piccolo paese della Toscana, Larderello, che l’uomo
riuscì, a inizio ‘900, per la prima volta a sfruttare il calore dei fluidi per produrre elettricità. In
questa tesi si affronta innanzitutto la questione legata all’origine di questa forma di energia
andando a dimostrare, attraverso il concetto di gradiente geotermico, come essa sia una
fonte di energia insensibile ai cambiamenti climatici stagionali e pressoché inesauribile oltre
che sempre disponibile. Si passa quindi alla descrizione dei sistemi geotermici e delle
classificazioni usate per le risorse geotermiche. Fra di esse spicca quella legata all’entalpia
dei fluidi che suddivide le risorse geotermiche in risorse ad alta, media e bassa entalpia. La
prima classe è particolarmente adatta per la produzione di energia elettrica attraverso
l’utilizzo di vari tipi di impianti. La scarsità di risorse ad alta entalpia uniti agli altissimi costi da
sostenere per individuare e sfruttare tali risorse hanno spinto l’uomo verso la ricerca di
sistemi in grado di sfruttare anche le risorse a temperature inferiori. Questo ha portato alla
nascita e alla conseguente grande diffusione degli impianti binari che insieme alle pompe di
calore stanno alimentando il ritrovato interesse verso questa forma di energia rinnovabile. Le
pompe di calore che consentono di sfruttare direttamente il calore geotermico per riscaldare
e raffrescare un edificio durante l’anno e di produrre acqua calda sanitaria oltre che
energeticamente favorevoli sono anche una tecnologia che può essere utilizzata in
costruzioni di qualsiasi tipo dalla casa monofamiliare al terminal dell’aeroporto di Zurigo.
Infine si vanno ad analizzare quelli che sono gli aspetti ambientali ed economici legati allo
sfruttamento dell’energia geotermica che per molti anni hanno frenato lo sviluppo ma che
oggi sembrano essere definitivamente superati grazie alle moderne tecnologie.
ABSTRACT
Geothermal energy can be rightfully considered renewable energy that best represents Italy
as it is in a small town in Tuscany, Larderello, that the man was able, at the beginning of
1900, for the first time to use the heat fluids to produce electricity. In this thesis deals first
with the question of the origin of this form of energy going to demonstrate, through the
concept of the geothermal gradient , as it is a source of energy insensitive to climate change
as well as seasonal and almost inexhaustible always available. It then goes on with a
description of geothermal systems and classifications used for geothermal resources. Among
them stands out due to the enthalpy of the fluid that separates the geothermal resources in
resources to high, medium and low enthalpy. The first class is particularly suitable for the
production of electricity through the use of various types of installations. The scarcity of high
1
enthalpy united to the high costs to locate and exploit these resources have prompted the
man to search for systems that can take advantage of the resources at lower temperatures.
This led to the birth and subsequent widespread use of binary plants which together with
heat pumps are fueling the renewed interest in this form of renewable energy. Heat pumps
that allow you to make direct heat to heat and cool a building during the year and produce
domestic hot water as well as energetically favorable are also a technology that can be used
in buildings of any type from the family home at the terminal Zurich Airport. Finally, those
who are going to analyze the environmental and economic aspects related to the exploitation
of geothermal energy which for many years have hampered the development but now seem
to be finally overcome thanks to modern technology.
2
INTRODUZIONE
Il cambiamenti climatici globali oramai evidenti anche ai più scettici non permettono più di
aspettare, per questo l’Italia e il mondo industrializzato dopo il Protocollo di Kyoto si sono
posti nuove sfide con la trascrizione del European Strategic Energy Plan del 20-20-20 che
prevede entro il 2020 il raggiungimento dei seguenti obiettivi:
•
20% di riduzione dei gas serra emessi in atmosfera;
•
20% di produzione da energie rinnovabili;
•
20% di riduzione dell’uso di energia primaria.
Nel quadro attuale delle fonti alternative a quelle fossili, la geotermia è oramai considerata a
tutti gli effetti una fonte rinnovabile, come sancito dal d.lgs. n. 28 del 3 marzo 2011, che all’
art. 2 cita:
“energia da fonti rinnovabili: energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire
energia eolica, solare aerotermica, geotermica, idrotermica e oceanica, idraulica, biomassa,
gas di discarica, gas residuati provenienti dai processi di depurazione e biogas”.
Ma già nel precedente d.lgs. 387/2003 – Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili nel mercato interno
dell’elettricità, art. 2 (definizioni) si citava:
“fonti energetiche rinnovabili o fonti rinnovabili: le fonti energetiche rinnovabili non fossili
(eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, mareomotrice, idraulica, biomasse, gas di
discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas)”.
Essa è una fonte di energia immagazzinata sotto forma di calore nella crosta terrestre;
energia concreta, sempre disponibile e, alla nostra scala, pressoché inesauribile se ben
coltivata. Tuttavia, mentre le tecnologie associate allo sfruttamento delle fonti energetiche
rinnovabili più di moda e più finanziante, ovvero l’eolico e il solare, stanno progredendo ad
ampi passi, la geotermia occupa ancora un ruolo di nicchia. Infatti basti pensare che della
produzione di rinnovabili nel 2005, cioè 3257 TWh, solo 1.8% è stato prodotto da geotermia.
Negli ultimi anni si sente parlare sempre più spesso di geotermia per il riscaldamento e il
raffrescamento di ambienti grazie all’ampliarsi del mercato delle pompe geotermiche anche
in Italia. Questa tecnologia è stata utilizzata con successo all’estero per decenni, e ha
dimostrato ampiamente i suoi benefici in termini di efficienza energetica e di rispetto
ambientale. È facile prevedere, quindi, un’espansione del settore in Italia, specie
considerando l’ampliamento della richiesta di raffrescamento degli ambienti in estate
mediante pompe di calore: l’utilizzo della geotermia non può che contribuire all’efficienza
energetica e alla riduzione della bolletta elettrica. Invece l’uso della geotermia per impianti
centralizzati di riscaldamento, impieghi industriali e per la produzione di energia elettrica
3
stenta a modificare il lento sviluppo che l’ha caratterizzata negli ultimi due decenni, malgrado
l’impellente esigenza di utilizzare fonti energetiche non fossili, locali a basso impatto
ambientale.
La geotermia può essere considerata a buon diritto l’energia rinnovabile che meglio
rappresenta l’Italia. La sua storia ha origini antichissime, ed entra sulla scena dell’ economia
energetica mondiale proprio in un piccolo centro della Toscana, Larderello, dove, nel 1904,
quindi a pochi anni dall’apparizione prepotente dell’energia elettrica nella vita dell’uomo, il
calore di fluidi geotermici produsse elettricità. Dall’Italia, che rimase fino al 1952 l’unica
produttrice al mondo di energia geotermoelettrica, l’idea si diffuse in molti altri paesi.
Attualmente la geotermia produce nel mondo 10 GW e di potenza elettrica e 67 TWh all’anno
di elettricità. Con le attuali tecnologie si prevede di poter arrivare a produrre almeno il doppio;
il recente progresso delle tecnologie per la produzione di energia elettrica a medie
temperature, cicli binari, ha fatto aumentare enormemente la stima di energia elettrica
ottenibile con la geotermia. É stato stimato che in Italia l’utilizzo di queste tecniche potrebbe
portare nel 2020 la potenza geotermoelettrica complessivamente installata dagli attuali 840
MW e a circa 1500 MW e, con un risparmio in combustibili fossili di 1.2 milioni di Tep.
L’utilizzo del calore geotermico per la climatizzazione di ambienti, sia in forma di
teleriscaldamento sia con pompe di calore geotermiche, potrebbe contribuire efficacemente
al fabbisogno annuo di calore, portando la potenza termica installata dagli attuali 650 MW t a
6000 MW t. Questo valore rappresenta il 5.3% del consumo annuo di calore attuale in Italia,
superiore al 4.7% di tutte le fonti rinnovabili, con un risparmio di 1.8 milioni di Tep.
Il progresso delle tecniche di utilizzo delle risorse geotermiche, che potrebbe decuplicare le
prospettive già molto interessanti della geotermia, richiede l’applicazione di metodologie non
convenzionali per l’esplorazione, lo sviluppo e la gestione della risorsa geotermica,
soprattutto per la produzione di energia elettrica. Quello che manca alla geotermia, e
soprattutto alla geotermoelettrica, è deciso inserimento nell’economia mondiale relativa alle
energie rinnovabili.
4
CAPITOLO 1
STORIA DELLA GEOTERMIA
Lo sfruttamento industriale delle risorse geotermiche
geotermiche nasce nei primi decenni del XIX secolo
in Italia, in Toscana, nelle vicinanze di Volterra, cittadina di origini etrusca, con lo sviluppo
dell’industria dell’acido borico. Tale composto, noto all’epoca anche come “sale sedativo di
Homberg” (dal nome
ome del chimico tedesco che per primo l’aveva ottenuto nel 1702), era
utilizzato nelle industrie della porcellana, del vetro e anche in quella farmaceutica (si
pensava che l’acido borico fosse utile per lenire i spasmi).
Nel 1777 il chimico austriaco Uberto
Uberto Hoefer, che dirigeva le Spezierie del Granducato di
Toscana, scoprì l’acido borico nelle acque dei cosiddetti lagoni (Fig.
(Fig. n. 1), laghetti naturali
presenti in una vasta area della zona di Volterra (corrispondenti all’odierna Larderello e
dintorni). I lagoni, che sono ormai quasi completamente scomparsi, erano dei piccoli crateri
naturali all’interno dei quali si trovava acqua fangosa mantenuta in ebollizione da sorgenti
sor
di
vapore ricco di boro situate nel fondo dei crateri stessi.
Fig. n.
1. “Lagone coperto” a Larderello. All’interno di queste strutture in mattoni erano
raccolte e fatte evaporare le acque boriche (Dickson M.H. & Fanelli M.,2004)
Due anni più tardi, 1779, il naturalista Paolo Mascagni, nativo di Pomarance, piccolo centro
vicino a Volterra, sviluppò un metodo per estrarre l’acido borico dalle acque geotermiche dei
lagoni (tale metodo sarà poi brevettato nel 1810): è degno di nota il fatto lo stesso Mascagni
suggeriva di utilizzare il calore del terreno per far evaporare l’acqua e quindi procedere
all’estrazione dell’acido borico.
5
Nel decennio 1810-18 il metodo sviluppato da Mascagni venne messo in pratica in una
piccola azienda presso Monterotondo, poco lontano da Pomarance. Presso tale azienda la
produzione di borace (composto del boro usato in farmacia per saldature e nella
fabbricazione di vetri e smalti) raggiunse livelli notevoli, ma l’inadeguatezza dei mezzi tecnici
e finanziari a disposizione pose fine a questa attività pioneristica.
Il primo programma di produzione industriale dell’acido borico fu sviluppato a partire dal 1818
dall’imprenditore francese François de Larderel. Grazie alle capacità gestionali di de
Larderel, l’industria dell’acido borico ebbe un notevole sviluppo e nell’arco di quasi un secolo
l’azienda fondata dall’imprenditore francese divenne uno dei maggiori produttori mondiali.
Dopo un decennio di tentativi e sviluppi, possiamo datare al 1827 l’inizio della grande
avventura industriale dei fluidi geotermici: in quell’anno infatti una serie di attrezzature di
nuova concezione migliorò sensibilmente il processo di produzione, utilizzando il calore del
vapore naturale per riscaldare le acque ricche di boro e, tramite l’evaporazione dell’acqua,
ottenere l’acido borico.
Un’altra importante novità, sviluppata qualche anno dopo, consistette nel far scorrere le
acque lungo piani evaporatori di piombo (le cosiddette Caldaie Adriane, dal nome
dell’ideatore Adriano de Larderel, figlio di François) per arricchirle di boro; il vapore
geotermico veniva fatto fluire sotto i piani evaporatori e cedendo calore all’acqua soprastante
ne provocava l’evaporazione. Il successo di questo progetto portò alla realizzazione di ben
sette stabilimenti produttivi, localizzati sia nei luoghi con elevata emissione di vapore dal
terreno, sia in luoghi con pozzi appositamente perforati.
Nello stesso periodo, nella cosiddetta zona dei Lagoni di Montecerboli (dove François de
Larderel aveva eseguito i primi esperimenti) fu fondato il villaggio di Larderello, unico
esempio in Toscana e tra i pochi in Italia di villaggio industriale, dai tratti indubbiamente
innovativi: con questo progetto de Larderel riuscì a fornire ai lavoratori della sua industria e
alle rispettive famiglie abitazioni, trattamento pensionistico, istruzione gratuita e garanzia del
posto di lavoro per i figli, sussidi in caso di malattia e/o di vedovanza, e persino scuole di
musica, disegno e teatro.
Il punto di svolta nella storia della produzione dell’energia geotermica si colloca alla fine del
XIX secolo. Nel 1880 la leadership industriale dell’acido borico prodotto a Larderello
comincia a vacillare per effetto dei progressi industriali americani nel settore, che resero più
economiche altre fonti (borati di origine sedimentaria). Le successive innovazioni
tecnologiche introdotte a Larderello, i miglioramenti organizzativi nelle perforazioni e nei cicli
di processo dei fluidi furono straordinarie dal punto di vista tecnico, ma insufficienti sul piano
economico e l’azienda entrò in crisi. Nel 1899 i stabilimenti furono affidati al Principe Piero
Ginori Conti, genero del nipote di François de Larderel.
6
Qualche anno più tardi egli iniziò degli esperimenti finalizzati a sfruttare il vapore naturale per
ottenere energia di tipo meccanico: il prototipo utilizzato consisteva in una ruota dotata di
piccole pale che veniva investita da un getto di vapore e ruotando metteva in azione una
macchina utensile.
In seguito Ginori Conti pensò di utilizzare il vapore per la generazione dell’energia elettrica e
il 4 Luglio 1904 ottenne un primo fondamentale successo: utilizzando una macchina a
vapore a stantuffo della potenza di circa 500 W, accoppiata ad una dinamo, furono accese 5
lampadine.
Fig. n. 2. La prima macchina (un motore alternativo accoppiato ad una dinamo), brevettata da il
Principe Piero Ginori Conti, che ha prodotto elettricità sfruttando il vapore geotermico
(Dickson M.H. & Fanelli M.,2004)
04)
L’anno successivo Ginori Conti riuscì ad ottenere una potenza di circa 20 kWe (kilowatt
elettrici) adoperando un motore a vapore, rendendo così possibile l’illuminazione dell’intero
stabilimento. Il successo di questo esperimento e i successivi studi consentirono nel 1912 di
cominciare a realizzare una centrale elettrica in grado di soddisfare il fabbisogno di elettricità
degli stabilimenti per l’estrazione dell’acido, dello stabilimento per l’estrazione del sale
presso Saline di Volterra, del paese di Pomarance e della città di Volterra. Questo risultato fu
ottenuto impiegando una turbina a vapore per trasformare l’energia termica del vapore in
energia meccanica; rispetto ad un motore a vapore convenzionale, una turbina è, infatti,
dotata di un miglior rapporto potenza erogata/peso e di un rendimento più elevato. Nel 1914
fu costruita la prima linea elettrica al mondo alimentata da energia geotermica, che collegava
Larderello a Volterra, coprendo una distanza di circa 25 Km.
L’impianto di produzione sperimentale
sperimentale rimase in funzione fino al 1916, anno in cui fu
realizzato un impianto costituito da 3 alternatori accoppiati ciascuno con una turbina a
vapore e dotati di una potenza individuale di 2500 kWe, dando così inizio alla produzione su
scala industriale
e di elettricità a partire dall’energia geotermica: era nata l’energia geotermica.
7
Questi esperimenti furono emulati in seguito in altri Paesi, in particolare in quelle zone in cui
vi erano evidenti manifestazioni superficiali della presenza nel sottosuolo di elevate quantità
di fluidi geotermici ad alta temperatura. Nel 1921 negli USA, in un centri turistico termale
denominato The Geysers, presso una valle situata a nord di San Francisco, entrò in funzione
una centrale elettrica geotermica dotata di 250 kWe di potenza e in grado di soddisfare il
fabbisogno di energia elettrica del centro turistico stesso.
Nel 1924 in Giappone, presso l’isola di Kyushu, nell’area di Beppu, erano stati già perforati
vari pozzi che consentivano di estrarre più di 16000 tonnellate di vapore al giorno,
corrispondenti ad una potenza pari a 43 MWe .
Gli inizi del XX secolo videro anche l’avvento del riscaldamento geotermico a grande scala:
nel 1930 nella parte meridionale dell’Islanda vi erano già 10 aziende agricole con impianto di
riscaldamento di tipo geotermico. In Italia la produzione di energia elettrica da fonte
geotermica ha visto un’ascesa continua, interrotta solamente dagli eventi bellici. Nel 1939 fu
costituita la società Larderello S.p.a., principalmente finalizzata alla generazione di energia
elettrica da vapore geotermico. Prima che gli eventi della seconda guerra mondiale
portassero alla distruzione quasi totale degli impianti (1944) la potenza per la generazione
dell’energia elettrica raggiunta era di 127 MWe. Nel dopoguerra, dopo un breve periodo di
ricostruzione, già nel 1950, la potenza installata era di 260 MWe, per raggiungere 10 anni
dopo i 300 MWe. Secondo le ultime rilevazioni (dati del 2010), in Italia ci sono impianti
geotermici per la generazione di energia elettrica per un totale di circa 843 MWe di potenza
installata e 5520 GWh di energia prodotta, pari all’1,5% del fabbisogno nazionale di energia
elettrica. In Toscana il 25% del fabbisogno di energia elettrica è soddisfatto dalle centrali
geotermoelettriche (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
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CAPITOLO 2
LA TERRA: UN MOTORE GEOTERMICO
2.1 La struttura della Terra
La Terra è uno sferoide con raggio medio di circa 6370 km formata da tre involucri
concentrici: crosta, mantello e nucleo (Fig. n. 3).
I geologi sono giunti ad affermare, grazie a dati forniti dagli studi sulle modalità di
propagazione delle onde sismiche, che queste zone presentano composizione chimica e
densità diverse fra loro.
La parte superficiale del pianeta è la crosta che presenta variazioni sia di spessore che di
composizione in corrispondenza dei fondali oceanici o nelle zone continentali. In particolare,
studi provenienti da rilevazioni sismiche hanno dimostrato che la crosta oceanica è più sottile
(7-10 km) rispetto a quella continentale (20-70 km) e che le onde si propagano con maggiore
velocità a causa della differente composizione; rocce basaltiche in quella oceanica e sialiche
in quella continentale.
Il mantello si estende sotto la crosta fino a 2900 km di profondità ed è composto da due
strati: superiore e inferiore, ognuno caratterizzato da specifiche proprietà. L’involucro
superiore è composto da un mantello litosferico (che insieme alla crosta genera la litosfera),
dall’astenosfera e da una zona di transizione. La litosfera è uno strato rigido ed elastico di
diverso spessore in corrispondenza delle aree continentali e oceaniche. Sotto di essa si
trova l’astenosfera, che invece presenta un comportamento più plastico dato che le rocce si
presentano in uno stato semifuso.
La regione situata fra il nucleo esterno e la zona di transizione prende il nome di mantello
inferiore, è compresa fra i 2900 e 700 km ed è composta da rocce femiche, cioè costituite da
ferro e magnesio.
Questa regione ha proprietà differenti rispetto a quella superiore, probabilmente, per un
cambiamento di composizione mineralogica.
Il nucleo è costituito a sua volta da due zone; il nucleo interno (4980 – 6370 km) che si trova
allo stato solido e in cui si ha il raggiungimento di temperature di circa 4000°C, e il nucleo
esterno (2900 – 4980 km) che è invece allo stato fuso. I modelli geofisici adottati per
determinare la composizione convergono nell’ affermare la presenza preponderante di ferro
e nichel e una percentuale di elementi più leggeri (Bonacina L. 2011).
9
Fig. n. 3. Schema della struttura interna della Terra (google.it/images)
2.1.1
Teoria della tettonica a zolle
La teoria
ia afferma che la litosfera non sia un involucro continuo, ma appunto suddivisa in
placche. Queste zolle sono rigide e “galleggiano” sulla sottostante astenosfera che invece ha
un comportamento viscoso.
Le differenze di temperatura tra le diverse parti dell’astenosfera
dell’astenosfera hanno prodotto moti
convettivi nei materiali che la costituiscono, e, qualche decina di milioni di anni fa, potrebbero
essersi innescate vere e proprie celle di convezione. Il loro lentissimo movimento (pochi
centimetri l’anno) è sostenuto dal
dal calore prodotto in continuazione dal decadimento degli
isotopi radioattivi e da quello che proviene dalle parti profonde del pianeta. Enormi volumi di
rocce profonde, allo stato fuso o semifuso, più calde, meno dense e più leggere dei materiali
sovrastanti,
ti, risalgono verso la superficie, mentre le rocce più vicine alla superficie, più
fredde, più dense e più pesanti, tendono a scendere per riscaldarsi e risalire di nuovo, con
un meccanismo che assomiglia a quello che si instaura in una pentola quando si riscalda
r
dell’acqua.
Nelle zone dove è più sottile, e soprattutto nelle aree oceaniche, la litosfera è spinta verso
l’alto e fratturata dal materiale molto caldo e parzialmente fuso, che risale dall’astenosfera in
corrispondenza dei rami ascendenti delle celle
celle convettive. E’ questo meccanismo che ha
formato, e tuttora forma, le dorsali, che si estendono per oltre 60.000 km sotto gli oceani,
emergendo in alcune zone (Azzorre, Islanda) e talvolta insinuandosi tra i continenti come nel
Mar Rosso. Una frazione relativamente
elativamente piccola di rocce fuse, che risale dall’astenosfera,
emerge dalla cresta delle dorsali e, a contatto con l’acqua marina, solidifica e forma nuova
crosta oceanica. La maggior parte del materiale che risale dall’astenosfera, tuttavia, si divide
in
n due rami, che scorrono in direzioni opposte sotto la litosfera. La continua formazione di
10
nuova crosta e l’effetto di trascinamento dovuto ai due flussi, che scorrono in direzioni
opposte, fanno in modo che i fondali oceanici, posti sui due lati delle dorsali, si allontanino
l’uno dall’altro ad una velocità di pochi centimetri l’anno. Di conseguenza, la superficie dei
fondali oceanici (la litosfera oceanica) tenderebbe ad aumentare. Le dorsali sono tagliate
perpendicolarmente da enormi fratture, talvolta lunghe qualche centinaio di chilometri,
chiamate faglie trasformi. Questi fenomeni portano ad una semplice osservazione: poiché
non c’è evidenza di un aumento della superficie della Terra nel tempo, la formazione di
nuova litosfera lungo le dorsali e l’espansione dei fondi oceanici devono necessariamente
essere compensate da una riduzione (o assorbimento) della litosfera, di pari entità, in altre
parti del pianeta. Questo è proprio ciò che avviene nelle zone di subduzione, le maggiori
delle quali si trovano in corrispondenza delle grandi fosse oceaniche, come quelle che si
estendono lungo il margine occidentale dell’Oceano Pacifico e lungo la costa occidentale
dell’America Meridionale. Nelle zone di subduzione la litosfera si inflette verso il basso, si
immerge sotto la litosfera adiacente e scende nelle zone profonde molto calde, dove è
“digerita” dal mantello, e il ciclo ricomincia nuovamente. Durante la discesa, parte del
materiale della litosfera ritorna allo stato fuso e può risalire alla superficie attraverso fratture
della crosta. Come risultato, parallelamente alle fosse, dal lato opposto a quello in cui si
allungano le dorsali, si sono formati archi magmatici con molti vulcani. Laddove le fosse si
trovano nell’oceano aperto, come nel Pacifico occidentale, gli archi magmatici sono formati
da catene di isole vulcaniche; dove le fosse si trovano lungo i margini dei continenti, gli archi
consistono di catene montuose con numerosi vulcani, come le Ande.
Le dorsali, le faglie trasformi e le zone di subduzione formano un enorme reticolato, che
divide la Terra in placche litosferiche o zolle, sei di grandi dimensioni e numerose altre più
piccole. A causa delle grandi tensioni prodotte dai fenomeni descritti precedentemente, le
zolle si muovono, scivolano lentamente l’una contro l’altra, collidono e cambiano
continuamente la loro reciproca posizione. I margini delle zolle corrispondono a zone di
fragilità e di forte fratturazione della crosta, caratterizzate da un’elevata sismicità, dalla
presenza di molti vulcani e, a causa della risalita di materiali fusi molto caldi verso la
superficie, da un flusso di calore terrestre elevato. Le più importanti aree geotermiche si
trovano nei pressi dei margini delle zolle crostali (Dickson M.H. & Fanelli M. 2004).
2.2 Il gradiente geotermico
L’energia geotermica, nella sua accezione completa, è quella parte di calore terrestre che
può essere estratta dal sottosuolo e sfruttata dall’uomo.
Considerando i dati sismici e le caratteristiche fisiche della Terra si stima che al centro della
Terra vengano raggiunte temperature elevate (4000 °C), si può, quindi, affermare che c’è un
calore interno che viene dissipato verso l’esterno. Le fonti di questo calore si possono
11
identificare in parte nel calore primordiale e in parte nel decadimento isotopico di alcuni
elementi radioattivi. La prima fonte deriva dall’energia accumulata durante gli stadi iniziali
della storia della Terra, mentre quella preponderante è relativa alla radioattività naturale delle
rocce presenti nel mantello e nella crosta. Il postulato di Fourier, valido per un continuo
isotropo ed omogeneo e caratterizzato da conducibilità termica costante, è dato
dall’equazione:
(1)
Esso esprime il legame esistente tra flusso termico e gradiente di temperatura quando la
trasmissione del calore avviene per conduzione. Le due forme di trasferimento di calore
all’interno della Terra sono la conduzione e la convezione. La prima forma consiste nel
passaggio di energia cinetica fra molecole senza trasferimento di materia, mediante le
vibrazioni e gli urti tra le particelle che li costituiscono; la conduzione nonostante sia la
modalità primaria di trasferimento di calore nei solidi, è limitata all’interno della Terra a causa
della scarsa conducibilità termica delle rocce che la compongono.
La convezione, comune processo di trasferimento del calore nei liquidi e nei gas, consiste
nella propagazione del calore con trasporto di materia ed è proprio questa caratteristica che
la rende un processo più efficace rispetto alla conduzione per il caso relativo alla Terra.
Il flusso di calore medio terrestre (calcolato come quantità di energia per unità di tempo e
unità di superficie) è di circa 101 kW per chilometro quadrato nelle aree oceaniche e di 65
kW per chilometro quadrato nelle aree continentali: questi dati consentono di stimare il flusso
di calore medio superficiale del nostro pianeta, pari a 87 kW per chilometro quadrato. Questi
valori sono basati su 24.774 misure eseguite in 20.201 siti, che coprono circa il 62% della
superficie terrestre (il flusso di calore delle aree non coperte da misure è stato stimato
tenendo conto della distribuzione delle unità geologiche).
Il flusso termico terrestre (e quindi il gradiente geotermico) è fortemente influenzato dalla
radioattività di alcuni elementi chimici. Il decadimento radioattivo di queste sostanze produce
energia che viene dissipata all’esterno in calore. Gli isotopi più importanti sono l’uranio U238 e
U235, il torio Th232 e il potassio K40.
Il flusso termico terrestre
è quindi legato al gradiente geotermico
, ovvero il tasso di
incremento della temperatura al di sotto della superficie terrestre al crescere della profondità.
Già nel 1671 il chimico Robert Boyle, nel saggio intitolato The Temperature of the
Subterraneal Regions, aveva affermato, sulla base di osservazioni eseguite in alcune
miniere, che esiste un gradiente geotermico, cioè, in altre parole, che la temperatura della
crosta terrestre aumenta con la profondità, ipotesi confermata qualche decennio dopo (1740)
anche da misure di temperatura in pozzi profondi (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
12
Il gradiente geotermico è variabile di zona in zona e dipende dalle caratteristiche tettonichestrutturali e litologiche locali come:
•
la localizzazione geologica del sito;
•
le caratteristiche delle rocce costituenti la sezione geologica verticale locale;
•
le caratteristiche dei fluidi e delle falde presenti nel sottosuolo.
Al di sotto dii una profondità limite, denominata livello neutro, pari, convenzionalmente, a
circa 20 m dal p.c. (piano campagna) e sino alle profondità raggiungibili con le moderne
tecniche di perforazione, il gradiente geotermico medio può essere considerato
approssimativamente
ativamente costante e pari a circa 2.5-3°C/100
2.5
m.
Fig. n. 4. Rappresentazione grafica del gradiente geotermico (Froldi P., 2013)
Al di sopra del livello neutro la temperatura non è significativamente influenzata dal gradiente
geotermico, ma lo è più o meno direttamente, oltre che dalle condizioni idrogeologiche, dalle
variazioni termiche indotte dalle variazioni climatiche esterne, a periodo orario, giornaliero,
stagionale e annuale spostandosi progressivamente in profondità, come
come evidenziato nella
Tab. n. 1.
13
Tab. n. 1. Variazioni termiche nel terreno al variare della profondità dal p.c. (Froldi P., 2013)
Profondità dal
p.c. [m]
0 - pochi
decimetri
pochi dm - pochi
m
pochi m - una
decina di m
> una decina di
m
Periodo
dell'escursione
termica [t]
Giorno
T media giornaliera dell'aria
Stagione
T media stagionale dell'aria
Anno
T media annuale dell'aria
Anno
T media stagionale dell'aria +
gradiente termico
Temperatura media del
terreno
La terra si comporta come un enorme serbatoio di calore rinnovabile, in cui la sola parte
corticale è direttamente influenzata dalle variazioni energetiche introdotte dagli agenti
atmosferici (sole, pioggia, neve, ecc.). Come si evince dalla Fig. n. 5 fino a circa una decina
di metri dal p.c. le variazioni di temperatura stagionali influenzano la temperatura media del
terreno, mentre oltre tale profondità le escursioni termiche si riducono, fino quasi ad
annullarsi oltre i 20 m circa dal piano campagna.
