I nuovi sistemi di generazione

Capitolo 8 – I nuovi sistemi di generazione
CAP. 8 – I nuovi sistemi di generazione
1. Celle a combustibile
Il panorama della produzione di energia elettrica, tradizionalmente caratterizzato da un’ampia
articolazione dei sistemi di generazione a causa di un complesso intreccio di fattori tecnici,
economici, legislativi e politici oltre che della disponibilità di sorgenti primarie, è divenuto in
questi ultimi anni sempre più condizionato da vincoli ambientali.
Le maggiori spinte in questa direzione derivano dal rifiuto del nucleare, dalla crescente difficoltà
(pressoché indipendente dalla tipologia dell’impianto) nell’individuare siti per impianti di grande
potenza e dalle preoccupazioni sugli effetti dei gas serra, culminate negli impegni “post-Kyoto” per
una drastica riduzione delle emissioni di anidride carbonica.
Di qui l’attenzione verso nuovi sistemi di produzione, assai suggestivi ma ancora lontani dal dare
risposte quantitativamente adeguate ai reali fabbisogni di energia e, di conseguenza, il parallelo
interesse per impianti di produzione in grado di minimizzare i consumi di combustibile (di origine
sia fossile che rinnovabile) grazie a rendimenti “black box” particolarmente elevati.
Tra questi le celle o pile a combustibile (fuel cells), capaci di coprire un’ampia gamma di potenze,
appaiono oggi molto attraenti: esse sono infatti caratterizzate da elevati rendimenti di conversione,
anche su taglie medio-piccole e/o a carico parziale, e hanno un impatto ambientale praticamente
nullo.
La cella a combustibile può essere assimilata a un dispositivo in cui entrano un combustibile e un
ossidante e da cui escono energia elettrica, acqua e calore.
In altre parole, si tratta di un generatore chimico-elettrico che, evitando i passaggi intermedi
attraverso l’energia termica e l’energia meccanica, converte direttamente in elettricità l’energia
chimica di un combustibile.
Confronto tra celle a combustibile e sistemi tradizionali di produzione dell’energia elettrica
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I principali meccanismi funzionali sono assicurati essenzialmente da due elettrodi, catodo e anodo,
ove avvengono le reazioni chimiche che complessivamente presiedono all’ossidazione controllata
del combustibile, da un elettrolita con funzione di trasporto degli ioni dall’anodo al catodo (o
viceversa, secondo il tipo di elettrolita e la carica positiva o negativa degli ioni) e dai sistemi di
adduzione dei gas di processo e di prelievo della corrente elettrica.
Proprio la corrente elettrica, che dipende dalla richiesta di potenza da parte dell’utilizzatore, è lo
strumento di controllo della reazione di ossidazione che avviene nella pila.
Elevati prelievi di potenza, e quindi elevate correnti, consentono forti flussi ionici attraverso
l’elettrolita, permettendo una accelerazione della reazione; al contrario, in assenza di richiesta di
potenza (e quindi a corrente nulla) non si ha flusso ionico attraverso l’elettrolita e la reazione risulta
impedita.
Si hanno due condizioni di funzionamento estreme:
• per effetto della corrente richiesta tutto il combustibile inviato alla cella viene ossidato ed esce
quindi totalmente esausto (sotto forma di anidride carbonica e acqua): in questo caso si dice che
il coefficiente di utilizzo del combustibile è del 100%;
• in assenza di corrente (funzionamento a vuoto) la reazione si arresta e quindi il combustibile
transita attraverso la cella senza essere ossidato e ne esce inalterato: in questo caso si dice che il
coefficiente di utilizzo del combustibile è dello 0%.
In realtà nessuno di questi casi ha interesse pratico: nel primo, benché lo sfruttamento del
combustibile sia massimo, la cella funziona in condizioni operative lontane da quelle ottimali e
quindi con rendimenti assai inferiori a quelli massimi ottenibili; nel secondo, evidentemente, il
rendimento è nullo.
Nella pratica conviene mantenere il coefficiente di utilizzo del combustibile in una fascia ben
definita, regolando la portata di combustibile in funzione della corrente richiesta.
Il campo ottimale è prescelto in funzione di numerosi fattori, tecnici ed economici, ma comunque
riconducibili al tipo di applicazione e alla configurazione d’impianto.
Il combustibile generalmente utilizzato è l’idrogeno1.
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L’idrogeno può essere prodotto da combustibili fossili (ad esempio gas naturale) tramite un processo di reforming.
