Energia idroelettrica a pompaggio: ingegneria e futuro dell'accumulo di energia gravitazionale

Impianto di pompaggio energia idroelettrica stores electrical energy by moving water uphill and recovering it later through turbines on the way back down. It is the oldest grid-scale storage technology in commercial use, with roots in 1890s Alpine Europe, and it remains the largest by installed capacity even as battery deployment grows rapidly worldwide. The technology scaled globally in the mid-twentieth century to balance inflexible nuclear baseload generation, and over the past two decades its function has shifted toward absorbing the variability of wind and solar output, a role that depends on the same core physics: gravitational potential energy converted to and from electricity through a reversible pump-turbine.

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.
  Its physics are simple, but its footprint is enormous. Energy storage scales with mass, gravity, and height ([lattice]E = \eta , m , g , h[/latex]), but because water has such low energy density compared to chemical batteries, PSH needs reservoirs measured in millions of cubic meters to store what a battery could hold in a warehouse.
• 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 batterie agli ioni di litio (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

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 di 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 una ioni di litio cell does, but it is bound by geography, the availability of suitable terrain and water rights, and a vastly larger physical footprint and construction timeline. Where a battery factory can be built in two years, a pumped-storage scheme can take a decade or more from initial site studies to commissioning. This trade-off between deployment speed and asset longevità is central to understanding PSH’s role in modern grids.

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:

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:

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 confrontato con l'accumulo di energia tramite batterie chimiche su base volumetrica, l'energia idroelettrica pompata è sorprendentemente poco efficiente dal punto di vista energetico. Un tipico batteria agli ioni di litio Il sistema può immagazzinare circa diverse centinaia di wattora per litro di volume della cella, mentre un metro cubo (1.000 litri) di acqua sollevata a 500 metri, anche con una generosa efficienza di andata e ritorno 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.

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.

Low-head systems, typically found on rivers or in flatter terrain with elevation differences of less than 30 to 50 meters, dovere move enormous volumes of water to achieve meaningful power output, since the head term contributes comparatively little. This drives the use of large-diameter, slower-spinning axial-flow turbines, most commonly Kaplan-type units adapted for reversible pump-turbine operation, or in some very low-head applications, bulb-type turbines. Low-head plants tend to have larger physical footprints for their waterways and powerhouses relative to their power output, but they can be sited in regions without dramatic mountain topography, broadening the geographic range of viable PSH development. Between these two extremes, medium-head sites, generally in the range of 50 to 150 meters, often use Francis-type machines as well, though the specific runner geometry is tuned differently than for high-head applications to balance efficiency across the flow range the plant is expected to operate within.

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.

Engineers who document this equation in reports often typeset it with LaTeX, and a LaTeX cheat sheet shows how to write the fractions, Greek letters and subscripts of the efficiency formula, while a LaTeX math cheat sheet covers the rest of the notation.

1. 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.
2. 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.
3. 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

Integrazione nella rete elettrica e servizi sincroni

Oltre a immagazzinare e rilasciare energia, gli impianti di pompaggio svolgono una seconda funzione altrettanto critica: mantenere stabile la rete elettrica stessa di secondo in secondo. Ciò deriva dalla natura fisica dell'apparecchiatura piuttosto che dall'acqua nei serbatoi. Un grande motore-generatore sincrono che ruota alla frequenza di rete si comporta come un volano, resistendo automaticamente alle improvvise perturbazioni di frequenza, e la stessa macchina può fornire potenza reattiva per il supporto della tensione o riavviare da zero una rete collassata, il tutto indipendentemente dal fatto che l'impianto stia pompando o generando attivamente in quel momento.

Questo capitolo esamina quattro distinti servizi di rete forniti dall'energia idroelettrica a pompaggio:

1. la stabilizzazione inerziale passiva fornita automaticamente dalla massa rotante,
2. la regolazione attiva della frequenza effettuata tramite sistemi di controllo ad azione rapida,
3. il supporto di tensione ottenuto tramite funzionamento sincrono del condensatore senza alcun movimento d'acqua,
4. e la capacità di riavvio a freddo che rende PSH una delle poche tecnologie in grado di riavviare una rete completamente disattivata.

