L'energia idroelettrica a pompaggio immagazzina energia elettrica spostando l'acqua in salita e recuperandola successivamente tramite turbine durante la discesa. È la più antica tecnologia di accumulo su scala di rete in uso commerciale, con radici nell'Europa alpina del 1890, e rimane la più diffusa per capacità installata, nonostante la rapida crescita dell'utilizzo delle batterie a livello globale. La tecnologia si è diffusa su scala mondiale a metà del XX secolo per bilanciare la rigida produzione di energia nucleare di base e, negli ultimi due decenni, la sua funzione si è spostata verso l'assorbimento della variabilità della produzione eolica e solare, un ruolo che si basa sullo stesso principio fisico fondamentale: l'energia potenziale gravitazionale convertita in elettricità e viceversa tramite un sistema reversibile pompa-turbina.
Il nostro articolo, che segue, tratta in modo esaustivo la portata tecnica ed economica dei sistemi PSH: la fisica sottostante e i limiti di efficienza, l'architettura elettromeccanica che rende possibile il funzionamento reversibile, i servizi di stabilità della rete che la tecnologia offre oltre al semplice accumulo di energia, le sue strategie operative e i meccanismi di ricavo, i vincoli ambientali che determinano la localizzazione degli impianti, le configurazioni emergenti come i sistemi PSH sotterranei e in acqua di mare, i quadri normativi che ne regolano l'implementazione e un confronto diretto con batterie, aria compressa, batterie a flusso, idrogeno e volani, in base ai criteri che contano per le reali decisioni di investimento e pianificazione.
Punti Chiave
- PSH è la tecnologia di accumulo su scala di rete più antica e tuttora la più grande: Risalente agli anni 1890 nelle Alpi europee, rimane la tecnologia di accumulo dominante a livello mondiale per capacità installata, nonostante l'accelerazione della diffusione delle batterie.
La sua fisica è semplice, ma il suo impatto ambientale è enorme. L'immagazzinamento di energia è proporzionale a massa, gravità e altezza ([latex]E = eta , m , g , h[/latex]), ma poiché l'acqua ha una densità energetica così bassa rispetto alle batterie chimiche, i sistemi PSH necessitano di serbatoi misurati in milioni di metri cubi per immagazzinare la stessa quantità di energia che una batteria potrebbe contenere in un magazzino. - Il rapporto tra prevalenza e portata determina l'intera progettazione ingegneristica: I siti montani con elevato dislivello utilizzano macchine compatte di tipo Francis; i siti fluviali con basso dislivello necessitano di enormi turbine di tipo Kaplan in grado di movimentare ingenti volumi d'acqua: è la geografia del sito a dettare la tecnologia, non il contrario.
- L'efficienza del viaggio di andata e ritorno si attesta in genere tra il 70 e l'85%, leggermente inferiore rispetto ai moderni ioni di litio batterie (85-95%), ma PSH mantiene tali prestazioni per 50-100 anni anziché per i 10-20 anni prima che una batteria debba essere sostituita.
- PSH non si limita a immagazzinare energia, ma stabilizza la rete. La sua massa rotante fornisce inerzia fisica, garantisce una rapida regolazione della frequenza, può fungere da condensatore sincrono per il supporto della tensione senza bisogno di acqua in movimento ed è una delle poche tecnologie in grado di riavviare una rete elettrica collassata.
- Il suo ruolo si è spostato dalla "riduzione dei picchi" al "bilanciamento della variabilità". Originariamente progettato per essere abbinato al carico di base nucleare rigido, oggi il PSH assorbe principalmente i ripidi picchi di produzione solare ed eolica, in particolare la "curva a papera", rendendolo una risorsa fondamentale per l'integrazione delle energie rinnovabili.
- La gestione ambientale è una questione di progettazione prioritaria, non un ripensamento successivo. a circuito chiuso Le configurazioni (fuori dal corso del fiume), il controllo dei sedimenti, la mitigazione dell'evaporazione e la gestione della qualità dell'acqua/termica influenzano il luogo e le modalità di costruzione e autorizzazione dei nuovi progetti PSH.
- Si stanno aprendo nuove frontiere per la costruzione di impianti fotovoltaici. Impianti fotovoltaici sotterranei (miniere, caverne), impianti fotovoltaici ad acqua di mare, parchi energetici ibridi che combinano pannelli solari galleggianti con bacini idrici e progetti modulari di piccole dimensioni stanno tutti lavorando per superare la tradizionale dipendenza degli impianti fotovoltaici da siti rari e con grandi dislivelli.