Il reforming a vapore utilizza il combustibile a base di idrocarburi, un catalizzatore e del vapore e introduce calore
addizionale da una fonte esterna per ottenere le seguenti reazioni chimiche:
CH4 + H2O ↔ CO + 3 H2
CO + H2O ↔ CO2 + H2
L’idrogeno è anche prodotto dal carbone e dagli oli pesanti mediante un processo di gassificazione. Ciò si ottiene
trattando il combustibile con vapore e aria o ossigeno ad elevate temperature e pressioni.
Infine l’idrogeno può essere prodotto dagli impianti nucleari, sfruttandone il calore o l’energia elettrica generata:
l’idrogeno viene ottenuto termochimicamente o per elettrolisi dall’acqua.
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Esistono varie opzioni tecnologiche a seconda del tipo di elettrolita, ossia del conduttore ionico a
cui, all’interno della cella, è affidato il compito fondamentale di trasportare le cariche elettriche
dall’anodo al catodo (o viceversa).
La tabella seguente riporta le principali filiere di celle a combustibile, classificate per l’appunto
rispetto al tipo di elettrolita, con evidenziate le principali caratteristiche.
Classificazione rispetto al tipo
di elettrolita
AFC
(Alkalin Fuel Cell)
PEFC
(Polymer Electrolyte Fuel Cell)
PAFC
(Phosphoric Acid Fuel Cell)
MCFC
(Molten Carbonate Fuel Cell)
SOFC
(Solid Oxide Fuel Cell)
Ioni
trasferiti
attraverso
l’elettrolita
OH-
Temperatura
media di
esercizio
(°C)
60÷100
Efficienza
elettrica
(%)
50
Temperatura
calore residuo
disponibile
(°C)
<60
H+
Densità di
potenza
(mW/cm2)
300÷500
80÷120
40
60÷80
300÷900
H+
180÷200
40
70÷80
150÷300
CO3=
630÷670
600÷700
150
O=
800÷1000
50÷55
(60÷65)
50÷55
(60÷65)
700÷1000
150÷270
Già da un primo esame della tabella è facile intuire come le differenze tecnologiche indotte dal tipo
di elettrolita, che si riflettono nella temperatura di funzionamento, nel rendimento elettrico e nella
qualità del calore reso disponibile, possano predeterminare, per ciascuna filiera, campi di
applicazione specifici o privilegiati, con tempi di sviluppo e maturazione tecnologica anche
sensibilmente differenziati. Altri elementi che possono concorrere alla scelta applicativa sono la
densità di potenza, la flessibilità rispetto al combustibile e, ovviamente, il costo.
Naturalmente queste filiere, oltre che per l’elettrolita, differiscono anche per i materiali degli altri
componenti.
Schematicamente si può dire che la bassa temperatura pone minori problemi tecnologici, favorendo
in genere l’impiego di materiali meno pregiati. Tuttavia, per ottenere cinetiche di reazione
accettabili, occorre fare ricorso a catalizzatori a base di metalli nobili (tipicamente platino).
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Nonostante ciò, i rendimenti elettrici rimangono relativamente bassi e, ovviamente, la qualità del
calore reso disponibile è modesta.
Al contrario, le pile a combustibile ad alta temperatura, pur presentando qualche maggiore
problema tecnologico, possono raggiungere rendimenti elettrici fino al 50÷55% e, grazie alla
qualità del calore residuo, si possono ben integrare, per taglie di impianto adeguate, in cicli di tipo
combinato, permettendo in questo modo di incrementare il rendimento elettrico di ulteriori 10÷15
punti percentuali, cioè fino a valori dell’ordine del 60÷65%, mantenendo nel contempo una buona
capacità cogenerativa.
Una conformazione tipica di un sistema di generazione a celle può essere quello riportato in modo
schematico nella figura seguente.
Al centro troviamo la sezione elettrochimica, costituita da un insieme di celle singole assemblate in
uno o più pacchi (stack), che rappresenta il cuore del sistema.
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A monte vi è una sezione di trattamento del combustibile (reformer, spesso preceduto da un sistema
di clean-up), che serve a trasformare il combustibile primario (gas naturale, biogas, gas di discarica
o landfil gas, gas da carbone, gasolio, metanolo) in un gas ricco di idrogeno per alimentare le celle.
Poiché l’uscita elettrica di una pila a combustibile è in corrente continua, è anche necessario un
sistema di condizionamento della potenza elettrica per la trasformazione in alternata (inverter), per
l’adeguamento della tensione e, in caso di collegamento in rete, per assicurare le corrette interfacce
e le opportune regolazioni (ad esempio, la potenza reattiva).
Vi è poi un sistema di regolazione e recupero del calore, che ha lo scopo primario di smaltire il
calore prodotto dalla pila fornendo l’apporto tecnico richiesto dal sistema di trattamento del
combustibile e permettendo il recupero del calore residuo a fini di cogenerazione.