Con la progressiva sostituzione della generazione sincrona convenzionale da parte delle centrali eoliche e solari, connesse tramite inverter anziché con macchine rotanti, questi servizi sono passati dall'essere un beneficio secondario degli impianti fotovoltaici a uno dei motivi principali per cui i gestori di rete li apprezzano.

Inerzia rotazionale fisica Uno dei contributi più importanti dal punto di vista operativo, e spesso sottovalutato, degli impianti di pompaggio idroelettrico alla stabilità della rete non ha nulla a che vedere con l'energia immagazzinata nei loro serbatoi: si tratta dell'inerzia rotazionale dei loro grandi motori sincroni-generatori. Il rotore di un impianto di pompaggio idroelettrico, tipicamente un assemblaggio in acciaio e rame del peso di molte tonnellate che ruota a una frequenza fissa multipla della frequenza di rete, immagazzina energia cinetica nella sua rotazione in proporzione diretta al suo momento d'inerzia e al quadrato della sua velocità di rotazione. Questa energia cinetica immagazzinata è importante perché, in caso di improvviso squilibrio tra offerta e domanda di elettricità sulla rete, come la perdita inattesa di un grande generatore o un improvviso picco di domanda, la frequenza della rete inizierà a discostarsi dal suo valore nominale (50 o 60 hertz) in frazioni di secondo, ben prima che qualsiasi sistema di controllo o meccanismo di risposta automatizzato possa reagire. masse rotanti Le macchine collegate in modo sincrono alla rete, comprese ma non limitate alle unità di pompaggio idroelettrico, resistono istintivamente a questa variazione di frequenza grazie alle semplici leggi della fisica newtoniana: quando la frequenza di rete diminuisce, la massa rotante di ogni macchina collegata in modo sincrono cede naturalmente parte della sua energia cinetica per contribuire ad arrestare il calo, rallentando la velocità di variazione della frequenza e guadagnando tempo prezioso per consentire ai sistemi di controllo automatici e manuali di reagire. Questo contributo inerziale è diventato sempre più significativo con l'aggiunta alle reti di grandi quantità di energia eolica e solare, gran parte della quale è connessa alla rete tramite inverter di potenza anziché tramite macchine rotanti accoppiate direttamente, e che pertanto contribuisce in misura relativamente minore all'inerzia naturale. I gestori di rete nelle regioni con un'elevata penetrazione di energie rinnovabili, come Irlanda, Regno Unito, Australia Meridionale e alcune zone degli Stati Uniti, hanno identificato il calo dell'inerzia del sistema come un rischio operativo concreto, poiché le reti a bassa inerzia subiscono escursioni di frequenza più rapide e ampie in seguito a qualsiasi disturbo, aumentando il rischio di arresti a cascata delle apparecchiature o, in casi estremi, di blackout dell'intero sistema.

Regolazione della frequenza Oltre al contributo passivo, basato sulla fisica, dell'inerzia rotazionale, gli impianti di pompaggio idroelettrico forniscono anche servizi attivi di regolazione della frequenza, in cui i sistemi di controllo dell'impianto regolano deliberatamente la potenza erogata (o il consumo di pompaggio) in risposta alle deviazioni misurate nella frequenza di rete. Questi servizi sono convenzionalmente suddivisi in categorie di risposta primaria e secondaria, sebbene la terminologia esatta e i requisiti di temporizzazione varino leggermente tra i gestori di rete e le regioni di regolamentazione. La risposta primaria alla frequenza si riferisce a una regolazione automatica e rapida della potenza erogata da un'unità di generazione, gestita da un sistema di controllo locale che monitora continuamente la frequenza di rete e regola la posizione delle pale direttrici della turbina o il carico della pompa entro pochi secondi dal rilevamento di una deviazione, senza necessità di istruzioni da una sala di controllo centrale. Questa risposta è tipicamente proporzionale all'entità della deviazione di frequenza ed è progettata per agire entro i primi secondi successivi a un disturbo, integrando ed estendendo il breve effetto stabilizzante, puramente fisico, dell'inerzia rotazionale descritto in precedenza. La risposta secondaria alla frequenza, talvolta chiamata controllo automatico della generazione o controllo della frequenza di carico, opera su una scala temporale più lenta, in genere da decine di secondi a pochi minuti, ed è coordinata a livello centrale per ripristinare completamente la frequenza di rete al suo valore nominale e per ristabilire il desiderato equilibrio dei flussi di potenza tra le regioni, dopo che la risposta primaria ha arrestato l'escursione di frequenza iniziale.

