Articolo scaricabile gratuitamente in

energia & edilizia
di G. Zini, S. Pedrazzi
e P. Tartarini
Sistemi energetici ibridi
ad idrogeno solare
per uso residenziale
U
n sistema ibrido a idrogeno solare è un insieme di sottosistemi di
differente tecnologia (fotovoltaico, elettrolizzatore, fuel-cell, stoccaggio, tubazioni e componentistica, logica e sistemi di controllo elettronici ed elettrici). Esso è capace di immagazzinare, sotto forma di
idrogeno, l’energia proveniente dalla radiazione solare e convertirla
in energia elettrica e termica quando richiesto dall’utilizzatore [Rom04,
Lod97]. Molti studi recenti hanno tentato di dimostrare come sia possibile costruire, in un prossimo futuro, una economia basata su fonti
energetiche rinnovabili, contrapposta all’attuale economia fondata
principalmente sull’impiego di fonti energetiche fossili. Molte sono le
difficoltà da superare per poter realizzare sistemi e infrastrutture, ma
risolverle permetterebbe di assicurare una totale indipendenza energetica al paese che le adottasse [Pen06, Abd99, Sch99b]. Sistemi ibridi di questo tipo stanno quindi ricevendo molta attenzione proprio per
la loro capacità di catturare e immagazzinare l’energia da fonti rinnovabili, che sono, per natura, altamente irregolari. Immagazzinare
energia in particolare sotto forma di idrogeno consenttirebbe altresì di
avere a disposizione un combustibile sostitutivo del petrolio per usi nonstazionari, quali l’alimentazione di mezzi di trasporto o di dispositivi
portatili come cellulari o computer portatili. Nel presente lavoro verrà
trattata la descrizione matematica di un sistema ibrido a idrogeno
solare, e verranno descritti i risultati di performance di un sistema
virtuale che ne simula e studia il comportamento operativo. Saranno
poi riportati due esempi di realizzazioni pratiche di impianti
residenziali, traendo infine alcune conclusioni che permetteranno di
avere un quadro più completo su questi sistemi.
giunge la superficie della terra può considerarsi come suddivisa in due
componenti, diretta Gb e diffusa Gd. Un sistema fotovoltaico intercetta una porzione di entrambe le componenti oltre a parte di entrambe
le componenti che vengono riflesse [LJ63, DB80]. L’irraggiamento solare totale è quindi espresso da:
GT = GbRb + GdRd + (Gb + Gd) Rr
dove Rb, Rd ed Rr sono fattori che tengono conto delle caratteristiche del
sito e della realizzazione del sistema fotovoltaico. Quest’ultimo viene
caratterizzato tramite un modello che ne approssima il comportamento
reale; la caratteristica (V-I) del circuito equivalente si esprime come [Ull03]:
dove IL è la corrente del foto-diodo generata quando il diodo è irraggiato dalla radiazione solare, I0 è la corrente di saturazione inversa del
diodo, Rs è la resistenza serie del circuito equivalente, Rsh è la resistenza di shunt (rappresentativa delle correnti di dispersione all’interno della cella). Il parametro a è uguale a NKT/q dove K è la costante di Boltzmann, T la temperatura, q la carica dell’elettrone, mentre N è un parametro che tiene conto della tecnologia del diodo. IL, I0, Rs, Rsh, e a sono
i cinque parametri necessari per caratterizzare completamente il comportamento del sistema fotovoltaico. L’elettrolizzatore viene pilotato
dalla potenza Pel attraverso il buck converter collegato al bus-bar
[BA06]. La tensione può essere espressa dalla relazione empirica:
Descrizione matematica del sistema
Il sistema ibrido è mostrato in Fig. 1 [BA06]. Il sistema fotovoltaico, che
converte energia solare in energia elettrica, è collegato tramite un boost-converter (step-down DC-DC converter) al bus-bar in corrente continua che agisce da distributore di potenza elettrica di tutto il sistema
ibrido. L’elettrolizzatore, ricevendo potenza attraverso un buck-converter (step-up DC-DC converter) collegato al bus-bar, produce idrogeno ed ossigeno per elettrolisi dell’acqua; i due gas sono quindi compressi e stoccati nelle bombole. Se il carico richiede energia elettrica
in quantità superiore a quella prodotta dal sistema fotovoltaico ad