Il coordinamento operativo delle diverse sezioni, nonché tutti gli interventi necessari per la
sicurezza dell’impianto o per far fronte a possibili avarie o malfunzionamenti, è assicurato da un
sistema di supervisione e controllo.
Si possono rapidamente analizzare i principali vantaggi delle celle a combustibile:
• rendimenti elettrici elevati, con minima dipendenza dalla taglia e dalla parzializzazione del
carico;
• possibilità di cogenerazione e, per le filiere ad alta temperatura, di integrazione in cicli
combinati;
• ridotto impatto ambientale, grazie a bassissime emissioni inquinanti, minime emissioni
acustiche, ridotte emissioni di anidride carbonica per gli alti rendimenti;
• flessibilità rispetto al combustibile;
• modularità in un’ampia gamma di potenze;
• facilità nell’individuazione dei siti di installazione, anche in zone densamente abitate e con
stringenti vincoli ambientali;
• elevata affidabilità e bassa manutenzione per l’assenza di parti in movimento;
• capacità di offrire un’elevata power quality sotto il profilo della continuità, disponibilità,
possibilità di regolazione locale della potenza attiva e reattiva;
• pronta risposta alle variazioni di carico.
Per contro, uno dei principali limiti alla diffusione delle celle a combustibile è rappresentata dagli
alti costi.
I diversi livelli di maturità attualmente raggiunti in materia non permettono confronti omogenei ed
esaustivi né rispetto ai generatori tradizionali né tra i diversi tipi di celle.
Per dare un’idea degli sforzi ancora necessari per ottenere una netta riduzione dei costi, sono
riportate nella tabella seguente (per le diverse filiere, escluse le alcaline per le quali non si
intravvedono concrete prospettive commerciali) alcune stime di costo riferite al 2000 raffrontate
con gli obiettivi previsti per il 2006.
Filiera
PEFC (Polymer Electrolyte Fuel Cell)
PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell)
MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell)
SOFC (Solid Oxide Fuel Cell)
Stima costi nel 2000
($/kW)
14.000÷30.000
3.000÷3.200
12.000÷25.000
20.000÷100.000
Target costi al 2006
($/kW)
1.200÷1.400
1.000÷1.600
1.300÷2.000
1.400÷2.300
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A titolo di esempio, sotto alcune condizioni tipiche, si può definire una scala di riferimento nella
quale:
• la generazione commerciale e l’autogenerazione nel campo tra 200 kW e 2 MW accettano i costi
ammissibili più alti (1300÷2000 $/kW);
• la cogenerazione industriale leggera e la generazione distribuita nella gamma tra 100 kW e 20
MW accettano costi ammissibili intermedi su una forbice piuttosto ampia (1000÷2000 $/kW);
• la cogenerazione industriale pesante, il repowering e la generazione centralizzata, salvo
eccezioni, sono nella gamma inferiore dei costi ammissibili.
Per quanto riguarda lo stato dell’arte, le caratteristiche e gli impieghi delle diverse filiere, si può
dire che:
• le celle alcaline (AFC) usano come elettrolita una soluzione acquosa di idrossido di potassio e
hanno elettrodi porosi a base di nichel. Esse richiedono gas di alimentazione molto puri
(idrogeno e ossigeno). Pur avendo raggiunto un buon grado di maturità tecnologica, sono
attualmente utilizzate per usi speciali (applicazioni militari e spaziali).
• le celle a membrana polimerica (PEM, PEFC o SPFC) utilizzano come elettrolita una membrana
solfonica perfluorurata sulla quale vengono depositati direttamente gli elettrodi a base di platino.
Queste celle sono sviluppate soprattutto per la trazione elettrica e la generazione/cogenerazione
di piccola taglia (1÷250 kW).
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• le celle ad acido fosforico (PAFC) usano come elettrolita una soluzione relativamente
concentrata di acido fosforico imbibito in una matrice di carburo di silicio, posta tra due elettrodi
a base di grafite opportunamente trattati con piccole quantità di platino con funzioni di
catalizzatore. Sono classificate come celle a media temperatura e permettono di utilizzare il
calore prodotto sia per le fasi di preriscaldamento del processo di reforming del combustibile sia
per utenze esterne. Rappresentano la tecnologia più matura per gli impieghi stazionari, con
commercializzazione già avviata per le applicazioni di cogenerazione nei settori residenziale e
terziario (100÷200 kW).
• le celle a carbonati fusi (MCFC) impiegano come elettrolita una miscela di carbonati,
tipicamente di litio e di potassio, fusa alla temperatura di funzionamento di 600÷700°C,
trattenuta da una matrice porosa costituita da alluminato di litio. Gli elettrodi, porosi, sono a base
di nichel. Il meccanismo di funzionamento richiede la continua formazione al catodo di ioni
carbonato, il che si ottiene ricircolando al catodo l’anidride carbonica che si produce all’anodo.