Supporto di tensione e potenza reattiva Pumped-storage plants can also provide grid voltage support through reactive power management, a service that, notably, can be delivered without any net movement of water at all. Electrical power flowing through an alternating current grid has two components: real power, measured in watts, which performs useful work such as lighting a building or running a motor, and reactive power, measured in volt-amperes reactive (VAR), which does not perform useful work directly but is essential to maintaining the correct voltage levels throughout the transmission and distribution network. Reactive power demand on a grid arises from the inductive and capacitive characteristics of transmission lines, transformers, and many types of load equipment, and an imbalance in reactive power supply and demand causes voltage levels to drift outside acceptable operating ranges, risking equipment damage or instability. Il motore-generatore sincrono di un impianto di pompaggio idroelettrico può funzionare in una modalità nota come condensatore sincrono, in cui la macchina rimane in rotazione e collegata elettricamente alla rete, assorbendo o fornendo potenza reattiva secondo necessità per supportare i livelli di tensione locali, consumando solo la piccola quantità di potenza attiva necessaria per superare l'attrito e le altre perdite per mantenere il rotore in rotazione, e senza pompare o generare alcun flusso netto di acqua attraverso il sistema idraulico. Questa capacità è particolarmente preziosa per gli impianti di pompaggio idroelettrico situati in punti strategicamente importanti della rete di trasmissione, poiché consente all'impianto di fornire un servizio di supporto alla rete continuo e ininterrotto, 24 ore su 24, che non preleva energia dal bacino né entra in competizione con il ruolo primario dell'impianto di arbitraggio energetico, offrendo di fatto agli operatori di rete un servizio aggiuntivo "gratuito" da un'infrastruttura che altrimenti rimarrebbe inattiva durante le ore non di punta, quando l'impianto non pompa o genera.

Capacità di avvio a freddo Forse il ruolo più significativo che gli impianti di pompaggio idroelettrico possono svolgere per la rete elettrica è la capacità di riavvio a freddo: La capacità di riavviare e riattivare una porzione della rete elettrica in seguito a un collasso totale del sistema o a un blackout, in cui non è disponibile alcuna fonte di alimentazione esterna in nessun punto della rete per avviare il processo di ripristino. Si tratta di un requisito particolarmente stringente, poiché la maggior parte dei tipi di generazione, comprese la maggior parte delle centrali termoelettriche, richiede una propria alimentazione elettrica esterna (per elementi come pompe di raffreddamento, sistemi di controllo, apparecchiature per la movimentazione del combustibile e motori di avviamento) prima di poter iniziare a generare energia, creando un problema del tipo "uovo o gallina" durante un blackout totale del sistema. Gli impianti di pompaggio idroelettrico rientrano tra le tecnologie di generazione relativamente ristrette in grado di fornire un servizio di riavvio a freddo, poiché un'unità con acqua disponibile nel suo serbatoio superiore può iniziare a generare energia utilizzando solo l'energia immagazzinata localmente (sotto forma di batterie della centrale o piccoli generatori diesel) per alimentare i propri sistemi di controllo e ausiliari essenziali, senza bisogno di un collegamento alla rete esterna per l'avvio. La sequenza tecnica di un riavvio a freddo prevede in genere di utilizzare prima queste fonti di energia ausiliarie locali per aprire le paratoie e le valvole appropriate e attivare i sistemi di controllo di base dell'unità, quindi di aprire le paratoie per consentire all'acqua di iniziare a fluire attraverso la girante della turbina, portando l'unità alla velocità sincrona in modalità isola (ovvero elettricamente isolata, alimentando solo i propri carichi ausiliari locali immediati e forse un piccolo "percorso di avviamento" iniziale dell'infrastruttura di trasmissione vicina), e quindi di espandere gradualmente la porzione energizzata della rete verso l'esterno da questa isola iniziale.