esempio in condizioni meteo sfavorevoli o di notte, la fuel-cell riutilizza l’idrogeno e ossigeno producendo energia elettrica che va ad alimentare il bus-bar tramite un boost-converter. La potenza elettrica è
infine fornita al carico tramite un inverter DC/AC sempre collegato al
bus-bar; per garantire un funzionamento lineare e senza interruzioni,
una batteria mantiene sotto tensione il bus-bar entro un range adeguato di potenza. La radiazione solare (espressa in W/m2) che ragIng. Gabriele Zini, ing. Simone Pedrazzi, prof. Paolo Tartarini, Facoltà di Ingegneria dell’Università di Modena e Reggio Emilia
La Termotecnica • Gennaio/Febbraio 2009
FIGURA 1 - Schema del sistema ibrido
67
energia & edilizia
con Tel la temperatura dell’elettrolita e Vel,0, C1,el, C2,el, Iel,0, Rel parametri determinati per via sperimentale che tengono conto della tecnologia costruttiva dell’elettrolizzatore. Per studiare la compressione e lo
stoccaggio dei gas, sfruttiamo una compressione politropica di lavoro
e potenza data da [DB07]:
dove ṅ gas è il flusso del gas, ηcomp è l’efficienza del compressore (disponibile tra i dati di targa forniti dal costruttore), m è il coefficiente della politropica, R è la costante universale dei gas, Tin,c è la temperatura di ingresso al compressore, pin,c e pout,c sono le pressioni di ingresso e uscita con i
gas considerati ideali. La relazione empirica che descrive il funzionamento
della fuel-cell ha moltissime analogie con quella dell’elettrolizzatore; la
caratteristica (Vfc-Ifc) infatti si può esprimere come [BA06]:
dove Tfc è la temperatura operativa della fuel-cell che, per la tecnologia
PEM si assume costante a 70 °C, mentre anche in questo caso i parametri nell’equazione dipendono dalla tecnologia della fuel-cell adottata
[Ull03]. Le batterie agiscono come un serbatoio di energia per smorzare
i cicli on/off dell’elettrolizzatore e della fuel-cell. Definiamo per esse lo
stato di carica SOC (State Of Charge) attraverso la seguente relazione:
dove E(t) è l’energia incarica/scarica funzione del tempo ed Emax la carica totale massima della. Lo stato di carica è espresso come una percentuale e fornisce la porzione di energia stoccata disponibile per l’uso.
Per coordinare il sistema complessivo di tale complessità si rende necessario programmare una logica di controllo in un dispositivo (quale un PLC o
PC industriale) che monitorizzi le condizioni di lavoro di tutti i sotto-sistemi
e ne decida la gestione. La flow-chart associata al processo decisionale si
basa sull’equazione di bilancio del bus-bar dove le correnti in ingresso hanno segno positivo mentre le correnti in uscita hanno segno negativo:
Fotovoltaico
Potenza nominale (kWp)
Efficienza di modulo (%)
Superficie (m2)
Producibilità annua (kWh)
Fuel-Cell
Potenza nominale (kW)
Consumo (mol/s)
Numero di celle
Tensione (V)
Efficienza Buck-Converter (%)
Compressore e Stoccaggio
Coefficiente della politropica
Efficienza (%)
Stoccaggio iniziale H2 (kg)
Volume stoccabile (m3)
68
5,597
12,7
41,92
10752
5
3,9-7,1
35
26-48
95
1,475
92
6
4
Ipv→bus - Ibus→el - Ibus→comp + Ifc→bus - Ibus→load ± Ibat↔bus = 0
Quando il campo fotovoltaico non converte abbastanza potenza per
alimentare il carico (Ipv→bus < Ibus→load), la batteria “riempie il vuoto”
fornendo Ibat→bus (dalla batteria al bus-bar). Se il SOC raggiunge un
minimo (impostato a 25 %), la logica di controllo disconnette la batteria e attiva la fuel-cell per fornire la corrente aggiuntiva necessaria.
Altrimenti, se Ipv↔bus > Ibus↔load, la fuel-cell è disconnessa e le batterie
ricaricate con una Ibat↔bus (di segno negativo perché fornita dal busbar). Quando le batterie raggiungono il massimo SOC (impostato a 85
%) vengono scollegate e l’elettrolizzatore ed il compressore sono attivati per produrre e stoccare idrogeno ed ossigeno. Altre logiche di controllo possono essere realizzate ad esempio temporizzando
l’accensione e lo spegnimento della batteria, oppure controllando il
livello di carica del bus-bar. Il sistema virtuale a idrogeno solare che
abbiamo simulato è caratterizzato dai parametri riassunti in Tabella 1.