Fig. n. 5. Influenza della temperatura esterna sul profilo di temperatura verticale al di sopra del
livello neutro nel corso dell’anno (google.it/images)
La temperatura costante del suolo ha un duplice effetto benefico: durante l’inverno il terreno
si trova a temperature relativamente più calde dell’aria esterna, per cui può essere usato per
il riscaldamento; viceversa, durante l’estate la temperatura del terreno è più bassa di quella
dell’aria, e quindi può essere usato per il raffreddamento.
Il terreno assorbe il 46% dell’energia solare e l’irradiazione solare costituisce il parametro di
maggior influenza sulla temperatura del sottosuolo.
14
La penetrazione nel terreno dell’onda termica da apporti esterni (solare, ecc.), è governata
dalla lunghezza o profondità δ, determinabile dalla seguente legge:
(2)
Dove:
•
τ0 = periodo dell’oscillazione climatica considerata [s];
•
α = diffusività termica del terreno [m2/s]. Essa definisce la capacità dell’onda termica di
penetrare il terreno ed è esprimibile con la seguente legge:
(3)
In cui:
•
kg = conducibilità (o conduttività) termica del terreno [W/(m K)], la quale è definita a sua
volta dalla seguente legge:
1
(4)
ove:
•
n = porosità del terreno;
•
kf = conducibilità della fase liquida (fluido di falda);
•
ks = conducibilità della fase solida (terreno).
La conducibilità termica del terreno è funzione della sua natura granulometrica e litologica,
nonché della sua saturazione idrica . I valori di kg di vari tipi di sottosuolo sono riportati nella
Tab. n. 2.
15
Tab. n. 2. Conducibilità termica dei terreni (Froldi P., 2013)
Conducibilità termica [W/(m K)]
Tipo di roccia
Terreni
Rocce compatte
Argilla
Limo
Sabbia
Ghiaia
Calcare
(compatto)
Marna
Gesso
Dolomia
Secco
Saturo
0,2 ÷ 0,3
0,2 ÷ 0,3
0,3 ÷ 0,4
0,3 ÷ 0,4
1,2 ÷ 1,6
1,4 ÷ 2,5
2,0 ÷ 3,2
2,5 ÷ 3,3
2,8 ÷ 3,3
2,8 ÷ 3,3
1,5 ÷ 1,8
1,8 ÷ 3,5
2,8 ÷ 3,8
2,3 ÷ 2,9
2,3 ÷ 4,0
3,5 ÷ 4,5
Dai dati riportati in Tab. n. 2 si nota che la conducibilità termica di un terreno saturo d’acqua
è molto superiore a quella dello stesso terreno asciutto.
ρc = capacità termica volumica [J/(m3 K)], essa è il prodotto della densità ρ, [kg/m3] , e della
capacità termica massica c, [J/(kg K)], del terreno e rappresenta la quantità di energia
rilasciata o immagazzinata dall’unità di volume in corrispondenza di un aumento unitario di
temperatura.
Dal punto di vista matematico il livello neutro risulta essere quel valore di profondità alla
quale
si
assiste
al
completo
smorzamento
dell’oscillazione
armonica
smorzata
rappresentante l’andamento della temperatura t al variare della profondità x dalla superficie
all’istante τ:
!"#
$
%&
'
(5)
Dove:
•
t0 = valore medio della temperatura superficiale (ed esterna) [°C];
•
A = ampiezza della variazione della temperatura superficiale (ed esterna) [°C];
•
ω = velocità angolare della pulsazione [rad/s] = 2π/τ0 ;
•
γ = costante di smorzamento [1/m] =
.
All’aumentare della profondità x dalla superficie di contatto lo smorzamento
!"#
e lo
sfasamento γx aumentano e quindi le oscillazioni termiche, indotte dalla pulsante di
superficie, si riducono fino ad estinguersi secondo una legge quasi asintotica. Per questa
ragione il terreno profondo risulta essere un ottimo serbatoio termico del tutto insensibile alle
16
variazioni climatiche esterne. Già ad una profondità
profondità di qualche metro dal p.c. lo sfasamento
è in grado di mantenere, in fase invernale, la temperatura accumulata in estate, favorendone
lo sfruttamento geotermico.
Al crescere della profondità lo smorzamento è tale da far assumere al profilo di temperatura
temper
un assetto invariabile nel tempo, influenzato solamente dal gradiente geotermico come
mostrato in Fig. n. 6 (Froldi P. 2013).
2013)
Fig. n. 6. Andamento della temperatura a diverse profondità nel sottosuolo al variare del tempo
(Froldi P., 2013)
L’esistenza di un gradiente geotermico, la presenza di eruzioni vulcaniche, di fumarole e di
sorgenti termali forniscono un’
un evidenza diretta del calore interno al nostro pianeta, che può
essere a buon diritto considerato come un vasto motore termico (Manzella A. & Ungarelli C.
2011).
2.3 Sistemi geotermici
Un sistema geotermico può essere definito come un “un sistema acqueo convettivo,
conv
che in
uno spazio confinato della parte superiore della crosta terrestre, trasporta il calore da una
sorgente termica al luogo, generalmente la superficie, dove il calore stesso è assorbito
(disperso o utilizzato)” (Hochstein M.P.1990).
Sistemi geotermici
termici possono formarsi in regioni con gradiente geotermico normale o poco più
alto e, soprattutto, nelle regioni prossime ai margini delle zolle crostali, dove il valore del
gradiente geotermico può essere notevolmente superiore a quello medio. Nel primo caso,
questi sistemi hanno temperature basse, di solito non più di 100°C a profondità
economicamente utili, mentre nel secondo caso, si può avere una vasta gamma di
temperature, da basse sino ad oltre 400 °C.
Un sistema geotermico è formato da 3 elementi:
17
•
sorgente di calore
•
serbatoio geotermico
•
fluido geotermico
La sorgente di calore può essere costituita da masse di magma ad altissima temperatura
(600-900 °C) che raggiungono profondità di pochi chilometri (5-10 km), oppure, come in certi
sistemi a bassa temperatura, la sorgente di calore può essere rappresentata dal calore
interno della Terra, senza particolari anomalie, e il sistema si instaura grazie alla presenza di
fratture che permettono una rapida risalita del fluido alla superficie.
Un serbatoio geotermico è costituito da un volume sufficientemente grande di roccia porosa
e permeabile; per essere economicamente sfruttabile deve trovarsi a profondità accessibili
con gli attuali metodi di perforazione e deve contenere acqua e/o vapore, ovvero un mezzo
attraverso il quale il calore è in grado di raggiungere la superficie. È importante sottolineare
che ai fini dello sfruttamento geotermico i parametri fisici fondamentali per un serbatoio sono
la porosità e la permeabilità.
La porosità totale di una roccia viene misurata dal coefficiente di porosità, o porosità
assoluta, che corrisponde a n, percentuale dei pori (spazi vuoti) della roccia, il quale è
definito come il rapporto in centesimi fra il volume dei pori Vv, ed il volume totale della roccia
allo stato naturale V.
Il volume dei pori Vv può essere espresso a sua volta come la differenza tra il volume totale e
il volume della parte solida della roccia Vs, ossia il volume della roccia se questa fosse
talmente concentrata da rimanere priva di pori.
*
100 *+
100
*!*,
(6)
*
La porosità può essere definita anche utilizzando l’indice dei pori ε, cioè il rapporto tra il
volume dei pori e il volume della parte solida della roccia:
-
*+
*,
100
,
.
./0
(7)
Per una risorsa geotermica è importante la cosiddetta porosità apparente n’, ovvero il
rapporto fra il volume dei pori che possono essere riempiti d’acqua alla pressione
atmosferica normale ed il volume totale dei pori in %. Essa viene misurata dal coefficiente di
imbibizione riferito al volume della roccia Ct’ definito dalla seguente legge:
12 ′
100
18
3 ′ ! 3,
*,4
(8)
In cui P’ è il peso della roccia impregnata d’acqua, Ps peso della roccia allo stato secco e Vsc
volume della roccia allo stato secco (Ardito D. 2003).
I valori di porosità apparente di alcuni tipi di roccia sono riportati in Tab. n. 3:
Tab. n. 3. Porosità apparente delle rocce (Ardito D., 2003)
Porosità
apparente %
Rocce
Endogene
Esogene
Metamorfiche
Granito, sienite
Diorite, gabbro
Porfido
Diabase
Basalto
Arenarie quarzitiche e
grovacche
Altre arenarie quarzose
Dolomia
Altri calcari, inclusi
conglomerati
Travertini
Tufi vulcanici
Gneiss, granulite
Anfibolite
Serpentino
Fillade
0,4-1,4
0,5-1,2
0,4-1,8
0,3-1,0
0,2-0,8
0,4-1,3
0,5-24,0
0,4-1,8
0,5-25,0
4,0-10,0
12,0-30,0
0,3-1,8
0,3-1,2
0,3-1,8
1,4-1,8
La permeabilità di una roccia invece fornisce una misura della sua capacità di lasciarsi
attraversare da un fluido. Essa dipende essenzialmente dalle dimensioni, dalla forma, dalla
frequenza e dall'intercomunicabilità dei pori esistenti nella roccia.
Il serbatoio generalmente è ricoperto da rocce impermeabili (copertura del serbatoio) e
connesso a zone di ricarica superficiali dalle quali le acque meteoriche possono sostituire,
totalmente o parzialmente, i fluidi perduti attraverso le vie naturali (per esempio le sorgenti) o
che sono estratti mediante pozzi.
I fluidi geotermici naturali sono essenzialmente costituiti da acqua meteorica che defluisce
dalla zona di ricarica e, dirigendosi in profondità aumenta la propria temperatura a contatto
con le rocce calde del serbatoio. L’acqua meteorica riscaldata reagisce a contatto con le
rocce, arricchendosi di elementi chimici, e si mescola con fluidi profondi eventualmente
presenti nel sottosuolo, generati da processi mineralogici legati alla presenza di masse
magmatiche. L’acqua originariamente meteorica diventa quindi fluido geotermico, costituito
in grandissima parte di acqua ma contenente spesso altre sostanze chimiche e gas, come
per esempio CO2 o H2S .
19
Fig. n. 7. Rappresentazione schematica di un sistema geotermico (Dickson M.H. & Fanelli
M.,2004)
Le leggi che regolano la convenzione sono alla base del meccanismo dei sistemi geotermici.
La convenzione si attiva in seguito al riscaldamento e alla conseguente espansione del fluido
geotermico, che a seconda della temperatura e della pressione raggiunte può presentarsi in
fase liquida o vapore in un campo gravitazionale; il calore alla base del sistema di
circolazione è l’energia che alimenta e muove il sistema. Il fluido caldo e di minor densità
tende a salire e ad essere sostituito dal fluido più freddo e di densità maggiore, proveniente
dai margini del sistema. La convezione, per sua natura, tende a far aumentare la
temperatura delle parti alte del sistema, mentre la temperatura delle parti inferiori diminuisce.
Quando i fluidi ad alta temperatura riescono a sfuggire dal serbatoio e a raggiungere la
superficie, si hanno manifestazioni superficiali come sorgenti termali, fumarole e geyser.
La zona sulla superficie terrestre dalla quale viene estratto e utilizzato il fluido geotermico è
denominata campo geotermico. I campi geotermici attualmente sfruttati in Italia si trovano in
Toscana, nelle zone di Larderello, Travale e sul Monte Amiata.
Il fenomeno descritto può sembrare semplice ma nella pratica, la costruzione del modello di
un sistema geotermico reale non è affatto facile. Essa coinvolge diverse discipline e richiede
una vasta esperienza, soprattutto se si ha a che fare con sistemi ad alta temperatura. In
natura, inoltre, si possono formare sistemi geotermici in varie combinazioni di situazioni
geologiche, fisiche e chimiche, dando origine a tipi diversi di sistemi.
La sorgente di calore è l’unico dei tre elementi di un sistema geotermico che deve essere
naturale. Gli altri due elementi, se esistono le condizioni adatte, possono essere “artificiali”.
Per esempio, i fluidi geotermici estratti dal serbatoio per alimentare la turbina di una centrale
elettrica, dopo averne sfruttato l’energia, possono essere immessi di nuovo nel serbatoio
attraverso appositi pozzi di reiniezione. In questo modo la ricarica naturale del serbatoio è
20
integrata dalla ricarica artificiale. Da diversi anni, inoltre, la reiniezione dei fluidi sfruttati è
stata adottata per ridurre drasticamente l’impatto ambientale degli impianti geotermici. La
ricarica artificiale attraverso pozzi di iniezione può essere anche un mezzo per riattivare
campi geotermici vecchi o ‘esauriti’.
Per esempio, a The Geysers (California), uno dei più grandi campi geotermici del mondo, la
produzione ha cominciato a diminuire rapidamente alla fine degli anni ’80 per mancanza di
fluidi nel serbatoio. Un primo sistema di ricarica, il ‘Southeast Geysers Effluent Recycling
Project’, che trasporta al campo geotermico acque di discarica depurate da una distanza di
48 km, ha permesso di riattivare alcune centrali elettriche che erano state messe fuori
esercizio. E’ inoltre previsto che altri 41,5 milioni di litri di acque di discarica trattate siano
pompati e trasportati giornalmente a The Geysers, con un sistema di tubazioni lungo 66 km
dalla zona di Santa Rosa, per essere iniettati nel serbatoio attraverso pozzi perforati
appositamente (Santa Rosa Geysers Recharge Project) (Dickson M.H. & Fanelli M. 2004).
Nel Progetto Rocce Calde Secche (Hot Dry Rocks Project), avviato negli Stati Uniti nei primi
anni ’70, sia il fluido che il serbatoio sono artificiali. Attraverso un pozzo appositamente
perforato, acqua ad alta pressione viene pompata in una formazione di roccia calda
compatta, provocando la sua fratturazione idraulica. L’acqua penetra e circola nelle fratture
prodotte artificialmente ed estrae il calore dalle rocce all’intorno, che funzionano come un
serbatoio naturale. Questo serbatoio viene poi raggiunto ed intersecato da un secondo
pozzo usato per estrarne l’acqua, che ha acquistato calore. Questo sistema, quindi, consiste
di 2 pozzi e un serbatoio artificiale. Il primo pozzo viene usato per la fratturazione idraulica e
attraverso esso l’acqua viene iniettata nel serbatoio artificiale mentre il secondo pozzo viene
utilizzato per l’estrazione dell’acqua calda. L’intero sistema, comprendente anche l’impianto
di utilizzazione in superficie, forma un circuito chiuso, evitando ogni contatto tra il fluido e
l’ambiente esterno. Una rappresentazione schematica del sistema di produzione HDR è
rappresentata in Fig. n. 8. Il progetto HDR di Los Alamos ha aperto la strada ad altri progetti
basati su concetti simili, che sono stati sviluppati in Australia, Francia, Germania, Giappone e
Gran Bretagna. Dopo un periodo di relativo abbandono, questi progetti hanno avuto nuovo
impulso a seguito del riconoscimento che le rocce profonde posseggono un certo grado di
fratturazione naturale e che le metodologie e le tecnologie che, di volta in volta, vengono
applicate sono strettamente dipendenti dalle condizioni geologiche locali. Ad oggi le ricerche
più avanzate sono state svolte in Giappone ed in Alsazia (Francia) nell’ambito del Progetto
Europeo. I vari progetti iniziati in Giappone negli anni ’80 (a Hijiori, Ogachi e Yunomori),
largamente finanziati dal governo giapponese e dalle industrie, hanno dato risultati molto
interessanti sia dal punto di vista scientifico che industriale. Il progetto HDR europeo è stato
sviluppato in diverse fasi comprendenti anche la perforazione di due pozzi, uno dei quali ha
raggiunto la profondità di 5060 metri. Dalla prospezione geofisica e dalle prove idrauliche
21
sono stati ottenuti risultati molto incoraggianti, ed il progetto europeo sembra essere quello
più promettente (Garnish J.D. 1987).
Fig. n. 8. Rappresentazione schematica del HDR Project (google.it/images)
2.4 Classificazione delle risorse geotermiche
Non esiste ancora una terminologia standard adottata in campo internazionale da scienziati
e tecnici geotermici per classificare le risorse geotermiche. In letteratura esistono termini
diversi a seconda del criterio di classificazione che si decide di adottare.
Il più comune criterio di classificazione delle risorse geotermiche si basa sull’entalpia dei
fluidi che trasferiscono il calore dalle rocce calde profonde alla superficie. L’entalpia esprime
la quantità di energia potenzialmente trasferibile con l’ambiente circostante. L’entalpia
specifica, h, è definita nel seguente modo:
5
6
78
(9)
Come si evince dalla legge appena esposta l’entalpia è data dalla somma dell’energia
interna, u, e del prodotto della pressione interna assoluta, p, con il volume specifico, v. Nei
gas perfetti, l’energia interna, come dimostrato matematicamente e sperimentalmente da
Joule, è fornita dalla sola temperatura. Per cui se indichiamo con T la temperatura assoluta
in gradi Kelvin possiamo scrivere che:
22
6
6
(10)
Inoltre nei gas perfetti vige la nota relazione di stato (in cui R è detta costante dei gas
perfetti):
78
9
(11)
Essendo quindi entrambi i termini dell’espressione che definisce l’entalpia specifica
dipendenti dalla temperatura del sistema è evidente che l’entalpia nei gas perfetti è
strettamente dipendente dalla stessa temperatura.
Nei solidi e nei liquidi, il cui volume specifico v risulta praticamente costante durante i
processi termodinamici, l’energia connessa alla variazione di volume è sostanzialmente
trascurabile nei confronti delle altre forme di energia. In essi i calori specifici a volume
costante, cv, e a pressione costante, cp, sono praticamente identici (cv =cp=c) e dipendono
solo dalla temperatura (c(T)) del sistema; anche qui come nel caso dei gas perfetti, l’energia
interna, u, dipende proporzionalmente dalla temperatura, così come la sua variazione
infinitesima, du, durante un processo termodinamico:
:6
;
:
(12)
Integrando l’espressione appena scritta si ottiene che:
<6
;=>?@A <
(13)
Pertanto per i solidi e per i liquidi si può scrivere l’espressione dell’entalpia specifica come
segue:
<5
<6
8<7
(14)
Poiché il termine v∆p è generalmente piccolo rispetto al primo termine della somma,
potendosi trascurare senza significativi errori, si capisce che l’entalpia nei solidi e nei liquidi
dipende ancora più strettamente, rispetto ai gas perfetti, dalla temperatura (in ∆u).
Quindi sia per i gas perfetti che per i solidi e i liquidi è la temperatura la variabile fisica
fondamentale che definisce l’entalpia del sistema termodinamico; è per tale ragione che si
classificano le risorse geotermiche in bassa, media e alta entalpia in funzione della
temperatura del fluido sfruttato (Froldi P. 2013).
23
In Tab. n. 4 si riporta le classificazioni proposte da Muffler e Cataldi, nel 1978, da Hochstein,
nel 1990, da Benderitter e Cormy, nel 1990, da Nicholson, nel 1993, e da Axelsson e
Gunnlaugsson, nel 2000.
Tab. n. 4. Classificazione delle risorse geotermiche in base all’entalpia (Dickson M.H. & Fanelli
M.,2004).
Risorse geotermiche
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
Risorse a bassa entalpia
< 90
< 125
< 100
<= 150
<= 190
> 150
> 190
Risorse a media entalpia
90-150 125-225 100-200
Risorse ad alta entalpia
> 150
> 225
> 200
a) Muffler e Cataldi
b) Hochstein
c) Benderitter e Cormy
d) Nicholson
e) Axelsson e Gunnlaugsson
Le temperature di riferimento scelte dagli esperti dipendono dalla resa economica media
della tecnologia al momento attuale.
Un’altra classificazione dei sistemi geotermici riguarda le caratteristiche fisiche del fluido nel
serbatoio. Si distinguono quindi i sistemi:
•
Ad acqua dominante
•
A vapore dominante
Nei sistemi ad acqua dominante (i più diffusi al mondo) il fluido è prevalentemente costituito
da acqua in fase liquida oppure da una miscela di quest’ultima con vapore. Per questi
sistemi vi sono due intervalli distinti di temperatura: 30-100 °C (sistemi ad acqua calda)
oppure temperature superiori a 100 °C. Secondo le condizioni di temperatura e pressione
questi sistemi possono produrre acqua calda, miscele di acqua e vapore e in alcuni casi
vapore umido.
Nei sistemi a vapore dominante acqua allo stato liquido e vapore possono coesistere nel
serbatoio, ma il vapore è prevalente o totale e l’espansione dell’acqua per ebollizione
esercita un notevole controllo sulla pressione: si tratta di sistemi ad alta temperatura
(superiore a 225°C) che normalmente producono vapore secco o surriscaldato, talvolta
24
vapore umido. I sistemi geotermici a vapore dominante sono molto preziosi perché hanno la
resa tecnica ed economica migliore, ma sono anche molto rari. Nel mondo ne esistono solo
5: Larderello in Italia, The Geysers in California, Matsukawa in Giappone, Kamojang e
Darajat in Indonesia.
Ritornando alla classificazione in base all’entalpia, i sistemi di media entalpia sono quasi
esclusivamente a liquido dominante, e tutti i sistemi a bassa entalpia sono a liquido
dominante.
Quando si tratta di valutare l’energia geotermica potenzialmente utilizzabile viene adottata
una terminologia, originariamente proposta per la classificazione dei sistemi minerari e in
seguito adattata ai sistemi geotermici, basata su 2 indicatori:
•
Grado di sicurezza geologica
•
Fattibilità economica
Per grado di sicurezza geologica si intende il grado di incertezza relativo alla conoscenza
della geologia del sistema mentre la fattibilità economica rappresenta il tempo necessario
per avviare lo sfruttamento su scala commerciale.
Secondo questo schema, Figura n. 9, l’energia geotermica teoricamente sfruttabile presente
tra la superficie terrestre e le profondità accessibili con le perforazioni, 5-10 km, costituisce la
cosiddetta risorsa di base accessibile e la corrispondente quantità di energia termica è
denominata potenziale geotermico. All’interno di una risorsa di base accessibile si individua
la cosiddetta risorsa di base accessibile utile, ovvero la risorsa geotermica propriamente
detta, che costituisce la frazione di risorsa di base accessibile che può essere estratta
rispettando vincoli economici e legislativi entro un periodo di tempo definito (tipicamente 4050 anni). Quest’ultima categoria comprende la cosiddetta risorsa economica individuata, la
riserva, che costituisce quella parte di risorsa geotermica di una determinata zona che può
essere estratta legalmente a un costo competitivo con altre fonti energetiche e la cui
presenza è stata individuata da perforazioni o da altre forme di esplorazione (Manzella A. &
Ungarelli C. 2011).
25
Fig. n. 9. Diagramma con le diverse categorie di risorse geotermiche. L’asse verticale indica il
grado di fattibilità economica; l’asse orizzontale il grado di sicurezza geologica (Manzella A. &
Ungarelli C., 2011)
Un’altra suddivisione dei sistemi geotermici è basata sullo stato di equilibrio del serbatoio,
che tiene conto della circolazione dei fluidi e dello scambio termico nel serbatoio.
Nei sistemi dinamici l’acqua ricarica in continuazione il serbatoio, si riscalda ed è poi
scaricata alla superficie o nel sottosuolo stesso nelle formazioni rocciose permeabili
all’intorno. Il calore è acquisito dal sistema per conduzione e per effetto della circolazione dei
fluidi. Questa categoria comprende sistemi ad alta temperatura (> 150°C) e a bassa
temperatura (< 150°C).
Nei sistemi statici la ricarica del serbatoio è molto ridotta o nulla e lo scambio termico
avviene soltanto per conduzione. Questa categoria comprende sistemi a bassa temperatura
e i sistemi geopressurizzati. I sistemi geopressurizzati possono formarsi nei grandi bacini
sedimentari (per esempio, il Golfo del Messico) a profondità di 3–7 km. I serbatoi
geopressurizzati sono formati da rocce sedimentarie permeabili, inglobate entro strati
impermeabili a bassa conduttività, contenenti acqua calda pressurizzata, che è rimasta
intrappolata al momento della deposizione dei sedimenti. La pressione dell’acqua calda è
vicina alla pressione litostatica, superando largamente la pressione idrostatica. I serbatoi
26
geopressurizzati possono contenere anche quantità significative di metano. I sistemi
geopressurizzati potrebbero produrre energia termica e idraulica (acqua calda in pressione)
e gas metano. Questa risorsa è stata studia in modo approfondito, ma, sino ad oggi, non è
seguito uno sfruttamento industriale (Dickson M.H. & Fanelli M. 2004).
Nella valutazione geotermica per la produzione di energia elettrica i sistemi geotermici noti
possono essere classificati come produttori, il serbatoio già produce energia elettrica,
confermati, le prove idrauliche da un pozzo di produzione hanno dimostrato che il serbatoio è
sufficientemente permeabile, e potenziali, ci sono stime affidabili di temperatura e di volume
per il serbatoio, ma non ancora prove di produzioni complete.
Secondo uno studio recente commissionato dall’Organizzazione mondiale delle Nazioni
Unite, il potenziale geotermico complessivo stimato per il nostro pianeta è pari a quasi 35000
volte il fabbisogno energetico primario mondiale previsto per il 2010. Sempre secondo
questo studio, il 4 per mille di questa enorme quantità di energia costituisce una risorsa di
base accessibile utile, e l’1% di quest’ultima costituisce a sua volta la risorsa geotermica.
Inoltre, su scala mondiale, si stima che la riserva abbia una quantità di energia termica pari
al 10% della risorsa geotermica: tale quantità di energia comunque è quasi pari al
fabbisogno energetico primario del 2010. È quindi evidente che la possibilità per l’energia
geotermica di essere una fonte di energia alternativa a quelle convenzionali dipende in modo
essenziale sia dalla capacità di individuare risorse geotermiche potenzialmente sfruttabili, sia
dalla capacità tecnologica di utilizzo di tale fonte di energia, e non dalla quantità di energia
geotermica potenzialmente disponibile, che è abbondante e continua nel tempo (Manzella A.
& Ungarelli C. 2011).
27
28
CAPITOLO 3
GEOTERMOELETTRICA
3.1 Individuazione della risorsa geotermica
L’individuazione di una risorsa geotermica a fini di produzione di energia elettrica,
climatizzazione di ambienti, teleriscaldamento e altri usi diretti, e la valutazione di un suo
potenziale sfruttamento dipendono da diversi fattori.
Innanzitutto è necessario individuare le aree in cui esiste una risorsa geotermica
potenzialmente sfruttabile. Una volta individuate queste, è necessario valutare la dimensione
delle risorse e la tipologia del campo geotermico, localizzare le zone produttive e
determinare il contenuto termico dei fluidi. Infine, prima di iniziare lo sfruttamento, bisogna
individuare qualsiasi caratteristica della risorsa geotermica che possa creare danni
ambientali e allo stesso tempo identificare eventuali fattori che potrebbero creare problemi
durante la fase di sfruttamento. I vari aspetti di questa procedura dipendono a loro volta da
elementi quali il tipo di utilizzazione della risorsa previsto, gli aspetti economici, la situazione
geografica e sociale locale.
La valutazione del potenziale produttivo di una risorsa geotermica, ovvero della riserva,
trascende naturalmente da come si quantifica il potenziale stesso.
Il metodo più comune per la valutazione del potenziale è chiamato Metodo del Volume, e in
pratica quasi tutte le valutazioni effettuate nel mondo sono basate su versioni modificate di
questo metodo, che consiste nello stimare il calore recuperabile dall’energia termica
disponibile in un serbatoio di roccia porosa e permeabile in modo uniforme impiegando un
fattore di recupero termico, che identifica la frazione di energia termica utilizzabile.
L’energia termica del serbatoio è definita come:
1B
(15)
dove C è il calore specifico per unità di volume della roccia serbatoio, V è il volume del
serbatoio, TS è la temperatura caratteristica del serbatoio e T0 è una temperatura di
riferimento. L’energia termica che può essere utilizzata alla sommità del pozzo di estrazione
dei fluidi geotermici è data da:
C
D E5
29
5 F
(16)
dove mf è la massa del fluido estraibile, hf è l’entalpia del fluido prodotto e ho è l’entalpia alla
temperatura T0 di riferimento (15 °C usualmente). Il fattore di recupero (recovery factor) è:
9
C/
(17)
Deve essere quindi stimato in base alle caratteristiche del serbatoio (geologiche, idrauliche,
termiche e bariche, cioè di pressione).
La valutazione delle risorse consiste quindi nel quantificare le dimensioni e l’energia termica
di un serbatoio, nonché i vincoli per l’estrazione di questa energia. Ad esempio, il potenziale
di generazione di energia elettrica da un sistema geotermico individuato dipende:
•
dall’energia termica presente nel serbatoio;
•
dalla quantità di energia termica che può essere estratta dal serbatoio;
•
dall’efficienza con cui l’energia termica può essere convertita in energia elettrica.
Da tenere presente che una volta che il fluido del serbatoio è disponibile alla sommità del
pozzo, i vincoli termodinamici ed economici sulla conversione di energia elettrica sono ben
noti, quindi rimane da individuare la tecnologia di conversione più adatta alla temperatura,
alla pressione e alla portata del fluido, stimare l’energia elettrica ottenibile e calcolare il costo
per definire la convenienza economica. Le equazioni descritte presuppongono che sia
possibile calcolare il volume geometrico del serbatoio e stimare la capacità di estrarre fluido
caldo da questo volume. Inoltre, la valutazione della risorsa, e quindi delle sue caratteristiche
geometriche, fisiche e idrauliche, è alla base di qualunque progetto di utilizzazione
geotermica.
Per tale valutazione si fa uso di una vasta gamma di tecniche e di metodi (in alcuni casi
sperimentati in altri settori quali la ricerca mineraria e quella di idrocarburi) che costituisce il
programma di esplorazione geotermica, il quale si conclude con la realizzazione di uno o più
pozzi esplorativi in cui sono eseguite diverse prove di produzione a lungo termine (Manzella
A. & Ungarelli C. 2011).
3.2 Esplorazione geotermica
L’esplorazione geotermica può essere definita come la ricerca dell’energia termica del
sottosuolo e dei cosiddetti vettori, ovvero acqua e/o vapore, che costituiscono il fluido
geotermico in grado di trasportare il calore in superficie e di distribuirlo in profondità,
all’interno del serbatoio.