Pur richiedendo ancora alcuni affinamenti tecnologici e qualche miglioramento nei materiali, le
celle a carbonati fusi possono ormai ritenersi vicine alla commercializzazione. Esse sono
promettenti soprattutto per la generazione di energia elettrica e la cogenerazione da qualche
centinaio di kW ad alcune decine di MW.
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• le celle a ossidi solidi (SOFC) utilizzano come elettrolita ossido di zirconio stabilizzato con
ossido di ittrio, mentre l’anodo e il catodo sono costituiti rispettivamente da un cermet a base di
nichel-ossido di zirconio e da manganito di lantanio opportunamente drogato. Esse devono
operare ad alta temperatura per assicurare una conducibilità sufficiente all’elettrolita.
Come le celle a carbonati, sono promettenti soprattutto per la generazione di energia elettrica e
la cogenerazione da qualche kW ad alcune decine di MW.
• le celle a metanolo diretto (DMFC, Direct Methanol Fuel Cell) operano a temperature tra 70° e
120°C e come le SPFC utilizzano come elettrolita una membrana polimerica. In esse il
catalizzatore anodico estrae l’idrogeno dal metanolo liquido, evitando così la necessità di un
reformer del combustibile.
Sono ancora nello stadio di ricerca di laboratorio.
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2. Conversione magnetoidrodinamica (MHD)
Fra le tecnologie che potrebbero essere usate nel futuro per produrre energia elettrica c’è la
conversione magnetoidrodinamica (MHD-MagnetoHydroDynamic).
E’ noto, dalla legge di Lorentz, che se si ha un conduttore elettrico percorso da corrente e immerso
in un campo magnetico, nasce sul conduttore stesso una forza che è perpendicolare alla direzione
del campo magnetico e della corrente.
La forza di Lorentz è esprimibile con la formula:
r
r r
F = qv ∧ B
r
r
dove q è la carica elettrica che si muove con velocità v entro un campo magnetico di induzione B .
In un convertitore MHD il conduttore elettrico è sostituito da una corrente di plasma ad altissima
velocità, e cioè di un gas portato a temperatura così alta da essere per la maggior parte ionizzato,
cosicché la corrente fluida non è più costituita da molecole elettricamente neutre ma anche da una
miscela di ioni positivi e di elettroni.
Se tale corrente fluida viene sottoposta ad un fortissimo campo magnetico avente direzione
perpendicolare a quella del moto, si genera su ogni ione ed elettrone una forza che tende a deviarlo
in direzione perpendicolare a quella della corrente e del campo magnetico.
Se si dispongono ai lati opposti della corrente di plasma due elettrodi, gli elettroni potranno essere
raccolti all’anodo mentre gli ioni giungeranno al catodo: tra i due elettrodi si creerà così una
differenza di potenziale, utilizzata per far circolare un corrente elettrica continua in un circuito
esterno utilizzatore.
Naturalmente alla produzione di energia elettrica si accompagna la riduzione di energia cinetica e
termica della corrente fluida.
Gli esperimenti attuali (su scala pilota preindustriale) considerano più promettente un ciclo aperto,
che usi un combustibile fossile e in cui il gas caldo uscente dal convertitore MHD venga utilizzato
in un impianto di tipo convenzionale. La conducibilità del plasma può essere incrementata
inserendo un seme (seed), ad esempio potassio.
In queste condizioni si possono raggiungere efficienze dell’ordine del 50%, con condizioni
accettabili per quanto riguarda le emissioni di inquinanti; usando superconduttori ad alto campo, si
pensa di ottenere anche rese del 60%.
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Il ciclo chiuso prevede invece l’utilizzo di un reattore nucleare come fonte di calore.
Poiché il gas utilizzato non è disperso nell’atmosfera, esso può essere scelto più costoso ma dotato
di caratteristiche fisiche più avanzate (miglior ionizzazione e più alte proprietà di conduzione
elettrica).
Nonostante siano già in funzione impianti sperimentali MHD di dimensioni cospicue, i problemi
tecnologici da superare per poter commercializzare questa opzione sono notevoli, e vanno dallo
sviluppo di scambiatori di calore a temperature molto elevate (intorno ai 1500°C) a quello di canali
durevoli per il plasma e di grandi magneti superconduttori.
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3. Conversione elettrogasdinamica (EGD)
Una corrente di gas, che trasporta polveri o particelle allo stato di aerosol, fluisce lungo un
condotto, come mostrato in figura.
Ci sono tre elettrodi: un emettitore, un attrattore e un collettore.
Le particelle nella corrente gassosa vengono caricate elettricamente da un sistema di scarica ad
effetto corona, posto nel condotto tra l’emettitore e l’attrattore.