- PSH integra, anziché competere, con le altre tecnologie di accumulo. È leader nella nicchia dell'accumulo a lunga durata, ad alta affidabilità e inerzia di rete; le batterie dominano nel settore della risposta rapida e della breve durata; l'idrogeno è in testa per l'accumulo stagionale. La rete elettrica del futuro necessita di un portafoglio diversificato, non di un'unica tecnologia vincente.
Fondamenti ed evoluzione storica
L'idroelettrico a pompaggio (PSH), noto anche come accumulo idroelettrico a pompaggio o accumulo di energia idroelettrica a pompaggio (PHES), è la forma più antica e di gran lunga più grande di accumulo di energia su scala di rete al mondo oggi. Alla base, la tecnologia è ingannevolmente semplice: l'acqua viene pompata in salita in un bacino quando l'elettricità è economica o abbondante e rilasciata a valle attraverso turbine per generare elettricità quando è scarsa o costosa. Questa semplicità principio meccanico Ciò ha reso PSH la spina dorsale dello stoccaggio su larga scala per oltre un secolo, e rimane la tecnologia di stoccaggio dominante per capacità installata anche in un'era di rapido calo dei costi delle batterie.
PSH viene spesso descritto informalmente come una "batteria ad acqua".
A differenza di una batteria chimica, che immagazzina energia nei legami elettrochimici dei suoi materiali attivi, un impianto idroelettrico a pompaggio immagazzina energia nel potenziale gravitazionale di una massa d'acqua elevata. L'analogia è utile ma imperfetta: una batteria ad acqua non si degrada chimicamente nel corso di migliaia di cicli come fa una cella agli ioni di litio, ma è vincolata dalla geografia, dalla disponibilità di terreni adatti e diritti idrici, nonché da un ingombro fisico e tempi di costruzione enormemente maggiori. Mentre una fabbrica di batterie può essere costruita in due anni, un impianto idroelettrico a pompaggio può richiedere un decennio o più, dagli studi iniziali del sito alla messa in funzione. Questo compromesso tra velocità di implementazione e longevità dell'impianto è fondamentale per comprendere il ruolo degli impianti idroelettrici a pompaggio nelle reti elettriche moderne.
Origini iniziali (1890-1920)I primi impianti idroelettrici a pompaggio fecero la loro comparsa nelle regioni alpine europee nell'ultimo decennio del XIX secolo. Svizzera, Italia e alcune zone della Germania meridionale possedevano due elementi che resero fattibili i primi impianti idroelettrici a pompaggio: un'abbondante topografia montuosa che offriva grandi dislivelli su brevi distanze e un'industria elettrica nascente che faticava a conciliare la continua produzione idroelettrica con la fluttuante domanda industriale. I primi carichi industriali, dominati da tramvie, stabilimenti tessili e dalle nascenti reti di illuminazione pubblica, erano altamente variabili durante il giorno, mentre molte delle centrali idroelettriche a flusso continuo, alimentate da fiumi e laghi, producevano una quantità di energia relativamente costante. L'idroelettrico a pompaggio offriva un modo per immagazzinare la produzione in eccesso durante le ore di bassa domanda e riutilizzarla durante i picchi di domanda, appianando il divario senza richiedere ulteriore capacità di generazione basata su combustibili fossili. Questi sistemi di prima generazione erano modesti rispetto agli standard moderni, tipicamente basati su un singolo sistema reversibile di pompa e turbina o su una coppia di pompe, con capacità di accumulo misurate in decine anziché migliaia di megawattora. Ciononostante, hanno stabilito la logica fondamentale che ancora oggi definisce la tecnologia: utilizzare energia a basso costo o in eccesso per sollevare l'acqua, recuperare successivamente una parte di tale energia sotto forma di elettricità e trarre profitto o sfruttare in altro modo la differenza di valore tra i due periodi. |