Gestione idrologica e ambientale

Sistemi a circuito chiuso vs. sistemi a circuito aperto

Gli impianti di pompaggio idroelettrico sono generalmente classificati in due ampie categorie idrologiche in base al loro rapporto con i corsi d'acqua naturali. I sistemi a circuito chiuso, o "fuori fiume", sono progettati in modo che sia il bacino superiore che quello inferiore siano idrologicamente isolati da qualsiasi fiume, torrente o altro corpo idrico naturale a flusso continuo, tipicamente situati in zone elevate lontano dai sistemi di drenaggio naturali e inizialmente riempiti con acqua prelevata da falde acquifere, da un fiume vicino o da altre fonti idriche, ma successivamente gestiti come un circuito sostanzialmente autosufficiente con un'interazione minima e continua con gli ecosistemi acquatici naturali. ad anello aperto Al contrario, i sistemi idroelettrici hanno almeno un serbatoio, di solito quello inferiore, collegato direttamente a un fiume naturale o ad altro corso d'acqua, con uno scambio d'acqua continuo o periodico tra il sistema di pompaggio e il corso d'acqua naturale.

Questa distinzione comporta importanti implicazioni ambientali e normative.

• I sistemi a circuito chiuso generalmente presentano un processo di autorizzazione ambientale e di regolamentazione continua sostanzialmente più semplice, poiché evitano molte delle interazioni ecologiche dirette, come il passaggio dei pesci, l'interruzione del trasporto dei sedimenti e l'alterazione dei regimi di flusso a valle, che si verificano quando un progetto è collegato direttamente a un sistema fluviale vivente.
• I sistemi a ciclo aperto, pur offrendo talvolta vantaggi in termini di localizzazione, come una maggiore affidabilità della disponibilità idrica o la vicinanza a infrastrutture esistenti, richiedono generalmente una valutazione di impatto ambientale più approfondita e misure di monitoraggio e mitigazione continue, per affrontare problematiche quali l'intrappolamento dei pesci nelle prese di pompe e turbine, le variazioni della variabilità naturale del flusso da cui possono dipendere gli ecosistemi a valle e le modifiche della qualità dell'acqua nel sistema fluviale collegato.

Questa distinzione è diventata sempre più importante nella selezione dei siti per i nuovi progetti di idroelettrico a pompaggio, con configurazioni a circuito chiuso, fuori dal fiume, spesso preferite nelle giurisdizioni con rigide tutele degli ecosistemi fluviali, anche quando ciò richiede infrastrutture di condotte o gallerie più estese per collegare il sito a una fonte d'acqua esterna per il riempimento iniziale e l'integrazione idrica.

Mitigazione dell'evaporazione

La perdita d'acqua per evaporazione dalla superficie dei bacini idroelettrici a pompaggio rappresenta sia un problema operativo (poiché l'acqua persa deve essere reintegrata con acqua di reintegro per mantenere la capacità di stoccaggio del sistema, come indicato nel Capitolo 1) sia, nelle regioni con scarsità d'acqua, una preoccupazione ambientale e sociale più ampia, date le esigenze contrastanti di agricoltura, approvvigionamento di acqua potabile e altri usi per le limitate risorse di acqua dolce. I tassi di evaporazione dipendono fortemente dal clima locale: le regioni aride e semiaride registrano perdite per evaporazione sostanzialmente maggiori rispetto ai climi più freddi e umidi, e possono rappresentare una frazione significativa della perdita totale di acqua del bacino nei climi più difficili.

