Energia dal moto ondoso: in Toscana il sistema a colonna d’acqua oscillante

Il Sustainable Energy Research Group (SERG) ed il Laboratorio di Ingegneria Marittima (LABIMA) dell’Università degli Studi di Firenze stanno lavorando su un progetto di ricerca finalizzato a sviluppare un modello analitico per lo studio di convertitori di energia dal moto ondoso basati sulla tecnologia a colonna d’acqua oscillante.

Energia dal moto ondoso
Foto di Pascvii da Pixabay

di Lorenzo Ciappi e Daniele Fiaschi

Negli ultimi decenni lo scenario energetico mondiale è stato caratterizzato da un forte aumento della domanda di energia. Per fare fronte a questa richiesta globale e limitare il livello delle emissioni inquinanti, è necessario passare progressivamente dall’utilizzo di combustibili fossili all’uso di fonti rinnovabili. È infatti previsto che le riserve di petrolio, gas naturale e carbone si esauriscano rispettivamente fra circa 42, 157 e 407 anni. Inoltre la Comunità Europea ha stabilito l’obiettivo di riduzione entro il 2030 del 55% delle emissioni di anidride carbonica rispetto ai valori del 1990.

In questo contesto l’energia trasportata dal mare ha un enorme potenziale e consente varie forme di sfruttamento, che dipendono dai fenomeni fisici a cui è associata. Le principali fonti energetiche marine sono le onde, le correnti, le maree ed i gradienti termici. In particolare le onde hanno una elevata densità di energia ed una discreta reperibilità. Questi aspetti hanno favorito la crescita dell’interesse verso i dispositivi di conversione dell’energia dal moto ondoso.

La potenza complessiva trasportata dalle onde sulle coste oceaniche è stimata essere compresa fra 0,5 e 2,2 TW. Nonostante l’elevata energia disponibile, il suo sfruttamento è tuttora una sfida tecnologica. Varie tipologie di convertitori di energia dalle onde (wave energy converters, WECs) sono state sviluppate fino ad ora. Questi sistemi sono generalmente classificati in base alla modalità di funzionamento come dispositivi a colonna d’acqua oscillante (oscillating water column devices, OWCs), dispositivi overtopping (overtopping devices, OTDs) e dispositivi a corpo oscillante (oscillating body devices, OBDs). Anche se a differenza di altre energie rinnovabili non è stata ancora identificata una tecnologia predominante, i dispositivi OWC sono attualmente considerati la soluzione più promettente. Ciò è dovuto principalmente alla semplicità strutturale, all’affidabilità ed all’assenza di parti meccaniche in movimento a diretto contatto con l’acqua marina.

Un sistema a colonna d’acqua oscillante è costituito da tre convertitori principali: una camera (convertitore primario), una turbina ad aria (convertitore secondario) ed un generatore elettrico (convertitore terziario). La camera è dotata di due aperture, una posizionata sotto la linea di galleggiamento dove è soggetta all’azione delle onde incidenti che favoriscono il passaggio dell’acqua, ed una posta al di sopra tale livello che è attraversata dall’aria. Le onde determinano lo spostamento verticale alternato della colonna d’acqua interna alla camera, che causa l’alternanza di espansione e compressione del volume d’aria sovrastante. La potenza pneumatica resa disponibile da questi processi forza il passaggio di un flusso d’aria bidirezionale attraverso il condotto che collega la camera all’ambiente esterno.

All’interno del condotto è installata una turbina ad aria che permette la trasformazione della potenza pneumatica in potenza meccanica. La turbina è collegata ad un generatore elettrico che successivamente converte questa potenza in potenza elettrica. Inoltre è presente un sistema di controllo che regola la coppia meccanica trasmessa dal convertitore secondario al convertitore terziario in funzione dei valori della coppia e del numero di giri della turbina. Mediante la strategia di controllo è possibile aumentare l’energia estratta, riducendo gli effetti negativi sul trasferimento di potenza dovuti alle condizioni di moto ondoso più critiche.