L’individuazione di aree geografiche idonee per lo sfruttamento di eventuali sorgenti di
energia geotermica richiede l’utilizzo di indagini sia di superficie sia di sottosuolo.
Gli obiettivi dell’esplorazione geotermica sono:
1. Identificare i fenomeni geotermici.
30
2. Accertare l’esistenza di aree con produzione geotermica sfruttabile.
3. Valutare la dimensione delle risorse.
4. Determinare il tipo dei campi geotermici.
5. Localizzare le zone produttive.
6. Determinare il contenuto termico dei fluidi.
7. Compilare una base di dati, che possa servire di riferimento per i futuri monitoraggi.
8. Determinare, prima di iniziare lo sfruttamento, i parametri sensibili per l’ambiente.
9. Individuare le caratteristiche che potrebbero creare problemi durante lo sfruttamento
del campo.
L’importanza relativa di ogni obiettivo dipende da numerosi fattori, la maggior parte dei quali
è collegata alla risorsa. Questi fattori comprendono la forma di utilizzazione prevista, la
tecnologia disponibile, gli aspetti economici, ed anche la situazione locale, il sito, ed il
periodo, tutti elementi che influiscono sul programma di esplorazione. Per esempio, il
riconoscimento preliminare delle manifestazioni geotermiche ha un’importanza molto
maggiore in un’area remota e non esplorata di quanto abbia in un’area conosciuta; valutare
le dimensioni di una risorsa può avere un’importanza minore, se questa sarà usata per un
piccolo impianto richiedente molto meno energia termica di quanta ne viene fornita per vie
naturali; se si prevede di utilizzare il calore per il riscaldamento di ambienti o per altre forme
d’uso, che richiedono basse temperature, la ricerca di fluidi ad alta entalpia può essere
esclusa dagli obiettivi (Lumb J.T. 1981).
Per raggiungere questi obiettivi sono disponibili numerosi metodi e tecnologie, molti dei quali
sono di uso comune e sono stati ampiamente sperimentati in altri settori della ricerca. E’
necessario tener presente, comunque, che le tecniche e le metodologie che si sono
dimostrate utili nella ricerca mineraria o per idrocarburi non sono necessariamente la miglior
soluzione per l’esplorazione geotermica. D’altra parte, tecniche di scarso impiego nella
ricerca petrolifera, sono, in certi casi, strumenti ideali nell’esplorazione geotermica (Combs J.
& Muffler L.P.J. 1973).
Un programma di esplorazione geotermica si sviluppa in 3 fasi principali, che partono da
un’analisi a grande scala per poi focalizzare l’attenzione sulle zone più promettenti.
•
Fase 1 Riconoscimento: innanzitutto vengono esaminate le condizioni termiche del
sottosuolo e individuate le aree più interessanti, cioè quelle che hanno una maggiore
probabilità di presentare temperature utilizzabili a una profondità utile.
•
Fase 2 Studio di prefattibilità: nelle aree così selezionate vengono poi eseguite indagini
finalizzate a individuare i vari elementi del sistema geotermico, ovvero le rocce
permeabili adatte a costituire possibili serbatoi per il fluido geotermico, le rocce di
copertura impermeabile che consentono al sistema di mantenersi caldo e le zone di
ricarica.
31
•
Fase 3 Studio di fattibilità: infine viene realizzata la perforazione di uno o più pozzi
esplorativi e sono eventualmente eseguite ulteriori analisi per definire la permeabilità del
serbatoio e la produttività del sistema geotermico.
3.2.1
Fase 1 Riconoscimento
L’individuazione delle condizioni termiche dell’area di interesse per lo sfruttamento
dell’energia geotermica della prima fase è svolta innanzitutto consultando le mappe di
temperatura del sottosuolo e raccogliendo tutte le informazioni che riguardano la geologia e
la idrogeologia dell’area in esame, compreso il rilievo di eventuali manifestazioni superficiali
(fumarole, sorgenti termali e via dicendo). Mappe di temperatura in profondità e di flusso di
calore sono oramai disponibili per quasi tutti i paesi del mondo e sono state realizzati
utilizzando dati di temperatura misurati in pozzi. Questi ultimi sono stati perforati o per ricerca
di idrocarburi (il caso più frequente) o proprio a scopo geotermico, nelle zone particolarmente
promettenti. In questa prima fase è molto importante capire quale è la sorgente di anomalia
termica e determinare la potenzialità della risorsa geotermica, individuando le aree nelle
quali la probabilità di intercettare il fluido geotermico a profondità e temperature utili è
massima.
3.2.2
Fase 2 Studio di prefattibilità
La definizione del sistema geotermico (fase 2 di prefattibilità) richiede una vasta gamma di
rilievi e indubbiamente costituisce l’attività più articolata e complessa di tutto il programma di
esplorazione. Questa seconda fase richiede l’integrazione di varie informazioni ottenute
tramite diverse tecniche di esplorazione quali rilievi geologici, idrogeologici, geochimici e
geofisici. Quello che si ottiene spesso è chiamato “modello concettuale del sistema
geotermico”, e viene reso progressivamente dettagliato inserendovi nuovi dati man mano
che diventano disponibili. Le tecniche di esplorazione sono molteplici e di seguito ne
vengono elencate le principali.
Indagini geologiche
Il punto di partenza di una qualsiasi esplorazione geotermica richiede, come primo passo, la
ricostruzione dell’assetto geologico dell’area, cioè l’acquisizione di dati riguardanti la
distribuzione sia dei diversi tipi di roccia, in superficie e nel sottosuolo, sia di faglie e fratture
(le fratture indicano una semplice rottura della roccia, le faglie implicano che ci sia stato
anche un dislocamento). Tale ricostruzione si effettua eseguendo una mappatura dettagliata
delle rocce presenti nella zona di interesse e un esame litologico (del tipo di roccia),
stratigrafico (per individuare strati diversi) e tettonico (per individuare la dinamica) dell’area.
In questo modo è possibile tracciare un primo quadro, approssimato, delle proprietà
32
stratigrafiche e strutturali del sottosuolo, che in seguito sarà completato con l’aiuto delle varie
prospezioni geochimiche e geofisiche.
Indagini idrogeologiche
I rilievi idrogeologici consentono di ottenere una serie di informazioni quantitative delle acque
sotterranee e sulle rocce che le contengono, chiamate acquiferi. Lo scopo di un rilievo
idrogeologico è quello di individuare il tipo e la quantità di fluidi presenti nel sottosuolo, la
capacità delle rocce di ritenere e far circolare i fluidi al loro interno, la ricostruzione della
circolazione sotterranea e la valutazione della ricarica del serbatoio geotermico, dovuta a
contributi esterni (soprattutto acque piovane ma anche ricarica artificiale). Con ricarica del
serbatoio idrotermale si intende l’apporto di fluidi nel serbatoio; questa può essere naturale,
se deriva da infiltrazioni di acqua meteorica e superficiale, o artificiale, se determinata da
fluido immesso nel sottosuolo tramite pozzi. Queste informazioni sono essenziali per
determinare come e in che misura possono essere recuperati i fluidi geotermici e per
studiare la sostenibilità della risorsa. Lo studio della ricarica, sia essa naturale o artificiale
permette, infatti, di stabilire con quale ritmo vanno estratti i fluidi dal serbatoio senza rischiare
di esaurire la risorsa. Per far questo, attraverso un’analisi chimica preliminare vengono
stimati i parametri chimico-fisici delle acque sia nelle sorgenti naturali, fredde e calde, sia,
ove possibile, in pozzo. In seguito si cerca di determinare le caratteristiche chimico-fisiche e
idrauliche degli acquiferi (litologia e mineralogia, porosità e permeabilità delle rocce presenti)
con, ove disponibili, dati ricavati dai pozzi o, se possibile, per analogia con rocce simili note
in altre zone non lontane.
Indagini geochimiche
La prospezione geochimica si occupa di individuare gli elementi chimici presenti nella Terra,
siano essi in forma gassosa, liquida o solida. Le tecniche, sia chimiche che isotopiche, della
geochimica dei fluidi forniscono informazioni sulle condizioni termodinamiche del serbatoio,
sui fluidi ivi presenti e sui processi profondi giacché la composizione dei fluidi (acque e gas)
delle manifestazioni superficiali è fortemente influenzata dalla struttura profonda del
serbatoio. Le indagini geochimiche consentono di analizzare i vari processi chimici di acque,
vapori e gas presenti nelle manifestazioni geotermiche superficiali, fornendo informazioni
importanti per l’individuazione del tipo di fluido geotermico, della sua origini e delle
caratteristiche della circolazione nel sottosuolo. Le acque che circolano nel sottosuolo sono
in gran parte costituite da acque meteoriche e superficiali, infiltratesi attraverso fratture e
faglie, che col tempo hanno interagito con i minerali delle rocce ospitanti. Il chimismo delle
rocce , come pure la temperatura e la pressione alle quali avvengono queste reazioni
chimiche, determina quindi il tipo e la concentrazione degli elementi disciolti nei fluidi
33
sotterranei. In presenza di corpi magnetici profondi, tipici di sistemi geotermici di alta
temperatura, i fluidi si mescolano con i fluidi magmatici e si arricchiscono anche di importanti
quantità di composti quali CO2, SO2, H2S, HCl. Attraverso il rilevamento dei composti chimici
che riescono a raggiungere la superficie (i cosiddetti “indicatori di fuga” quali acido borico
H3BO3, ammoniaca NH3, biossido di carbonio CO2) è possibile valutare l’origine e la quantità
dei fluidi geotermici. La prospezione geochimica consente inoltre di ottenere una valutazione
dei fluissi di calore e fornisce indicazioni sulla temperatura e la pressione dei fluidi in
profondità attraverso i cosiddetti geotermometri e geobarometri.
Alcuni elementi, ad esempio il potassio e il sodio disciolti nel fluido che risale in superficie,
sono in equilibrio all’interno del fluido, e la loro concentrazione dipende solo dalla
temperatura e dalla pressione originaria. La conoscenza di tale concentrazione consente
quindi di risalire ai valori di temperatura e pressione, pur non permettendo di determinare la
profondità dalla quale il fluido è risalito. I dati geochimici dei fluidi permettono anche di
ricavare informazioni utili per prevenire, evitare o ridurre problemi che possono verificarsi
durante l’utilizzazione, quali ad esempio fenomeni di corrosione e incrostazioni nei tubi e
negli impianti, e per stimare l’impatto sull’ambiente. La prospezione geochimica, infine,
fornisce dati utili per programmare le successive fasi dell’esplorazione e ha un costo
relativamente basso in confronto ad altri metodi più sofisticati, come quelli geofisici; per
questa ragione, essa dovrebbe essere impiegata, per quanto possibile, prima di altri metodi
più costosi.
Indagini geofisiche
Lo scopo della prospezione geofisica è quello di ottenere, sia direttamente che
indirettamente, i parametri fisici delle strutture geologiche profonde relative al campo
geotermico in esame.
Questi parametri comprendono la temperatura, la densità, la suscettibilità magnetica (ovvero
il grado di magnetizzazione di un materiale in presenza di un campo magnetico), la velocità
di propagazione delle onde elastiche e la conducibilità elettrica. La determinazione di tali
parametri viene eseguita utilizzando una vasta gamma di metodi. Nella prima fase di
esplorazione, cioè quella di riconoscimento a scala regionale, le tecniche geofisiche più
adatte sono quelle che permettono di ottenere rapidamente informazioni su grandi superfici.
Di recente si vanno sviluppando e utilizzando tecniche di rilevamento da remoto, ovvero da
satellite, da aereo o da elicottero. Queste misure, che vanno genericamente sotto il nome di
“remote sensing”, si basano sull’individuazione di variazioni di temperatura, o sulla riflessione
di onde elastiche o elettromagnetiche a varia frequenza sulla superficie terrestre, e sono in
grado di determinare variazioni di quota e distribuzione delle caratteristiche fisico-chimiche
dei terreni superficiali. Sono adatte anche a monitorare eventuali variazioni superficiali di
34
quota (subsidenza) indotte dallo sfruttamento geotermico. Alcune di queste tecniche sono
evoluzioni aerotrasportate di tecniche classiche utilizzate da superficie. Le più comuni sono
l’aeromagnetismo e l’InSar (Synthetic aperture radar, permette di rilevare variazioni di quota
indicative di faglie tettoniche o fenomeni di subsidenza), ma cominciano ad apparire anche
utilizzi di tecniche elettromagnetiche (TEM, VLF) e gravimetriche. Tutte queste tecnologie
hanno come limite la profondità d’investigazione, spesso ridotte a centinaia o a poche
migliaia di metri. Inoltre, sono di solito molto costose, ma quando le aree da investigare sono
poco conosciute rappresentano un ottimo strumento per esaminare rapidamente vaste aree
e cominciare a identificare zone di manifestazioni geotermiche superficiali e faglie attive.
Altre indagini
Le misure delle temperatura del sottosuolo e in particolare della sua variazione con la
profondità, cioè il gradiente geotermico, rappresentano una parte importantissima del
programma di esplorazione. L’obiettivo di queste misure è duplice:
1. Individuare zone caratterizzate da valori insolitamente alti della temperatura (che
potrebbero indicare la presenza di attività di natura geotermica);
2. Calcolare il flusso di calore dato dal prodotto del gradiente geotermico e della
conducibilità termica della roccia.
In generale, le temperature sono registrate utilizzano termometri a resistenza elettrica
introdotti in pozzetti a varie profondità (dalle decine a qualche centinaio di metri). La
profondità dei pozzetti per la misura della temperatura e il calcolo del gradiente geotermico è
di volta in volta determinata in modo da eliminare effetti dovuti a variazioni cicliche della
temperatura (quali variazioni diurne e stagionali) e alterazioni dovute alla presenza di falde
acquifere. La conducibilità termica delle rocce è calcolata su campioni di roccia estratti dai
pozzi, misurando con appositi strumenti la capacità della roccia a farsi scaldare da una
piastra o da un filo caldo a contatto con essa. Per quanto le tecniche di misura della
temperatura siano in principio molto semplici, queste prospezioni sono molto costose poiché
richiedono la perforazione di pozzetti con caratteristiche tali da garantire che i valori di
temperatura misurati siano effettivamente rappresentativi del sistema naturale. Quando
l’area di esplorazione è del tutto ignota e ci sono pochissimi dati a disposizione, queste
misure sono effettuate nella prima fase dell’esplorazione. Spesso, però, si preferisce
individuare prima le zone più promettenti con tecniche meno costose, ed eseguite le
prospezioni di gradiente geotermico solo in seguito, in pochi pozzetti localizzati in aree
strategiche che si presume possano fornire dati indicativi.
La prospezione gravimetrica determina il valore del campo gravitazionale, ovvero
dell’accelerazione di gravità sulla superficie terrestre. Questo campo mostra delle variazioni
denominate “anomalie”, in generale piccole, che dipendono dalla presenza nel sottosuolo di
35
rocce di densità diverse. Tali anomalie sono strettamente correlate alle densità delle varie
strutture geologiche, sia affioranti sia sepolte, e la loro individuazione fornisce una prima
indicazione sull’assetto geologico profondo di una zona d’interesse geotermico. La
prospezione gravimetrica viene eseguita soprattutto per individuare la presenza di fluidi nelle
rocce in profondità. Tali fluidi possono essere contenuti nelle rocce solo se queste sono
fratturate, quindi porose, e se i pori e le fratture non sono chiusi per effetto della pressione
esercitata dal carico di rocce sovrastanti (condizioni essenziali per la presenza di un
serbatoio geotermico). La presenza di pori e/o fratture riempiti da un fluido in pressione
provoca una diminuzione della densità rispetto a rocce massicce., diminuzione che può
essere individuata con prospezioni gravimetriche. Questa tecnica permette inoltre di
individuare variazioni della quantità di acqua sotterranea e di monitorare fenomeni di
subsidenza, cioè il lento abbassamento del suolo che può essere causato dall’estrazione del
fluido geotermico. Tale estrazione, se non rapidamente bilanciata, causa la chiusura delle
fratture presenti all’interno delle rocce che costituiscono il serbatoio, causando un aumento
della densità. Questo effetto può propagarsi fino in superficie e produrre subsidenza, di entità
dipendente dalla ricarica di fluido all’interno dell’area in esame e dalle proprietà meccaniche
delle rocce. Le misure delle variazioni dell’accelerazione di gravità vanno correlate alle
variazioni delle precipitazioni atmosferiche poiché quest’ultime provocano variazioni nel
livello dell’acqua sotterranea presente a profondità basse. Includendo questo effetto, le
variazioni dell’accelerazione gravitazionale consentono di valutare, all’interno di un campo
geotermico, la frazione di quantità di acqua estratta bilanciata dalla ricarica naturale, dovuta
alle precipitazioni, o artificiale determinata dall’iniezione di fluidi tramite pozzi. Le indicazioni
fornite dal monitoraggio gravimetrico sono quindi molto importanti, perché forniscono
informazioni utili riguardanti i fenomeni di ricarica e reiniezione dei fluidi. I rilievi che
utilizzano la mappatura delle variazioni spaziali dell’intensità del campo magnetico sulla
superficie terrestre costituiscono un metodo consolidato nell’ambito della prospezione
geofisica.
La prospezione magnetica viene eseguita sia direttamente sulla superficie, sia istallando la
strumentazione necessaria su aeroplani (quando si tratta di rilievi su scala regionale). Lo
strumento più diffuso è il cosiddetto magnetometro a protoni. In ambito geofisico, la
mappatura delle variazioni del campo magnetico è molto utile perché la permeabilità
magnetica (ovvero l’attitudine di una sostanza a farsi magnetizzare) di alcuni minerali, detti
ferromagnetici, è particolarmente elevata. Le variazioni del campo magnetico terrestre in una
determinata regione possono essere quindi associate alla presenza, sia nel sottosuolo che in
superficie, di rocce contenenti materiali ferromagnetici quali il ferro, nichel, cobalto.
Conoscendo la suscettività magnetica (ovvero il grado di magnetizzazione) dei vari tipi di
rocce è possibile, con tali rilievi evidenziare la presenza di minerali ferromagnetici e quindi di
36
particolari corpi litologici. Tradizionalmente, questo metodo è stato utilizzato per individuare e
localizzare ammassi di rocce magmatiche, che hanno una concentrazione relativamente alta
di magnetite, il più comune tra i minerali magnetici. Nel caso di rocce ignee intrusive (ovvero
derivanti dal consolidamento dei magmi all’interno della Terra), poiché la loro presenza è
spesso associata ad alterazioni idrotermali, l’utilizzo della prospezione magnetometrica
costituisce un primo passo per identificare zone favorevoli per lo sfruttamento dell’energia
geotermica. Inoltre, attraverso l’individuazione di variazioni anomale nel campo magnetico si
può determinare la profondità in corrispondenza della quale viene raggiunta la cosiddetta
temperatura di Curie, cioè la temperatura al di sopra della quale i materiali ferromagnetici
perdono quasi completamente la proprietà di magnetizzazione. Poiché tale profondità è
inversamente correlata con il flusso di calore, questo metodo consente di stimare tale
quantità (rilevante per lo sfruttamento dell’energia geotermica) su vaste aree, contribuendo
alle stime del flusso di calore laddove queste ultime non siano disponibili per mancanza di
pozzi.
I rilievi sismici si basano sullo studio della propagazione attraverso le rocce di onde
acustiche sia prodotte artificialmente (sismica attiva) che dovute a eventi sismici e
microsismici naturali (sismica passiva). La produzione artificiale di onde acustiche è una
procedura standard nei programmi di esplorazione petrolifera(consente, infatti, di evidenziare
le cosiddette “trappole” strutturali, contenenti idrocarburi) e permette di studiare le proprietà
meccaniche delle rocce attraversate da onde elastiche generate da perturbazione
meccanica. Tali onde sono prodotte attraverso vari metodi (scoppio, massa battente, massa
vibrante) e vengono in seguito registrate in superficie da una serie di ricevitori, chiamati
geofoni, dopo essere state riflesse e/o rifratte dagli strati di rocce presenti nel sottosuolo. Nel
caso della sismica passiva, vengono registrati e studiati eventi sismici naturali utilizzando le
metodologie tipiche dello studio dei terremoti; per quel che riguarda la geotermia si tratta
prevalentemente di eventi di debole intensità (i microsismi) presenti nelle aree
tettonicamente attive. I parametri fisici importanti per l’esplorazione di sistemi geotermici che
possono essere determinati con rilievi sismici sono la velocità di compressione (l’onda
acustica, viaggiando nel materiale roccioso, provoca un moto oscillatorio del materiale nella
direzione di propagazione) e la velocità di taglio (corrispondente a un moto trasversale
rispetto alla direzione di propagazione). I valori di tali velocità dipendono in modo cruciale
dalla composizione del terreno roccioso, dalla densità, dalla quantità di fratture esistenti,
dalla presenza di un fluido e dalle sue proprietà termodinamiche (temperatura e pressione). I
metodi sismici sono particolarmente utili a caratterizzare la geometria delle unità litologiche
che costituiscono il sottosuolo, giacché determinano molto bene le interfacce che separano
volumi rocciosi caratterizzati da proprietà elastiche diverse. Con una certa approssimazione,
37
i dati sismici possono dare indicazioni anche sulla natura e sull’abbondanza di fluido nel
sottosuolo.
A titolo esemplificativo, la presenza di fratture nel mezzo roccioso e di un fluido caratterizzato
da una temperatura alta e da pressione e saturazione basse, ovvero un sistema geotermico
in cui la fase dominante è vapore, corrispondente a piccoli valori sia della velocità di
compressione sia del rapporto tra questa e la velocità di taglio. Un fluido con temperatura
meno elevata o caratterizzata da alti valori della pressione e della saturazione, ovvero un
sistema geotermico in cui la fase predominante è quella liquida, è invece caratterizzato da
valori relativamente più alti della velocità di compressione e del rapporto tra quest’ultima e la
velocità di taglio.
Data la complessità geologica dei sistemi geotermici, la tomografia sismica tridimensionale,
che partendo dati sismici produce un’immagine molto dettagliata di un volume di sottosuolo,
viene utilizzata sempre più frequentemente. I metodi sismici attivi offrono una grande
capacità di definizione delle strutture profonde e, infatti, sono i più utilizzati per la ricerca di
idrocarburi. Sono però i metodi geofisici più costosi, e inoltre sono raramente utili in ambiente
vulcanico, che è invece il più comune scenario per i sistemi idrotermali di alta temperatura. I
metodi passivi sono invece relativamente poco costosi, e vengono spesso utilizzati sia per
individuare faglie attive (per definizione sede di microsismi) che per monitorare l’effetto dello
stress meccanico delle rocce provocate dal prelievo e dall’iniezione in profondità di fluido.
Il parametro fisico la cui conoscenza fornisce uno dei metodi diagnostici più efficaci per
individuare zone attive dal punto di vista geotermico è la resistività elettrica (ovvero l’inverso
della conducibilità). La resistività elettrica per serbatoi geotermici di natura idrotermale è in
generale più bassa rispetto ai valori che assume nel materiale roccioso circostante. Il suo
valore dipende da una serie di fattori quali la temperatura, la porosità/permeabilità e la
salinità del fluido geotermico, e quindi l’individuazione di una sua variazione rilevante
fornisce una prima serie di indicazioni sulla struttura sotterranea dell’area di interesse
geotermico, e in particolare sulla presenza e sulla quantità di fluido nel sottosuolo. In
generale, i metodi di prospezione elettrica consentono di esplorare aree abbastanza vaste
(vari chilometri quadrati di estensione) a costi relativamente bassi rispetto ai costi associati
alla prospezione sismica. Tali metodi possono essere classificati in due grandi gruppi:
a) Metodi che utilizzano la misura della differenza di potenziale elettrico;
b) Metodi basati sulla determinazione dei campi elettrici e magnetici, naturali oppure
prodotti artificialmente.
Lo schema alla base dei metodi del tipo (a) consiste nell’applicare una differenza di
potenziale tra due elettrodi inseriti nel terreno, misurare, attraverso la corrente prodotta nel
terreno, la differenza di potenziale indotta e ripetere questa procedura modificando la
posizione dei due elettrodi. La presenza di anomalie rilevanti della resistività del sottosuolo
38
induce una variazione nella differenza di potenziale indotta nelle varie coppie di elettrodi:
utilizzando tale misura e conoscendo la differenza di potenziale applicata è possibile
costruire, con un’opportuna modellazione, la distribuzione di resistività nel sottosuolo a
diverse profondità. Con questa tipologia di metodi è possibile, utilizzando diverse
configurazioni per gli elettrodi e mantenendo un’accettabile grado di risoluzione, esplorare
strutture fino a una profondità massima di un paio di chilometri.
Per esplorare strutture a più elevate profondità si utilizzano metodi relativi alla categoria (b).
Tra i più diffusi nell’esplorazione geotermica vi è il metodo magnetotellurico, che si basa sul
fatto che il rapporto tra il campo elettrico naturale orizzontale misurato sulla superficie
terrestre (come differenza di potenziale fra coppie di elettrodi distanti 50-100 m) e il campo
magnetico ortogonale orizzontale associato (misurato con magnetometri a bobina o fluxgate)
dipende dalla resistività delle rocce sottostanti il sito di misura. Questo rapporto, detto
impedenza terrestre rispetto ai campi elettrici e magnetici naturali, è caratterizzato da un
ampio spettro di armoniche temporali (tecnicamente denominato spettro in frequenza); in
particolare, la profondità delle strutture che possono essere esplorate aumenta al diminuire
della frequenza relativa all’armonica considerata. Questa caratteristica permette di ottenere
informazioni sulle variazioni della resistività elettrica del sottosuolo a profondità di parecchi
chilometri, acquisendo dati nell’intervallo di frequenza corrispondente. Le misure sono
sufficientemente facili da eseguire e le nuove strumentazioni in commercio hanno
notevolmente snellito le operazioni, rendendolo un metodo efficace e relativamente poco
costoso. Soffre però della svantaggio di non poter essere utilizzato in zone rumorose dal
punto di vista elettromagnetico, giacché si basa sulla misura di un segnale naturale
d’intensità molto bassa. Il progredire delle tecniche di analisi dei dati per la rimozione del
rumore artificiale sta gradualmente ottimizzando l’uso. Tecniche collegate, che sfruttano cioè
gli stessi principi teorici, sono l’audiomagnetotellurica (AMT) e il Controlled-sourceaudiomagnetotelluric (CSAMT), che utilizzano segnali magnetotellurici naturali (l’AMT) o
creati artificialmente (il CSAMT) a frequenze elevate per investigare il terreno fino a
profondità di circa un 1 km.
Nell’ambito dei metodi di esplorazione che sfruttano il campo elettromagnetico sono utilizzati
anche i metodi elettromagnetici attivi, utili principalmente per analizzare le strutture poco
profonde. Il più comune in ambito geotermico è il TEM (Transient electro magnetic): nella
zona di interesse viene collocato un circuito chiuso a forma di quadrato (di parecchie
centinaia di metri di lato) e una bobina all’interno della corrispondente area circoscritta. Nel
circuito chiuso passa inizialmente una corrente elettrica che viene interrotta in modo quasi
istantaneo. L’interruzione genera delle correnti indotte nella zona circoscritta, che sono
misurate dalla bobina e consentono di stimare la distribuzione di resistività delle strutture
sottostanti. I dati TEM, pur essendo di semplice acquisizione di solito non permettono di
39
raggiungere profondità superiori a pochi chilometri, e per l’esplorazione profonda vanno
utilizzati in combinazione con il metodo magnetotellurico.
Altre tecniche elettromagnetiche utilizzate in geotermia sono:
•
potenziale spontaneo: che misura le variazioni di campo elettrico naturale superficiale e
permette di monitorare le variazioni di circolazione idrica superficiale (ad esempio
indotta da sfruttamento geotermico);
•
misure geoelettriche: utilizzando il rivestimento metallico del pozzo per trasmettere
corrente nel sottosuolo;
•
tecniche aerotrasportate (VLF, TEM).
Pozzetti diagnostici (slim-hole)
A completamento della fase di prefattibilità, una volta definita l’area potenzialmente più
interessante per l’estrazione del fluido geotermico con la geologia, la geochimica e la
geofisica, occorre cominciare ad acquisire dati che permettano di analizzare il serbatoio
quantitativamente, e non più qualitativamente e indirettamente come fatto fino a quel
momento. Fino a non molti anni fa i dati diretti venivano acquisiti perforando pozzi esplorativi.
Negli ultimi anni però sta prendendo sempre più piede l’abitudine di perforare pozzi profondi
di piccolo diametro, chiamati pozzetti diagnostici slim-hole, con un diametro di 3-4 pollici (812 cm), per eseguire una serie di misure alla profondità stimata del serbatoio. Lo scalpello di
perforazione (carotatore), lo strumento che sgretola la roccia ruotando continuamente, ha un
foro al centro: mentre avanza ed estende il foro del pozzo, al suo interno rimane un
campione di roccia di forma cilindrica, detto carota. Le carote permettono di esaminare
direttamente la roccia attraversata dal pozzo e di determinare le caratteristiche fisicochimiche del sottosuolo interessato.
Il vantaggio principale rispetto ai pozzi esplorativi è che gli slim-hole permettono con le attuali
tecnologie di eseguire misure di temperatura, permeabilità e pressione direttamente nel
serbatoio, e non estrapolate dalla superficie come nelle misure già descritte, a un costo di
circa un terzo inferiore a quello di un pozzo esplorativo completo. Con gli slim-hole è
possibile campionare sia il fluido sia la roccia del serbatoio. Inoltre gli slim-hole hanno un
minore impatto sull’ambiente perché richiedono meno acqua di perforazione e minori vie di
accesso, provocano meno rumore durante le operazioni e possono essere utilizzati in
seguito per attività di monitoraggio.