I risultati della simulazione confermano l’idea che il sistema ibrido è
capace di lavorare in condizioni autonome senza la necessità di richiedere energia da rete esterna. La producibilità annuale di idrogeno
mostra una stagionalità con produzione primaverile superiore a 6 * 103 mol/s ed invernale di 4 * 10-3 mol/s. Il consumo annuo di idrogeno
nella fuel-cell e la potenza elettrica prodotta dalla fuel-cell stessa (Figura 2 a sinistra) sono strettamente dipendenti dalla combinazione delle
condizioni del meteo e del carico da alimentare; tra il 220mo ed il 240mo
giorno dell’anno considerato nella simulazione, le condizioni meteo
sono state caratterizzate da irraggiamento solare inferiore alla media,
aumentando di conseguenza il consumo di idrogeno per compensare
la diminuita producibilità fotovoltaica. La produzione di idrogeno ha
un andamento stagionale molto marcato (Figura 2 a destra). Alla fine
dell’anno, il serbatoio ha immagazzinato un surplus di 1,256 kg rispetto alla carica iniziale; questo conferma la capacità del sistema di lavorare in modalità stand-alone, permettendo ai progettisti di concepire
ulteriori utilizzi dell’idrogeno in eccesso come, ad esempio, l’utilizzo in
batterie per dispositivi portatili o applicazioni non stazionarie.
Impianto residenziale a Zollbruck, Svizzera
Presso la cittadina di Zollbruck in Svizzera un intraprendente padrone
di casa ha montato presso la propria residenza un sistema di
Elettrolizzatore
Potenza nominale (kW)
Efficienza (%)
Producibilità (mol/s)
Numero di celle
Pressione (Pa)
Tensione (V)
Efficienza Buck-Converter (%)
5
70
4,4-6,2
24
101325
26-48
95
Batteria
Carica totale (kWh)
SOC min (%)
SOC max (%)
Tensione (V)
Efficienza Inverter (%)
10
25
85
48
95
DC Bus-Bar
Tensione (V)
48
Performance del sistema ibrido
Efficienza complessiva sistema (%)
Energia prodotta (kWh/anno)
Produzione di H2 (kg/kWp)
Surplus di H2 a fine anno (kg)
Efficienza del sistema fotovoltaico (%)
Efficienza elettrolizzatore (%)
Efficienza fuel-cell (%)
7,08
6770
16,29
1,256
12,72
52,08
63,16
TABELLA 1 - Parametri
e performance del sistema
ibrido simulato
La Termotecnica • Gennaio/Febbraio 2009
energia & edilizia
FIGURA 2 - Potenza elettrica prodotta dalla fuel cell (a sinistra)
e variazione della massa di idrogeno nel serbatoio (a destra)
in un periodo di un anno
generazione, stoccaggio ed utilizzo di idrogeno prodotto da energia
elettrica fotovoltaica e energia elettrica prelevata dalla rete.
Caratteristica principale di tale installazione, oltre alla sua originalità,
è l’assemblaggio quasi completamente realizzato partendo da componenti commerciali. Il sistema è attivo dal 1991 ed è quotidianamente
gestito, in modo quasi esclusivamente manuale, direttamente dal
proprietario [Hol00]. Sul tetto dell’abitazione è stato installato un
campo fotovoltaico da 5 kWp, per una superficie impegnata di 65 m2
ed efficienza media di 8,4%.
Altri componenti del sistema, posizionati in due locali di circa 10 m2 al
primo piano della casa, sono un convertitore DC-DC con un’efficienza
del 95%, un elettrolizzatore alcalino a membrana da 5 kW con 62% di
efficienza media, una unità di purificazione dell’idrogeno, un
compressore, due serbatoi a idruri metallici, uno fisso da 15 Nm3 per
alimentare elettrodomestici quali un forno e una lavatrice, ed uno
mobile da 16 Nm3 per alimentare un minibus ad idrogeno. Da notare
che l’energia termica prodotta dal sistema viene perduta in atmosfera
e non recuperata in alcun modo. La performance del sistema è stata
misurata su un periodo di tre giorni estivi. La mattina del test le
condizioni meteo erano soleggiate, ma a partire dalle ore 13.00 si sono
presentate le prime nubi che hanno portato a forti variazioni di corrente
nell’elettrolizzatore; verso le ore 17.00 l’elettrolizzatore si è spento, per
poi riaccendersi brevemente subito dopo fino allo spegnimento
definitivo alle ore 17.30 (Figura 3). Durante il funzionamento si è notato
che se la pressione dell’idrogeno prodotto superava il limite superiore
FIGURA 3 - Irraggiamento, produzione di idrogeno,
corrente e temperatura misurate nel giorno del test [Hol00]
La Termotecnica • Gennaio/Febbraio 2009
del serbatoio a idruri, l’idrogeno veniva scaricato in ambiente. Il
compressore si è acceso 10 volte, per una produzione totale di 6 Nm3
con un primo scarico di idrogeno verso le ore 13.00, un secondo verso
sera per una perdita totale di idrogeno di circa 7,3 Nm3.