La simbiosi dell'era nucleare (anni '60-'80)La prima grande espansione di questa tecnologia si è verificata nei decenni successivi alla Seconda Guerra Mondiale, con la ricostruzione e l'elettrificazione delle economie nazionali e l'emergere dell'energia nucleare come principale fonte di produzione di energia di base. Le centrali nucleari sono tecnicamente ed economicamente adatte a funzionare a un livello di produzione costante; aumentare e diminuire rapidamente la potenza di un reattore è sia meccanicamente stressante che economicamente dispendioso, poiché il costo del combustibile rappresenta una piccola frazione della struttura dei costi complessivi di una centrale nucleare rispetto agli enormi costi fissi di capitale. Ciò ha creato un problema strutturale: la produzione nucleare è più efficiente quando è costante, ma la domanda di elettricità non lo è mai. Aumenta bruscamente al mattino e alla sera e crolla durante la notte. In questo periodo, l'idroelettrico a pompaggio divenne la tecnologia partner naturale per la generazione di base nucleare. Le aziende elettriche in Francia, Giappone, Stati Uniti e Regno Unito costruirono grandi centrali idroelettriche a pompaggio specificamente per assorbire il surplus notturno delle centrali nucleari (e in misura minore a carbone) che non potevano essere ridotte economicamente. Questa energia in eccesso, che altrimenti sarebbe stata limitata o venduta in perdita, venne invece utilizzata per pompa L'acqua viene immagazzinata in quota durante la notte. Il giorno seguente, durante i picchi di domanda mattutini e serali, l'acqua immagazzinata viene rilasciata per generare elettricità, consentendo di fatto alle centrali nucleari di operare alla loro potenza costante ed efficiente, mentre la rete riceve comunque un profilo di potenza variabile che si adatta alla domanda. Questa relazione è talvolta definita "simbiosi nucleare-idroelettrico a pompaggio" e spiega perché i paesi con grandi flotte nucleari, come Francia, Giappone e Stati Uniti, tendono anche ad avere grandi flotte di centrali idroelettriche a pompaggio costruite nello stesso arco temporale di diversi decenni. |
La svolta verso le energie rinnovabili (XXI secolo)
Il ruolo dell'accumulo idroelettrico a pompaggio è cambiato sostanzialmente dai primi anni 2000 con la diffusione su larga scala della generazione eolica e solare. Se nel ventesimo secolo l'utilizzo principale era la "riduzione dei picchi di domanda" – ovvero l'appiattimento di una curva di domanda giornaliera nota e abbastanza prevedibile rispetto a una curva di offerta di base nota e abbastanza prevedibile – nel ventunesimo secolo l'utilizzo principale è diventato il "bilanciamento della variabilità": assorbire le fluttuazioni della produzione da fonti rinnovabili, molto meno prevedibili e influenzate dalle condizioni meteorologiche.
La produzione di energia solare, ad esempio, produce un picco improvviso a metà giornata, seguito da un brusco calo serale al tramonto, spesso in coincidenza precisa con il picco di domanda serale. Questo ha dato origine al famoso fenomeno della "curva dell'anatra" nelle reti con un'elevata penetrazione di energia solare, dove la domanda netta (domanda totale meno offerta da fonti rinnovabili) cala drasticamente a metà giornata per poi aumentare vertiginosamente nelle prime ore della sera. La produzione di energia eolica, invece, può variare significativamente nel corso di ore o giorni in base alle condizioni meteorologiche, con scarsa correlazione con i modelli di domanda. L'accumulo idroelettrico a pompaggio, grazie alla sua capacità di assorbire grandi quantità di energia per la ricarica e di raggiungere la piena potenza in pochi secondi o minuti, si è dimostrato particolarmente adatto a gestire entrambi questi modelli di variabilità indotti dalle energie rinnovabili, sebbene la tecnologia stessa non sia stata originariamente progettata pensando alle energie rinnovabili.
Distribuzione globale
La mappa globale della capacità di pompaggio idroelettrico ripercorre fedelmente la storia appena descritta. Il Giappone ha costruito un'enorme flotta di impianti di pompaggio idroelettrico a partire dagli anni '60, spinto dalla sua forte dipendenza dall'energia nucleare e dalla sua geografia montuosa, e rimane uno dei maggiori mercati di questo tipo al mondo. La capacità di pompaggio idroelettrico in Europa è concentrata nei paesi alpini (Svizzera, Austria, Italia) e in quelli che hanno perseguito grandi programmi nucleari (Francia), oltre a una capacità significativa in Spagna, Germania e nei paesi nordici. Gli Stati Uniti hanno costruito una flotta considerevole tra gli anni '70 e '80, in gran parte legata allo sviluppo del nucleare di quell'epoca, con importanti installazioni nella regione degli Appalachi, nel Pacifico nord-occidentale e in California. Più recentemente, la Cina è diventata il più grande mercato nazionale per la costruzione di nuovi impianti di pompaggio idroelettrico, grazie alla sua enorme e rapida crescita capacità di energia rinnovabile e a una spinta strategica nazionale per le infrastrutture di bilanciamento della rete.