Sono stati sviluppati o proposti diversi approcci ingegneristici per mitigare le perdite per evaporazione negli impianti di pompaggio idroelettrico in climi aridi. I sistemi di copertura galleggiante, inclusi i pannelli solari fotovoltaici galleggianti (di cui si parlerà più approfonditamente nel capitolo sui parchi energetici ibridi) o le strutture galleggianti dedicate per la protezione dall'evaporazione, possono ridurre sostanzialmente la superficie d'acqua esposta direttamente al sole e al vento, i due principali fattori di evaporazione. Anche le scelte progettuali dei serbatoi, come la preferenza per serbatoi più profondi con una superficie minore a parità di volume di stoccaggio rispetto a serbatoi meno profondi e più distanziati, possono ridurre il rapporto superficie-volume e di conseguenza le perdite per evaporazione. Nelle aree con maggiore scarsità d'acqua, alcuni sviluppatori hanno esplorato l'utilizzo di serbatoi sotterranei o parzialmente chiusi specificamente per minimizzare l'esposizione all'evaporazione, un approccio che si sovrappone in modo significativo ai concetti di pompaggio idroelettrico sotterraneo discussi nel capitolo successivo.

PSH: futuro e ibridazione

PSH sotterraneo (UPSH)

Una delle frontiere più attivamente esplorate nello sviluppo dell'idroelettrico a pompaggio è quella dell'idroelettrico a pompaggio sotterraneo, in cui il serbatoio inferiore del sistema non si trova in superficie, ma all'interno di una miniera abbandonata, di una caverna salina artificiale o di un'altra profonda cavità geologica, mentre il serbatoio superiore rimane in genere in superficie o nelle sue immediate vicinanze. Questa configurazione affronta direttamente uno dei vincoli più persistenti nello sviluppo dell'idroelettrico a pompaggio convenzionale: la necessità di due siti di serbatoio geograficamente idonei con una notevole differenza di altitudine, un requisito che limita fortemente il numero di siti praticabili in molte regioni densamente popolate o topograficamente pianeggianti.

Utilizzando una cavità sotterranea profonda come serbatoio inferiore, l'idroelettrico a pompaggio sotterraneo può raggiungere altezze di salto molto elevate, in alcune configurazioni proposte superiori a quelle ottenibili utilizzando solo la topografia superficiale naturale, riducendo drasticamente l'impatto ambientale del progetto rispetto a una configurazione convenzionale con due serbatoi di superficie. Le miniere abbandonate rappresentano un'opzione particolarmente interessante per questo approccio in molte regioni, poiché spesso possiedono già gran parte delle infrastrutture di scavo e pozzo sotterranee necessarie, riducendo potenzialmente i costi di costruzione rispetto a caverne sotterranee realizzate appositamente, e offrendo al contempo una seconda vita costruttiva per i siti industriali che altrimenti rimarrebbero inutilizzati dopo la fine delle attività minerarie. In questa categoria emergente permangono importanti sfide ingegneristiche, tra cui garantire la stabilità strutturale a lungo termine della cavità sotterranea sotto il carico di pressione ciclico associato al funzionamento dell'idroelettrico a pompaggio, gestire le interazioni con le acque sotterranee e affrontare le problematiche pratiche di installazione e manutenzione di grandi apparecchiature elettromeccaniche in profondità.

Acqua di mare PSH

Un'altra configurazione innovativa utilizza l'oceano stesso come bacino inferiore, un concetto generalmente noto come energia idroelettrica a pompaggio di acqua di mare. Questo approccio offre una potenziale e significativa espansione dei siti idonei per gli impianti idroelettrici a pompaggio, in particolare per le regioni costiere e insulari con topografia interna limitata e adatta alle configurazioni convenzionali a due bacini di acqua dolce, poiché richiede solo l'individuazione di un singolo sito sopraelevato per il bacino superiore in prossimità della costa, con il mare che funge da bacino inferiore essenzialmente illimitato e già presente.

