• Articolo Graz, 30 ottobre 2018
  • Accumulo ibrido, l’evoluzione dell’energy storage

  • Il sistema, sviluppato dall’Università tecnologica di Graz, utilizza impianti idroelettrici a pompaggio sotterranei come mezzo per immagazzinare elettricità e calore

accumulo ibrido

Franz Georg Pikl, dell’Istituto di ingegneria idraulica e gestione delle risorse idriche (foto di © Staudacher – TU Graz)

 

L’accumulo ibrido si nasconde sottoterra

(Rinnovabili.it) – L’idroelettrico a pompaggio si evolve inglobando peculiarità e vantaggi dello storage termico. Succede a Graz, in Austria, dove un gruppo di ingegneri sta testando un nuovo tipo di accumulo ibrido. Il sistema è un mix di tecnologie vecchie e nuove ed è in grado di immagazzinare e fornire, a seconda delle necessità, elettricità, calore o raffrescamento. Dietro l’invenzione c’è lo scienziato Franz Georg Pikl, con un dottorato di ricerca presso l’Istituto di ingegneria idraulica e gestione delle risorse idriche alla Graz University of Technology. Pilk e il suo team sono partiti da una tecnologia di energy storage ben nota quale l’idroelettrico a ciclo chiuso. Questo tipo di impianto si basa sulla realizzazione di due bacini idrici collegati fra loro ma a diverse altitudini: quando è necessario immagazzinare elettricità, questa stessa viene sfruttata per pompare acqua dal bacino inferiore a quello superiore; quando invece è necessario fornirla, l’acqua torna indietro azionando lungo il percorso turbine idroelettriche che trasformano l’energia cinetica in energia elettrica.

 

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Accumulo ibridoA differenza delle centrali classiche che sfruttano i dislivelli presenti in natura, Pikl ha implementato il principio dell’idroelettrico a pompaggio completamente sottoterra. L’idea è di impiegare tunnel e bacini sottoterranei per ricreare la differenza di altezza necessaria, senza essere legati alla topografia del luogo.

Ma a rendere speciale il nuovo sistema di accumulo ibrido è la possibilità di usare acqua calda nell’impianto, sfruttando scambiatori di calore installati nei serbatoi sotterranei. L’acqua verrebbe immagazzinata nel bacino superiore dopo averla riscaldata fino a 90 ° C sfruttando energia rinnovabile; al momento del bisogno l’energia termica verrebbe trasmessa ai consumatori tramite teleriscaldamento. In maniera non troppo dissimile, l’impianto potrebbe integrare strutture di teleraffrescamento.

 

“La combinazione di questi sistemi – spiega Pilk – con fattori di efficienza di circa l’80% per l’elettricità e lo stoccaggio di calore, comporta un aumento significativo dell’energia totale immagazzinata rispetto all’implementazione separata, mantenendo il medesimo consumo di risorse”.

 

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