La fisica dell'immagazzinamento dell'energia gravitazionale
Modellazione della densità energetica
La fisica fondamentale dell'idroelettrico a pompaggio si basa sulla conversione tra energia potenziale gravitazionale ed energia elettrica. L'energia potenziale immagazzinata da una massa d'acqua mantenuta a una certa altezza rispetto a un serbatoio inferiore è data dalla classica equazione dell'energia potenziale gravitazionale, opportunamente modificata per tenere conto dell'efficienza complessiva del sistema:
| [latex]E = eta , m , g , h[/latex] |
Dove
|
Poiché l'acqua ha una densità fissa di circa 1.000 chilogrammi per metro cubo, questa equazione può essere riscritta in termini di volume del serbatoio anziché di massa, il che è più utile per scopi ingegneristici e di pianificazione del sito: [latex]E = eta , rho , V , g , h[/latex]
dove ρ è la densità dell'acqua e V è il volume d'acqua che circola tra i serbatoi. Questa formulazione rivela immediatamente il compromesso progettuale centrale degli impianti di pompaggio idroelettrico:
La capacità totale di accumulo di energia è proporzionale sia al volume d'acqua disponibile che al dislivello idraulico, il che significa che un sito con un dislivello doppio può immagazzinare la stessa energia con la metà del volume del bacino, e viceversa.
Ecco perché i siti alpini e montuosi con dislivelli elevati, che possono variare da 500 a oltre 1.000 metri, possono raggiungere enormi capacità di accumulo energetico con serbatoi relativamente piccoli, mentre i siti con dislivelli bassi necessitano di volumi di serbatoio enormemente maggiori per immagazzinare una quantità di energia comparabile.
Se confrontata con l'accumulo di energia tramite batterie chimiche su base volumetrica, l'energia idroelettrica da pompaggio è sorprendentemente poco efficiente dal punto di vista energetico. Un tipico sistema di batterie agli ioni di litio può immagazzinare diverse centinaia di wattora per litro di volume delle celle, mentre un metro cubo (1.000 litri) di acqua sollevata a 500 metri, anche con un'efficienza di andata e ritorno generosa dell'85%, immagazzina solo circa 1,16 kilowattora, ovvero circa 1,16 wattora per litro.
- Questa enorme differenza nella densità energetica volumetrica è proprio il motivo per cui gli impianti di pompaggio idroelettrico richiedono bacini idrici misurati in milioni di metri cubi e superfici di diversi chilometri quadrati, mentre un impianto di batterie in grado di immagazzinare la stessa quantità totale di energia potrebbe essere contenuto in un singolo magazzino.
- Il compromesso sta nel fatto che il "materiale attivo" alla base del PSH, acqua e gravità, non costa praticamente nulla e non si degrada, mentre i materiali attivi delle batterie vengono prodotti, hanno una durata limitata e rappresentano un costo di capitale continuo poiché si degradano e richiedono una sostituzione periodica.T.
Consiglio pratico: Quando si dimensiona un progetto da zero, è molto più utile invertire l'equazione dell'energia e calcolare il volume del serbatoio necessario, tenendo conto di una capacità energetica obiettivo e del dislivello disponibile nel sito candidato, piuttosto che partire da una dimensione fissa del serbatoio e vedere quale capacità energetica ne risulta. La selezione del sito, nella pratica, inizia quasi sempre con la domanda "quanto dislivello abbiamo?", poiché il dislivello è determinato dalla geografia, mentre il volume del serbatoio è l'unica variabile che gli ingegneri civili possono ancora modificare attraverso l'altezza della diga, lo scavo del bacino o l'ingombro.