Additionally to the geographic challenge -mountain directly on the coast-, the principal engineering challenge specific to seawater pumped-storage is materials science: every component of the system that comes into contact with seawater, including pump-turbine runners, penstocks, valves, and any submerged structural elements, must be specifically engineered to resist the highly corrosive effects of saltwater over the multi-decade operational lifespan expected of pumped-storage infrastructure, typically requiring specialized corrosion-resistant alloys, protective coatings, o protezione catodica sistemi considerevolmente più robusti di quelli necessari per le applicazioni in acqua dolce. Una seconda sfida significativa è il biofouling, ovvero l'accumulo di organismi marini come cirripedi, cozze e alghe sulle superfici sommerse e all'interno delle strutture di presa, che può ridurre l'efficienza idraulica, aumentare le esigenze di manutenzione e, nei casi più gravi, ostruire parzialmente i passaggi di flusso, richiedendo strategie di gestione del biofouling dedicate, come la pulizia meccanica periodica, rivestimenti antivegetativi specializzati o il trattamento chimico dell'acqua di presa, tutte soluzioni che aumentano la complessità operativa e i costi rispetto a un impianto convenzionale in acqua dolce.

Parchi energetici ibridi

A growing trend in pumped-storage development involves the deliberate co-location of PSH facilities with other renewable generation technologies, most commonly floating solar photovoltaic (F-PV) installations placed directly on the surface of the reservoirs, or onshore wind farms sited near the PSH facility, creating an integrated hybrid energy park that shares transmission infrastructure and, in the case of floating solar, can deliver meaningful secondary benefits to the pumped-storage operation itself.

Come discusso nel capitolo successivo, i pannelli solari galleggianti installati sulla superficie di un bacino di pompaggio idroelettrico possono ridurre significativamente la perdita d'acqua per evaporazione, ombreggiando la superficie dell'acqua dalla luce solare diretta e generando al contempo ulteriore elettricità che può essere utilizzata direttamente per alimentare le operazioni di pompaggio del sito o esportata nella rete, il tutto senza richiedere l'acquisizione di ulteriori terreni oltre all'area già occupata dal progetto PSH. L'utilizzo condiviso delle infrastrutture di interconnessione alla rete, comprese le linee di trasmissione, le sottostazioni e i diritti di connessione alla rete, che possono rappresentare una parte significativa dei costi complessivi e dei tempi di sviluppo del progetto, consente a queste configurazioni ibride di migliorare la redditività complessiva sia della componente di accumulo che di quella di generazione, rispetto allo sviluppo separato di ciascuna in luoghi diversi. La compresenza di parchi eolici offre un vantaggio correlato ma distinto: poiché la produzione eolica è spesso scarsamente correlata nel tempo con la produzione solare e con la domanda complessiva di elettricità, avere sia la produzione eolica che l'accumulo idroelettrico in un unico sito integrato può consentire un utilizzo più efficiente della capacità di trasmissione condivisa, con l'impianto di pompaggio che assorbe la produzione eolica nei periodi in cui la produzione supera la capacità di trasmissione del collegamento alla rete più ampia, per poi rilasciare l'energia immagazzinata in un secondo momento, quando la capacità di trasmissione torna disponibile.

PSH modulare di piccole dimensioni

Un'ultima frontiera emergente riguarda lo sviluppo di piccole unità modulari di pompaggio idroelettrico: sistemi PSH standardizzati, prefabbricati e "plug-and-play", progettati per una rapida implementazione su scala molto più ridotta rispetto ai tradizionali impianti di pompaggio idroelettrico di grandi dimensioni, progettati su misura e specifici per ogni sito, che hanno storicamente dominato la tecnologia. Mentre i progetti PSH convenzionali su larga scala richiedono in genere molti anni di progettazione ingegneristica civile su misura, adattata alla topografia, alla geologia e all'idrologia specifiche di ogni singolo sito, i piccoli sistemi PSH modulari mirano a standardizzare gran parte delle apparecchiature elettromeccaniche e persino porzioni della progettazione del serbatoio o del contenimento in moduli ripetibili e pre-ingegnerizzati che possono essere fabbricati fuori sede e assemblati in tempi relativamente brevi in ​​diverse località.