La corrente del gas porta la maggior parte delle particelle caricate elettricamente verso il collettore,
dove esse cedono la loro carica e alimentano una corrente su un circuito esterno.
Nel condotto tra emettitore e collettore si instaura un campo elettrico che cerca di muovere le
particelle in direzione contraria alla corrente del gas. Tale corrente lavora quindi per vincere queste
forze elettrostatiche e converte la sua energia termica e cinetica in energia elettrica.
L’attività di trasporto delle cariche non dipende dalla ionizzazione termica del gas e perciò non
esistono limiti di temperatura inferiore per il funzionamento del sistema. Ciò significa che l’intero
campo di temperature della sorgente di calore può essere utilizzato per la conversione diretta del
calore in energia elettrica.
Come per la generazione MHD, il sistema EGD può essere inserito in un ciclo aperto (con
combustione di un combustibile fossile) o in un ciclo chiuso (con reattore nucleare).
Stime teoriche hanno indicato che un sistema EGD a ciclo aperto, che brucia carbone polverizzato e
utilizza le ceneri volanti per trasportare le cariche elettriche, potrebbe operare con rendimento
intorno al 50% con temperatura all’ingresso di circa 1800 K.
Le difficoltà realizzative sono incentrate principalmente su due problemi: il raggiungimento di
intensità di campo elettrico estremamente elevate e la riduzione degli effetti di carica spaziale.
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4. Onde e correnti
Si tratta di un’energia che potrebbe avere un interesse locale, ma il cui sfruttamento è oneroso e
antieconomico anche in paesi, come la Gran Bretagna e il Giappone, ove il moto ondoso convoglia
un’energia di un ordine di grandezza superiore a quella dei mari italiani.
Non va dimenticato che gli impianti devono essere progettati per sopportare le tempeste e che
hanno un impatto negativo sull’ambiente.
L’energia delle onde può essere convertita, mediante adeguati meccanismi, in moto rotatorio o
oscillatorio o nel movimento di un fluido di processo in modo tale da azionare un generatore di
corrente.
La potenza sprigionata dalle onde che si infrangono sulle coste di tutto il mondo ammonta a circa 3
TW. Tuttavia tale potenza può essere utilizzata soltanto nelle zone in cui le onde sono abbastanza
alte e regolari. Infatti la quantità di energia recuperabile dipende, in misura esponenziale,
dall’ampiezza dell’onda, vale a dire dalla differenza di altezza tra la cresta e il ventre:
P = 0,5 ⋅ h 2 ⋅ T
dove h è l’ampiezza e T è il periodo.
Questo vuol dire che a un’altezza media di 3 metri (quella che si ritrova in molte aree oceaniche)
corrisponde un’energia di 90 kW/m del moto ondoso, vale a dire che un impianto di conversione
lungo 250 m, con un tasso di efficienza del 50%, potrebbe soddisfare il fabbisogno di elettricità di
circa 40.000 persone.
Sebbene questa tecnologia sia ancora agli esordi, sono già stati brevettati oltre mille dispositivi di
conversione, che si possono raggruppare, tenendo conto del luogo sul quale insiste l’impianto, in
tre categorie:
• dispositivi vicini alla riva (near-shore device);
• dispositivi lontani dalla riva, strettamente ancorati (off-shore tight-moored device);
• dispositivi lontani dalla riva, debolmente ancorati (off-shore slack-moored device).
In base al sistema di funzionamento, invece, si possono aggregare in due grandi gruppi:
• mover (moventi), ove l’energia potenziale (in alcuni casi anche quella cinetica) delle onde è
usata per far muovere un corpo (galleggiante, acqua, aria o altro);
• eater (aspiranti), ove l’energia potenziale e cinetica dell’acqua in movimento, catturata
all’interno del dispositivo, è trasformata in energia utile tramite l’azionamento di una turbina
idraulica.
Il vantaggio principale dei dispositivi eater su quelli mover consiste nel poter affrontare onde di
altezza molto elevata.
I dispositivi mover a loro volta si distinguono in:
• dispositivi up and down (float e oscillating water column OWC), fissi o galleggianti;
• dispositivi roll/toss (single roller o pendulum e connected float);
• dispositivi d’impatto su corpo fisso o su corpo flessibile (airbag).
I dispositivi eater si distinguono in:
• dispositivi flush up (nei quali l’acqua scivola superficialmente);
• dispositivi flush in (in cui l’acqua entra all’interno del dispositivo).