La centrale idroelettrica di pompaggio di Bath County, in Virginia, uno dei più grandi impianti di questo tipo al mondo, combina un salto idraulico di circa 380 metri con un volume di serbatoio sufficientemente grande da supportare circa 3.000 megawatt di capacità e circa 24.000 megawattora di accumulo, dimostrando come un salto idraulico relativamente modesto e non estremo, se combinato con serbatoi molto grandi, possa comunque fornire un accumulo su scala industriale paragonabile ai più grandi impianti di batterie mai costruiti, ma per una durata misurata in molte ore anziché nelle una-quattro ore tipiche dei progetti di batterie su scala di rete.
La relazione tra "testa e flusso"
Oltre all'accumulo totale di energia, la potenza erogata da un impianto idroelettrico a pompaggio, ovvero la velocità con cui può fornire energia, dipende da una relazione diversa: il prodotto del dislivello e della portata volumetrica dell'acqua attraverso le turbine. Questa relazione è espressa come: [latex]P = eta , rho , g , h , Q[/latex]
dove [latex]P[/latex] è la potenza istantanea (in watt) e [latex]Q[/latex] è la portata volumetrica (in metri cubi al secondo). Questa equazione è alla base di una delle decisioni ingegneristiche più importanti nella progettazione di un impianto PSH: se optare per una configurazione ad alta o bassa prevalenza e quale tecnologia di turbina ne consegue.
I sistemi idroelettrici ad alta prevalenza, generalmente definiti come siti con un dislivello superiore a circa 150-200 metri, possono generare una notevole quantità di energia con portate relativamente modeste, poiché il termine di prevalenza nell'equazione di potenza svolge la maggior parte del lavoro. Ciò consente l'utilizzo di turbine più piccole e a velocità di rotazione più elevata e di condotte forzate (le tubazioni pressurizzate che trasportano l'acqua alle turbine) di diametro inferiore, riducendo a sua volta i costi di capitale per unità di capacità installata per l'infrastruttura idroelettrica, anche se i siti ad alta prevalenza sono tipicamente situati in zone montuose che aumentano i costi di scavo e delle opere civili. Le pompe-turbine reversibili di tipo Francis dominano questa categoria, poiché il loro design a flusso radiale gestisce le alte pressioni in modo efficiente.
I sistemi a bassa prevalenza, tipicamente situati su fiumi o in terreni pianeggianti con dislivelli inferiori a 30-50 metri, devono movimentare enormi volumi d'acqua per raggiungere una produzione di energia significativa, poiché il dislivello contribuisce in misura relativamente limitata. Ciò impone l'utilizzo di turbine assiali di grande diametro e a bassa velocità di rotazione, più comunemente unità di tipo Kaplan adattate per il funzionamento reversibile pompa-turbina, o, in alcune applicazioni a bassissima prevalenza, turbine a bulbo. Gli impianti a bassa prevalenza tendono ad avere un ingombro fisico maggiore per i loro corsi d'acqua e le centrali elettriche rispetto alla loro produzione di energia, ma possono essere ubicati in regioni prive di ripide montagne, ampliando la gamma geografica di possibili sviluppi di impianti idroelettrici a pompaggio. Tra questi due estremi, gli impianti a media prevalenza, generalmente compresi tra 50 e 150 metri, utilizzano spesso anche macchine di tipo Francis, sebbene la geometria specifica della girante sia ottimizzata in modo diverso rispetto alle applicazioni ad alta prevalenza per bilanciare l'efficienza nell'intero intervallo di portata in cui si prevede che l'impianto operi.
Regola generale di base: Quando si confrontano approssimativamente siti concorrenti nella fase di fattibilità, gli sviluppatori esperti prediligono un rapido calcolo del rapporto tra salto verticale e distanza prima di impegnarsi in studi ingegneristici dettagliati; un rapporto superiore a circa 1:10 (un metro di salto verticale per ogni dieci metri di separazione orizzontale tra i serbatoi) è generalmente considerato interessante, poiché mantiene gestibili la lunghezza delle gallerie o delle condotte forzate, e quindi i costi delle opere civili, rispetto al salto catturato.
Termodinamica del ciclo
Nessun ciclo idroelettrico a pompaggio reale raggiunge la conversione energetica idealizzata suggerita dall'equazione fondamentale dell'energia potenziale. L'energia viene dispersa in diverse fasi del ciclo di pompaggio e generazione, e comprendere dove si verificano queste perdite è essenziale sia per la progettazione dell'impianto sia per i limiti prestazionali reali della tecnologia.