Per contro, gli slim-hole non possono essere utilizzati come pozzi di produzione o iniezione,
come avviene invece per i pozzi esplorativi, se non per piccole portate (di solito al massimo
10-20 kg al secondo). Inoltre, sono più lenti da perforare, possono collassare più facilmente
e sono più facilmente sede d’incrostazioni per effetto di rapidi abbassamenti di pressione. Le
attuali metodologie non permettono di perforare a profondità maggiori di 2.5 km e il diametro
40
non consente di inserire pompe idrauliche, e quindi di eseguire test idraulici completi per
valutare la produttività del serbatoio, o di inserire strumenti per eseguire log di pozzo.
Non esistono regole e vantaggi sicuri nel far ricorso agli slim-hole, e la decisione se farne
uso o meno dipende da una serie di fattori tecnici ed economici legati molto al singolo caso.
Indubbiamente stanno diventando sempre più comuni con il procedere della tecnologia,
poiché le informazioni che forniscono possono migliorare notevolmente le probabilità di
successo dei progetti geotermici.
3.2.3
Fase 3 Studio di fattibilità
La fase finale del programma di esplorazione prevede la realizzazione di un pozzo
esplorativo che consente di verificare la correttezza delle ipotesi riguardanti il sistema
geotermico formulate sulla base dei risultati ottenuti nelle fasi precedenti, e quindi di
completare la stima della fattibilità tecnica ed economica del progetto. Questa fase è
indubbiamente la più critica, ma rappresenta l’unico metodo che permette di definire in modo
attendibile le caratteristiche di un serbatoio geotermico e il suo potenziale. L’analisi dei dati
forniti da tali sondaggi esplorativi consente sia di verificare l’attendibilità dei modelli ottenuti
tramite l’esplorazione di superficie, sia di confermare se il tasso di produzione del serbatoio è
adatto all’utilizzazione prevista. I pozzi esplorativi sono perforati esattamente come i pozzi di
produzione e in essi sono eseguiti vari campionamenti e misure. I campionamenti
consentono di studiare la natura delle varie rocce attraversate dalla perforazione e
permettono di verificare la presenza e il tipo di fluidi. In particolare, si utilizzano detriti di
perforazione e, quando possibile visto l’alto costo per estrarli, campioni di roccia prelevati
lungo il pozzo (le carote) e campioni di fluidi. Per uno studio dettagliato delle rocce e per
determinare parametri fisici quali porosità, permeabilità, resistività, velocità delle onde
sismiche, presenza di fratture, vengono calati nel pozzo vari strumenti di misura che
registrano i parametri alle diverse profondità. Gli strumenti sono simili concettualmente a
quelli usati per le misure di superficie, ma naturalmente adattati alle dimensioni e alle
limitazioni imposte dal pozzo, e anche alle condizioni di temperatura e pressione incontrate
in profondità, oltre che al contatto con i fluidi geotermici e di perforazione. I dati raccolti
formano i cosiddetti “log di pozzo”, che costituiscono uno strumento prezioso per lo studio
delle rocce e dei fluidi attraversati.
Se un pozzo esplorativo individua il serbatoio intercettando il fluido geotermico, viene messo
in produzione, diventa cioè parte della fase di sfruttamento della risorsa. Quando invece non
è produttivo, fornisce comunque informazioni preziose per migliorare il modello concettuale: i
dati del pozzo e dell’esplorazione già effettuata vengono cioè reinterpretati per ottenere un
modello più attendibile del sistema geotermico, eventualmente anche acquisendo nuovi dati
41
con tecniche di superficie. A questo punto si decide se procedere con un nuovo pozzo
esplorativo, stimando il rischio di ottenere un altro pozzo non produttivo.
Il costo del pozzo è molto elevato e può incidere per più dell’80% sul costo dell’intera
esplorazione: se il primo pozzo esplorativo non è produttivo occorrono ottime ragioni per
procedere con l’esplorazione e rischiare un altro insuccesso.
Una volta ottenuto un pozzo produttivo, il passo successivo consiste nella realizzazione di
quelle che sono comunemente denominate prove di produzione a lungo termine: la durata
temporale di tali prove, tipicamente dell’ordine di qualche mese, è determinata
principalmente da considerazioni di carattere economico e da valutazioni d’impatto
ambientale (per esempio la possibilità di smaltire il fluido prodotto). Le prove di produzione
consentono di ricavare dati riguardanti pressione, temperatura e portata del sistema
geotermico, e sono veramente utili per delineare un modello del serbatoio geotermico in
grado di fornire previsioni attendibili durante la fase di produzione. I parametri del modello
più importanti e allo stesso tempo più difficili da determinare sono la dimensione del
serbatoio e la sua portata. La conoscenza di questi parametri è di fondamentale importanza
per stabilire l’impatto economico di un qualunque progetto di sfruttamento di una risorsa
geotermica, in quanto determinano l’energia geotermica disponibile. È evidente quindi che le
prove di lunga durata sono fondamentali sia per decidere se investire o meno sull’area
individuata dalla fase di esplorazione che per l’ottimizzazione della risorsa geotermica. In
generale un campo geotermico deve essere in grado di mantenere una portata di fluido
costante per anni in modo da poter ammortizzare i costi sostenuti per la sua individuazione e
messa in produzione (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
3.3 Perforazione e allacciamento dei pozzi
Conclusa la fase di esplorazione e avendo deciso che ci sono buone prospettive per il
completamento dell’impianto geotermico, si procede alla perforazione di pozzi, in numero
sufficiente per portare in superficie quantità di fluido adeguate allo sfruttamento del calore sia
direttamente sia, possibilmente, per la generazione di energia elettrica.
Le perforazioni in geotermia hanno tipicamente due scopi distinti:
1. inserire le sonde di geoscambio delle pompe di calore;
2. creare pozzi geotermici di prelievo o immissione di fluidi caldi.
Nelle perforazioni geotermiche le principali metodologie di perforazione sono:
a) a rotazione, con circolazione diretta o inversa di fluidi o con aria compressa;
b) con doppia batteria e foro costantemente rivestito.
Il metodo di perforazione a rotazione con circolazione, diretta o inversa, di fango consiste
nell’iniezione tramite una pompa idraulica ad alta pressione, di una sospensione acquosa di
bentonite. Il composto fangoso attraversa la testa della perforatrice, le aste e lo scalpello, per
42
poi risalire dal fondo del pozzo per effetto della pressione. La viscosità del fango bentonitico
deve essere tale da riportare in superficie i detriti formati dalla frantumazione del materiale
trivellato dallo scalpello, attraverso lo spazio interstiziale tra le aste di perforazione e la
parete del foro. Gli scalpelli hanno la funzione di frantumare la roccia e dipendono dalla
roccia da perforare. In rocce poco dure e per perforazioni superficiali gli scalpelli più comuni
sono i triconi, cosiddetti per le loro forme tipiche, ma in rocce ignee e metamorfiche si
utilizzano scalpelli molto sofisticati e costosi, alcuni al diamante, per velocizzare le
operazioni. La perforazione ad aria compressa, generalmente impiegata in terreni rocciosi,
duri o abrasivi, consiste nell’usare l’aria come fluido di estrazione: l’aria, iniettata ad alta
pressione nel terreno, provoca una veloce risalita dei detriti e al contempo una perfetta
pulizia del foro, evitando così il dannoso attrito del materiale disgregato sullo scalpello.
La perforazione con doppia batteria è del tipo a rotazione con frese o triconi, o a
rotopercussione usando un martello a fondo foro. In questa tipologia di perforazione,
praticamente obbligata nelle perforazioni profonde, viene usato un rivestimento esterno,
all’interno del quale scorrono le aste di perforazione sulle quali è montato lo scalpello. Molto
importante è il compito del rivestimento, che non solo sostiene e stabilizza le pareti del foro,
ma evita anche la messa in comunicazione di falde diverse, diminuendo drasticamente i
rischi di inquinamento delle falde.
I fluidi di perforazione adottati sono aria, acqua, misti aria-acqua e (solo in caso di acquiferi
in pressione) fanghi bentonitici. Nelle perforazioni profonde si procede in modo telescopico:
dopo aver perforato il primo tratto il rivestimento viene calato in pozzo per evitare
collassamenti delle pareti; a questo punto si procede con la perforazione di un foro a fondo
pozzo di diametro più piccolo, si riveste e così via. Il diametro a fondo pozzo risulta quindi
molto più piccolo di quello di partenza in superficie, e la progressione di rivestimenti va quindi
accuratamente programmata in funzione della profondità da raggiungere.
La sonda termica delle pompe di calore, in cui avviene lo scambio di calore con il terreno,
viene installata con una perforazione del diametro di 10-15 cm in un foro scavato accanto
all’edificio, invisibile dopo la costruzione. Il numero delle sonde geotermiche e la profondità
d’installazione (da 50 a 350 m per le sonde verticali) variano in funzione dell’energia termica
richiesta. Terminata la perforazione s’inserisce fino in profondità un tubo a U in polietilene.
Lo spazio vuoto restante è riempito con una miscela di bentonite e cemento per assicurare
un buon contatto termico tra i tubi e la parete della perforazione. Una volta racchiuso e
cementato il foro, ed eseguito l’allacciamento con la pompa di calore, l’opera sotterranea non
viene più toccata.
La cura principale in questo tipo di perforazioni sta nell’evitare di contaminare eventuali falde
idriche attraversate con i detriti e gli additivi di perforazione, e nell’evitare di mettere in
contatto falde diverse.
43
I pozzi termici per il prelievo e l’iniezione di fluidi hanno profondità variabile da poche
centinaia di metri (per il prelievo di acque calde a uso diretto di terme e impianti industriali)
fino a 5 km. I pozzi più superficiali non presentano particolari differenze rispetto ai normali
pozzi di prelievo per l’acqua, se non una cura particolare atta a prevenire e mitigare le
incrostazioni dovute allo scorrere di acque solitamente molto mineralizzate. La complessità
della perforazione cresce con la profondità, soprattutto quando occorre perforare pozzi in
rocce molto dure quali rocce metamorfiche e ignee.
Le tecniche di perforazione mutuano strumenti e attrezzi dall’industria legata all’estrazione di
acqua e, per pozzi profondi, di idrocarburi. La perforazione per idrocarburi dirige l’intero
mercato della perforazione profonda, visto il numero molto più elevato di pozzi petroliferi
rispetto a quelli geotermici. Eppure la perforazione geotermica deve fare i conti con
numerose differenze e trovare soluzioni specifiche. Innanzi tutto il tipo di roccia da perforare
è spesso molto diverso: per gli idrocarburi le rocce perforate sono sedimentarie, mentre nei
campi geotermici occorre perforare qualunque tipo di roccia; in particolare per la produzione
di energia elettrica le rocce più comuni sono quelle vulcaniche e metamorfiche, molto più
compatte e complesse delle rocce sedimentarie. I pozzi per idrocarburi non raggiungono
temperature elevate, mentre le perforazioni geotermiche in campi ad alta entalpia devono
operare a temperature superiori a 200 °C, e possono arrivare anche oltre i 350 °C.
I fluidi di perforazione (fanghi bentonitici, acqua e aria) utilizzati per raffreddare lo scalpello e
le pareti del foro, trasportare in superficie i detriti di perforazione, ridurre gli attriti e
stabilizzare le pareti del foro devono essere molto fluidi anche a elevate temperature nelle
perforazioni in campi ad alta entalpia. La scelta del fango giusto e il suo utilizzo corretto (ad
esempio per controbilanciare la variazione di pressione nell’attraversare strati con
permeabilità e contenuti in fluidi diversi) sono essenziali per la buona gestione della
perforazione. I fluidi geotermici sono di solito molto più aggressivi degli idrocarburi e spesso
danno luogo a depositi e incrostazioni. Diventa necessario adottare materiali e diametri
idonei per i rivestimenti del foro, e cementi particolari.
Quella della perforazione in geotermia è una fase molto importante e delicata, e richiede una
professionalità specifica: da questa dipende gran parte del successo di un progetto
geotermico (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
Completata la fase di perforazione, occorre procedere con l’allacciamento della testa dei
pozzi, chiamata boccapozzo, con gli impianti per gli usi diretti o con le centrali elettriche nel
caso di progetti geotermoelettrici.
Per gli usi diretti del calore l’allacciamento di solito deve percorrere brevi distanze, per
evitare consistenti perdite di calore in fluidi usualmente non molto caldi. Fanno eccezione i
sistemi di teleriscaldamento con fluidi molto caldi, che possono percorrere distanze elevate,
paragonabili a quelle degli impianti per la produzione di energia elettrica. In questi ultimi,
44
infatti, il fluido geotermico in uscita dai pozzi d’estrazione è trasportato alla centrale di
produzione, distante anche parecchie decine di chilometri. Negli impianti binari, in cui si
utilizza tutto il fluido geotermico, si usano dei tubi coibentati adeguatamente. Per le centrali
elettriche che utilizzano il vapore, il fluido geotermico è immesso in un separatore, che divide
la fase fluida del fluido geotermico dal vapore e dai gas, che vanno alla centrale geotermica;
nei campi geotermici a vapore secco, nei quali tutto il fluido arriva in fase vapore, il
separatore non è necessario. Il fluido geotermico viene inviato alla centrale mediante dei
vapordotti, cioè dei tubi in acciaio inossidabile, coibentati con materiale isolante per ridurre al
massimo la dispersione di calore. I tubi sono rivestiti con lamina di alluminio o vernici
impermeabili (spesso colorate in modo da mimetizzarli con l’ambiente) per proteggerli dagli
agenti atmosferici. Il loro diametro e lo spessore del materiale isolante dipendono dalla
portata del fluido e dalle perdite di carico e di calore che si prevedono nel tratto da percorrere
per arrivare alla centrale. Nel progettare un vapordotto occorre tener conto della dilatazione
termica, che viene compensata facendo percorrere ai tubi delle traiettorie a zig zag e
curvilinee, riducendo al minimo i tratti rettilinei. Questa necessità crea la caratteristica selva
intricata di tubi apparentemente impazziti che attira sempre l’attenzione quando si arriva in
una zona di produzione geotermica. Dal momento in cui i fluidi caldi (quelli geotermici estratti
dal sottosuolo o di geoscambio delle pompe di calore) arrivano agli impianti, inizia la fase di
utilizzo del calore vero e proprio (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
3.4 Utilizzazione delle risorse geotermiche
Le risorse geotermiche possono essere utilizzate per:
1. Produzione di energia elettrica;
2. Usi diretti.
In generale, solo i sistemi a temperatura media e alta sono utilizzabili per la produzione di
energia elettrica. I sistemi a bassa entalpia possono essere sfruttati per la produzione di
energia
elettrica
se
sono
disponibili
temperature
sufficientemente
basse
per
il
raffreddamento del fluido di lavoro in una centrale elettrica binaria. Queste condizioni sono
state trovate in luoghi molto freddi (a Chena Hot Springs, in Alaska, si utilizzano temperature
di 65 °C), ma certamente non sono condizioni ritrovabili in Italia, tolte le zone alpine più
elevate, non adatte a una centrale geotermoelettrica visti i problemi di accesso.
Tutte e tre le classi di entalpia sono adatte per applicazioni di uso diretto e le principali
applicazioni dei fluidi geotermici tra 20 e 180°C sono indicate nel diagramma di Lindal
proposto in Fig. n. 10. Particolarmente adatti per il riscaldamento e il raffrescamento degli
ambienti sono gli impianti a bassa entalpia fra i quali negli ultimi anni stanno riscuotendo
sempre maggiore successo sul mercato italiano e europeo le Pompe di Calore (Manzella A.
& Ungarelli C. 2011).
45
Fig. n. 10. Diagramma di Lindal con utilizzazioni dei fluidi geotermici tra 20 e 180 °C (Lindal B.,
1973)
3.5 Impianti per la produzione di energia elettrica
La produzione di elettricità da impianti geotermici consiste nella conversione del calore
proveniente da acquiferi a temperatura tra 85 e 350 °C in energia elettrica attraverso l’utilizzo
di turbogeneratori. L’energia elettrica è prodotta in impianti convenzionali oppure a ciclo
binario, secondo le caratteristiche delle risorse geotermiche disponibili.
In entrambi i casi, un fluido in fase vapore fornisce la forza necessaria per muovere le
palettature di una turbina facendola ruotare, quindi generando energia meccanica che viene
poi trasformata in energia elettrica da un generatore.
Gli impianti che utilizzano il vapore richiedono fluidi con una temperatura di almeno 180 °C.
Quando i pozzi intercettano i fluidi in profondità, questi ultimi risalgono lungo il pozzo fino alla
superficie grazie alla loro pressione naturale o, in casi meno fortunati, venendo pompati. Lo
stato fisico del fluido, che dipende da pressione e temperatura nel serbatoio, è molto
importante perché l’unica parte utile del fluido per la produzione di energia è il vapore. Tanto
più elevato è il contenuto in vapore del fluido che arriva in superficie, tanto maggiore è il
rendimento energetico e quindi migliore la quantità del fluido intercettato. La presenza di gas
46
incondensabili, in percentuale variabile da 1 a 20% rispetto al vapore, influenza sia il
rendimento energetico sia il tipo di impianto da utilizzare. Questi gas (in larga parte biossido
di carbonio, ma possono essere presenti anche idrogeno solforato, ammoniaca, metano,
idrogeno) si chiamano incondensabili perché alle temperature e alle pressioni vicine a quelle
di evaporazione essi non si condensano, cioè non passano allo stato liquido ma rimangono
allo stato di gas. Come già spiegato in precedenza il fluido geotermico in uscita dai pozzi di
estrazione è trasportato mediante vapordotti alla centrale di produzione. L’elemento
principale di un impianto geotermico è la turbina, che trasforma meccanicamente l’energia
termica del vapore in energia elettrica. La scelta su quale tipo di impianto adottare deve
essere fatta in base:
•
Alle caratteristiche del fluido e dei gas in essi contenuti;
•
Alle caratteristiche logistiche del sito su cui costruire l’impianto;
•
Alla valutazione economica complessiva.
3.5.1
Impianti a contropressione
Il vapore proveniente direttamente dai pozzi, se questi producono vapore secco, oppure
dalla separazione della parte liquida, se i pozzi producono vapore umido, passa attraverso la
turbina, dove si espande, ed è poi scaricato nell’atmosfera. Questo tipo di impianto è il più
semplice da usare, il meno costoso, e inoltre può essere costruito e istallato molto
rapidamente ed è generalmente di piccole dimensioni, della potenza di 2.5-5 MW e. Un’unità
a contropressione consuma una quantità doppia di vapore (alla stessa pressione di ingresso)
per kilowattora rispetto a un impianto a condensazione, quindi spreca molta energia, oltre ad
avere un impatto ambientale maggiore.
Questo sistema è ancora utilizzato per impianti pilota, sia per il suo rapido montaggio sia
perché molto più economico in caso di percentuali di gas incondensabili superiori al 15% in
peso, quali spesso si incontrano all’inizio dello sfruttamento di un campo geotermico. Inoltre
quando l’evoluzione nel tempo della produzione di un campo geotermico appena scoperto
non è ancora nota, conviene adottare temporaneamente un impianto dal montaggio più
rapido e dal costo ridotto quale quello a contropressione. Questo tipo di impianto viene
inoltre spesso adottato come impianto temporaneo collegato a pozzi isolati di portata
modesta, e per produrre elettricità da pozzi sperimentali durante lo sviluppo di un nuovo
campo geotermico, dal momento che può operare senza bisogno di un allacciamento
elettrico. L’unico elemento ausiliario è, infatti, una pompa a olio lubrificante che può essere
alimentata da una piccola turbina a vapore.
Infine la quota del sito ha un effetto sensibile sul rendimento energetico di un impianto a
contropressione. Impianti ad alta quota, infatti, possono avvantaggiarsi della pressione
47
atmosferica minore, che comporta una pressione inferiore dello scarico della turbina,
generando una potenza maggiore (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
Fig. n. 11. Schema di un impianto a contropressione per generazione di elettricità, in rosso il
circuito del fluido geotermico (Dickson M.H. & Fanelli M.,2004).
3.5.2
Impianti a condensazione
Anche queste unità utilizzano il vapore e i gas in entrata nella turbina, ma quest’ ultima è poi
collegata a un condensatore, che trasforma il vapore in liquido, creando così una caduta di
pressione talmente elevata da aumentare l’espansione in turbina, raddoppiando la potenza
elettrica prodotta.
In questo tipo di impianti il condensatore richiede un accoppiamento a un compressore per
estrarre il gas, e sistemi di raffreddamento che raffreddino l’acqua di condensazione:
l’impianto necessita quindi di un allacciamento ad una fonte di energia e consuma una
maggiore quantità di energia (circa il 5% della generazione lorda è dedicato a questi servizi).
Le unità a condensazione possono essere utilizzate solo se la percentuale di gas
incondensabili è inferiore al 15%, altrimenti il consumo di energia per estrarre dal fluido è
economicamente poco conveniente. Inoltre gli impianti a condensazione richiedono più
impiantistica ausiliaria, sono più complessi di quelli a contropressione e, anche per le loro
maggiori dimensioni, necessitano di un tempo almeno doppio per la costruzione e
l’istallazione.
Il consumo specifico, cioè la quantità di vapore necessaria per produrre un’unità di potenza
elettrica, delle unità di condensazione è di 6-10 kg/kWh, circa la metà di quello necessario
per le unità a contropressione (le quali richiedono 15-25 kg/kWh). Le unità a condensazione
48
richiedono meno pozzi, quindi la spesa relativa alla perforazione è minore. Questo
vantaggio, coniugato alla notevole riduzione delle emissioni, giacché la parte condensata del
fluido geotermico viene reiniettata nel sottosuolo, rappresenta il punto di forza di questo tipo
di impianti. Gli impianti a condensazione più diffusi hanno una potenza di 55-60 MW e, ma
sono state costruite e istallate anche unità da 110 MW e (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
Fig. n. 12. Schema di un impianto a condensazione per generazione di elettricità, in rosso il
circuito del fluido geotermico, in blu il circuito di raffreddamento (Dickson M.H. & Fanelli
M.,2004).
3.5.3
Impianti single e double flash
La tecnologia single o double flash è adottata quando si hanno risorse a liquido dominante in
cui c’è la necessità di separare la fase liquida da quella a vapore che verrà indirizzata in
turbina.
Gli impianti a flash rappresentano più del 42% della potenza geotermoelettrica installata e
circa il 32% degli impianti geotermici in esercizio nel mondo. Le taglie di impianto sono
comprese tra qualche MW e 90 MW con una media per unità produttiva di circa 25.3 MW.
In Fig. n. 13 e Fig. n. 14 sono rappresentati gli schemi semplificati delle tipologie di centrali
rispettivamente a singolo e a doppio flash.
49
Fig. n. 13. Schema di un impianto a single flash a condensazione (google.it/images)
La risorsa è estratta dal pozzo produttivo (PW) con una certa portata e un titolo dipendente
dalla temperatura del serbatoio e dalla pressione alla bocca di pozzo; il fluido verrà poi
laminato e diretto verso un separatore di fase a ciclone (S) percorrendolo tangenzialmente. Il
fluido bifase nel vessel a ciclone a causa delle forze centrifughe si divide nelle due fasi: il
vapore viene raccolto al centro del vessel per poi essere condotto alla turbina, mentre il
liquido saturo è pressato contro le pareti ed espulso dal basso del separatore e direttamente
indirizzato al pozzo di reiniezione (RW) favorendo la ricarica dell’acquifero. Se l’impianto è a
doppio flash il liquido separato subisce un’ulteriore laminazione e vaporizzazione in una
camera di flash (LPS) per cui attraverso una brusca riduzione di pressione si ha
l’evaporazione di una quantità di liquido in relazione, proprio, all’entità della riduzione di
pressione; il vapore prodotto sarà introdotto in turbina ad un livello più basso di pressione,
mentre il liquido sarà convogliato verso il pozzo RW.
Nel processo di separazione è importante che si abbia un titolo di vapore prossimo a 1 per
limitare che le gocce di liquido causino problemi di erosione sulle palette, e che ci siano
incrostazioni oltre ad una diminuzione del rendimento isoentropico di turbina; per questo
motivo viene introdotto un demister. Per preservare le pale dalle gocce di liquido si adottano
pale con scanalature e rivestimenti con materiali con leghe a base di cobalto. Nel caso di
doppio flash la turbina riceve anche il vapore saturo a più bassa pressione ottenuto dal
successivo stadio di separazione delle fasi, che viene introdotto in uno stadio opportuno
nella turbomacchina. In alternativa è possibile installare due diverse turbine con due distinte
pressioni di ammissione. Questa soluzione viene adottata in genere nel caso di elevate
portate volumetriche e quindi elevate potenze.
50
Fig. n. 14 . Schema di un impianto a double flash a condensazione (google.it/images)
Il vapore umido uscente dalla turbina è diretto al condensatore (C) che può essere
raffreddato ad aria, oppure ad acqua di torre e in quest’ultimo caso si può adottare uno
scambiatore a miscela o a superficie di tipo shell and tube. Una torre evaporativa (CT)
raffredda l’acqua di raffreddamento proveniente dal condensatore attraverso lo scambio
evaporativo con l’aria, mentre una pompa (CP) preleva la necessaria portata di fluido freddo
dal vascone di raccolta della torre e lo pompa verso il condensatore per raffreddare il vapore
in uscita dalla turbina.
La pressione di condensazione è molto bassa, tipicamente attorno a 0.10 bar, sono livelli tali
da garantire minori consumi specifici di vapore, a parità di condizioni del vapore estratto,
oltre a mantenere alta la differenza di entalpia in turbina e quindi la potenza dell’impianto. Il
mantenimento di basse pressioni di condensazione è ostacolato dalla presenza nel vapore di
gas incondensabili, come CO2 e H2S che ne comportano un innalzamento e uno scadimento
delle prestazioni nel tempo del ciclo. La separazione di questi gas può avvenire con eiettori o
compressori (Co) a seconda della quantità di gas da rimuovere. A valle del sistema di
rimozione degli incondensabili, un sistema di trattamento degli effluenti gassosi rimuove H2S
e H2 eventualmente presenti; i sistemi normalmente adottati non separano invece la CO2,
che viene liberata in atmosfera. La rappresentazione delle diverse trasformazioni
termodinamiche che interessano il fluido nel diagramma T-s è riportata in Fig. n. 15 per il
single flash e in Fig. n.
16 per il double flash mentre le numerazioni nei diagrammi
corrispondono, rispettivamente a quelle usate nelle Fig. n. 13 e Fig. n. 14.
51
Fig. n. 15. Trasformazione del fluido nell’impianto single flash (google.it/images)
Il processo inizia con il fluido geotermico nelle condizioni dell’acquifero che è in pressione e
generalmente vicino alla curva di saturazione del liquido (punto 0). Dopo che la pressione
viene ridotta grazie alla valvola di laminazione e si ottiene una miscela bifase si entra in un
separatore, questo processo è isoentalpico per cui l’entalpia del fluido non cambia dal
momento che né calore né lavoro è scambiato durante il processo e i cambi di energia
cinetica e potenziale sono trascurabili. Per cui si ha:
50
5
(18)
Il titolo di vapore nel punto 1, x1 può essere calcolato con:
HI !HJ
0
HK !HJ
(19)
dove h5 e h2 sono rispettivamente le entalpie di liquido saturo e vapore saturo alla pressione
di saturazione. La portata massica di vapore secco, D2 e il liquido separato D5 sono date da:
DL
D
1
0 D0
(20)
0
(21)
D0
La potenza elettrica netta generata dall’impianto a flash è quantitativamente equivalente alla
potenza meccanica all’albero della turbina al netto delle perdite del generatore elettrico e
52
depurata della potenza richiesta per gli autoconsumi di centrale quali i pompaggi e le
potenze richieste dai ventilatori delle torri. La potenza di turbina può essere calcolata come:
M2
DN 5
5N
(22)
In una turbina ideale il vapore è sottoposto ad un processo isoentropico in cui l’entropia s
rimane costante come visto in Fig. n. 15 per il passaggio da 2 a 3s. Nella realtà non essendo
la turbina isoentropica, si introduce un rendimento isoentropico ηt , che se noto o stimato è
utile per il calcolo dell’entalpia nel punto 3.
O2
HK !HP
HK !HP,
(23)
L’efficienza isoentropica della turbina in un impianto geotermico può variare fra 81 e 85%.
Fig. n. 16. Trasformazione del fluido nell’impianto double flash (google.it/images)
Dalla relazione che ha permesso di ricavare D2 emerge come la portata di vapore prodotto
cresca al diminuire dell’entalpia del liquido e quindi della pressione di flash, tuttavia al
diminuire di questa si riduce anche l’entità del salto entalpico sfruttabile in turbina, per cui
esiste per ciascuna condizione di pressione dell’acqua geotermica un valore ottimale della
pressione di flash. L’impianto a doppio flash è un miglioramento termodinamico rispetto a
quello singolo, si tratta di un processo simile al precedente con il passaggio del vapore in
una turbina a bassa pressione. Il ricorso al doppio flash permette in genere di ottenere un
incremento della potenza del 15-25% rispetto all’impianto single flash utilizzante la stessa
risorsa mediante la generazione di vapore aggiuntivo. Dall’altra parte però il costo di
53
investimento è più elevato, l’impianto più complesso e le spese di manutenzione risultano più
significative. Ad ogni modo, quando la risorsa è ad elevata temperatura, il ricorso al double
flash è spesso giustificato da maggiori ritorni economici del progetto (Bonacina L. 2011).
3.5.4
Impianti a vapore secco
Le tecniche convenzionali di produzione di energia elettrica da fluidi geotermici fino a ora
descritte richiedono fluidi geotermici particolarmente caldi, con temperature superiori a 180
°C. A parità di rendimento, la quantità di energia elettrica dipende dal contenuto energetico
del fluido geotermico, e sono quindi proprio i campi geotermici da alta entalpia quelli che
producono la grandissima parte di energia elettrica. Il fluido geotermico che ha il miglior
contenuto energetico è il vapore secco e, infatti, per quanto nel mondo vi siano solo 5 campi
geotermici a vapore dominante (tra cui quello di Larderello), questi contribuiscono quasi al
50% della produzione di energia elettrica da fonti geotermiche su scala mondiale.
Lo schema di impianto di una centrale geotermica a vapore secco è raffigurato in Fig. n. 17.