I 293 GJ ricevuti in un anno dal campo fotovoltaico (65 m2 di moduli
FV che ricevono 4.020 MJ/m2 annui) sono diventati:
- 24,5 GJ di energia elettrica pre-conversione DC-DC o 23,4 GJ al
netto del trasformatore DC-DC che vengono forniti allo stadio
successivo (con un efficienza quindi dell’8,4%);
- di questi, solo 18,6 GJ sono utilizzati dall’elettrolizzatore mentre il
resto (4,9 GJ) viene reimmesso in rete o utilizzato per ricaricare le
batterie per i sistemi ausiliari (3 GJ annui);
- di questi, vengono immagazzinati sotto forma di idrogeno 11,5 GJ
(1148 Nm3) con un’efficienza dell’elettrolizzatore del 62%;
- di questi, solo 10,6 GJ rimangono dopo il sistema di trattamento e
purificazione dell’idrogeno.
L’efficienza del sistema per la conversione della luce solare diretta in
energia chimica è intorno al 3,6%. Questo valore, piuttosto basso, può
essere aumentato introducendo un sistema di controllo automatico che
ottimizzi la gestione evitando perdite di idrogeno ed aumentando la
capacità di stoccaggio (stimato intorno ai 200 Nm3) così da ottenere un
funzionamento praticamente indipendente dalla alimentazione di rete.
Un sistema residenziale a idrogeno solare
e biogas: il progetto GlashusEtt, Svezia
A Stoccolma, l’Agenzia Svedese per l’Energia ha finanziato la
realizzazione della GlashusEtt (dallo svedese “casa di vetro uno”), un
edificio adibito a centro informativo e spazio espositivo volto a
propagandare stili di vita sostenibili [Hed04]. Oltre a principi costruttivi
ad alta efficienza energetica (ad esempio, la facciata dell’edificio di tre
piani è in vetro a bassa trasmittanza) e l’utilizzo di una caldaia a
biogas, è stato installato un sistema ibrido a idrogeno solare affiancato
ad un impianto più tradizionale allacciato alla rete (Figura 4). Nel
sistema sono presenti anche un sistema di reforming per la produzione
di idrogeno da gas naturale ed un recupero del calore prodotto dalla
fuel cell destinato ad integrare il riscaldamento dell’edificio.
Il campo fotovoltaico è costituito da moduli policristallini di efficienza
11,9% installati sulla copertura a shed dell’edificio per una superficie
coperta di 25 m2; sotto lo shed sono installati gli inverter per la
conversione della corrente DC in AC e l’allacciamento all’impianto
dell’edificio. Alla fuel-cell è collegato un serbatoio d’acqua che
dovrebbe essere utilizzato come scambiatore di calore per recuperare
l‘energia termica. In realtà l’accumulatore (da 500 l) si è rivelato di
dimensioni inadeguate, causando il mancato recupero di una parte
69
067_TER_gen_zini:TER_apr_gaetani
30-01-2009
10:31
Pagina 70
energia & edilizia
nemente; ad esempio, la complessità dei sistemi periferici è tanto maggiore quanto maggiore è la dimensione dell’impianto e l’integrazione dei
sistemi, soprattutto per quanto concerne la sicurezza e l’operatività
corretta ed efficiente. È possibile comunque operare un sistema ibrido in
notevole sicurezza, fatte salve le competenze dei progettisti e degli
operatori in materia di sicurezza e manutenzione [Szy98].
Bibliografia
FIGURA 4 - Spaccato dell’edificio GlashusEtt con la
disposizione dei sistemi tradizionale e alternativo [Hed04]
dell’energia termica prodotta dalla fuel-cell. L’elettrolizzatore è
collegato sia al campo fotovoltaico sia alla rete elettrica, potendo quindi
lavorare con entrambe le modalità AC e DC. La produzione di idrogeno
viene confinata nel sottotetto dove sono posizionate anche le bombole
per lo stoccaggio in pressione. Le bombole hanno una capacità di 50
l ciascuna e sono collegate senza necessità di compressore direttamente
all’elettrolizzatore. Il sistema è controllato da un’unità di controllo e
data-logging. Le misure hanno mostrato come l’efficienza elettrica della
cella a combustibile sia del 13%, quella termica del 56%, mentre
l’efficienza dell’elettrolizzatore risulta essere del 43%.