I dispositivi di superficie che seguono il movimento delle onde (float device - dispositivo
galleggiante; pitching device - dispositivo pivottante) utilizzano un organo meccanico di
trasmissione tra gli oggetti galleggianti o tra un oggetto galleggiante e uno fisso per produrre
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energia meccanica. Un dispositivo pivottante molto efficiente (80%) è il salter duck, composto da
una serie di serbatoi galleggianti che possono ruotare attorno a un’asta trasmettendo un moto
circolare.
Nei dispositivi OWC le onde provocano una variazione di pressione all’interno di un cilindro, o
altro dispositivo simile, avente l’apertura inferiore molto al di sotto della superficie del mare
(15÷20 m). Il fluido che fa muovere le turbine è normalmente aria. Oltre ad essere molto rumorosi,
questi impianti vicini alla riva presentano un considerevole impatto visivo. Tuttavia rappresentano
attualmente la via più collaudata ed economicamente percorribile di conversione del moto ondoso.
Tre impianti giapponesi OWC, uno da 60 kW, uno da 30 kW e un altro da 20 kW si trovano
localizzati, rispettivamente, sulla costa di Kuju-kuri, sulla costa di Sakata e sull’isola di Tsushima.
Altri impianti, alcuni dimostrativi, si trovano in Cina, in India, in Norvegia, in Gran Bretagna.
In base a una recente ricerca del governo inglese sarebbe possibile generare elettricità, utilizzando
impianti della potenza di 50 kW/m e del tipo salter duck o clam con turbine Wells, ad un costo di
circa 0,1 $/kWh.
Processo OWC
Notevole interesse potrebbero infine presentare le correnti marine, particolarmente in certe località
ove ci sono enormi masse in movimento; questo è il caso dello stretto di Messina, dove, a circa 100
metri di profondità, c’è una corrente di quasi un milione di metri cubi al secondo che si sposta alla
velocità di circa 4 m/s, e che si inverte ogni 6 ore.
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5. Gradienti termici oceanici
Negli oceani, tra le acque calde in superficie e quelle fredde in profondità, c’è una differenza di
temperatura (che nei mari caldi può arrivare a 20°C) che può essere sfruttata con cicli opportuni.
E’ possibile, ad esempio, realizzare un ciclo inverso a quello frigorifero, facendo vaporizzare un
liquido a basso punto di ebollizione (come l’ammoniaca); il vapore si espande in una turbina e
viene liquefatto con l’acqua fredda pompata dalle profondità marine.
Ma si potrebbe anche usare direttamente l’acqua calda, vaporizzandola sotto vuoto.
La tecnologia è nota con il nome di OTEC (Ocean Thermal Energy Conversion).
Dati i relativamente piccoli salti termici, l’efficienza termodinamica non può che essere bassa,
mentre i costi di impianto e di gestione risultano assai elevati.
Inoltre, alla gratuità e rinnovabilità della fonte si contrappongono i grandi macchinari (ad esempio,
il progetto di una centrale OTEC da 100 MW prevede un impianto del peso di 200.000 tonnellate) e
una notevole massa di fluido per lo scambio termico.
Gli impianti OTEC, situabili sulla terraferma (on-shore) o in mare aperto (off-shore) su navi o
piattaforme ancorate, possono essere sostanzialmente di tre tipi:
• a ciclo chiuso, Closed-Cycle OTEC (CC-OTEC),
• a ciclo aperto, Open-Cycle OTEC (OC-OTEC),
• ibrido, Hybrid-Cycle OTEC (HC-OTEC).
In un impianto OTEC a ciclo chiuso l’acqua di mare calda fa vaporizzare un fluido di lavoro (ad
esempio ammoniaca) che attraversa uno scambiatore di calore (evaporatore).
Il vapore si espande in una turbina di bassa pressione, accoppiata ad un alternatore.
Il vapore, al termine dell’espansione, viene condensato in un altro scambiatore di calore
(condensatore) che utilizza acqua di mare fredda pompata dalle profondità oceaniche.
Il condensato viene ripompato nel vaporizzatore, per ripetere il ciclo.
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In un impianto OTEC a ciclo aperto l’acqua di mare calda è il fluido di lavoro.
Questa acqua calda viene evaporata a flash in una camera sotto vuoto, in modo da produrre vapore
ad una pressione assoluta di circa 2,4 kPa.
Il vapore si espande in una turbina di bassa pressione che è accoppiata ad un alternatore.
Il vapore, dopo l’espansione in turbina, viene condensato in un condensatore in cui circola acqua di
mare fredda pompata dalle profondità oceaniche.
Se si adotta un condensatore a superficie, il vapore che condensa rimane separato dall’acqua di
mare fredda e può fornire acqua dissalata.
Un ciclo ibrido combina le caratteristiche del ciclo chiuso unitamente a quelle del ciclo aperto.