Fig. n. 17. Schema di impianto geotermico a vapore secco (google.it/images)
Il vapore geotermico, di norma saturo o talvolta debolmente surriscaldato, viene estratto
direttamente dai pozzi di produzione ad una pressione comandata nuovamente dalla valvola
a testa pozzo (WV). In genere le pressioni di esercizio variano dai 5 ai 15 bar a fronte di
pressioni nel reservoir (serbatoio) dell’ordine dei 20, massimo 30 bar. A seguire, si rileva la
presenza di un sistema di rimozione del particolato minerale (PR) trasportato dal vapore che
consente di limitare l’azione erosiva delle particelle solide sui componenti dell’impianto e in
modo particolare sulla turbina. I componenti successivi dell’impianto sono gli stessi già visti
nel caso precedente dei sistemi a flash.
54
A differenza dei i cicli di tipo binario che costituiscono la tecnologia più sostenibile dal punto
di vista ambientale, gli impianti a vapore geotermico presentano diversi aspetti che
coinvolgono e fanno emergere numerosi problemi relativi all’impatto ambientale. Il maggior
impatto che questa risorsa ha nei confronti dell’ambiente è relativo all’inquinamento chimico.
Con questo termine si intende lo scarico di elementi e composti pericolosi che sono dannosi
per l’ambiente in fase gas nell’atmosfera o in fase liquida nell’idrosfera. Fra i primi si
menziona la CO2 (come gas serra) e H2S che generalmente si accumulano nel condensatore
e vengono rimossi da un opportuno compressore di estrazione o da eiettori che li scaricano
in atmosfera. Lo smaltimento di queste acque in superficie è estremamente pericoloso,
soprattutto per la presenza di mercurio e arsenico, i quali possono accumularsi nei sedimenti
e negli organismi biologici. La reiniezione delle acque reflue, (provenienti dal condensatore o
dagli eventuali flash) nell’acquifero costituisce attualmente la migliore soluzione. E’
fondamentale inoltre evitare il contatto tra le acque geotermiche reflue e gli acquiferi
superficiali, mediante un’opportuna realizzazione dei pozzi di reiniezione, ben tubati e
cementati.
Altri impatti secondari, che si rilevano anche nelle altre tipologie di impianto, sono relativi alla
rumorosità, questo include sia il rumore generato durante le fasi di perforazione e
costruzione dell’impianto, sia quello fluidodinamico legato al prelievo e allo scarico dei fluidi.
Non è da tralasciare l’impatto visivo legato ai componenti e al pennacchio di vapore prodotto
dalle torri ad umido (Bonacina L. 2011).
3.5.5
Impianti binari
Per cambiare lo scenario a macchia di leopardo della produzione geotermoelettrica nel
mondo e renderla in grado di affrontare massicciamente il problema energetico e le
emissioni di CO2 occorre utilizzare altre metodologie, fino a pochi anni fa poco economiche
ma che oggi sono tornate alla ribalta con le nuove necessità energetiche. Una tecnologia già
matura, per quanto nuove ricerche potrebbero portare a ottimizzarla ulteriormente, è quella
dei cicli binari, che permette di produrre elettricità utilizzando acquiferi con temperatura
inferiore a 175 °C.
55
Fig. n. 18. Schema di impianto geotermico a ciclo binario per generazione di elettricità. In
rosso il circuito del fluido geotermico, in verde il circuito del fluido secondario, in blu il circuito
di raffreddamento (google.it/images)
In questo processo l’energia proveniente dai fluidi geotermici è trasmessa, attraverso uno
scambiatore di calore, a un fluido secondario. Il fluido secondario di solito è un fluido
organico come n-pentano o iso-butano (Orc, Organic rankine cycle) o una miscela di acqua e
ammoniaca (Kalina cycle) avente la caratteristica di vaporizzare a una temperatura inferiore
rispetto all’acqua, producendo un’alta pressione di vapore. Il fluido secondario lavora in un
ciclo Rankine convenzionale: il fluido geotermico cede calore al fluido secondario attraverso
uno scambiatore di calore, nel quale questo fluido si riscalda e poi vaporizza; il vapore
prodotto aziona una normale turbina a flusso assiale collegata ad un generatore, è poi
raffreddato, passando allo stato liquido. La condensazione a fine ciclo permette il riutilizzo
dello stesso fluido in un nuovo ciclo e l’azzeramento delle emissioni liquide e gassose.
Scegliendo opportunamente il fluido secondario, è possibile costruire impianti binari, che
sfruttano fluidi geotermici con temperature comprese tra 85 e 175°C. Il limite superiore è
imposto dalla stabilità termica dei fluidi organici di lavoro, il limite inferiore da fattori tecnicoeconomici: sotto questa temperatura, gli scambiatori di calore dovrebbero avere una
dimensione talmente grande da rendere il progetto non economico. Gli impianti binari
operano in circuiti chiusi: né i fluidi di lavoro, né i fluidi geotermici vengono a contatto con
l’esterno, con ovvi vantaggi per l’ambiente.
Oltre che con i fluidi geotermici a temperatura medio-bassa e con quelli di scarico, gli
impianti binari possono essere impiegati quando si vuole impedire che il fluido geotermico
passi, con la diminuzione di pressione, dalla fase liquida a quella di vapore (flashing), ad
esempio per evitare fenomeni di incrostazione. In questo caso, il fluido geotermico è
56
mantenuto pressurizzato mediante pompe in pozzo, e l’energia è estratta dall’impianto
binario.
Gli impianti binari sono di solito costruiti in unità modulari di potenza compresa tra poche
centinaia di kW e ed alcuni MW e. Queste unità possono essere collegate l’una con l’altra in
modo da formare impianti della potenza di qualche decina di megawatt. Il loro costo dipende
da numerosi fattori, ma soprattutto dalla temperatura del fluido geotermico disponibile, che
determina le dimensioni della turbina, degli scambiatori di calore e del sistema di
raffreddamento. La dimensione totale dell’impianto influisce poco sul costo specifico, dato
che più unità modulari standard sono collegate in serie per avere la potenza desiderata.
In pozzi che non producono spontaneamente vapore, o quando non conviene che il fluido
vaporizzi in pozzo (ad esempio per evitare depositi di calcite), è calata in pozzo una pompa
che esercita una pressione sufficiente a portare in superficie il fluido allo stato liquido. Il
rendimento netto di conversione elettrica è piuttosto basso rispetto alla generazione diretta
da fluidi geotermici, ovviamente, e il suo aumento rappresenta uno degli obiettivi della
tecnologia futura.
Gli impianti binari sono stati largamente sperimentati e hanno dimostrato di essere un mezzo
economico e tecnicamente affidabile per trasformare in elettricità l’energia contenuta nei
campi geotermici ad acqua dominante. Negli anni ’90 è stato sviluppato un nuovo sistema
binario, il ciclo Kalina, che utilizza, come fluido di lavoro, una miscela di acqua e ammoniaca.
Durante il ciclo, il fluido di lavoro è fatto espandere, in condizioni di surriscaldamento,
attraverso una turbina ad alta pressione, e poi riscaldato, prima di essere immesso in una
turbina a bassa pressione. Dopo la seconda espansione, il vapore saturo passa attraverso
un recuperatore di calore ed infine condensa in un condensatore raffreddato ad acqua. Gli
impianti a ciclo Kalina sembrano avere un rendimento superiore a quello degli impianti binari
ORC, ma, rispetto a questi ultimi hanno una maggiore complessità costruttiva e di
funzionamento.
L’impiego di questi sistemi permette sia di aumentare la produzione elettrica in campi ad alta
entalpia e acqua dominante, utilizzando in cascata le acque calde di scarico emesse dai
separatori o inserendosi a valle dei condensatori (cicli combinati), sia di ampliare le aree di
produzione geotermoelettrica, comprendendo innanzitutto le zone marginali dei campi
geotermici in coltivazione ed estendendosi a tutte le aree che presentano più blande
anomalie termiche, di solito legate a particolari processi tettonici.
Si stima che nel mondo gli impianti a ciclo binario potrebbero essere estesi a moltissime
zone, anche in paesi considerati solo moderatamente geotermici, permettendo di aumentare
notevolmente l’attuale potenza installata. Da notare che l’Italia produce questo tipo di
impianti, ma fino a ora quasi esclusivamente solo per il mercato estero, infatti in Italia esiste
57
un solo impianto geotermico binario costruito a Bagnore sul Monte Amiata (ed entrato in
funzione nel giugno 2013), o per usi diversi dal geotermico (Dickson M.H. & Fanelli M. 2004).
3.5.6
Impianti ibridi
La produzione di energia elettrica e/o di calore da fonte geotermica può avvenire in impianti
ibridi, benché a oggi questi non siano ancora stati sufficientemente sviluppati. Gli impianti
ibridi vedono l’accoppiamento della geotermia con la produzione di calore da carbone, legna
o biomasse, per scaldare l’acqua di una caldaia e trasformarla in vapore, che poi è sfruttato
con impianti simili a quelli appena presentati. Sono in fase di sperimentazione anche
combinazioni di geotermia con solare termico (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
3.5.7
Reiniezione dei fluidi nel sottosuolo
I benefici della produzione geotermoelettrica derivano in grandissima misura dal fatto che
non solo si produce un’energia che non subisce variazioni stagionali, giornaliere o
meteorologiche ma per il fatto che, se bene coltivata, essa è una risorsa praticamente
inesauribile.
Si parla di coltivazione di campi geotermici più che di sfruttamento, per distinguere la
geotermia dall’ambito minerario, nella quale viene, ingiustamente, spesso relegata. I campi
geotermici idrotermali vanno coltivati adeguatamente garantendo la sostenibilità della
risorsa, un’ obiettivo cruciale se si estraggono dal sottosuolo fluidi che non sono ripristinati.
Già negli anni ’80 proprio in Italia si dimostrò l’importanza e l’efficacia dei reiniezione dei
fluidi nel sottosuolo per favorire il mantenimento della portata e la conservazione delle
condizioni del sottosuolo, e in particolare del serbatoio. Di fatto l’obiettivo della geotermia
non è quello di estrarre materiale dal sottosuolo, come nelle attività minerarie, ma
esclusivamente di utilizzare il calore immagazzinato sotto la superficie terrestre. L’acqua
reiniettata è quella separata a monte dell’unità di produzione, nei separatori più quella
proveniente dal condensatore.
Nel caso di campi geotermici a vapore si recupera dal condensatore solo una parte del fluido
e gran parte del vapore si disperde in atmosfera. Lo smaltimento anche solo del 30% del
fluido comporta lo smaltimento di circa 100 tonnellate all’ora di condensato, che proviene da
300 tonnellate all’ ora di vapore estratto per alimentare una centrale da 40 MW e.
La reiniezione gioca un ruolo fondamentale dal punto di vista:
•
economico
•
ambientale
Per quanto riguarda l’aspetto economico la reiniezione permette di prevenire la diminuzione
di pressione di un serbatoio idrotermale e quindi garantire la sua produttività; mentre per
quanto riguarda l’aspetto ambientale essa consente di smaltire fluidi dal chimismo
58
pericolosamente dannoso per l’ambiente superficiale e ridurre la subsidenza, ovvero
l’abbassamento del suolo legato all’estrazione di ingenti volumi di liquidi.
La reiniezione avviene attraverso pozzi nei quali il fluido si infiltra nel sottosuolo o
direttamente per gravità o perché pompato artificialmente. Per ridurre i costi si cerca quanto
più possibile di riutilizzare pozzi già perforati e non andati a buon fine, per esempio perché
non hanno trovato una permeabilità sufficiente, anche se una certa permeabilità deve essere
garantita per poter disperdere il fluido.
Non si può reiniettare ovunque e senza criterio perché la reiniezione di acque fredde
modifica l’ambiente idrotermale profondo e rischia di interferire con la produzione. Non è
quindi infrequente la perforazione di pozzi per la reiniezione di fluidi in luoghi selezionati in
base ad un’attenta valutazione (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
3.6 Produzione geotermoelettrica in Italia e nel mondo
L’Italia può vantare nella geotermia convenzionale non soltanto un primato storico, essendo
stata la prima nazione a produrre energia elettrica da fluidi geotermici e fino al 1952 l’unica
produttrice al mondo, ma anche un bagaglio di conoscenze e competenze riconosciute in
tutto il mondo. Nella classifica della produzione di energia geotermoelettrica, riportata in Tab.
n. 5, l’Italia si colloca al quinto posto al mondo (dopo gli Stati Uniti, le Filippine, l’Indonesia e
il Messico) e prima in Europa. Tale posizione si deve soprattutto al fatto che l’Italia ha,
situata nella Toscana meridionale, una delle più importanti risorse geotermiche al mondo.
Pochi in Italia sono consapevoli di questa realtà, e nell’immaginario comune il paese europeo
geotermico per eccellenza è l’Islanda: eppure l’Italia ha una potenza installata di 843 MW e
contro i 575 MW e dell’Islanda.
Ciò che veramente differenzia l’Italia dall’Islanda è da una parte il contributo della geotermia
al fabbisogno energetico della nazione (il 25% in Islanda contro l’1.5% in Italia) e dall’altra
l’aumento della potenza installata che in Italia negli ultimi cinque anni è stato minore del 10%
mentre in Islanda si è avvicinato al 200%.
L’Italia con la sua geologia favorevole, la presenza di risorse straordinarie e l’ampia
estensione di aree potenzialmente utilizzabili per impianti di tipo binario, rappresenta il paese
geotermico per eccellenza nell’Unione Europea. Tuttavia le difficoltà burocratiche e le
numerose polemiche connesse agli aspetti di impatto ambientale degli impianti convenzionali
attuali sta rallentando notevolmente lo sviluppo geotermico nelle aree toscane, quelle più
privilegiate dalla geologia.
La geotermia convenzionale può contribuire notevolmente al fabbisogno energetico di paesi
vulcanici poco popolati, o non particolarmente industrializzati come le nazioni dell’America
centrale, diverse isole dell’Asia e le nazioni africane attraversate dal Rift. Negli ultimi 5 anni
59
si hanno avuti incrementi significativi nella produzione di energia elettrica da fonte
geotermica in paesi come Costa Rica, Islanda, Indonesia, Kenya, Messico e Filippine.
Tutti i paesi geotermici hanno in programma di aumentare la loro produzione nel prossimo
futuro, seppur con un ritmo di espansione molto variabile, che dipende in larga misura dalle
condizioni economiche e politiche interne.
Attualmente la geotermia produce nel mondo 10 GW e (che copre lo 0.4% del fabbisogno
energetico mondiale) e 67 TWh all’anno di elettricità. Per avere un’idea del peso relativo
della geotermia rispetto alle altre rinnovabili si pensi che della produzione mondiale da
rinnovabili 89% è stato prodotto da idroelettrico, 5.7% da biomasse, 3.3% da eolico, 1.8% da
geotermico, 0.16% da solare e 0.02% dalle maree: il tam tam mediatico non è certamente
proporzionale alla produzione di energia.
Con le attuali tecnologie si prevede di arrivare a produrre almeno il doppio. Il limite principale
della geotermia idrotermale ad alta entalpia, che rappresenta oggi la quasi totalità della
produzione, è che rimane geograficamente poco distribuita perché fluidi molto caldi e
superficiali si ritrovano solo in zone della Terra con peculiari condizioni geologiche. Gli
elevati costi d’investimento e i rischi iniziali la rendono meno attraente di altre energie
rinnovabili, malgrado i benefici spesso maggiori che ha nel medio periodo.
Il recente progresso delle tecnologie per la produzione di energia elettrica a medie
temperature (cicli binari) ha fatto aumentare enormemente la stima dell’energia elettrica
ottenibile con la geotermia.
È stato stimato che in Italia il solo utilizzo di queste tecniche potrebbe portare nel 2020 la
potenza geotermoelettrica complessiva installata dagli attuali 843 MW e a circa 1500 MW e,
con un risparmio in combustibili fossili di 1.2 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Tep).
Oltre che con gli sviluppi tecnologici dei sistemi binari si potrà assistere nel prossimo futuro a
un deciso incremento nella produzione di energia elettrica derivante dallo sfruttamento
dell’energia geotermica solo investendo nella ricerca di nuove tecniche di esplorazione e
perforazione, e nell’ottimizzazione dell’estrazione dei fluidi e del calore del sottosuolo
(Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
60
Tab. n. 5. Produzione elettrica da geotermico nei principali produttori di energia
geotermoelettrica (Manzella A. & Ungarelli C., 2011).
Paese
Produzione di energia elettrica da
geotermico in GWh (2010)
Stati Uniti
Filippine
Indonesia
Messico
Italia
Islanda
Nuova Zelanda
Giappone
Kenya
El Salvador
Costa Rica
Turchia
Papa Nuova
Guinea
Russia
Nicaragua
Guatemala
Portogallo
Cina
Francia
Germania
Etiopia
Austria
Thailandia
Australia
16603,3
10310,9
9600
7047,4
5520
4597
4055
3063,5
1430
1422
1131
489,7
450
440,7
310
289,2
175
150
95
50,2
10
3,8
2
0,5
61
62
CAPITOLO 4
USI DIRETTI DEL CALORE GEOTERMICO
4.1 Utilizzazione diretta del calore geotermico
L’utilizzazione diretta del calore è la forma di sfruttamento dell’energia geotermica più antica,
diversificata, versatile e comune. Fra gli usi diretti quello di maggior importanza applicativa è
estrarre o immettere energia termica dal terreno e dai suoi fluidi per trasmetterla all’interno di
un ambiente, generalmente residenziale o commerciale, in cui si vuole effettuare una o
entrambe le seguenti operazioni (Froldi, 2013):
•
riscaldamento nella stagione invernale;
•
raffrescamento nella stagione estiva.
4.2 Condizionamento degli ambienti: le Pompe di Calore geotermiche
Gli usi diretti del calore geotermico hanno avuto grande incremento negli anni recenti in
seguito alla diffusione, soprattutto negli Stati Uniti ed in Europa, delle pompe di calore (PdC),
che rappresentano oggi uno dei settori di sviluppo di maggiore interesse. Prima di parlare
nello specifico della PdC geotermica è necessario definire bene prima cosa si intende
quando si parla di Pompa di Calore.
Le pompe di calore sono macchine che trasportano energia termica da un ambiente a
temperatura più bassa a un ambiente a temperatura più alta, per effetto dell’apporto di lavoro
alla macchina.
Le pompe di calore sono quindi macchine che spostano il calore in direzione opposta a
quella in cui tenderebbe naturalmente. Esse sfruttano la proprietà fisica dei fluidi di assorbire
o cedere calore rispettivamente quando vaporizzano o condensano (Bellucci L. & Fanelli M.
2005).
63
Fig. n. 19. Rappresentazione schematica di una Pompa di Calore. Dove L è il lavoro fornito, Q0
è il calore evaporato (ovvero il calore assorbito dall’ambiente a temperatura T0), Q1 è il calore
condensato (ovvero il calore reso disponibile all’ambiente a temperatura T1) (Tinti F., 2007)
La pompa di calore è spesso utilizzata come impianto di riscaldamento (o raffreddamento)
per ambienti interni e per il riscaldamento dell’acqua calda sanitaria. Contrariamente ai
sistemi tradizionali ad energie fossili (olio per il riscaldamento, gas naturale,..) che producono
calore bruciando queste risorse, le PdC prendono il calore presente nell’ambiente: aria,
acqua o suolo, a dipendenza del tipo di impianto scelto, e lo trasferiscono con l’ausilio di
energia elettrica nel luogo dove è richiesto (Tinti F. 2007).
La pompa di calore in sé è costituita da un circuito chiuso, percorso da uno speciale fluido
termovettore (fluido frigorigeno) che, a seconda delle condizioni di temperatura e di
pressione in cui si trova, assume lo stato liquido o di vapore. II circuito chiuso è costituito da:
•
Condensatore e Evaporatore: sono due scambiatori di calore in cui il fluido passa e cede
calore condensando mentre ne acquisisce evaporando. La loro forma è dettata dal tipo
di scambio che devono fare: acqua o aria. Con l’aria la forma tipica è quella di fasci
tubieri (in cui scorre il liquido interno alla PdC) che attraverso fasci lamellari per
aumentare la superficie di scambio con l’aria. Con l’acqua, lo scambiatore ha la forma di
due fasci tubieri a contatto in cui scorrono i fluidi termovettori (è il caso delle PdC
geotermiche) e dove avvengono condensazione ed evaporazione.
•
Compressore: ove il fluido, allo stato gassoso e a bassa pressione, proveniente
dall'evaporatore, viene portato ad alta pressione e di conseguenza a maggiore
temperatura; inoltre nella compressione assorbe ulteriore quantità di calore dal lavoro
del compressore. Il compressore più utilizzato è quello alternativo. Questo si adatta
64
molto bene per piccole e medie utenze ed è una macchina ben collaudata e conosciuta.
Il compressore alternativo è composto di pistone e di 2 valvole automatiche: una
d’aspirazione e una di mandata azionate entrambe dal movimento del pistone. Questo
va lubrificato con dell’olio che in piccole parti viene trascinato dal fluido all’interno del
circuito fino all’evaporatore dove si divide dal vapore, quindi raccolto e riportato nel
carter del compressore. In certe macchine il sistema garantisce abbastanza velocità al
vapore di ritorno dall’evaporatore da trascinare l’olio al compressore.
•
Valvola di laminazione (o di espansione): essa è presente tra condensatore ed
evaporatore. Si tratta di un congegno che permette di abbattere la pressione del fluido
condensato prima che arrivi all’evaporatore. Essa è controllata dalla pressione e dalla
temperatura dell’evaporatore, le quali, aprono e chiudono la valvola garantendo sempre
vapore surriscaldato (sarebbe un problema se vapore sulla linea di rugiada passasse
dentro il compressore) e ad una determinata pressione al compressore.
•
Valvola di inversione: si tratta di una apposita valvola a quattro vie che può invertire il
ciclo per poter raffreddare in estate e riscaldare in inverno, quindi trasformare
l’evaporatore in condensatore e viceversa.
Sul diagramma termodinamico entalpia (h) pressione (p), rappresentato in Fig. n. 20, si
identifica il ciclo termodinamico che il fluido compie in una pompa di calore.
Fig. n. 20. Ciclo termodinamico della pompa di calore (Lazzarin R., 1982)
Il ciclo termodinamico si articola nelle seguenti fasi:
65
•
4-1 avviene la condensazione del fluido che passa da vapore surriscaldato in 4 a liquido
saturo in 1. Questa è una trasformazione isoterma con perdita di entalpia in quanto qui
il fluido cede calore.
•
1-2 passaggio nella valvola di laminazione con caduta di pressione a parità d’entalpia. Il
fluido evapora leggermente in quanto in 2 si trova all’interno della campana “liquidovapore”.
•
2-3 passaggio del fluido nell’evaporatore, la trasformazione avviene a temperatura
costante con aumento entalpico. In 3 il fluido è vapore saturo non ancora surriscaldato.
•
3-4 passaggio del vapore all’interno del compressore ove, oltre ad aumentare di
pressione aumenta la sua entalpia in quanto viene aggiunto ad esso sottoforma di calore
il lavoro del compressore (Cerica L. 2007).
In sintesi, durante il funzionamento della pompa di calore si ha assorbimento di calore Q0
dall’ambiente esterno nell’evaporatore, una cessione di calore Q1 all’ambiente da riscaldare
nel condensatore ed un consumo di energia elettrica L nel compressore.
L’effetto utile della pompa è il calore Q0
Q
R, che può essere utilizzato per riscaldare un
ambiente o altro.
Il comportamento della PdC è qualificato dal coefficiente di effetto utile o COP (Coefficient of
Performance):
WI
WI !W
1TU3?V
XI
Y
(24)
dove Q1 è il calore condensato [J], ovvero reso disponibile all’ambiente (sorgente) a
temperatura T1, L il lavoro fornito [J], T1 temperatura della sorgente calda [K], T0 temperatura
della sorgente fredda [K] (Tinti F. 2007).
Le pompe di calore sono reversibili e possono essere usate sia per fornire che per sottrarre
calore ad un ambiente, svolgendo una funzione riscaldante nel periodo invernale e
refrigerante in quello estivo. Nelle due configurazioni, di riscaldamento e di raffreddamento,
la macchina ed il ciclo termodinamico restano gli stessi. Il cambiamento dell’effetto della
pompa è ottenuto invertendo con una apposita valvola, detta valvola di inversione, il flusso
del fluido frigorigeno tra i due scambiatori di calore in modo che quelli che operano come
evaporatore e condensatore, operino come condensatore ed evaporatore, come illustrato
nella Fig. n. 21 (Bellucci L. & Fanelli M. 2005).
66
T1
RAFFREDDAMENTO
RISCALDAMENTO
Condensatore
Condensatore
Pozzo esterno a T maggiore
Ambiente interno da
riscaldare
Q1
Compressore
Compressore
Evaporatore
Evaporatore
L
C
Q0
T0
Pozzo esterno a T minore
Ambiente interno da
raffreddare
Fig. n. 21. Schematizzazione del ciclo termodinamico di una pompa di calore (Froldi P., 2013)
Il rendimento della pompa in configurazione di raffreddamento è denominato effetto utile o
Energy Efficiency Ratio (EER) ed è esprimibile dal seguente rapporto:
1TUZ
[[9
W
WI !W
questa relazione confrontata con la relazione di COP
X
Y
PdC
(25)
permette di ricavare due importanti
relazioni:
1TUZ
Q0
1TU3?V
Q
R
1
(26)
(27)
Da cui si comprende come la tecnologia PdC sia in grado di risparmiare energia poiché,
essendo il calore gratuito prelevato dall’ambiente (Q0) generalmente in quantità di gran lunga
67
superiore a quello ceduto dal compressore (L), che viene pagato dall’utente finale, il risultato
è energeticamente molto buono (Froldi P. 2013).
Il fluido refrigerante viene scelto con un campo di temperatura e pressione particolare, in
modo da evitare infiltrazioni di aria nel circuito. Tralasciando gli altamente inquinanti
clorofluorocarburi, giudicati fuorilegge nel 1996, in quanto l’alto contenuto di cloro
danneggiava l’ozono atmosferico, i fluidi più comunemente utilizzati nell’industria frigorifera e
delle pompe di calore erano i freon, o R22, derivati alogeni degli idrocarburi (HCFC), che
sono stati però abbandonati anch’essi,
nel 2005,
perché dichiarati responsabili
dell’allargamento del buco dell’ozono e sostituiti da miscele di HFC (fluoro-carburi
idrogenati), meno nocive. Per il funzionamento della pompa di calore, è sicuramente da
ricordare la miscela R407C, composta da R32, R125 e R134a, nella misura del 23,25 e 52%
in peso. Non contenendo cloro, l'R407C non danneggia l'ozono atmosferico, inoltre presenta
un potenziale di effetto serra inferiore all'R22.
Un’ulteriore alternativa è rappresentata dal ritorno all’utilizzo dei refrigeranti naturali, a
impatto limitatissimo sull’ambiente, in quanto privi di cloro e di fluoro, come: l’ammoniaca
(R717), gli idrocarburi propano (R290), propilene (R1270) e isobutano (R600), l’acqua
(R718) e l’anidride carbonica (R744). In particolare, per le pompe di calore, è in corso di
studio la possibilità di utilizzare il propano R290, il quale però presenta problemi di
infiammabilità che, in caso di non adeguata messa in sicurezza, impediscono il suo utilizzo a
norma di legge.
Ricordiamo che ufficialmente questi prodotti si identificano con l’iniziale maiuscola R seguita
da un numero. Il simbolo R è l’iniziale di “Refrigerant”, cioè dell’equivalente inglese di “fluido
frigorigeno”. Dal numero della sigla si risale alla composizione della molecola. Detti m, n, p,q
i numeri degli atomi di carbonio, idrogeno, fluoro e cloro presenti nella molecola, il primo
numero della sigla è:
D
1
(28)
1
(29)
il secondo è:
il terzo è:
7
Il numero q degli atomi di cloro si ricava dalla relazione:
4
per i derivati alogenati del metano.
Invece q è pari a:
68
7
(30)
6
7
(31)
per i derivati alogenati dell’etano (Cavallini A. & Mattarolo L. 1988).
Tutti questi fluidi sono stati e vengono utilizzati in quanto presentano un buon effetto
frigorifero, cioè hanno a disposizione una quantità di calore necessaria all’evaporazione
dell’unità di massa di sostanza nell’evaporatore (Tinti F. 2007).
L’utilizzo delle Pompe di Calore nella climatizzazione ambientale necessita, per ottimizzare i
rendimenti energetici, di un pozzo termico stabile da cui estrarre il calore:
1. la cui temperatura (T0) sia la più prossima a quella dell’ambiente nel quale restituire
l’energia termica prelevata, ovvero realizzando un innalzamento di temperatura il più
basso possibile;
2. la cui escursione di temperatura stagionale sia la più ridotta possibile poiché essa è
pressoché sempre, almeno parzialmente a meno di uno sfasamento temporale,
diametralmente opposta alla richiesta energetica dell’ambiente.
Le sorgenti fredde (pozzi termici), dalle quali viene generalmente estratto calore, si
distinguono come segue:
•
Aria - PdC aerotermica: presenta il vantaggio di essere disponibile ovunque, ma anche il
grande svantaggio di avere una temperatura molto variabile e a tendenza termica in
contro fase rispetto alla domanda termica degli ambienti da climatizzare. Pertanto
l’efficienza della PdC aerotermica diminuisce con il diminuire della temperatura della
sorgente (fase invernale).
•
Acqua – PdC idrotermica: essa può essere acqua di falda, di fiume, o di lago oppure
accumulata in serbatoi e riscaldata da collettori solari; questa fonte svicola
maggiormente il sistema termo frigorifero dalle condizioni ambientali presenti all’esterno.
•
Terreno – PdC geotermica: è sicuramente la fonte fredda a maggior stabilità e inerzia
termica; lo svantaggio delle soluzioni con sfruttamento geotermico risiedono nella
maggiore complessità e onerosità impiantistica ed economica, dovuta agli scambiatori.
Per cui abbiamo 3 tipi di Pompe di Calore:
•
Acqua – aria;
•
Acqua – acqua;
•
Salamoia (terreno) – acqua;
dove il primo termine identifica la sorgente fredda mentre il secondo si riferisce al fluido
utilizzato dalla pompa per distribuire calore negli ambienti interni.