- La categoria di perdite più consistente è quella dovuta all'attrito del fluido, che si verifica quando l'acqua si muove attraverso condotte forzate, gallerie e i passaggi interni della pompa-turbina stessa. Le perdite per attrito sono proporzionali al quadrato della velocità del flusso, il che significa che raddoppiando la portata attraverso un dato tubo, le perdite per attrito quadruplicano approssimativamente. pressione perdite, motivo per cui i progettisti di canali idrici prediligono gallerie e condotte forzate di diametro maggiore, anche se i costi di scavo o fabbricazione sono più elevati, poiché le perdite di energia evitate nel corso di decenni di funzionamento giustificano in genere la maggiore spesa iniziale. Le perdite per attrito sono presenti sia nella direzione di pompaggio che in quella di generazione, il che significa che riducono l'efficienza del ciclo completo due volte: una volta perché l'impianto lavora più del necessario per spingere l'acqua in salita, e di nuovo perché parte dell'energia potenziale dell'acqua viene dissipata sotto forma di calore anziché essere convertita in elettricità durante la discesa.
- Una seconda categoria di perdite si verifica all'interno della catena di conversione elettromeccanica stessa: perdite idrauliche nella girante della pompa-turbina (dove la geometria delle pale non può adattarsi perfettamente alle condizioni di flusso in tutti i punti di funzionamento), perdite meccaniche nei cuscinetti e nelle guarnizioni e perdite elettriche negli avvolgimenti del generatore-motore, nei trasformatori e nei relativi quadri elettrici. Queste perdite sono in genere inferiori in proporzione alle perdite per attrito idraulico negli impianti moderni ben progettati, ma sono comunque significative, soprattutto perché la stessa macchina deve funzionare in modo efficiente in due modalità operative molto diverse (pompaggio e generazione) con angoli ottimali delle pale e caratteristiche di flusso differenti.
- Una terza categoria di perdite, di minore entità, è rappresentata dall'evaporazione dalle superfici aperte del bacino, che costituisce una perdita del fluido di lavoro stesso piuttosto che un'inefficienza di conversione energetica nel senso tradizionale del termine, ma che nondimeno riduce l'energia netta disponibile per i cicli futuri e richiede l'aggiunta di acqua di reintegro nel tempo. Questa perdita è fortemente dipendente dal sito e dal clima, e può variare da trascurabile nei climi freddi e umidi a una seria problematica operativa e ambientale nelle regioni aride, argomento che verrà approfondito in un capitolo successivo.
Efficienza del viaggio di andata e ritorno (RTE)
L'effetto cumulativo di tutte queste perdite è catturato dall'indicatore di efficienza di andata e ritorno, spesso descritto con l'acronimo "efficienza filo-acqua-filo", che indica la frazione di energia elettrica prelevata dalla rete durante il pompaggio che viene infine restituita alla rete durante la generazione. Gli impianti idroelettrici a pompaggio moderni e ben progettati raggiungono in genere efficienze di andata e ritorno comprese tra il 70 e l'85%, con gli impianti a velocità variabile più moderni che utilizzano pompe-turbine reversibili avanzate nella parte alta di questo intervallo e gli impianti più vecchi a velocità fissa o meno ottimizzati in termini di ubicazione più vicini alla parte bassa.
Questo intervallo posiziona l'accumulo idroelettrico a pompaggio come ampiamente competitivo, sebbene generalmente leggermente inferiore, all'efficienza di andata e ritorno dei moderni sistemi di batterie agli ioni di litio, che spesso raggiungono efficienze di andata e ritorno comprese tra l'85 e il 95% a livello di cella (l'efficienza a livello di sistema, comprese le perdite dell'inverter e della gestione termica, è leggermente inferiore). Tuttavia, il confronto non riguarda esclusivamente l'efficienza:
- Gli impianti di pompaggio idroelettrico possono mantenere questa efficienza per un periodo operativo durata La durata di vita delle infrastrutture civili si misura in decenni, spesso dai 50 ai 100 anni, con periodici interventi di ammodernamento dei componenti elettromeccanici, mentre i sistemi a batteria subiscono un graduale degrado della capacità e dell'efficienza in un arco di tempo molto più breve, in genere misurato in migliaia di cicli o dai 10 ai 20 anni prima che una significativa perdita di capacità renda necessaria la sostituzione.