In un ciclo ibrido, infatti, l’acqua di mare calda entra in una camera sotto vuoto dove subisce
un’evaporazione a flash. Il vapore così prodotto fa vaporizzare un fluido di lavoro (ad esempio
ammoniaca) che compie un ciclo chiuso: si espande in una turbina, viene condensato e fornisce
acqua dissalata.
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6. Fusione nucleare
La fusione nucleare è il processo che dà energia al sole e a tutte le stelle: al loro centro la
temperatura è così elevata (decine di milioni di gradi) che la materia è disgregata nei suoi
componenti, nuclei ed elettroni, raggiungendo lo stato di plasma. A queste temperature i nuclei di
idrogeno presenti nelle stelle si possono fondere tra di loro liberando energia.
La fusione nucleare controllata punta a realizzare macchine capaci di fondere, in condizioni di
altissima temperatura, i nuclei di atomi leggeri come il deuterio e il tritio per produrre grandi
quantità di energia, con meccanismi analoghi a quanto avviene nel sole e nelle stelle.
Si tratta di un’attività di ricerca e sviluppo che richiede enormi risorse e che perciò sta stimolando
grosse collaborazioni internazionali. Essa ha prospettive di tempi molto lunghi, per dimostrare
innanzitutto la fattibilità scientifica di ottenimento di energia utile dalla fusione, poi per lo sviluppo
integrato delle complesse tecnologie necessarie alla loro industrializzazione, per giungere infine a
prototipi industriali che consentano di valutare in modo più preciso gli aspetti economici e quelli
ambientali. Non è pensabile allora che si possa produrre energia elettrica in quantità significative
con questa tecnologia prima di alcune decine di anni.
Sono possibili diverse reazioni di fusione; tuttavia le più interessanti in termini di resa energetica e
di fattibilità sono quelle che utilizzano i due isotopi dell’idrogeno: il deuterio (D) e il tritio (T).
D+D=He3+n+5,2⋅10-13 Joule
D+D=T+p+6,4⋅10-13 Joule
D+T=He4+n+28,2⋅10-13 Joule
D+He3=He4+p+29,4⋅10-13 Joule
Il combustibile base di una reazione di fusione è il deuterio.
Nelle prime due reazioni, che hanno praticamente uguale probabilità di avvenire, due nuclei di
deuterio reagiscono tra loro liberando energia e dando luogo alla formazione di elio He3 o tritio e
l’emissione di un neutrone (n) o di un protone (p).
Nelle altre reazioni, invece, il nucleo di deuterio reagisce rispettivamente con un nucleo di tritio e
con uno di elio-3, liberando energia e producendo elio-4 (che costituisce la cosiddetta particella α),
un neutrone e un protone.
L’energia dei neutroni prodotti può essere convertita in calore in un mantello di materiale
opportuno che riveste il nocciolo, ossia la zona di fusione.
Mentre il deuterio è estemamente abbondante (infatti si trova nell’acqua in una percentuale di
0,017%), il tritio non si trova in natura e deve perciò essere prodotto dal litio per cattura neutronica:
Li6+n=T+He4+7,7⋅10-13 Joule
Li7+n=T+He4+n−4,0⋅10-13 Joule
Il litio, assieme al deuterio, costituisce dunque un materiale essenziale per un reattore a fusione.
Le riserve note di minerali ad alto tenore di litio hanno un contenuto energetico paragonabile a
quello delle riserve di urano e torio; il litio si può inoltre estrarre, sebbene a costi più elevati, dai
minerali a basso tenore, molto diffusi nella litosfera, nonché dal mare.
Le reazioni di fusione sono difficili da ottenere in quanto i nuclei reagenti sono dotati di carica
positiva e pertanto sono soggetti alla repulsione elettrostatica. Affinché avvenga la reazione occorre
che i nuclei si trovino ad una distanza comparabile con quella che caratterizza l’ambito di
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Capitolo 8 – I nuovi sistemi di generazione
intervento delle forze nucleari, vincendo la mutua repulsione coulombiana: perciò la loro velocità
di agitazione termica deve essere molto elevata (dell’ordine di 1000 km/s per il deuterio). La
probabilità che avvenga una reazione di fusione aumenta perciò con l’aumento dell’energia cinetica
e quindi della temperatura.
Le reazioni di fusione richiedono il preventivo riscaldamento del combustibile, gas di deuteriotritio, a temperature dell’ordine di 100⋅106°C.
A queste temperature gli atomi di deuterio e di tritio sono completamente ionizzati, scissi in
elettroni negativi e nuclei positivi, e formano un plasma complessivamente neutro.
Il raggiungimento di temperature così elevate, nonché il loro mantenimento, costituisce la maggiore
difficoltà per la realizzazione pratica della fusione controllata.