69
Per quanto riguarda la pompa di calore acqua-aria, il suo funzionamento ricorda quello di un
condizionatore da parete, in quanto sfrutta l’aria come sorgente esterna di calore e per lo
scambio termico si hanno le tipiche batterie alettate: l’aria viene riscaldata o raffreddata nel
passare tra i ranghi della batteria, le alette a contatto con i tubi aumentano la superficie di
scambio, infine all’interno dei tubi il fluido refrigerante condensa ed evapora. Un problema
nell’utilizzo dell’aria consiste nella fluttuazione della temperatura di evaporazione in un
campo di valori tanto più esteso quanto più il clima è variabile. Questo fa abbassare
notevolmente il COP medio, che per un sistema di questo tipo si attesta su valori compresi
tra 2 e 3,5.
L’acqua sotterranea è invece la fonte di calore più appropriata per la pompa di calore, in
quanto la sua temperatura è per lo più costante durante l’anno (tra i 10°C e i 15°C in
condizioni normali e tra i 15°C e i 25°C in zone con gradiente geotermico anomalo, come per
esempio nelle adiacenze di località termali). Possono essere utilizzate anche acque
superficiali, quali acque di laghi, fiumi o mare, che presentano però un’instabilità maggiore.
L’impiego di una pompa di calore acqua-acqua necessita un’autorizzazione, il cui iter
burocratico può variare da regione a regione, e in genere è particolarmente difficile da
ottenere per quanto riguarda le acque di pozzo. Se lo scambio avviene con acqua, lo
scambiatore assume spesso la forma a fascio tubiero: all’interno di un contenitore cilindrico,
chiamato mantello, sono posti numerosi tubi paralleli che ne collegano le due estremità;
l’acqua può circolare nello spazio esterno ai tubi e delimitato dal mantello, in ciò guidata da
opportuni setti divisori. All’interno dei tubi avviene la condensazione o l’evaporazione del
liquido refrigerante. Con l’acqua è possibile un migliore scambio termico che con l’aria e non
si ha il problema dello sbrinamento delle batterie. L’acqua però presenta anche degli
svantaggi, in quanto può essere corrosiva (in particolar modo l’acqua di mare ma anche
quella di pozzo) e può esserci il pericolo di incrostazioni, che sono in grado di ridurre
drasticamente l’efficienza degli scambiatori, coprendone in tempi brevi la superficie. Altro
problema riguardante l’utilizzo dell’acqua come sorgente fredda è che le falde possono
essere a grande profondità e raramente si ha a disposizione un lago o un fiume. In ogni caso
l’acqua di pozzo è la migliore sorgente esterna possibile in termini di COP, che può arrivare
ad avere un valore pari a 5,5, con punte anche intorno a 6.
Infine la pompa di calore salamoia-acqua (di cui si occupa specificatamente questa tesi)
sfrutta l’energia naturale immagazzinata nel terreno, attraverso una o più sonde geotermiche
verticali tra i 50 e i 300 metri di profondità o attraverso fasci di tubi orizzontali installati nel
terreno ad una profondità di circa 1 metro (per evitare problemi di gelo). Al loro interno scorre
una miscela di acqua e antigelo (in genere glicole, da questo la definizione di “salamoia”),
che scambia energia con il terreno, a seconda del fine di riscaldamento o raffrescamento a
cui si aspira.
70
Tale idea risale agli anni ’50 negli U.S.A e deriva dal tentativo di reperire un’altra sorgente
che, come l’aria, fosse disponibile ovunque, ma con una maggior uniformità di temperatura.
In ogni caso, le temperature che si possono avere per la sorgente fredda terreno dipendono
anch’esse dalla latitudine e dal clima.
La soluzione terreno è vista come una soluzione promettente soprattutto esaltandone la sua
caratteristica di essere un accumulo solare, immagazzinando l’energia nei mesi più caldi e
disperdendola lentamente nei mesi più freddi. In tal modo, eventualmente con l’ausilio di
soluzioni integrate, per esempio con pannelli solari, è possibile far funzionare l’impianto sia in
riscaldamento che in raffrescamento, durante tutto l’anno, con il risultato che il bilancio
energetico del terreno, nell’intero periodo, sia pari a zero, cosi da non compromettere né il
rendimento della macchina né la crescita arborea sulla superficie (Tinti F., 2007).
Se ne ricava che utilizzare come pozzo termico l’aria esterna (pur essendo possibile e
praticato soprattutto per i minori costi di impianto) fornisce rendimenti energetici decisamente
più bassi rispetto a quelli ottenibili utilizzando come pozzo termico stabile il sottosuolo.
A fronte di queste premesse gli impianti geotermici presentano i seguenti vantaggi:
1. permettono un incremento dell’efficienza energetica e ambientale;
2. funzionano con impianti a bassa temperatura (per massimizzare i COP e quindi
minimizzare il prelievo di energia elettrica dalla rete, nel caso di PdC elettriche
geotermiche);
3. presentano elevati valori di COP (che non è un parametro fisso per ogni macchina
ma dipende dalle condizioni di funzionamento).
Le PdC geotermiche sono in genere PdC elettriche cioè il lavoro che fa muovere il
compressore è dato dall’energia elettrica prodotta da un motore elettrico ad esso collegato.
Per cui si parla di Pompe di Calore elettriche geotermiche.
Fig. n. 22. Esempio di sistema energetico con pompa di calore elettrica geotermica. L’energia
(calore) sottratta al terreno è incrementata dalla pompa di calore, consumando una certa
71
quantità di energia elettrica, e trasferita all’ambiente abitativo. Nel bilancio energetico totale,
uno degli elementi, l’energia ceduta dal terreno, non ha costi (Bellucci L. & Fanelli M.,2005).
È’ evidente che, nel caso di PdC elettriche (considerando la tipologia di fonte energetica
impiegata per la generazione elettrica e l’intera catena di produzione, trasporto e
distribuzione dell’energia elettrica medesima) il valore complessivo dell’efficienza energetica
della conversione si riduce sensibilmente.
In tal senso, l’effettuazione di bilanci energetici deve ricorrere ad un altro indicatore
prestazionale (diverso da COPPdC e COPF ) denominato PER (Primary Energy Ratio) che
rappresenta il rapporto tra l’energia termica utile trasferita all’ambiente da riscaldare e
l’energia consumata.
In genere l’energia fornita è tre – quattro volte quella spesa per il funzionamento. Quindi
malgrado esse abbiano bisogno di energia elettrica per funzionare, con un buon impianto di
scambio e in condizioni geologiche adatte il bilancio energetico è positivo (Froldi P. 2013).
Tipologie di PdC elettriche geotermiche:
A livello di tipologia e componentistica interna, le PdC geotermiche si possono distinguere
oggi in:
1. per installazione interna o esterna;
2. per circuiti aperti (open loop) o per circuiti chiusi (closed loop);
3. per il tipo di utilizzo:
•
monovalente: in questa modalità di utilizzo la PdC copre il 100% del
fabbisogno termico dell’edificio servito, per tutto l’anno;
•
monoenergetico: significa che il vettore energetico è l’unico (es. elettricità o
gas), ma la PdC non copre da sola il 100% del fabbisogno termico
dell’edificio, ma la maggior parte; si tratta generalmente di un bivalente
parallelo;
•
bivalente (alternativo, parallelo): la PdC copre solo parte del fabbisogno, con
modalità di funzionamento alternata o in parallelo. Vi sono due generatori di
calore con due vettori energetici anche diversi, la PdC copre il fabbisogno
fino ad una temperatura esterna rilevata prefissata, oltre la quale funziona
insieme (parallelo) all’altro generatore di calore o si attiva solo quest’ultimo
escludendo la PdC;
•
bivalente/rigenerativo: è il caso di un bivalente alternativo in cui il secondo
sistema è servito da un generatore di tipo rinnovabile (es. biomasse o solare
72
termico) che subentra quando ha energia sufficiente per il servizio previsto
(es. ACS, riscaldamento, acqua per piscine, ecc.);
4. per campo di impiego della PdC nei confronti della temperatura;
5. per tipo di reversibilità: PdC a ciclo reversibile o non reversibile
6. per tipologia di integrazione termica per riscaldamento o produzione di ACS; con o
senza resistenza elettrica integrativa;
7. per tipologia e numero di compressori: in genere si tratta di compressori di tipo scroll,
se più di uno sono messi in funzionamento in serie. In questi compressori la
compressione del gas avviene con due spirali evolventi adeguatamente accoppiate
tra di loro. Una spirale fissata rigidamente al centro della macchina (statore), mentre
l’altra compie un movimento non rotativo ma orbitale (rotore), grazie al quale tra le
spire si originano volumi circoscritti di gas che si spostano verso l’interno della
macchina comprimendosi. Si ottiene così una compressione particolarmente
uniforme limitando o annullando quindi le classiche pulsazioni che caratterizzano il
funzionamento dei compressori alternativi;
8. per tipologia di azionamento dei compressori: con motore elettrico fisso o a giri
variabili (sotto inverter). Gli inverter sono dispositivi elettronici in grado di convertire
un tipo di corrente elettrica in un altro;
9. per tipologia di produzione termica: solo per riscaldamento e/o raffreddamento e per
la produzione di ACS ad alta temperatura;
10. per tipologia di fluido frigorigeno utilizzato in funzione delle temperature operative
della PdC: oggi si tende ad usare refrigerante R410A e R407C e, eccezionalmente
per alte temperature il R134a.
I costruttori dovrebbero sempre mettere a disposizione alla progettazione alla progettazione,
per poter effettuare una corretta scelta, le seguenti caratteristiche minime principali:
1. potenza termica e frigorifera nelle diverse condizioni di funzionamento;
2. potenza elettrica assorbita in modalità caldo e freddo nelle diverse condizioni di
funzionamento;
3. COP nelle diverse condizioni di funzionamento;
4. potenza acustica ponderata;
5. perdite di carico degli scambiatori nelle modalità caldo e freddo;
6. limiti di temperatura di funzionamento delle PdC prima dell’intervento dei dispositivi di
protezione;
7. portata minima e massima d’acqua, lato scambiatore geotermico e lato impianto;
8. dispostivi di sicurezza a bordo macchina, termici ed elettrici;
9. peso di carica del fluidi frigorigeno;
73
10. peso e ingombri della macchina;
11. schemi di sollevamento e trasporto della macchina;
12. diametri e tipi di raccordi idraulici ed elettrici.
I coefficienti COP hanno una rispondenza normativa variabile in funzione dell’applicazione in
progetto. La norma tecnica europea EN 255 o la EN 14511 caratterizzano la dimensione e
l’efficienza della PdC per considerazioni di carattere economico ed energetico; secondo la
norma, i valori del COP devono essere forniti e certificati dal costruttore nelle seguenti
condizioni d’uso:
•
B5/W55;
•
B0/W45;
•
B0/W50;
•
B0/W35;
dove, per esempio, B0 è la temperatura 0°C del fluido proveniente dalla sezione geotermica
(fonte di calore all’ingresso della PdC) e W35 è la temperatura di mandata del fluido
all’impianto di riscaldamento all’uscita delle PdC (Froldi P. 2013).
4.2.1
Tecniche di captazione del calore del sottosuolo
Per estrarre il calore geotermico, e renderlo disponibile per la pompa di calore esistono
essenzialmente 3 sistemi:
•
Sonde verticali;
•
Pali energetici;
•
Dissipatori orizzontali.
Sonde verticali
La sonda geotermica verticale viene creata partendo da una perforazione verticale di
profondità compresa tra i 30 ed i 250 m. Una volta creato il foro, il quale è pieno di fango
bentonitico, vengono calati con l’aiuto di un peso uno o due tubi ad U (andata e ritorno) in
materiale plastico, solitamente polietilene (conducibilità termica di 0,41 W/mK). La soluzione
con due tubi ad U è maggiormente adottata oggi in quanto garantisce uno smaltimento o
assorbimento specifico di calore maggiore rispetto alla soluzione classica di un tubo per
metro lineare.
74
Fig. n. 23. Sezioni di sonda verticale nelle configurazioni di singolo e doppio tubo ad U (Cerica L., 2007)
Una volta in posizione, il tutto viene cementato con una miscela di cemento e bentonite per
creare una continuità tra tubi e terreno. All’interno dei tubi, collegati in superficie tramite un
collettore alla pompa di calore, scorrerà il fluido termovettore che può essere semplicemente
acqua o una miscela al 20% d’acqua e fluido antigelo per evitare eventuali problemi di
congelamento durante il periodo invernale.
La profondità necessaria all’impianto viene calcolata in base:
•
portata del fluido termovettore;
•
potenza da dissipare o da cedere;
•
conducibilità termica dei vari materiali attraversati.
Numerosi modelli di calcolo e normative sono stati sviluppati per il loro esatto
dimensionamento. In linea di principio si tende a garantire il maggior numero di metri di
contatto tra sonda e terreno a temperatura costante (non disturbata dalle variazioni
superficiali) ma ciò implica sonde molto profonde e quindi elevati costi di perforazione. Per
ovviare a ciò si possono fare diverse sonde con profondità compresa tra gli 80-100 m
collegate in parallelo (frazionando la portata di fluido proveniente dalla PdC). Il sistema delle
sonde verticali è il sistema più diffuso nonostante presenti costi elevati (Cerica L. 2007).
Pali energetici
Si tratta dell’utilizzo dei pali di fondazione di edifici utilizzati come scambiatori di calore. Dove
il terreno è cedevole per la costruzione di un edificio, spesso si ricorrere ai pali di cemento
75
armato nel terreno solidali alle fondamenta. Questi possono essere utilizzati come sonde
geotermiche inserendo durante la preparazione della “gabbia di ferro” una serie di tubi di
polietilene ad U adagiati sul perimetro esterno in modo che siano vicino al terreno. Il loro
diametro varia dai 0,4-1,5 m mentre la profondità può superare anche i 30 m.
Vista la loro scarsa profondità, solitamente se ne impiegano diversi per soddisfare le
esigenze termiche dell’edificio. Alla fine sono collegati ad un collettore ed in seguito ad una o
più pompe di calore. L’utilizzo di questa soluzione tecnica si rivela particolarmente
vantaggiosa in quanto fa risparmiare sui costi di perforazione ed installazione di sonde
geotermiche verticali dedicate, mentre i costi per i pali sono comunque sostenuti in quanto
necessari per la costruzione dell’edificio. Ovviamente il sistema di condizionamento
geotermico va pensato in fase di progettazione dell’edificio e quindi è una soluzione adottata
solo per nuovi edifici. Molto sviluppata e diffusa in Svizzera, Austria e Germania con più di
350 installazioni, i pali di fondazione geotermici si prestano sia per piccole esigenze private
(da pochi kW) che per grandi edifici industriali con impianti che superano gli 800 kW. Un
esempio dell’utilizzo di questa tecnologia è l’aeroporto “Dock Midfield” di Zurigo. Entrato in
funzione nel 2002, esso sfrutta 350 dei suoi 440 pali di fondazione come pali energetici di
diametro compreso tra i 0,9-1,5m e profondità di 30 m. Il raffrescamento estivo è fatto con
tecnologia “freecooling”, cioè utilizzando direttamente l’acqua del palo energetico
nell’impianto radiante senza pompa di calore. Così facendo, si scaricano nel terreno circa
470 MWh di potenza, mentre in inverno il calore che si estrae è di 1100 MWh ed utilizzando
la PdC si ha a disposizione acqua a 30-40°C (Cerica L. 2007).
Dissipatori orizzontali
I dissipatori orizzontali rappresentano una valida alternativa economia rispetto all’utilizzo
delle sonde verticali. Si tratta della posa ad una profondità che può variare dai 1,5-2 m di tubi
di polietilene in cui scorre il fluido termovettore e poi ricoperti dal terreno stesso. Le
configurazioni possono essere molteplici ma quelle più utilizzate sono a parallelo ed a
serpentina.
76
Fig. n. 24. Configurazioni dissipatori orizzontali (Cerica L., 2007)
Il tubo è direttamente a contatto con il terreno e ciò comporta una minor resistenza termica
rispetto alle sonde verticali e quindi un elevata capacità di scambio. Purtroppo i dissipatori
orizzontali, essendo posati a bassa profondità, lavorano in un regime termico variabile
durante l’anno e questo non garantisce sempre un ottimo rendimento della pompa di calore.
Questo tende a peggiorare verso la fine della stagione invernale ed estiva, quando il terreno
risulta molto sfruttato termicamente. Inoltre la superficie di terreno impiegata è fino a 2 volte
la superficie da climatizzare (Tinti F. 2007). Nelle configurazioni qui esposte il passo di solito
adottato per la serpentina ed il parallelo è di 30-40 cm, la configurazione a trincea è meno
utilizzata delle altre due e può essere a 2 o 4 tubi a seconda della portata da dover smaltire. I
dissipatori sono in rapida diffusione poiché economici e di veloce posa. Sono indicati per gli
edifici con impianti di piccole e medie dimensioni dotati di ampia superficie verde oppure con
parcheggi in ghiaia (Cerica L. 2007).
4.2.2
Terminali di climatizzazione
Il trasporto del calore all’interno dell’edificio può avvenire tramite aria o liquido. I terminali di
climatizzazione più adatti sono i pannelli radianti, perché lavorano a temperature più basse in
riscaldamento e più alte in raffrescamento, garantendo quindi maggiori rendimenti della
pompa di calore.
Il pavimento radiante è composto di pannelli isolanti di poliestere espanso che vengono
adagiati sul solaio. Questi sono sagomati in superficie per poter ricevere fasci tuberi plastici
77
in cui scorrerà l’acqua. Il layout dei circuiti può essere del tipo a chiocciola o a serpentina, la
prima soluzione garantisce una distribuzione termica più uniforme in quanto i tubi di mandata
ed uscita sono alternati, mentre per la serpentina si avrà un gradiente di temperatura diverso
in varie posizioni della stanza. Due collettori idraulici, posizionati nella stessa cassetta a
scomparsa nel muro, uno di andata ed uno di ritorno collegano i vari circuiti uno per ogni
ambiente da condizionare. Il fascio tubero è poi ricoperto dal massetto cementizio di
supporto alla pavimentazione. Questi sistemi funzionano in inverno per il riscaldamento ed
utilizzano l’acqua ad una temperatura compresa tra i 25-45°C in funzione della temperatura
esterna. Durante il periodo estivo, l’acqua viene utilizzata ad una temperatura compresa tra
17-19°C sempre in base alla temperatura esterna. La versatilità di tutto l’impianto è garantito
da sensori elettronici posizionati in ciascuna stanza che leggono e regolano la temperatura
mandando segnali di controllo alla PdC.
I vantaggi nell’utilizzo dei pannelli radianti sono notevoli, difatti, il sistema fornisce al corpo
umano confort e benessere superiori rispetto ai normali sistemi di riscaldamento ottenuti con
temperature costanti ed uniformi nei vari locali. Avere una grande superficie che riscalda con
una bassa temperatura dell’acqua significa avere moti convettivi dell’aria all’interno degli
ambienti praticamente assenti oltre ad avere l’aria meno secca. Diminuendo drasticamente
le correnti d’aria si eliminano anche gli spifferi, turbolenze e movimento di polveri all’interno
dei locali, classici problemi dei sistemi convettivi tradizionali. Grazie a questa soluzione
impiantistica è possibile fornire all’utenza la stessa sensazione di benessere mantenendo la
temperatura dell’aria a circa 2°C in meno rispetto ai sistemi tradizionali, praticamente si ha la
percezione di un ambiente a 22-23°C mentre in realtà la temperatura non è oltre i 20-21°C.
Ne deriva una minor dispersione termica verso l’esterno ed un risparmio energetico
intrinseco.
In alternativa ai pannelli radianti è comunque possibile utilizzare i ventilconvettori bisogna
però tenere conto del fatto che, viste le minori temperature raggiungibili con la pompa di
calore, in caso di retrofit di un impianto esistente è necessario aumentare la portata del fluido
e di conseguenza la sezione dei tubi di distribuzione (Cerica L. 2007).
4.2.3
Layout di un impianto geotermico con pompa di calore
Un layout classico di un impianto geotermico con pompa di calore è proposto in Figura n. 25.
In essa si possono vedere i componenti necessari per un corretto funzionamento
dell’impianto. La pompa di calore è collegata esternamente con una sonda verticale
(possono essere anche più di una). L’acqua dell’impianto lascia la pompa di calore ed
attraverso un collettore dissipa calore o ne assorbe nell’impianto radiante a pavimento. Per il
raffrescamento estivo è inserito anche un deumidificatore a muro. La caldaia tradizionale è
compresa nell’impianto in quanto fornisce l’acqua sanitaria che viene contenuta nel serbatoio
78
d’accumulo. L’impianto viene comandato con una centralina elettronica che attraverso
sensori individua automaticamente la temperatura nei vari ambienti e regola il funzionamento
della macchina frigorifera.
Fig. n. 25. Impianto geotermico con pompa di calore con sonda verticale (google.it/images)
Lo stesso impianto può utilizzare anche il dissipatore orizzontale, come è mostrato in Fig. n.
26.
Fig. n. 26. Impianto geotermico con pompa di calore con dissipatore orizzontale (google.it/images)
Un impianto ben progettato, sia dal lato sonde, che dal lato utenze (pannelli radianti,
radiatori, circuito dell’acqua calda sanitaria, etc.), ha nei suoi punti di forza, rispetto ai sistemi
di condizionamento a caldaia, sia la competitività economica che la minore pressione
79
sull’ambiente. Il vantaggio principale del riscaldamento geotermico rispetto all’utilizzo di
combustibili fossili o di altre energie rinnovabili deriva dal fatto che è legato a una sorgente
virtualmente inesauribile (se l’impianto è ben progettato) e caratterizzata da una continuità
stagionale e giornaliera, non influenzata dalle condizioni meteorologiche, dal naturale
alternarsi del giorno e della notte e dal ciclo delle stagioni. Infine un altro importante punto di
forma degli impianti geotermici con pompa di calore è che questi non necessitano di alcun
tipo di manutenzione durante la loro vita (Tinti F. 2007).
4.3 Produzione di ACS con la PdC geotermica
L’Acqua Calda Sanitaria (ACS) deve essere prodotta ad una temperatura che per legge
(d.P.R. 412/1993) non superi, nel punto di immissione della rete di distribuzione, il valore di
48°C con una tolleranza di +5°C. Salvo le considerazioni di carattere sanitario, purtroppo tale
temperatura mal si sposa con i rendimenti di una normale PdC elettrica geotermica che
diminuiscono drasticamente all’aumentare della temperatura di produzione della macchina.
Nel caso di esercizio monovalente e qualora non si disponga di un generatore di riserva la
produzione di ACS è norma che sia effettuata attraverso l’utilizzo di un bollitore di accumulo
termico, così da svincolare la macchina da gravosi impegni di potenza e da funzionamenti
eccessivamente intermittenti.
In genere la produzione di ACS in fase invernale avviene cessando momentaneamente la
produzione di calore per l’impianto, attraverso la deviazione effettuata da una valvola a tre
vie motorizzate, su segnale di un pressostato e/o di un termostato. Qualora si voglia
verificare la potenza necessaria alla produzione di ACS, si consideri che in genere (per
utenze residenziali), il consumo pro capite di ACS è mediamente pari a 50-60 l/g; in
condizioni medie di riferimento ciò comporta la richiesta di una potenza di riferimento pari a
0.2 kW per persona. Nell’attuale regime normativo i fabbisogni energetici di ACS si calcolano
con la seguente legge (Froldi P. 2013):
QH,^
∑@ ` a ; a Bb a c>d
ce a f
dove:
•
ρ = massa volumica dell’acqua [kg/m3];
•
c = calore specifico dell’acqua pari a 1.162 [Wh/(kg °C)];
•
Vw = volume dell’acqua richiesta durante il periodo di calcolo [m3/g];
•
θer = temperatura di erogazione [°C];
•
θO = temperatura di ingresso dell’acqua fredda sanitaria [°C];
•
G = numero di giorni del periodo di calcolo [G].
80
(32)
4.4 Teleriscaldamento e Impianti ad assorbimento
4.4.1
Teleriscaldamento
Il calore per gli impianti di riscaldamento può essere prodotto da fonte geotermica tramite il
teleriscaldamento geotermico. Esso consiste nell’utilizzo diretto degli acquiferi del sottosuolo
con temperature comprese fra i 30 e i 150 °C. In questi sistemi l’acqua calda proveniente da
uno o più pozzi è fatta passare attraverso degli scambiatori di calore collegati a una rete di
tubazioni che percorrono il centro abitato da riscaldare: ciò permette sia di fornire calore per
il riscaldamento domestico, sia
di produrre acqua calda sanitaria mediante altri piccoli
scambiatori di calore posti all’interno delle singole costruzioni.
Il sistema di distribuzione più comune è a doppio circuito: l’acqua in uscita dalle case,
solitamente a temperature prossime a 40-60°C, è rinviata alle stazioni di distribuzione, ove si
mescola con il fluido proveniente dagli scambiatori ad alta temperatura, anche oltre i 120 °C,
e rientra nel circuito interno delle abitazioni a circa 80 °C, temperatura ottimale per il
riscaldamento e gli usi domestici.
Il fluido geotermico dopo lo scambio termico può essere reiniettato o riutilizzato in cascata
per gli altri usi diretti, quali ad esempio il riscaldamento di serre o usi termali, prima di essere
reiniettato.
Il riscaldamento geotermico di quartieri abitativi richiede un investimento di capitali ingente. I
costi maggiori sono quelli iniziali per i pozzi di produzione e di reiniezione, i costi delle pompe
in pozzo e di distribuzione, delle condutture e della rete di distribuzione, delle strumentazioni
di sorveglianza e di controllo, degli impianti integrativi per i periodi di punta e dei serbatoipolmone (serbatoi di riserva). In confronto ai sistemi convenzionali, però, i costi operativi
sono più bassi e derivano dall’energia per il pompaggio, dalla manutenzione, dal sistema di
controllo e dalla direzione tecnica e commerciale. Un fattore critico nel valutare il costo di un
sistema di riscaldamento geotermico è la densità del carico termico, cioè la domanda di
calore divisa per la superficie dell’area servita dal sistema. Un’elevata densità del carico
termico favorisce la fattibilità economica di un progetto di riscaldamento, perché la rete di
distribuzione è costosa. In regioni dove il clima lo permette, si possono avere vantaggi
economici combinando i sistemi di riscaldamento e raffreddamento degli ambienti. Il fattore
di carico di un sistema combinato riscaldamento/raffreddamento è più alto del fattore di
carico di un sistema di solo riscaldamento e, di conseguenza, il prezzo unitario dell’energia
diminuisce (Gudmundsson J.S. 1988).
Gli impianti di teleriscaldamento più famosi al mondo sono quello islandese (che ha sostituito
completamente il riscaldamento con combustibili fossili e che non richiede scambiatori grazie
81
alla composizione particolarmente pura del fluido geotermico), vedi Fig. n. 27, quello del
bacino di Parigi (che tra la sua acqua da uno dei serbatoi geotermici più grandi d’Europa) e
quello di Klamath Falls, in Oregon. In quest’ultimo gli scambiatori di calore sono posti
direttamente in pozzo grazie a semplici tubazioni a U, permettendo un funzionamento a
circuito chiuso e una manutenzione particolarmente efficace.
Fig. n. 27. Schema semplificato del sistema di riscaldamento geotermico di un complesso di edifici a
Reykjavik, Islanda (Gudmundsson J.S., 1988).
Sistemi di teleriscaldamento geotermico in Italia sono utilizzati in zone geotermiche toscane,
nel Veneto e in Emilia. Un esempio eccellente è dato dalla città di Ferrara nella quale è stato
costruito un sistema energetico integrato che consente di riscaldare buona parte della città. Il
sistema è costituito da:
•
Impianto di teleriscaldamento geotermico
•
Termovalorizzatore
•
Centrali termiche di Integrazione e Soccorso
L’impianto di teleriscaldamento utilizza come fluido geotermico acqua calda a forte contenuto
salino e alla temperatura di 102 °C prelevata a circa 1000 m di profondità attraverso 2 pozzi
di prelievo. L’impianto ha una portata complessiva di 400 m3/h, la potenza termica nominale
è 14 MWt e l’energia prodotta è circa 75000 MWht/anno (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
4.4.2
Impianti ad assorbimento
Il raffreddamento di ambienti è realizzabile quando impianti ad assorbimento possono essere
adattati al funzionamento con i fluidi geotermici disponibili. Questi impianti, che dispongono
82
di una tecnologia ben conosciuta e sono reperibili sul mercato senza difficoltà, funzionano
seguendo un ciclo che utilizza il calore invece dell’elettricità come sorgente di energia. Il
raffreddamento è ottenuto utilizzando due fluidi: un refrigerante, che circola, evapora
(assorbendo calore) e condensa (cedendo calore), e un fluido secondario o assorbente. Per
usi sopra 0°C (soprattutto condizionamento di ambienti e processi industriali), il ciclo usa
bromuro di litio come assorbente ed acqua come refrigerante. Per usi sotto 0°C, si adotta un
ciclo ammoniaca/acqua, con l’ammoniaca come refrigerante e l’acqua come assorbente. I
fluidi geotermici possono fornire l’energia termica necessaria al funzionamento di questi
impianti, il cui rendimento, però, diminuisce con temperature dei fluidi sotto 105°C (Dickson
M.H. & Fanelli M. 2004).
4.5 Altri usi diretti del calore geotermico
Oltre che per generare elettricità e condizionare gli ambienti, il calore geotermico può essere
sfruttato direttamente per molte altre applicazioni, come si evince dal diagramma di Lindal.
La temperatura dei fluidi geotermici impiegati negli usi diretti è di norma compresa tra i 20 e i
150 °C. Il ricorso a fluidi a bassa entalpia è vantaggioso perché questi sono molto
abbondanti, ampiamente diffusi e più facilmente accessibili delle risorse geotermiche ad alta
entalpia; inoltre gli usi diretti del calore geotermico non sono soggetti a perdite d’efficienza
durante i processi di conversione e possono essere applicati sia a progetti su piccola scala
che a realtà molto ampie.