Nei sistemi a colonna d’acqua oscillante vengono solitamente utilizzate turbomacchine di tipo auto-rettificante per evitare l’esigenza di installare un complesso sistema di valvole rettificanti. La maggior parte delle turbine ad aria auto-rettificanti proposte e testate finora sono macchine a flusso assiale di due tipologie: turbine Wells e turbine ad impulso. La turbina Wells (a sinistra in figura) prende il nome dal suo inventore A. A. Wells che nel 1976 la progettò per funzionare in modo bidirezionale in sistemi OWC privi di valvole rettificanti. Nella sua configurazione più semplice, detta monoplana isolata, questa turbomacchina è dotata di un’unica schiera rotorica costituita da pale simmetriche equispaziate disposte attorno al mozzo centrale. Le pale sono posizionate simmetricamente rispetto al piano ortogonale all’asse di rotazione e formano quindi un angolo di 90 gradi rispetto al flusso d’aria in ingresso. Esistono varie configurazioni alternative che presentano schiere statoriche a monte ed a valle del rotore oppure si basano sull’utilizzo di due schiere rotoriche co-rotanti o contro-rotanti, in presenza o in assenza di statori. Le schiere sono solitamente a calettamento fisso, ma sono state progettate anche macchine con schiere con angolo di calettamento variabile.

La prima alternativa alla turbina Wells è rappresentata dalla turbina ad impulso a flusso assiale (a destra in figura), che è stata brevettata nel 1975 da I. A. Babintsev. Questa tipologia di turbomacchina è generalmente composta da un rotore e da due statori, posti uno a monte ed uno a valle della schiera rotorica. Il rotore è derivato da quello di una convenzionale turbina a vapore monostadio del tipo ad impulso a flusso assiale, che è stata proposta nel 1889 da K. G. P. de Laval e successivamente migliorata all’inizio del XX secolo. A differenza delle turbine a vapore gli statori sono due poiché la turbina deve essere auto-rettificante. Gli statori sono l’immagine speculare l’uno dell’altro rispetto al piano ortogonale all’asse di rotazione che attraversa il rotore. Gli ugelli dello statore e le pale del rotore sono equispaziati in direzione circonferenziale attorno al mozzo centrale.

Il Sustainable Energy Research Group (SERG) ed il Laboratorio di Ingegneria Marittima (LABIMA) dell’Università degli Studi di Firenze stanno lavorando su un progetto di ricerca finalizzato a sviluppare un modello analitico per lo studio di convertitori di energia dal moto ondoso basati sulla tecnologia a colonna d’acqua oscillante. Il codice matematico realizzato presenta un buon compromesso fra accuratezza e costo computazionale per essere adeguatamente veloce ed affidabile per scopi ingegneristici. Pertanto è particolarmente adatto durante le prime fasi della progettazione per determinare le migliori configurazioni del sistema.

Il modello è denominato wave-to-wire in quanto permette di studiare i processi principali della conversione di energia dalle onde marine fino alla rete elettrica. Inizialmente vengono analizzate le condizioni del moto ondoso di un insieme di località per effettuare una prima selezione di quelle più idonee all’installazione di un sistema OWC. Successivamente le condizioni di una singola località vengono usate come dati in ingresso al modello wave-to-wire per determinare il funzionamento del sistema. Ogni condizione di moto ondoso è caratterizzata da specifici valori di trasporto di energia e frequenza di accadimento, espressi su una base temporale solitamente annuale o stagionale. Il codice utilizza un modello a pistone rigido (rigid piston model) per risolvere l’idrodinamica, la termodinamica e l’aerodinamica della camera. L’aerodinamica e la dinamica di una turbina Wells monoplana isolata e di una turbina ad impulso assiale sono determinate con due modelli basati sulla blade element momentum (BEM) theory. In entrambi i casi, le turbomacchine sono considerate come schiere di pale, ognuna di esse costituita da un insieme finito di profili. Inoltre viene applicato un algoritmo di controllo per regolare istantaneamente la coppia e la velocità angolare del rotore e del generatore elettrico. Il codice svolge una procedura di calcolo iterativo per la soluzione integrata dei modelli matematici dei tre convertitori, considerandone le reciproche interazioni.