Il problema successivo è quello di ottenere un sistema che si autosostenga ed eroghi più energia di
quella che serve per riscaldare il plasma.
La temperatura alla quale l’energia prodotta da fusione supera le perdite dicesi temperatura di
ignizione. Ogni reazione di fusione ha una propria temperatura di ignizione; la reazione deuteriotritio ha la più bassa temperature di ignizione che si conosca (circa 40⋅106°C) mentre la reazione
deuterio-deuterio ha una temperatura di ignizione di circa 150⋅106°C.
In un reattore a fusione le particelle α, cioè i nuclei di elio-4, forniscono il calore necessario a
mantenere la temperatura del plasma attraverso la cessione di energia per urto con le particelle del
plasma stesso. Quando però si opera a temperature troppo basse per un significativo riscaldamento
di fusione, oppure si è in fase di avviamento del reattore, occorre fare ricorso a metodi di
riscaldamento diversi:
• riscaldamento elettrico per effetto Joule,
• riscaldamento a radio-frequenza,
• riscaldamento per compressione adiabatica,
• riscaldamento per iniezione di particelle neutre (atomi di idrogeno).
Il plasma deve, infine, essere confinato per un tempo abbastanza lungo affinché possa liberare una
quantità di energia significativa: ciò si ottiene con campi magnetici o tramite confinamento
inerziale mediante focalizzazione di impulsi laser.
I tempi lunghi della fusione controllata sono legati allo sviluppo delle tecnologie necessarie
all’industrializzazione, qualunque sia il tipo di confinamento o l’opzione progettuale che verranno
prescelti.
I materiali strutturali esposti a intensi flussi di radiazione e a consistenti sbalzi di temperatura, i
mantelli che circondano la camera di reazione (destinati alla deposizione ed estrazione del calore e
alla rigenerazione del tritio), i robot per la manipolazione dei componenti, i magneti
superconduttori (per il confinamento magnetico) oppure i grandi laser o acceleratori (per il
confinamento inerziale) e molti altri necessari sottosistemi hanno un grado di complessità assai
elevato, lunghi tempi intrinseci ed elevati costi di sviluppo.
Va però rilevato che, una volta raggiunto l’obiettivo, si tratta di un’energia praticamente illimitata.
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Capitolo 8 – I nuovi sistemi di generazione
Le sperimentazioni in atto nel campo della fusione nucleare prevedono vari progetti internazionali.
ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor) è un grande apparato sperimentale, il cui scopo principale è
quello di produrre un plasma di deuterio e tritio che si avvicini allo stato di autosostentamento, in cui la parte
dell’energia di reazione che rimane nel plasma stesso è in grado di mantenerlo stabile bilanciando le perdite. Queste
condizioni definiscono lo stato di ignizione del plasma.
IGNITOR è il primo esperimento proposto e progettato per raggiungere le condizioni di accensione del plasma,
sfruttando le attuali conoscenze della fisica dei plasmi e le tecnologie esistenti. Esso può essere considerato il passo
necessario per studiare il comportamento del reattore a fusione e per identificare le tecnologie che potranno portare allo
sfruttamento di questa fonte di energia. Le caratteristiche tecniche della macchina e i principi fisici che la ispirano sono
basati sulla tecnologia degli alti campi magnetici con configurazioni geometriche compatte.
I sistemi di confinamento magnetico del plasma più promettenti sono quelli toroidali e, di questi, il più avanzato è il
TOKAMAK.
Nel Tokamak il plasma è riscaldato in un contenitore toroidale ed è confinato dalle pareti del contenitore stesso (per
evitare che atomi delle superfici delle pareti vadano nel combustibile, inquinandolo) per mezzo di campi magnetici.
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Capitolo 8 – I nuovi sistemi di generazione
La foto seguente mostra la parte superiore del divertor, all’interno del contenitore (vessel).
Il divertor è un organo attraverso il quale si cerca di estrarre dal plasma le impurezze generate dalla sua interazione con
le pareti della camera toroidale e le ceneri delle reazioni di fusione, cioè le particelle alfa dopo che queste hanno ceduto
la propria energia al plasma.
Dietro il lucido rivestimento di protezione a pannelli si trova una pompa criogenica a 4°K, usata per rimuovere il
deuterio gassoso facendolo condensare.
Quando il contenitore è in funzione, la camera viene riempita di deuterio ionizzato (plasma), riscaldato a più di 100
milioni di °K.
Il plasma scorre lungo le linee del campo magnetico verso la parte alta a sinistra, dove passa allo stato neutro.
Dopo di che il deuterio scorre nell’intercapedine e viene pompato fuori dal contenitore.
Il rivestimento del divertor è a base di grafite, per resistere alle altissime temperature.
Le “finestre” nel contenitore sono accessi per vari tipi di strumentazione.
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