L’utilizzo più diffuso è sicuramente quello balneologico, legato a un’economia turistica.
Storicamente la prima stazione termale moderna si sviluppa agli inizi del XVIII secolo a Bath,
in Inghilterra, come luogo salutare e di svago per l’aristocrazia cittadina. L’esempio di Bath è
stato poi seguito sul finire del secolo in altri parti d’Europa: Abano, Ischia, Salsomaggiore e
Montecatini in Italia, Spa in Belgio, Baden-Baden in Germania, Karlovy Vary in Repubblica
Ceca, Budapest in Ungheria. Le stazioni termali in Italia da quel momento in poi vedranno
una continua espansione. Oggi in Italia, con 185 località termali, nel settore del turismo
termale ci sono circa 380 aziende con 16000 addetti. Le prestazioni annue, erogate a 1.5
milioni di persone, ammontano a circa 24 milioni di euro, un contributo pari al 10% del
prodotto interno lordo relativo al turismo sul nostro territorio (Manzella A. & Ungarelli C.
2011).
Gli usi agricoli dei fluidi geotermici comprendono le coltivazioni a cielo aperto e il
riscaldamento di serre. L’acqua calda può essere usata nelle coltivazioni a cielo aperto per
irrigare e/o riscaldare il terreno. Il maggior problema dell’irrigazione con acqua calda sta nel
fatto che, per ottenere una variazione utile della temperatura del terreno, è necessaria una
quantità talmente grande di acqua, a temperatura sufficientemente bassa da non
danneggiare le piante, che il terreno ne può essere allagato. Un possibile modo per aggirare
83
questo inconveniente consiste nell’adottare un sistema di irrigazione accoppiato con un
sistema di tubi riscaldanti inseriti nel terreno. Riscaldare il terreno con tubi sepolti, senza un
sistema di irrigazione parallelo, potrebbe ridurre la conducibilità del terreno stesso, a causa
della diminuzione di umidità intorno ai tubi, e dare origine ad un isolamento termico. La
miglior soluzione sembra quindi quella di combinare il riscaldamento del terreno e
l’irrigazione. La composizione chimica delle acque geotermiche usate per l’irrigazione deve
essere sempre controllata attentamente per evitare effetti dannosi sulle piante. Nelle
coltivazioni a cielo aperto, il controllo della temperatura tramite acque geotermiche può
consentire:
a) di prevenire i danni derivanti dalle basse temperature ambientali;
b) di estendere la stagione di coltivazione, di aumentare la crescita delle piante ed
incrementare la produzione;
c) di sterilizzare il terreno (Barbier E. & Fanelli M. 1977).
L’uso più comune dell’energia geotermica in agricoltura è, comunque, il riscaldamento di
serre, che è stato sviluppato su larga scala in più di 30 paesi fra cui anche l’Italia. La
coltivazione di verdure e fiori fuori stagione o in climi diversi da quelli originari può essere
realizzata avendo a disposizione una vasta gamma di tecnologie. Sono disponibili molte
soluzioni per avere ottime condizioni di crescita, basate sulla miglior temperatura di sviluppo
di ciascuna pianta (Fig. n.
28), e sulla quantità di luce, sulla concentrazione di CO2
nell’ambiente della serra, sull’umidità del terreno e dell’aria, e sul movimento dell’aria.
Le pareti delle serre possono essere fatte di vetro, fibre di vetro, pannelli di plastica rigida,
teli di plastica.
Le pareti di vetro, rispetto ai pannelli di plastica, sono più trasparenti e lasciano passare
molta più luce, ma danno un minor isolamento termico, sono meno resistenti agli urti e sono
più pesanti e costosi. Le serre più semplici sono ricoperte da un unico telo di plastica, ma
recentemente sono stati adottati in alcune serre due teli di plastica separati da uno strato
d’aria.
84
Fig. n. 28. Curve di accrescimento di alcune verdure (Dickson M.H. & Fanelli M.,2004)
Quest’ultimo sistema riduce la perdita di calore attraverso le pareti del 30-40%, migliorando
notevolmente il rendimento complessivo. Il riscaldamento delle serre può essere:
•
a circolazione forzata d’aria in scambiatori di calore;
•
a circolazione d’acqua calda in tubi posti sopra o nel terreno, o anche in condotte
alettate situate lungo le pareti o sotto i pancali;
•
con una combinazione di questi sistemi.
L’uso dell’energia geotermica per il riscaldamento delle serre può ridurre significativamente i
costi operativi, che in alcuni casi rappresentano il 35% del costo dei prodotti (verdure, fiori,
piante da appartamento, piantine da sviluppo). Le serre geotermiche più importanti sono
probabilmente quelle situate in Kenya, che hanno spostato la principale produzione di fiori da
taglio, specialmente le rose dall’Olanda all’Africa. In Italia la serra geotermica più grande
(230000 m2) è quella situata nella zona dell’Amiata, alimentata da vapore condensato
proveniente dal serbatoio del campo geotermico di Piancastagnaio. Altre serre sono situate
in Toscana, Veneto, Lazio e utilizzano circa 1300 TJ/anno di calore geotermico.
Gli animali da fattoria e le specie acquatiche, come anche i vegetali, possono migliorare in
qualità e quantità, se sono cresciuti in ambienti a temperatura controllata (Fig. n. 29). In
molti casi le acque geotermiche possono essere sfruttate convenientemente combinando
l’allevamento di animali con il riscaldamento di serre. L’energia richiesta per riscaldare un
impianto di allevamento è circa il 50% di quella necessaria ad una serra della stessa
superficie, rendendo possibile la costruzione di un sistema a cascata. L’allevamento a
temperatura controllata migliora le condizioni sanitarie degli animali; inoltre, i fluidi caldi
85
possono essere utilizzati per pulire, sterilizzare e deumidificare gli ambienti e per trattare i
rifiuti.
Fig. n. 29. Effetti della variazione di temperatura sulla crescita e produzione animale (Dickson M.H. &
Fanelli M.,2004)
L’acquacoltura, vale a dire l’allevamento controllato di forme di vita acquatiche, in questi
ultimi tempi si è diffuso notevolmente in campo mondiale, a seguito dell’ampliamento del
mercato. Il controllo della temperatura di crescita per le specie acquatiche è molto più
importante che per le specie terrestri, come si può osservare nella Figura n. 29, che mostra
che l’andamento della curva di crescita per forme acquatiche è molto diverso da quello delle
forme terrestri. Mantenendo artificialmente la temperatura ottimale, si possono allevare
specie esotiche, aumentare la produzione e anche, in qualche caso, raddoppiare il ciclo
riproduttivo. Le specie allevate più comunemente sono carpa, pesce gatto, branzino, tilapia,
muggine, anguilla, salmone, storione, gambero, aragosta, gambero d’acqua dolce, granchio,
ostrica, e mitilo. L’acquacoltura include anche l’allevamento di alligatori e coccodrilli, sia
come attrazione turistica, sia per utilizzarne il pellame. Le esperienze fatte negli Stati Uniti
hanno mostrato che un alligatore, allevato ad una temperatura costante intorno ai 30°C,
raggiunge una lunghezza di circa 2 m in tre anni, mentre raggiunge 1,2 m, se è allevato in
condizioni naturali. Questi rettili sono allevati da alcuni anni negli Stati Uniti in Colorado ed in
Idaho, ma è considerato anche l’allevamento in regioni più fredde.
L’allevamento delle specie acquatiche generalmente richiede una temperatura compresa tra
20° e 30°C. Le dimensioni degli impianti dipendono dalla temperatura della risorsa
geotermica disponibile, dalla temperatura che deve essere mantenuta nella vasca di
allevamento e dalle perdite di calore di quest’ultima.
86
Anche la coltivazione di Spirulina può essere considerata una forma di acquacoltura. Questa
microalga unicellulare a spirale, di colore verde-azzurro, è spesso chiamata ‘super-alimento’
per il suo alto contenuto nutritivo ed è stata considerata una possibile soluzione per risolvere
il problema della fame nei paesi più poveri del mondo. Attualmente, tuttavia, è
commercializzata come integratore alimentare e venduta ad alto prezzo nelle erboristerie. La
Spirulina è coltivata in numerosi paesi tropicali e sub-tropicali, in laghi o in bacini artificiali,
dove esistono le condizioni migliori per la sua crescita (un ambiente alcalino caldo, ricco di
CO2). L’energia geotermica è già usata per coltivare della Spirulina durante tutto l’anno
anche in regioni a clima temperato.
Tutto l’intervallo di temperatura dei fluidi geotermici, vapore o acqua, può essere sfruttato in
usi industriali, come si vede nel diagramma di Lindal. Le diverse possibili forme di
utilizzazione comprendono processi a caldo, evaporazione, essiccamento, distillazione,
sterilizzazione, lavaggio, decongelamento ed estrazione di sostanze chimiche. Il calore
geotermico ha applicazioni industriali in almeno diciannove paesi (Lund J.W. & Freeston D.
2001), e l’utilizzazione tende ad estendersi. Esempi di utilizzazione sono la produzione di
elementi in cemento, l’imbottigliamento di acqua e bibite effervescenti, la produzione di carta,
l’estrazione di petrolio dal sottosuolo, la pastorizzazione del latte, l’industria del pellame,
l’estrazione di minerali e della CO2, l’uso in lavanderia, l’essiccamento di terre diatomitiche, il
trattamento della cellulosa e la produzione di borati e di acido borico. Vi sono anche progetti
per utilizzare acqua geotermica a bassa temperatura allo scopo di eliminare il ghiaccio dalle
strade e per disperdere la nebbia da alcuni aeroporti.
In Giappone, una fabbrica di tessuti ha trovato il modo di sfruttare le proprietà decoloranti
dell’H2S per produrre stoffe molto apprezzate nella confezione di abiti femminili. Sempre in
Giappone è stato prodotto un “legno geotermico” molto leggero, particolarmente adatto ad un
certo tipo di costruzioni. Durante il trattamento con l’acqua calda di sorgenti termali, i
polisaccaridi del legno originale subiscono un processo di idrolisi e sono asportati rendendo il
materiale poroso e più leggero.
In Italia attualmente sono installati per usi diretti in totale 850 MW t di potenza con una
produzione di energia di 10000 TJ/anno, dei quali il 10% per le pompe di calore, 27% per il
teleriscaldamento, 16% per acquacoltura, 13% per le serre, 1% per usi agricoli e industriali e
32% per usi termali e balneologia.
Gli usi diretti geotermici permettono all’Italia di risparmiare circa 200000 Tep all’anno
(Dickson M.H. & Fanelli M. 2004).
87
4.6 Usi diretti dell’energia geotermica in Italia e nel mondo
Esiste una grande varietà di usi diretti e dei relativi impianti, e questi ultimi sono spesso non
solo di piccole dimensioni, ma anche ubicati talora in aree remote: pertanto, è molto difficile
fare un censimento sicuro e completo degli usi diretti mondiali del calore geotermico. Il
risultato di ciò è che la potenza termica e la quantità di calore geotermico usate nel mondo
possono essere solo stimate; ciò vale in particolare quando le acque geotermiche vengono
impiegate in piscine ed in centri di balneoterapia. Al 2005 i paesi che fanno uso dell’energia
geotermica per usi diretti sono 72 per una potenza installata totale di 28268 MW e un’energia
annuale prodotta di 75943 GWh/anno. I dettagli degli usi diretti del calore nei 5 continenti
sono riportati in Tab. n. 6.
Tab. n. 6. Suddivisione per continenti degli usi diretti della geotermia (Unione Geotermica Italiana, 2007).
Continente
Africa
Americhe
Asia
Europa
Oceania
Usi diretti
% MWt
0,7
32,3
20,9
44,6
1,5
% GWh/anno
1,1
16,7
29,4
49
3,8
Dalla tabella emerge per quanto riguarda gli usi diretti del calore geotermico l’Europa è
nettamente al primo posto rispetto agli altri continenti con quasi il 50% della produzione
mondiale complessiva.
Fra i paesi europei spiccano su tutti l’Islanda e la Turchia. Nel primo, il calore geotermico
fornisce l’86% del calore totale richiesto per il riscaldamento di ambienti (cosa necessaria in
questo paese per quasi tutto l’anno e che consente di risparmiare circa 100 milioni di dollari
nelle importazioni di petrolio). In Turchia, invece, la potenza installata è passata dagli 820
MW t del 2000 ai 1495 MWt del 2005, la maggior parte dei quali per riscaldamento di 103000
unità abitative civili. Le stime prevedono di raggiungere il 30% circa delle abitazioni civili del
Paese nei successivi 10 anni.
Dalla Tab. n. 7 si può osservare come il maggior contributo all’uso diretto del calore è
ottenuto con Pompe di Calore.
88
Tab. n. 7. Principali tipologie di uso diretto del calore geotermico (Unione Geotermica Italiana,
2007).
Potenza installata
(MWt)
Energia annuale
utilizzata
(GWh/anno)
Pompe di Calore
56,50%
33,20%
Balneologia/piscine/centri termali
17,70%
28,80%
Riscaldamento di ambienti
14,90%
20,20%
Riscaldamento di serre
4,80%
7,50%
Acquacoltura
2,20%
4,20%
Usi industriali
1,80%
4,20%
Essiccamento di prodotti agricoli
0,60%
0,80%
Raffrescamento di ambienti e
scioglimento ghiaccio
1,20%
0,70%
Altri usi
0,30%
0,40%
Usi
Per gli usi diretti del calore geotermico si deve prevedere un sicuro sviluppo degli impianti a
pompe di calore in quei Paesi che non usano ancora, se non marginalmente, questa
tecnologia, come la Spagna (Unione Geotermica Italiana, 2007). Sul fronte delle pompe di
calore lo sviluppo di compressori più efficienti e di tecnologie ibride in combinazione con altre
fonti energetiche o per la produzione combinata di energia elettrica e calore.
L’espansione nell’uso di pompe di calore geotermiche, finalmente arrivate prepotentemente
anche sul mercato italiano, sta rapidamente modificando le cifre di energia termica erogata
dalla geotermia. Nel giro di pochi anni si potrà arrivare a un raddoppio dell’energia erogata,
contribuendo all’adempimento degli impegni energetici assunti dal governo italiano nei
confronti dell’Unione europea; inoltre il contributo in termini occupazionali e di mercato
giocherà una parte importante nell’ambito delle energie rinnovabili.
Molto meno chiaro è il futuro di altri usi della geotermia, per quanto cominci a nascere
l’interesse per lo sviluppo di progetti sempre più estesi di reti di teleriscaldamento,
contribuendo così al risparmio energetico degli edifici urbani e dei complessi industriali.
Un fattore importante per l’attuale espansione geotermica in Europa è stata la direttiva
2009/28/CE del Parlamento europeo e del Consiglio europeo sulla promozione degli usi delle
energie da fonti rinnovabili che favorisce lo sviluppo della geotermia, specie per usi diretti.
Questa direttiva formalizza la metodologia per il calcolo della quantità di calore generata
attraverso pompe di calore a sonda geotermica; obbliga gli stati membri a implementare
89
schemi di qualificazione e certificazione per gli installatori di impianti geotermici a bassa
entalpia o a pompa di calore; stabilisce l’obbligo per gli stati membri di valutare all’interno dei
propri piani energetici nazionali in forma prioritaria il ricorso alle reti di teleriscaldamento
geotermiche ai fini del raggiungimento dei propri obiettivi nel 2020. Queste norme, unite alle
forme di incentivazione che i vari stati europei applicano alle rinnovabili, sta generando un
rapido aumento del contributo geotermico alla produzione di calore e refrigerazione estiva.
In Italia questo vento di innovazione geotermica è arrivato da poco, ma il recente riassetto
della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche a livello
nazionale darà nuovo impulso al mercato della geotermia. La normativa precedente lasciava
completamente scoperto il settore delle pompe di calore, si riferiva solo indirettamente agli
usi diretti. Le procedure, inoltre, erano estremamente lunghe e dispersive, e le risorse a
media e bassa entalpia risultavano molto svantaggiate. Per quanto l’attuale normativa non
sia del tutto esaustiva e rimangano margini di miglioramento, può vantare una classificazione
delle risorse più chiara, una parziale semplificazione dei procedimenti amministrativi per lo
sfruttamento dei fluidi geotermici a temperature medie e basse.
L’Italia ha un enorme potenziale termico che non viene sfruttato perché attualmente i progetti
geotermici sono ancora troppo pochi. Ciò che ostacola lo sviluppo delle applicazioni
geotermiche per quanto riguarda le pompe di calore e gli altri usi diretti è il fatto che la prassi
amministrativa è spesso gestita in maniera molto spesso complessa e disomogenea sul
territorio nazionale. Questo in virtù della delega delle competenze alle regioni, le quali fanno
fatica a definire regole unitarie atte a garantire una maggiore integrazione con le discipline
urbanistiche ed edilizie, oltre che con le materie amministrative e ambientali.
Per quanto riguarda i segnali di mercato, malgrado l’Italia possa vantare livelli altissimi nella
produzione di diverse componenti degli impianti geotermici, manca ancora la rapida
espansione della filiera industriale, probabilmente a causa dei limitati volumi e alla relativa
immaturità della domanda impiantistica.
L’introduzione dei sistemi di certificazione e qualificazione richiesti dalla direttiva comunitaria
e lo sviluppo di leggi regionali che coordinino la materia nel rispetto degli obiettivi indicati nei
rispettivi piani energetici regionali potranno portare all’atteso rapido sviluppo dell’economia
geotermica anche in Italia (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
90
CAPITOLO 5
IMPATTO AMBIENTALE
5.1 Effetti sull’ambiente
Non sarebbe certo onesto dire che lo sfruttamento geotermico non abbia effetti
sull’ambiente: forse l’unico uso senza conseguenze è fare il bagno in un laghetto termale
naturale. D’altro canto recentemente la geotermia è stata additata come energia ad alto
rischio ambientale, con polemiche che sono a volte più il frutto di un movimento politico o di
mercato che di una reale conoscenza.
La geotermia ha, infatti, un vantaggio e allo stesso tempo uno svantaggio rispetto alle altre
fonti rinnovabili di recente sviluppo tecnologico: è sfruttata da secoli. Il suo impatto
sull’ambiente è quindi ben noto, ed essendo avvenuto anche in epoche nelle quali la
consapevolezza ambientale era inesistente, abbiamo già visto gli effetti peggiori che può
causare. Ora abbiamo un’eredità gravosa ma allo stesso tempo preziosissima, che permette
di contrapporre alle cause dell’impatto le soluzioni da adottare e l’ efficacia comprovata di
alcune tecnologie. Inoltre, un ulteriore vantaggio della geotermia rispetto ai combustibili
fossili e al nucleare è che lo sfruttamento ha un ciclo molto breve, geograficamente molto
limitato, e non richiede trattamenti e processi di trasformazione intermedi. Una porzione
importante dell’impatto ambientale della geotermia è legata all’estrazione di fluidi dal
sottosuolo: se non li andassimo a cercare ed a estrarre artificialmente essi sgorgherebbero
naturalmente in superficie solo in piccola parte. L’arrivo dei fluidi in superficie provoca il
rilascio di sostanze potenzialmente tossiche nell’aria, nel suolo e nelle acque superficiali.
Secondo le condizioni geologiche delle rocce nelle quali hanno circolato, i fluidi geotermici
possono contenere quantità variabili di gas e sostanze in soluzione. La loro concentrazione
di solito aumenta con la temperatura, ma altri fattori, quali l’abbondanza di fluidi meteorici di
ricarica e la composizione chimico-mineralogica delle rocce nelle quali i fluidi geotermici
hanno circolato, fanno variare notevolmente la composizione e la concentrazione di questi
elementi. Durante lo sfruttamento di un campo geotermico per la produzione di energia
elettrica le sostanze disciolte rimangono nelle acque condensate e poi re iniettate nel
serbatoio geotermico. I gas incondensabili, tipicamente biossido di carbonio (CO2), idrogeno
solforato (H2S), ammoniaca (NH3), metano (CH4) e idrogeno (H2), che si mescolano al
vapore geotermico, sono dannosi se rilasciati nell’ambiente a concentrazioni elevate. Una
piccola quota di questi gas, insieme al vapore, è dispersa nell’atmosfera dai sistemi di
91
raffreddamento e dagli estrattori di gas. Essi possono trascinare con sé anche altre sostanze
dannose quali cloruro di sodio (NaCl), boro (B), arsenico (As), e mercurio (Hg). Alcune
sostanze come l’acido borico (H3BO3), essendo più solubili rappresentano solo una piccola
parte dei gas dispersi in atmosfera e sono principalmente presenti nel cosiddetto drift
(termine che indica le particelle d’acqua che fuoriescono dai sistemi di raffreddamento), la
cui ricaduta è concentrata nei pressi delle centrali. Altri gas come CO2 e H2S o altri elementi
come Hg sono poco solubili in acqua, per cui sono spesso presenti nei gas che fuoriescono
dagli impianti.
È molto raro che i fluidi geotermici siano privi di inquinanti chimici: un caso eccezionale è
l’Islanda, dove il fluido utilizzato per il riscaldamento è così puro da non avere nemmeno
bisogno dello scambiatore, ed è inviato direttamente nel circuito cittadino. L’inquinamento
chimico può essere un problema quando si produce elettricità con impianti a condensazione,
a scarico libero e utilizzando vapore diretto o di flash, soprattutto per l’aria. Il gas in assoluto
più abbondante è il biossido di carbonio. Stime di emissioni di CO2 da centrali
geotermoelettriche mostrano valori variabili nei diversi siti, ma comunque molto inferiori a
quanto prodotto da centrali a combustibili fossili solidi e liquidi: 13-380g per ogni kWh di
elettricità prodotta nelle centrali geotermiche, in confronto con i 1042g/kWh nelle centrali a
carbone, i 906 g/kWh nelle centrali a olio combustibile e i 453g/kWh nelle centrali a gas
naturale. In alcuni casi molto rari (ad esempio in Italia nella zona dell’Amiata) l’emissione può
essere comparabile a quella delle centrali a turbogas, ma va considerato che le zone
idrotermali sono per loro natura geologica sede di emissioni di CO2 naturale dal suolo. In tal
caso bisogna definire quale è lo stato naturale, di fondo, dell’area in esame e, se ci sono
diminuzioni di emissione dopo l’inizio della coltivazione geotermica, occorre sottrarre questo
valore a quello che si stima possa venire dagli impianti geotermici: purtroppo queste stime
sono difficili da fare in zone geotermiche di più lungo sfruttamento come in Italia, nelle quali
non è stato eseguito un monitoraggio ambientale preliminare.
L’idrogeno solforato H2S, un gas riconoscibile per il caratteristico odore di uova marce
avvertibile anche a concentrazioni molto basse, dell’ordine di 0.3mg/kg, è uno dei principali
inquinanti atmosferici. La soglia di percezione olfattiva di questo elemento nell’aria è di circa
5 parti per miliardo in volume e leggeri effetti fisiologici possono essere avvertiti a
concentrazioni di poco più alte. L’emissione in atmosfera di questa sostanza in quantità
minime, anche se non rappresenta un pericolo per la salute umana, costituisce comunque un
elemento di disturbo per le popolazioni che vivono nei pressi degli impianti.
Un
elemento
inquinante
potenzialmente
pericoloso
è
il
mercurio,
che
si
trova
prevalentemente (50-90%) nel vapore piuttosto che nell’acqua, con una concentrazione
dell’ordine di 45-900µg/kWh. Le concentrazioni di questo elemento nelle immediate
vicinanze di una centrale sono basse, raramente superiori a quelle delle centrali a carbone
92
(normalizzato a kWh prodotto). Le soglie di pericolosità per l’uomo e per l’ambiente non sono
ancora determinate con assoluta certezza e le normative vigenti sui limiti tollerabili variano
da paese a paese. L’Organizzazione mondiale della sanità (Oms) stabilisce il limite di
esposizione per l’essere umano in 1 µg/m3 , quantità notevolmente superiore rispetto a quella
prodotta dalle emissioni geotermiche.
L’ammoniaca è presente nel vapore di scarico delle centrali con concentrazioni variabili tra
57 e 1938 mg/kWh, ma per effetto dei processi atmosferici si diffonde e si disperde
rapidamente.
L’isotopo stabile del radon (222Rn), un gas radioattivo, è spesso presente trai i gas estratti dal
condensatore, con contenuti variabili tra 10 e 2054 nanoCurie/kWh o, in unità SI, 370078000 becquerel/kWh. Questo gas può risultare cancerogeno se inalato in gran quantità: la
soglia stabilita in diversi paesi varia tra 150 e 1000 becquerel/m3. Le zone geotermiche sono
spesso soggette a monitoraggi delle concentrazioni di radon per evitare e risolvere
concentrazioni pericolose.
Un effetto sull’ambiente, per quanto non si possa parlare propriamente di inquinamento, è
dovuto alle grandi quantità di vapore acqueo disperso in atmosfera dalle centrali
geotermiche. Questo cambia localmente la composizione dell’aria; inoltre in determinate
condizioni meteorologiche il vapore può ristagnare, creando condizioni di umidità ed effetti
indesiderati quali suoli bagnati o ghiacciati in inverno.
Tutte le sostanze menzionate non hanno effetti solo sulla composizione atmosferica
circostante i punti di emissione, ma possono ricadere e influenzare la composizione del
suolo e delle acque superficiali. Il raggio d’azione delle diverse sostanze è molto variabile e
dipende sia dalla pesantezza degli elementi che li compongono sia dalla forza del vento in
zona.
Oltre ai gas e alle sostanze in essi contenuti, una potenziale fonte di inquinamento chimico è
rappresentato dalla fase liquida del fluido geotermico, proveniente dal separatore e dal
condensatore. Quest’acqua contiene una quantità di sali disciolti che varia solitamente tra 5
e 30 volte quella dell’acqua superficiale per uso civile o agricolo, raggiungendo
concentrazioni anche di 350 g/kg. Le sostanze tossiche individuate sono: arsenico, mercurio,
piombo, zinco, boro, zolfo, silice, oltre a varie specie di carbonati, solfati e cloruri.
I momenti più critici dal punto di vista ambientale sono le operazioni di perforazione e di
manutenzione ordinaria e straordinaria dei pozzi per la produzione geotermoelettrica.
Improvvise eruzioni del pozzo possono inquinare le acque superficiali, ma vengono di solito
evitate installando speciali valvole di sicurezza, in particolare quando sono perforati pozzi
previsti ad alta pressione e ad elevata temperatura. Inoltre durante la perforazione e le prove
di portata dei pozzi, possono essere emessi nell’atmosfera gas inquinanti.
93
I fluidi geotermici possono essere anche degli inquinanti termici oltre che chimici. Un
aumento di temperatura di soli 2-3°C di una massa d’acqua superficiale, ad esempio un lago,
causato dallo scarico di un impianto geotermico può danneggiare l’ecosistema esistente. Gli
organismi animali e vegetali più sensibili alle variazioni termiche possono gradualmente
scomparire, lasciando una o più specie di pesci senza la loro fonte di alimentazione. Un
aumento di temperatura dell’acqua potrebbe impedire lo sviluppo delle uova delle altre
specie di pesci, o causare un incremento dei batteri che a loro volta potrebbero influire sulla
flora e sulla fauna. La variazione di temperatura atmosferica potrebbe anche causare
variazioni nella fauna locale, ma quest’ ultimo effetto di solito non risulta particolarmente
significativo, tanto da essere solo raramente citato in letteratura, e senza studi conclusivi.
Il rumore può essere un problema negli impianti geotermici per generazione di energia
elettrica. Il disturbo principale si avverte durante la perforazione dei pozzi. Durante la fase
operativa, invece, le maggiori fonti di inquinamento acustico nelle centrali elettriche sono i
sistemi di raffreddamento, gli eiettori del vapore e le turbine. I silenziatori riescono ad
abbattere solo una parte del rumore acustico prodotto. Negli impianti che usano direttamente
il calore geotermico il rumore è generalmente trascurabile.
Infine, ma non ultimo in ordine di importanza, il prelievo di fluido dal sottosuolo e la
conseguente depressurizzazione nelle falde geotermiche profonde potrebbe creare un
richiamo verso il profondo delle acqua di falda più superficiali, con conseguente
depauperamento delle falde potabili e dei corsi d’acqua superficiali. In Italia questo problema
è al centro di numerose polemiche nella zona dell’Amiata, che ospita un’importantissima
risorsa geotermica, ma anche la falda idrica potabile più importante della Toscana
meridionale. Per quanto i dati geotermici siano abbastanza chiari nel dimostrare che non
esiste un collegamento idraulico tra le due falde, purtroppo l’insufficienza di dati idrogeologici
di superficie e la carenza di dati storici non permettono ancora di escludere l’ipotesi di
un’interazione, seppur minima, tra i diversi acquiferi. La reiniezione, soprattutto in campi
geotermici bifase dove la percentuale di fluido reiniettato è particolarmente alta, è una
soluzione che dovrebbe mettere al riparo da questo rischio.
Il caso dell’Amiata insegna, comunque, che anche una reiniezione efficace, per mettere fine
alle polemiche occorre prevedere un completo programma di monitoraggio sin dall’inizio
dello sfruttamento.
Per quanto riguarda le PdC geotermiche il loro uso non comporta emissioni, se non quelle
indirette relative alla CO2 prodotta per alimentare con energia elettrica la pompa. Anche
queste emissioni possono essere azzerate con l’utilizzo di impianti geotermici integrati con il
solare termico. Secondo l’agenzia di protezione ambientale statunitense (EPA), le pompe di
calore geotermiche sono il sistema di climatizzazione più efficiente e meno inquinante. Le
PdC geotermiche hanno un impatto ambientale migliore perfino alle tecnologie termo solari e
94
non presentano nemmeno il problema dell’impatto visivo dato dai pannelli termo solari
installati sopra i tetti.