Conclusioni
Dal punto di vista ambientale, usare fotovoltaico per la generazione di
idrogeno è una scelta ottimale, e la combinazione di un sistema
fotovoltaico con elettrolizzatore funziona egregiamente [Leh97,
AElS05], anche se un sistema di controllo automatico è fondamentale
per l’uso ottimizzato del sistema [Cha03, Lit07]. Nel caso di impianti
ad alta fluttuazione della potenza da fonti rinnovabili, è indicato
l’utilizzo di sistemi di back-up (batterie) per stabilizzare la tensione in
ingresso allo stadio di elettrolizzazione, molto sensibile ai cicli
di accensione e spegnimento
causati da un’insufficiente corrente in ingresso [Lit07], anche
se le fluttuazioni dovute alle variazioni di irraggiamento solare
tendono a essere filtrate dal sistema a valle [Hol95]. L’integrazione dei sotto-sistemi in un unico
sistema ibrido correttamente funzionante è molto più complesso
di quanto si possa ritenere comu-
70
[Abd99] M.A.H. Abdallah, S.S. Asfour, T.N. Veziroglu, Solar-hydrogen energy system for Egypt, Int J Hydrogen Energy 24
(1999) 505-517.
[AElS05] G.E. Ahmad, E.T. El Shenawy, Optimized photovoltaic system for hydrogen production, Renewable Energy 31 (2006)
1043-1054.
[BA06] A. Bilodeau, K. Agbossou, Control analysis of renewable
energy system with hydrogen storage for residential applications, Journal of Power Sources (162) (2006) 757-764.
[Cha03] A.M. Chaparro, J. Soler, M.J. Escudero, L. Daza, Testing an
isolated system powered bysolar energy and PEM fuel cell with
hydrogen generation, Fuel Cells Bullettin (Nov. 2003) 10-12.
[DB07] S.S. Deshmukh, R.F. Boehm, Review of modeling details
related to renewably powered hydrogen systems, Renew
Sustain Energy Rev (2007).
[DB80] J.D. Duffie, W.A. Beckman, Solar engineering of thermal
processes, Wiley (1980).
[Hed04] L. Hedström, C. Wallmark, P. Alvfors, M. Rissanen, B. Stridh,
J. Ekman, Description and modelling of the solar-hydrogenbiogas-fuel cell system in GlashusEtt, Journal of Power
Sources 131 (2004) 340-50.
[Hol00] P. Hollmuller, J.M. Joubert, B. Lachal, K. Yvon, Evaluation of
a 5 kWp photovoltaic hydrogen production and storage
installation for a residential home in Switzerland, Int. J.
Hydrogen Energy 25 (2000) 97-109.
[Hol95] J.W. Hollenberg, E.N. Chen, K. Lakeram, D. Modroukas,
Development of a photovoltaic energy conversion system
with hydrogen energy storage, Int. J. Hydrogen Energy 3
(20) (1995) 239-243.
[Leh97] P. A. Lehman, C. E. Chamberlin, G. Pauletto and M. A.
Rocheleau, Operating experience with a photovoltaichydrogen energy system, Int. J. Hydrogen Energy 5 (22)
(1997) 465-470.
[Lit07]
M. Little, M. Thomson, D. Infield, Electrical integration of
renewable energy into stand-alone power supplies incorporating hydrogen storage, International Journal of Hydrogen
Energy 32(2007) 1582-1588.
[LJ63]
B.Y.H. Liu,, R.C. Jordan, The long term average performance of flat plate solar energy collectors, Solar Energy 7
(1963) 53-70.
[Lod97] M.A.K. Lodhi, Photovoltaics and hydrogen: future energy
options, Energy Convers Manage 18 (38) (1997) 1881-1893.
[Pen06] S.S. Penner, Steps toward the hydrogen economy, Energy
31 (2006) 33-43.
[Rom04] J. Romm (ed.), The hype about hydrogen: fact and fiction in
the race to save the climate, Island Press (2004).
[Szy98] A. Szyszka, Ten years of solar hydrogen demonstration project at Neunburg vorm Wald, Germany, Int. J. Hydrogen
Energy 10 (23) (1998) 849-860.
[Ull03]
Ø. Ulleberg, Modeling of advanced electrolyzers: a system simulation approach, Int J Hydrogen Energy (28) (2003) 21-33. ■
La Termotecnica • Gennaio/Febbraio 2009