Il modello wave-to-wire è stato applicato per determinare preliminarmente la geometria ottimale e le condizioni di funzionamento del convertitore secondario per la possibile futura installazione del sistema in Toscana, in Italia. Le coordinate WGS84–UTM32 del sito, selezionato come luogo ad alto trasporto di energia per il moto ondoso toscano, sono latitudine 4826150 m N e longitudine 587255 m E. La località ha una profondità dell’acqua di 50 m e la potenza specifica media annuale trasmessa dalle onde è 3,3 kW/m.

La camera del sistema OWC è stata scelta sulla base di esperimenti condotti in laboratorio su un modello in scala 1:50 di un cassone di tipo fixed and detached, ovvero fisso e staccato dal fondale. I parametri geometrici e le proprietà della camera selezionati sono quelli che massimizzano l’efficienza della conversione primaria dell’energia delle onde in potenza pneumatica in condizioni tipiche di un clima ondoso moderato del Mar Mediterraneo. I dati usati nel modello wave-to-wire per lo studio del caso reale sono stati scalati applicando le regole dell’analisi in similitudine.

Sono state eseguite analisi parametriche per ottimizzare le turbomacchine, considerando sia turbine Wells di tipo monoplano isolato sia turbine assiali ad impulso. Per entrambe sono state studiate numerose geometrie e condizioni di funzionamento, variando raggio, hub-to-tip ratio, aspect ratio, numero di pale e velocità di rotazione. In entrambe le procedure di ottimizzazione è stata fissata come funzione obiettivo l’energia convertita, che è stata massimizzata su base annuale.

Sono state ottenute le mappe operative dei sistemi che indicano il funzionamento delle varie configurazioni al variare dei principali parametri geometrici e della velocità di rotazione. Le mappe sono state utilizzate per selezionare le turbine ottimali di entrambe le tipologie per la località selezionata in Toscana. Infine, sono state delineate le curve operative, i parametri delle prestazioni e l’energia convertita, fornendo un’interessante panoramica sul funzionamento annuale e stagionale. I sistemi selezionati operanti con le turbine ottimali di tipo Wells e ad impulso trasformano rispettivamente 14,67 e 14,00 MWh in un anno con un’efficienza globale rispettivamente del 5,32% e del 5,08%.

Le mappe operative dei due sistemi mostrano che la massimizzazione delle prestazioni della turbina Wells implica valori più elevati delle dimensioni della turbomacchina e della velocità di rotazione rispetto alla turbina ad impulso. Queste ultime sono caratterizzate da un intervallo operativo più ampio, funzionano con perdite di carico inferiori a parità di portata volumetrica e hanno una curva di efficienza più regolare. Tuttavia, queste turbine raggiungono picchi di efficienza generalmente inferiori e hanno una minore capacità di massimizzare la conversione di energia da specifiche condizioni di moto ondoso con elevato trasporto energetico.

L’analisi delle prestazioni stagionali dei sistemi OWC indica che la conversione di energia è massima durante l’inverno a causa del livello energetico notevolmente più elevato rispetto alle altre stagioni. I valori di estrazione energetica in primavera e autunno sono simili fra loro e presentano valori intermedi fra inverno ed estate. In particolare, l’energia ottenuta in inverno è quasi il triplo di quella convertita in estate per la turbina Wells e leggermente più del doppio per quella ad impulso.

 La ricerca futura sarà focalizzata sull’ottimizzazione del convertitore primario per le specifiche condizioni di moto ondoso del sito selezionato, in modo congiunto alla determinazione delle turbine Wells e ad impulso ottimali. L’obiettivo è incrementare l’energia complessiva trasformata e l’efficienza globale dei sistemi a colonna d’acqua oscillante.

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