Per i sistemi di teleriscaldamento le emissioni di CO2 sono minime, comprese nell’intervallo
0-1g/kWh a seconda del contenuto carbonatico dell’acqua, e comunque spesso le acque
vengono re iniettate completamente (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
5.2 Impatti strutturali
L’estrazione di grandi quantità di fluido dal serbatoio geotermico può causare fenomeni di
subsidenza, vale a dire il lento abbassamento della superficie del suolo. I fluidi sotterranei
contenuti nei pori e nelle fratture delle rocce sostengono una parte del peso delle rocce
sovrastanti. Quando sono estratti, si crea un aumento della pressione sui pori e sulle fratture
ormai vuoti, che si richiudono provocando un compattamento delle rocce. Questo processo,
se non controbilanciato in tempo, è irreversibile ma di solito non catastrofico, perché è un
processo graduale e distribuito su aree vaste. Nel lungo periodo, tuttavia, l’abbassamento
della superficie può essere sensibile, dell’ordine di centimetri o talvolta anche di metri, e
deve essere monitorato sistematicamente per evitare danni alle strutture geotermiche e agli
edifici civili circostanti. In molti casi la subsidenza può essere prevenuta, ridotta o eliminata,
con la reiniezione nel serbatoio dei fluidi estratti.
A rischio di subsidenza sono soprattutto i campi ad acqua dominante e il caso più clamoroso
è probabilmente quello di Wairakei, in Nuova Zelanda (divenuto ora un parco naturale
chiamato “I crateri della Luna”) in cui si è registrato un abbassamento del suolo di 4.5m dal
1964 al 1974 per effetto dell’estrazione di 622 milioni di tonnellate di fluido (la reiniezione è
cominciata molto più tardi). I campi geotermici a vapore dominante, quali Larderello e The
Geysers, invece hanno mostrato un abbassamento limitato a poco più di 1m in diverse
decine d’anni di sfruttamento, prima dell’avvento della reiniezione.
L’estrazione e/o la reiniezione dei fluidi geotermici può stimolare o aumentare, in aree
particolari, la frequenza di eventi sismici. Soprattutto la reiniezione di notevoli quantità di
fluidi freddi in rocce calde può provocare delle sollecitazioni termiche che, accumulandosi nel
tempo, possono dare luogo al rilascio di energia cinetica. Si tratta, in ogni modo, di micro
sismicità, che in genere può essere percepita soltanto dagli strumenti. I campi geotermici,
d’altro canto, sono per definizione localizzati in aree geologiche anomale, sede di
vulcanesimo o intrusioni magmatiche profonde, con attività vulcanica, sismica e flussi di
calore molto più elevati della norma. Il monitoraggio sismico effettuato in tutti i principali
campi geotermici ha evidenziato che la reiniezione causa spesso un aumento del numero di
micro terremoti, ma non un incremento della loro intensità. Terremoti più sensibili avvengono
con frequenze e caratteristiche paragonabili a quanto registrato prima della messa in opera
di un progetto geotermico.
95
In diversi progetti sperimentali quando un fluido è stato pompato a grosse pressioni a fondo
pozzo in rocce cristalline (graniti e rocce metamorfiche) e poco permeabili, sono stati
registrati terremoti molto superficiali, a profondità comparabile a quella dell’ iniezione. Di
solito si tratta di terremoti molto piccoli che non causano particolari danni, ma in alcuni casi si
sono verificati terremoti avvertiti dalla popolazione, anche perché accompagnati da un boato
creato dalle particolari frequenze delle onde sismiche generate, con armoniche vicine alla
frequenza sonica, cioè nell’intervallo dell’udibile. Questi fenomeni sono stati registrati solo in
rocce cristalline, mentre in rocce sedimentarie esperimenti d’iniezione idraulica di entità
paragonabile non hanno prodotto microsismi registrabili in superficie (Manzella A. & Ungarelli
C. 2011).
5.3 Impatto sul paesaggio
Il primo effetto avvertibile sul paesaggio è quello prodotto dalla perforazione, sia dei pozzi
poco profondi eseguiti per misure di gradiente geotermico, sia dei pozzi d’esplorazione o di
produzione. L’installazione di un impianto di produzione e degli equipaggiamenti accessori
comporta la costruzione di strade d’accesso e di una piazzola di perforazione. Quest’ultima
copre una superficie che va da 200-500m2 per un piccolo impianto automontato, in grado di
raggiungere una profondità di 300-700m, a 1200-1500 m2 per un impianto medio-piccolo in
grado di raggiungere i 2000m. Queste operazioni modificano la morfologia dell’area e
possono danneggiare l’ecosistema. Gran parte del terreno occupato da impianti rimane
comunque libero.
Ad esempio, a Larderello una centrale da 20 MW occupa circa 10000m2, dei quali solo 1000
sono coperti.
L’installazione di tubazioni e vaporo dotti per il trasporto di fluidi geotermici e la costruzione
di impianti di utilizzazione, che costituiscono la fase dello sviluppo successiva alla
perforazione, sono anche esse operazioni che hanno un impatto sulla morfologia
superficiale. Lo scenario naturale è modificato, sebbene in alcune zone, come Larderello, il
complicato intreccio di tubi che attraversa la campagna e le vecchie torri di raffreddamento
delle centrali elettriche facciano ormai parte del panorama e siano divenute un’attrazione
turistica (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
96
Fig. n.
30. Torri di raffreddamento e vapordotti della centrale geotermica di Lardello
(google.it/images)
5.4 Mitigazione dell’impatto ambientale e sostenibilità
Una parte importante dell’impatto ambientale della geotermia è legata all’estrazione di fluidi
dal sottosuolo. Va sottolineato, però, che non sono i fluidi che interessano ma il calore che
essi contengono. Non è quindi peregrina l’idea che si possa arrivare a un impatto ambientale
minimo, in pratica nullo, se riuscissimo a riportare nel sottosuolo tutto il fluido e le sostanze
che esso contiene. Oggi la reiniezione permette di ripristinare il 100% del fluido estratto con
impianti binari. Negli impianti a vapore solo una parte dei fluidi geotermici estratti viene
reiniettata, con percentuali in peso che vanno dal 30% nei campi a vapore dominante fino a
quasi al 90% in campi a fluido bifase o ad acqua dominante.
In realtà per mitigare l’impatto ambientale quello che conta non è solo il peso, che è
determinato essenzialmente dall’acqua, ma anche la percentuale di sostanze chimiche
disciolte. I gas geotermici sono i più difficili da catturare e sequestrare, non tanto perché non
esistano le tecnologie, ma per altre considerazioni, principalmente economiche. Le
tecnologie di cattura e sequestro di CO2 sono in fase di sviluppo, e hanno per il momento un
costo eccessivo per l’industria geotermica, anche perché meno necessarie che in altri
impianti di produzione d’energia, visti i tenori spesso molto minori di biossido di carbonio
della geotermia rispetto ai combustibili fossili. In alcuni casi, come in Turchia, il biossido di
carbonio geotermico è catturato e utilizzato in impianti industriali di produzione e
imbottigliamento di bevande gassate, ammortizzando il costo della cattura con la vendita
delle bevande.
I livelli di gas sono tenuti sempre sotto controllo. A volte se non superano concentrazioni
elevate sono rilasciati in atmosfera, ma questa procedura sta lentamente venendo
abbandonata in molti paesi.
In Italia l’idrogeno solforato e il mercurio sono rimossi dalle centrali con opportuni dispositivi,
e presto l’adozione di griglie metalliche capaci di abbattere il drift, cioè le minuscole gocce di
97
acqua geotermica emesse dai sistemi di raffreddamento, permetterà di abbattere anche altri
inquinanti come l’acido borico.
I momenti più critici per le emissioni, quali i fermo-impianti durante i quali i pozzi o le tubature
sotto controllo sono lasciati in erogazione libera, si stanno riducendo quanto più possibile. I
gas sono presenti nelle risorse idrotermali a medio-bassa temperatura sempre in quantità
molto inferiori rispetto a quanto accade nelle risorse ad alta temperatura, e vengono
comunque sempre reiniettati nel sottosuolo per evitare effetti di corrosione sugli impianti.
Per evitare improvvise eruzioni dei pozzi vengono installate speciali valvole di sicurezza, in
particolare quando sono perforati pozzi previsti ad alta pressione e ad alta temperatura. Le
acque di scarico, specie se hanno elevate concentrazioni di sostanze chimiche come boro,
fluoruri o arsenico, dovrebbero essere trattate, re iniettate nel serbatoio o entrambe le cose.
Comunque, i fluidi geotermici a temperatura medio-bassa, sfruttati nella maggior parte degli
usi diretti, generalmente contengono solo piccole quantità di sostanze chimiche inquinanti e
raramente le acque di scarico creano problemi importanti. Nei casi in cui le acque di scarico
non siano tossiche e vengono scaricate nelle acque superficiali, esse sono prima raffreddate
per evitare l’inquinamento termico. La diminuzione di temperatura può essere ottenuta
tramite appositi bacini di raffreddamento oppure in serbatoi per evitare di alterare in alcun
modo l’ecosistema.
Gli effetti sull’ambiente dovuti alla perforazione scompaiono quasi totalmente una volta che
la perforazione è terminata specie se si adottano elementari norme di sicurezza che evitano
di contaminare il suolo con i reflui dei fluidi geotermici e dei fanghi di perforazione.
Uno strumento comunque fondamentale per la valutazione e la mitigazione dell’impatto
ambientale è il monitoraggio di tutti gli elementi che caratterizzano le matrici ambientali (aria,
acqua, suolo). Può sembrare una cosa ovvia, oggi che la valutazione dell’impatto ambientale
è severamente richiesta in tutti i documenti di rilascio di permessi e concessioni, eppure
questo punto rappresenta probabilmente uno dei passaggi più delicati di tutta la questione.
Per dimostrare l’entità dell’impatto prodotto dall’uso geotermico occorre mantenere sotto
controllo non soltanto le matrici ambientali durante l’utilizzo, ma avere un valore di fondo,
cioè precedente all’utilizzo stesso, che rappresenta il valore “naturale” dei diversi fattori. I
campi geotermici, in particolare quelli ad alta entalpia, sono il frutto di condizioni geologiche
particolari che di per sé, quindi naturalmente, provocano valori anomali di diversi fattori
ambientali, che sono poi le tipiche manifestazioni naturali che segnalano in superficie
l’esistenza di sistemi geotermici. Questi dati sono difficili da recuperare o ricostruire laddove i
campi geotermici sono in utilizzo già da molto tempo, ma è uno sforzo che andrebbe
compiuto in ogni caso.
Il miglior modo per mitigare l’impatto ambientale è quello di reiniettare quanto più possibile i
fluidi nel sottosuolo, compresi gli elementi in essi disciolti e i gas. Un’altra funzione
98
fondamentale della reiniezione è di garantire la sostenibilità della risorsa geotermica. Proprio
in Italia, a Larderello, a partire dagli anni ’80 il massiccio programma di reiniezione ha
dimostrato inconfutabilmente che la reiniezione di fluidi geotermici sfruttati o l’iniezione di
fluidi esterni permette di ripristinare la pressione nel serbatoio, riparando all’evidente declino
causato da trent’anni di sfruttamento. A The Geysers, in California, dopo una diminuzione
massiccia della pressione che nemmeno la reiniezione di fluidi geotermici riusciva a
risolvere, adesso vengono iniettati fluidi ricavati dalle fogne delle cittadine circostanti,
opportunamente trattati e incanalati.
L’iniezione e reiniezione di fluidi nel sottosuolo è certamente il miglior modo per ripristinare le
condizioni originali del serbatoio geotermico, e anche per evitare che i fluidi superficiali siano
drenati per compensare la riduzione di pressione in profondità. La reiniezione va
programmata accuratamente, e la sua efficacia dipende notevolmente dal grado di
conoscenza del sottosuolo, dei circuiti idrotermali e dell’idrogeologia superficiale (Manzella
A. & Ungarelli C. 2011).
99
100
CAPITOLO 6
ANALISI ECONOMICA
6.1 Valutazione dei costi degli impianti per la produzione di energia
elettrica
Lo sviluppo e il costo di un progetto geotermico dipendono da 2 fattori:
•
l’approvvigionamento della risorsa;
•
costruzione degli impianti.
I quali a loro volta variano in funzione di numerosi elementi quali la geografia (posizione del
sito), la geologia, la temperatura, la quantità e la salinità del fluido geotermico, la dimensione
del sistema geotermico e il tipo di impianto.
Il costo LCOE (Levelized cost of Energy) di un impianto geotermico, ovvero il costo di
produzione unitario (attualizzato) dell’ energia sull’intera vita operativa dell’impianto, si può
scomporre in due componenti principali:
•
il capitale investito nello sviluppo del progetto;
•
i costi di gestione e manutenzione dell’impianto.
Il primo corrisponde al costo associato al rimborso del capitale investito, compresi gli oneri
finanziari, diviso per la produzione dell’impianto nel periodo necessario ad ammortizzare
l’investimento.
I costi di esercizio corrispondono invece ai costi fissi e variabili legati direttamente alla fase di
produzione dell’energia, e rappresentano usualmente una porzione minore del LCOE.
I costi di investimento sono i costi che costituiscono il capitale necessario a costruire un
impianto. Questi costi sono la somma dei costi delle diverse fasi dello sviluppo, ovvero
l’esplorazione, la conferma delle previsioni e lo sviluppo tecnico vero e proprio.
I costi di esplorazione dipendono dalla natura del progetto, ovvero dalla quantità di
informazioni già disponibili e da quali e quanti dati si vogliono acquisire. Inoltre i costi
dipendono dalla superficie da esplorare. Mediamente i costi possono oscillare tra 80 e 200
€/kW e. Altri fattori che influenzano i costi di esplorazione sono l’accessibilità al sito, la
topografia, il tipo di roccia da perforare e la taglia dell’impianto. Un fattore importante è
anche il tempo necessario ad avere i permessi.
Completata l’esplorazione e stabilito che ci sono le basi per proseguire, occorre perforare i
pozzi normali, ovvero quelli con diametri tali da poter essere utilizzati come pozzi di
101
produzione o di iniezione, e comincia la parte di conferma. I costi totali di questa fase si
assestano attorno a un valore medio di 150 €/kW e.
Superata la fase di conferma con esiti positivi, si passa allo sviluppo vero e proprio, con la
perforazione di tutti i pozzi necessari a produrre la potenza prevista e la costruzione
dell’impianto. Il costo della perforazione non è facile da stimare a priori, in quanto dipende da
numerosi fattori quali il tipo di roccia da perforare, le condizioni del serbatoio (se più o meno
soggetto a cedimenti durante la perforazione), il chimismo dei fluidi geotermici, la
temperatura e la pressione del fluido. A parità di fattori il costo della perforazione non è
lineare ma cresce con la profondità. Il costo di un pozzo può variare da 1 milione di euro per i
pozzi superficiali a 10 milioni di euro per i pozzi profondi fino a 5km e/o in rocce dure e fluidi
corrosivi, e di solito si attesta intorno ai 2-5 milioni di euro.
Oltre al costo della perforazione in sé, il costo generale relativo alla perforazione dipende da
quanti pozzi sono necessari per produrre la potenza prevista. Il numero di pozzi dipende
dalla produttività dei singoli pozzi, che a sua volta dipende da fattori quali la permeabilità
della roccia, la temperatura e la pressione del fluido geotermico. Un singolo pozzo può
produrre da 0 a 50 MWe, ma normalmente si attesta su valori medi di 3-5 MW e. Se la
pressione del fluido non è sufficiente a portare spontaneamente in erogazione il pozzo, è
necessario servirsi di pompe: in questo caso occorre considerare sia il costo delle pompe
che il loro costo di funzionamento. Altri costi variabili associati all’attività di perforazione sono
quelli dell’acquisto o noleggio dei componenti necessari. Ad esempio, un problema molto
comune in geotermia è quello della disponibilità di torri di perforazione, utilizzate sia per gli
idrocarburi che per la geotermia. Nei periodi nei quali la domanda e l’offerta sono bilanciate i
prezzi di noleggio possono subire notevoli oscillazioni. Il costo totale della perforazione può
variare, per i motivi appena descritti, da 250 a 1100 €/kW e, dei quali i valori più alti di solito si
riferiscono a impianti binari. Per questi ultimi in alcuni casi si è arrivati anche a valori di 3000
€/kW e.
Un altro costo che va considerato è quello dovuto alle richieste di permessi e alla valutazione
di impatto ambientale. Questi costi hanno un ordine di grandezza di qualche decina di
migliaia di euro, ma possono variare da caso a caso, in funzione dell’area, della legislazione
corrente, dell’abilità e dell’esperienza del personale coinvolto, e del tempo necessario.
Infine, i costi di sviluppo del progetto comprendono i costi delle strutture di trasmissione del
fluido alle centrali e dalle centrali ai pozzi di reiniezione. A seconda del materiale utilizzato e
della lunghezza totale dei tubi di distribuzione, i costi possono variare da 20 a 80 €/kW e, ma
in alcuni casi possono arrivare a qualche centinaio di euro per kW e.
Per completare la stima dei costi di investimento occorre considerare quelli relativi alla
costruzione dell’impianto. Ovviamente questi dipendono dal tipo (es. se a vapore, flash o
binario) e dalla taglia (intesa come potenza installata). La scelta dipende da un’ampia serie
102
di fattori, che sono poi quelli che definiscono le caratteristiche della risorsa geotermica
sviluppata, ovvero: quantità, fase, temperatura, chimismo del fluido, logistica del sito
(topografia, presenza di acque superficiali). Inoltre la lontananza o meno dalle linee di
trasmissione determina eventuali costi aggiuntivi per agganciarsi a queste. Vanno poi
considerati i costi per tutti i materiali, i compensi degli operatori impegnati nella progettazione
e nella costruzione dell’impianto. Il costo del progetto diminuisce con la potenza elettrica
ottenuta, secondo un’economia di scala che può essere rappresentata da una relazione del
tipo:
11
E! .
L h!L F
(33)
dove CC è il costo capitale, E la potenza elettrica in MW e e x è un parametro che dipende dal
tempo ed è stimato con un’analisi statistica. Nel 2004, e per costi in dollari, era posto pari a
2500.
A partire dal costo del capitale speso per l’impianto, il costo del capitale da inserire nel
calcolo del LCOE viene individuato comprendendo anche tutte le voci relative agli oneri
finanziari (tassi di interesse, tassi di sconto, incentivi, ecc.) e definendo quanto si produce in
un numero di anni pari a quelli necessari all’ammortamento del costo investito. In questo
calcolo vanno considerati anche i costi e benefici ottenuti da eventuali prodotti associati,
quali la vendita di calore in impianti di cogenerazione o la vendita/acquisto di energia in
impianti ibridi.
I costi di esercizio corrispondono ai costi di gestione e manutenzione su tutto il periodo di vita
dell’impianto, e coprono un ampio spettro di attività, dalla riparazione delle strade di accesso
allo stipendio degli operatori dell’impianto. Si possono distinguere da una parte le attività e i
costi di manutenzione dell’impianto vero e proprio, dall’altro la coltivazione del campo
geotermico. La gestione dell’impianto ha un costo che si aggira a poche unità percentuali,
intorno al 5%, del costo del capitale. La gestione del campo oltre a richiedere la
manutenzione dei pozzi di produzione e iniezione, le tubature, le strade, (tutti valori di piccola
entità rispetto ai costi generali) comprende un’attività che può diventare molto costosa,
quella di manutenzione della produttività del campo mediante nuove perforazioni. In questo
caso i costi di gestione possono arrivare a diverse decine percentuali del costo totale.
I costi di esercizio oscillano tra 5 e 30 €/MWh. Anche questi costi hanno un fattore di scala e
diminuiscono con l’aumentare della dimensione dell’impianto, analogamente a quanto
succede con i costi capitale. Inoltre variano durante la vita dell’impianto essendo
relativamente bassi all’inizio e aumentando con l’invecchiamento dei componenti e dei pozzi.
Inoltre, i costi di esercizio dipendo molto dal tipo di campo geotermico, in particolare dal
103
chimismo del fluido estratto, dalla permeabilità e dalla profondità del serbatoio in
sfruttamento.
In conclusione, i costi di produzione geotermica sono molto variabili, e dipendono dalle
caratteristiche del sito e dalle dimensioni dell’impianto. Un confronto fra i costi di
investimento degli impianti geotermici e quelli delle altre fonti rinnovabili è proposto in Tab. n.
8.
Tab. n. 8. Costi di investimento per le varie energie rinnovabili (Manzella A. & Ungarelli C.
2011).
Tecnologia
Costi di investimento
€/kWe
Binario
Solare PV
Maree
Eolico off-shore
Solare CSP
Nucleare
Eolico on-shore
Biomasse
Mini-idro
6300
4700
3690
3000
2150
1540
1400
1150
1150
Dalla tabella si evince che i costi di investimento degli impianti geotermici sono molto elevati
e non ancora paragonabili con quelli di altre energie rinnovabili.
La geotermia, però, può contare su una caratteristica importante: la risorsa non ha
fluttuazioni, e fornisce energia con continuità. Un fattore molto importante per la definizione
del costo dell’energia elettrica prodotta da risorsa geotermica è il fattore capacitivo (Capacity
factor, CF) dell’impianto, ovvero il rapporto tra l’energia prodotta e la massima energia che si
potrebbe produrre con quell’impianto, riferite alla stessa unità di tempo. Il CF degli impianti
geotermoelettrici è circa il 90%, ovvero gli impianti geotermici producono energia al massimo
livello tipicamente per circa il 90% del loro tempo. Questo valore è tra i più alti delle energie
rinnovabili, come evidenziato in Tabella n. 9.
104
Tab. n. 9. Capacity factor e costi unitari delle principali fonti di energia rinnovabile (Manzella A.
& Ungarelli C. 2011).
Fonte
CF(%)
LCOE (€/MWh)
17
24
60
35
> 90
83
27
35
350
250
122
110
50-90
70-80
70-80
45-55
Solare PV (fotovoltaico)
Solare CSP
Maree
Eolico off-shore
Geotermia
Biomasse
Eolico on-shore
Mini-idro
Gli impianti geotermici richiedono un costo iniziale molto elevato, ma grazie al diverso CF
producono molta più energia degli impianti di altre energie rinnovabili a pari potenza
installata. Ricordando che la potenza installata corrisponde alla potenza massima che
l’impianto può sostenere lavorando continuamente mentre la potenza efficiente o netta
corrisponde alla potenza effettivamente erogata dall’impianto. Di conseguenza, quando si
parla di potenza di varie fonti di energia non è mai corretto confrontare la potenza installata
ma bisogna usare la potenza netta. Grazie all’elevato CF il costo unitario geotermico per la
produzione di energia elettrica è molto competitivo rispetto ad altre fonti rinnovabili (Manzella
A. & Ungarelli C. 2011).
6.2 Valutazione dei costi degli impianti per usi diretti
Un impianto geotermico con pompa di calore, come qualsiasi altro impianto a FER (Fonti
Energetiche Rinnovabili), deve essere analizzato, soprattutto nel caso di grandi impianti, con
le stesse logiche deduttive che si utilizzerebbero nei confronti di un investimento industriale.
Un investimento si pone generalmente come un problema di scelta tra diverse alternative
percorribili, con differenti caratteristiche, le quali devono essere adeguatamente analizzate e
confrontate.
I costi degli impianti geotermici con pompe di calore sono molto variabili poiché dipendono
da una serie di fattori quali:
•
il fabbisogno di energia termica dell’edificio;
•
il tipo di terreno a disposizione;
•
il tipo di utilizzo della pompa di calore: monovalente o bivalente;
•
il costo dell’eventuale sostituzione dei radiatori con un impianto di riscaldamento a bassa
temperatura;
105
•
tipologia di impianto che si è scelto di adottare.
I costi degli impianti geotermici con pompe di calore che effettuano solo riscaldamento
variano tra 10.8 e 320 €/MWh, mentre per quelli per uso misto riscaldamento/raffrescamento
variano tra 7.2 e 270 €/MWh.
La vita media delle componenti di un impianto geotermico è:
•
pompa di calore: 15-20 anni;
•
pannelli radianti: 20-30 anni;
•
sonde geotermiche (verticali o orizzontali): 50 anni.
Inoltre si deve sottolineare che gli impianti geotermici non necessitano di alcuna
manutenzione.
Il confronto con gli impianti di altre fonti rinnovabili può avvenire con due criteri guida
fondamentali che vanno sotto il nome di criterio del periodo e di criterio di investimento.
Nell’ottica di periodo, largamente diffusa perché di maggiore semplicità applicativa, il costo
totale di investimento viene suddiviso per i flussi di cassa in ingresso e/o i minori costi di
gestione dell’impianto, ottenendo così il cosiddetto Tempo di Ritorno (TR) o Payback Period:
9
Vi
∑jZ / / kl
(34)
dove:
•
CI = Costo Iniziale dell’investimento;
•
F(+) = flussi di cassa positivi dati dall’investimento;
•
R = risparmi di gestione dell’attività permessi dall’investimento.
Il tempo di ritorno è una stima del numero di anni che sono necessari per recuperare i soldi
spesi per l’acquisto dell’impianto, grazie ai risparmi in fase di esercizio assicurati dal
mancato acquisto di combustibile.
Il metodo del TR permette una visione dell’investimento limitata al tempo di payback e non
considera l’utile complessivo generato dalla somma dei F(+) e degli R ad esso successivi.
Inoltre esso non considera, dal punto di vista della strategia dell’investimento, l’esborso
economico dovuto al CI. Il metodo si adatta alla valutazione di nuove installazioni
geotermiche di tipologia semplice, soprattutto in edifici in ambito residenziale non adibiti ad
attività produttive commerciali o industriali. Nella fattispecie, per il calcolo del TR, si
assumeranno per i parametri, precedentemente definiti, i seguenti valori: CI sarà
106
l’extravalore dell’investimento rispetto alla corrispondente soluzione alternativa e R sarà il
risparmio annuo sui costi energetici.
Per installazioni in attività produttive di tipo commerciale, artigianale e/o industriale, laddove
la progettazione e realizzazione di un’installazione geotermica rientra in un’attività
economica, e soprattutto laddove la capacità finanziaria dell’investitore è risorsa scarsa, è
più utilizzato e rappresentativo il metodo del Ritorno dell’Investimento (ROI, Return of
Investement).
9Tm
no
p
Vi
a 100
(35)
dove:
9
1m;
•
UC = Utile Complessivo dato dall’investimento
•
D = durata tecnica dell’investimento (es. vita nominale dell’installazione).
Anche questo metodo su basa sul criterio del periodo ed è un metodo in grado di quantificare
l’investimento alla stregua di un tasso medio annuo percentuale sul CI. Il ROI fornisce
maggiori informazioni ed è più esaustivo del TR. Esso inoltre permette un agevole confronto
fra le diverse redditività del capitale impegnato.
I metodi che seguono il criterio dell’investimento sono più adatti a realtà economiche
complesse. I più conosciuti sono il metodo del Valore Attuale Netto (VAN o NPV = Net
Present Value) e il metodo del Tasso Interno di Rendimento (IRR = Internal Return Rate).
Tuttavia questi metodi sono più astratti dei metodi basati sul criterio di periodo e poco
adattabili alla stima degli impianti geotermici (Froldi P. 2013).
Analogamente a quanto visto per gli impianti per la produzione di energia elettrica anche gli
impianti di teleriscaldamento hanno costi di investimento elevati e costi di gestione bassi. Gli
impianti di teleriscaldamento in Europa hanno costi molto variabili, stimati intorno ai 40-80
€/MWh (Manzella A. & Ungarelli C. 2011).
107
108
CONCLUSIONI
I cambiamenti climatici indotti dallo sfruttamento massiccio dei combustibili fossili e la loro
oramai limitata disponibilità hanno spinto l’uomo negli ultimi decenni a cercare soluzioni che
gli permettessero di riuscire a produrre energia da fonti rinnovabili. In questa categoria
rientra anche l’energia geotermica cioè l’energia immagazzinata sotto forma di calore nella
crosta terrestre. I vantaggi principali di questa fonte energetica derivano principalmente dal
fatto che essa è insensibile ai cambiamenti climatici e se sfruttata nel modo corretto, è
un’energia praticamente inesauribile oltre che sempre disponibile. Nonostante ciò la
geotermia fatica ancora ad imporsi sul mercato delle energie rinnovabili tanto che da una
recente stima solo 1.8% dell’energia prodotta al mondo da fonti rinnovabili è prodotta tramite
questa forma di energia.
All’energia geotermica vengono mosse critiche di carattere ambientale ed economico che ne
limitano la crescita ma che si sono dimostrate infondate. Essendo stata tra le prime fonti
energetiche usate dall’uomo, la geotermia costituisce una delle risorse energetiche più sicure
dato che si conoscono da tempo limiti e possibili danni che essa può arrecare all’ambiente.
Per quanto riguarda gli aspetti economici si deve tenere conto che, a fronte di un
investimento iniziale ben superiore ad altri impianti che sfruttano altre tipologie di energia
rinnovabile, un impianto geotermico ha un fattore capacitivo superiore al 90% ed è quindi in
grado di produrre energia al massimo livello per oltre il 90% del suo tempo.
Nel futuro si prevede comunque una crescita decisa nello sfruttamento di questa fonte
energetica grazie soprattutto al buon riscontro che stanno avendo gli impianti binari sul fronte
della produzione di energia elettrica, e le pompe di calore per il condizionamento degli
ambienti. I primi consentono di produrre elettricità utilizzando fluidi a bassa - media entalpia
e di ottenere un considerevole vantaggio economico rispetto agli impianti tradizionali che
impiegano fluidi ad alta entalpia. Le pompe di calore vengono apprezzate sia per il fatto che
le loro prestazioni non sono condizionate dal clima e dall’ambiente esterno sia perché non
necessitano di interventi di manutenzione.
L’Italia per quanto riguarda lo sfruttamento geotermico è molto avvantaggiata rispetto agli
altri Paesi potendo disporre di una alcune delle risorse geotermiche più importanti al mondo.
A ciò si devono aggiungere le conoscenze in materia, riconosciute in tutto il mondo, derivanti
dal fatto che essa rimase fino al 1952 l’unica produttrice al mondo di energia
geotermoelettrica. Nonostante questo l’Italia è ancora molto indietro rispetto a molti altri
Paesi nello sfruttamento delle proprie risorse geotermiche a causa della mancanza di una
normativa chiara che ne disciplini l’uso e di una burocrazia opprimente che allunga di molto i
tempi per la costruzione di impianti sia a livello industriale che civile.
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