Analisi comparativa rispetto ad altre tecnologie di archiviazione

Nessuna tecnologia di accumulo esiste in isolamento, e una comprensione tecnica completa dell'idroelettrico a pompaggio richiede di collocarlo direttamente accanto alle altre principali categorie di accumulo di energia su larga scala che competono per gli stessi investimenti e lo stesso ruolo nei moderni sistemi elettrici. I punti di confronto più rilevanti sono:

• I sistemi di accumulo di energia a batteria agli ioni di litio (BESS) rappresentano ora la categoria di sistemi di accumulo in più rapida crescita a livello mondiale.
• accumulo di energia ad aria compressa (CASI), una tecnologia di stoccaggio meccanico che condivide alcune somiglianze concettuali con PSH
• batterie a flusso, una tecnologia elettrochimica emergente specificamente pensata per applicazioni di lunga durata
• Stoccaggio a base di idrogeno, che converte l'elettricità in eccesso in idrogeno per la successiva riconversione in energia o altri usi.
• accumulo di energia tramite volano, una tecnologia puramente meccanica, di brevissima durata.

Ciascuna di queste tecnologie presenta una combinazione distinta di punti di forza e di debolezza in diverse dimensioni, tra cui durata, efficienza, costo, ciclo di vita, flessibilità di installazione e velocità di risposta. Le tabelle seguenti organizzano questi confronti in base ai criteri più rilevanti per la pianificazione delle reti elettriche e le decisioni di investimento nel mondo reale.

Confronto in base a criteri tecnici e operativi

La tabella seguente confronta l'energia idroelettrica da pompaggio con le principali tecnologie alternative di accumulo su scala di rete, in base ai criteri tecnici e operativi più comunemente utilizzati negli studi formali di pianificazione della rete e nei processi di approvvigionamento di sistemi di accumulo.

Confronto in base a criteri economici

Al di là delle dimensioni puramente tecniche, le decisioni di investimento e di approvvigionamento si basano in ultima analisi su confronti economici, molti dei quali sono stati introdotti nella discussione sul ciclo di vita del prodotto (LCOS) nel Capitolo 5, ma vengono qui approfonditi e applicati all'intera gamma di tecnologie alternative.

Confronto in base a criteri ambientali e strategici

Infine, l'impatto ambientale e le considerazioni strategiche sulle risorse, trattate nei capitoli precedenti specificamente per il PSH, vengono qui riassunte in forma comparativa per l'intera gamma di tecnologie alternative.

Conclusione

L'energia idroelettrica a pompaggio occupa una posizione peculiare nel panorama moderno dell'accumulo energetico: è al contempo la tecnologia di accumulo su larga scala più antica e matura in uso commerciale, e una frontiera sempre più attiva per l'innovazione ingegneristica, poiché le esigenze si stanno spostando dal ciclo prevedibile e bisettimanale dell'era nucleare verso i requisiti di bilanciamento molto più variabili e dipendenti dalle condizioni meteorologiche di una rete dominata dalle energie rinnovabili. Il suo principio fisico fondamentale, racchiuso nella semplice equazione che lega l'energia immagazzinata a massa, gravità e altitudine, è rimasto invariato sin dai primi impianti alpini del 1890, eppure i dettagli ingegneristici che lo circondano, dalla progettazione di pompe e turbine reversibili e motori-generatori a velocità variabile alle configurazioni sotterranee e in acqua di mare, continuano ad evolversi in risposta alle nuove esigenze operative e alle nuove opportunità di ubicazione.

Il compromesso fondamentale di questa tecnologia, ovvero una durata operativa estremamente lunga e un degrado per ciclo molto basso, a fronte di un elevato costo iniziale, una forte dipendenza da una geografia adeguata e lunghi tempi di sviluppo, fa sì che l'accumulo idroelettrico a pompaggio continuerà probabilmente a svolgere un ruolo complementare, piuttosto che concorrente, rispetto all'accumulo a batteria nella maggior parte dei sistemi elettrici nel prossimo futuro, con ciascuna tecnologia al servizio dei casi d'uso più adatti ai propri punti di forza. Mentre i gestori di rete di tutto il mondo continuano a confrontarsi con il calo dell'inerzia del sistema, la crescente volatilità della produzione da fonti rinnovabili e la necessità di risorse di flessibilità sia a breve che a lungo termine, l'energia idroelettrica a pompaggio, perfezionata da oltre un secolo di continuo sviluppo ingegneristico, rimane un pilastro indispensabile, seppur geograficamente limitato, del portafoglio globale di stoccaggio energetico.