- e gli impianti di pompaggio idroelettrico possono trattenere l'energia (cioè l'acqua) quasi indefinitamente
Mancia: Quando si valuta il dato di efficienza di andata e ritorno pubblicato per un impianto, è sempre necessario verificare se è indicato al punto di flusso di progetto o se è una media sull'intero intervallo operativo, poiché le pompe-turbine perdono efficienza in modo significativo a carico parziale; un'unità con una potenza nominale dell'80% a pieno flusso può erogare un'efficienza più vicina al 70% quando opera al 40% del flusso nominale, il che è di notevole importanza per gli impianti a cui viene sempre più spesso richiesto di seguire la produzione variabile da fonti rinnovabili anziché funzionare a un punto di progetto fisso.
The rest of this article is reserved for members
To limit scraping bots (currently 40,000 hits per day!),
we had to restrict access to full articles and tools to registered members only.
to access all the rest.
Domande frequenti
Come funziona concretamente l'energia idroelettrica con sistema di pompaggio?
Nei periodi di bassa domanda di elettricità o di produzione in eccesso, l'acqua viene pompata da un serbatoio inferiore a un serbatoio superiore più elevato, immagazzinando l'energia sotto forma di energia potenziale gravitazionale. Quando è necessaria energia, la stessa acqua viene rilasciata a valle attraverso delle turbine, convertendo la sua energia potenziale in elettricità; nella maggior parte degli impianti moderni, un'unica pompa-turbina reversibile gestisce entrambe le direzioni anziché utilizzare due macchine separate.
Quanto è efficiente l'accumulo idroelettrico a pompaggio rispetto alle batterie?
Un impianto idroelettrico a pompaggio in genere restituisce dal 70 all'85% dell'energia elettrica consumata durante il pompaggio, un valore leggermente inferiore all'efficienza di andata e ritorno dell'85-95% delle batterie agli ioni di litio a livello di singola cella. La differenza, tuttavia, perde di rilevanza pratica nel tempo, poiché gli impianti idroelettrici a pompaggio mantengono questa efficienza per 50-100 anni di funzionamento, mentre le batterie si degradano gradualmente e di solito richiedono la sostituzione completa dopo soli 10-20 anni.
Perché non è possibile costruire impianti di pompaggio idroelettrico ovunque?
A differenza delle batterie, che possono essere installate praticamente ovunque ci sia un collegamento alla rete elettrica, un progetto di idroelettrico a pompaggio richiede due siti di accumulo separati da un notevole dislivello, una geologia stabile in grado di supportare dighe e gallerie e una fonte d'acqua affidabile per il riempimento iniziale e il rifornimento continuo. Questi requisiti geografici combinati implicano che solo un numero limitato di località in tutto il mondo sia effettivamente adatto a nuovi progetti.
Quanto tempo occorre per realizzare un impianto di pompaggio idroelettrico?
A partire dagli studi di fattibilità iniziali, passando per le autorizzazioni ambientali, la progettazione di dettaglio e la costruzione civile di dighe, gallerie e centrali elettriche, un progetto tipico richiede dai cinque ai dieci anni, o anche di più, per raggiungere la fase operativa commerciale. Questa lunga tempistica contrasta nettamente con i progetti di batterie, che spesso possono passare dalla fase di pianificazione a quella di installazione in meno di due anni.
L'accumulo idroelettrico tramite pompaggio è migliore dell'accumulo tramite batterie?
Anziché una tecnologia essere categoricamente superiore all'altra, ognuna è adatta a diverse esigenze della rete elettrica. L'accumulo idroelettrico a pompaggio eccelle nell'erogazione continua di grandi quantità di energia per molte ore, con un'eccezionale affidabilità a lungo termine e proprietà di stabilizzazione della rete, mentre le batterie rispondono in millisecondi e sono molto più facili da installare, il che le rende più adatte ad applicazioni di breve durata e a reazione rapida.
Per quanto tempo un impianto idroelettrico a pompaggio può immagazzinare energia?
La durata dello scarico dipende dalla quantità d'acqua che i serbatoi di un impianto possono contenere rispetto alla sua capacità di generazione, ma la maggior parte degli impianti è progettata per sostenere la piena produzione per un periodo compreso tra quattro e dodici ore. Alcuni serbatoi eccezionalmente grandi possono estendere ulteriormente questo intervallo, supportando diversi giorni di generazione prima di dover essere riempiti nuovamente.