Tecnologie correlate

• Accumulo di energia tramite batterie agli ioni di litio (BESS): L'accumulo elettrochimico offre una risposta rapida e un'elevata efficienza di andata e ritorno, ma una durata e una vita utile inferiori rispetto al PSH.
• Energia dell'aria compressa archiviazione (CAES): immagazzina energia comprimendo l'aria in caverne sotterranee, che viene poi espansa tramite una turbina per generare elettricità.
• Batterie a flusso: Accumulo elettrochimico mediante l'utilizzo di elettroliti liquidi pompati tra serbatoi, adatto ad applicazioni di durata maggiore rispetto alle batterie agli ioni di litio.
• Stoccaggio dell'energia a idrogeno: converte l'elettricità in eccesso in idrogeno tramite elettrolisi per la successiva riconversione in energia, ed è il principale candidato per lo stoccaggio stagionale.
• Energia del volano magazzinaggio: immagazzina energia cinetica in un rotore in rotazione, fornendo una risposta molto rapida nell'arco di secondi o minuti, ma con una durata minima.
• Pompa-turbina reversibile: la macchina elettromeccanica centrale che consente a una singola unità di funzionare sia come pompa che come turbina.
• Macchina a induzione a doppia alimentazione (DFIM): Tecnologia di generatore-motore a velocità variabile che disaccoppia la velocità di rotazione dalla frequenza di rete per un pompaggio flessibile.
• Sistema ternario: Un'architettura che accoppia unità separate di pompa e turbina su un albero comune per una commutazione di modalità pressoché istantanea.
• Inerzia della griglia: l'energia cinetica stabilizzante fornita da grandi macchine rotanti come le unità PSH durante improvvise perturbazioni di frequenza.
• Condensatore sincrono: Una modalità operativa in cui un'unità PSH fornisce o assorbe potenza reattiva per il supporto della tensione senza movimentazione dell'acqua.
• Capacità di avviamento a freddo: la capacità di riavviare e riattivare una rete elettrica collassata utilizzando solo l'energia immagazzinata localmente, un servizio che PSH è particolarmente adatta a fornire.
• Curva a anatra: il ripido profilo di domanda netta creato dall'elevata penetrazione solare, un fattore chiave del moderno funzionamento a carico variabile dei sistemi fotovoltaici.
• Arbitraggio energetico: Sfruttare la differenza di prezzo tra i periodi di basso e alto costo dell'elettricità pompando quando è economica e generando quando è costosa.
• Costo livellato di stoccaggio (LCOS): Un parametro che ripartisce i costi totali del ciclo di vita di un sistema di accumulo sull'energia erogata, utilizzato per confrontare tecnologie con diverse durate di vita.
• Energia idroelettrica sotterranea a pompaggio (UPSH): Una configurazione che utilizza miniere abbandonate o caverne geologiche come serbatoio inferiore per ridurre l'impatto ambientale in superficie.
• Impianti fotovoltaici galleggianti (F-PV): Pannelli solari installati sulla superficie del bacino idrico, che riducono l'evaporazione e condividono l'infrastruttura di trasmissione con una centrale idroelettrica.

Domande frequenti

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.

Battery Energy Storage System (BESS): Un sistema che immagazzina energia elettrica in batterie per un utilizzo successivo, consentendo il bilanciamento del carico, l'integrazione delle energie rinnovabili e la stabilità della rete. In genere comprende batterie, sistemi di conversione di potenza e sistemi di controllo per gestire il flusso di energia e ottimizzare le prestazioni.

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.