Gli impianti di pompaggio idroelettrico hanno un impatto ambientale?
Sì, soprattutto nei siti collegati a fiumi naturali, dove gli effetti possono includere l'interruzione della migrazione dei pesci, l'alterazione del trasporto dei sedimenti e modifiche ai modelli di flusso naturali da cui dipendono gli ecosistemi a valle. I bacini idrici in climi caldi o secchi perdono acqua anche per evaporazione, il che è uno dei motivi per cui i costruttori prediligono sempre più progetti a circuito chiuso isolati dai corsi d'acqua naturali.
In che modo gli impianti di pompaggio idroelettrico aiutano la rete elettrica, oltre all'immagazzinamento di energia?
Oltre a immagazzinare e rilasciare elettricità, il grande generatore rotante, cuore pulsante di un impianto PSH, resiste naturalmente alle improvvise fluttuazioni di frequenza della rete, può funzionare per supportare i livelli di tensione locali senza movimentare acqua e può persino riavviare una rete completamente disattivata in seguito a un blackout di lunga durata. La maggior parte dei sistemi a batteria può replicare solo parzialmente queste funzioni di stabilizzazione, poiché non possiede la stessa massa rotante.
Perché storicamente gli impianti di pompaggio idroelettrico sono legati all'energia nucleare?
I reattori nucleari funzionano in modo più efficiente e sicuro quando operano ininterrottamente a un livello di potenza costante, poiché aumentarli e diminuirli di potenza è sia meccanicamente stressante che economicamente dispendioso. Le centrali idroelettriche a pompaggio sono state costruite a fianco degli impianti nucleari proprio per assorbire l'elettricità in eccesso prodotta dalle centrali nucleari durante la notte, per poi rilasciare l'energia immagazzinata durante i picchi di domanda mattutini e serali che la sola produzione nucleare non sarebbe in grado di soddisfare.
Che cos'è l'acqua di mare o l'accumulo sotterraneo tramite pompaggio?
Si tratta di configurazioni di siti più recenti, progettate per superare i limiti geografici tradizionali degli impianti di pompaggio idroelettrico. Gli impianti di pompaggio idroelettrico ad acqua di mare utilizzano l'oceano stesso come bacino inferiore, rendendo accessibili località costiere e insulari prive di una topografia interna idonea, mentre gli impianti di pompaggio idroelettrico sotterraneo utilizzano miniere abbandonate o caverne scavate come bacino inferiore, consentendo la realizzazione di progetti in regioni pianeggianti senza la necessità di grandi superfici di terreno.
Glossario dei termini utilizzati
Advanced Encryption Standard (AES): un algoritmo di crittografia a chiave simmetrica stabilito dal National Institute of Standards and Technology degli Stati Uniti, che utilizza cifrari a blocchi con dimensioni delle chiavi di 128, 192 o 256 bit, progettato per proteggere i dati elettronici attraverso processi di sostituzione e permutazione.
Compressed-Air-Energy Storage (CAES): Un sistema che immagazzina energia comprimendo l'aria in caverne o contenitori sotterranei, rilasciandola poi per azionare turbine e generare elettricità quando necessario, bilanciando efficacemente domanda e offerta nelle reti elettriche.
Computer-Aided Engineering (CAE): un insieme di strumenti software che assistono nei processi di analisi e progettazione ingegneristica, consentendo simulazioni, ottimizzazioni e convalide delle prestazioni del prodotto attraverso metodi numerici e tecniche di modellazione.
Pumped Hydroelectric Energy Storage (PHES): Un metodo per immagazzinare energia utilizzando l'elettricità in eccesso per pompare acqua a una quota più elevata, che viene poi rilasciata per generare elettricità tramite turbine quando la domanda aumenta.
Pumped-Storage Hydroelectricity (PSH): Un metodo per immagazzinare energia utilizzando l'elettricità in eccesso per pompare acqua a una quota più elevata, che può poi essere rilasciata per generare elettricità durante i picchi di domanda, permettendo all'acqua di rifluire verso il basso attraverso le turbine.
Uninterruptible Power Supply (UPS): Dispositivo che fornisce alimentazione di emergenza alle apparecchiature collegate durante un'interruzione di corrente, garantendone il funzionamento continuo e proteggendole dalle fluttuazioni di tensione. In genere include una batteria, un inverter e un sistema di ricarica per mantenere l'alimentazione e la stabilità.
