Relazione Risorse energetiche rinnovabili

HEC-RAS.

Figura 1.1: Pianta dell’impianto idroelettrico con undicazione del punto di presa

e di restituzione

Figura 1.2: Sezione dell’impianto

2

1.2 Svolgimento dell’esercitazione

Creazione della curva di durata

La durata di una portata Q rappresenta l’intervallo di tempo in cui le portate natura-

li del corso d’acqua si mantengono superiori o uguali al valore di portata considerato.

La CDP - curva di durata delle portate - è possibile ottenerla diagrammando la re-

lazione tra le durate e le portate.

Relativamente al caso oggetto di studio è stato possibile reperire i dati delle porta-

te medie giornaliere dal sito web di Arpa Piemonte relativi alla stazione TORINO

MURAZZI PO nel periodo di riferimento 2008-2017.

Il grafico riportato nella figura seguente è stato ottenuto ordinando in modo de-

crescente i valori relativi agli anni di riferimento e calcolandone la media.

Figura 1.3: Curva delle portate relativa alla sezione Torino Murazzi Po

Salto netto utilizzabile

Successivamente alla determinazione della portata media e della curva di durata è

stato possibile stimare il livello di valle utilizzando l’espressione:

0.73

·

H = 0.024 Q + 211 (1.1)

v iL

in cui 211 rappresenta il livello del fondo alveo espresso in m s.l.m.

I calcoli relativi alle potenze vanno però svolti in relazione al salto netto utilizza-

bile (H ), ottenuto semplicemente come differenza tra quello imposto dalla traversa

i

(assunto costante e pari a 213.65 m s.l.m.) e quello derivato dal calcolo precedente.

3

Portata netta utilizzabile

Ovviamente la portata media giornaliera che abbiamo precedente determinato non

è utilizzabile in pieno.

Le prescrizioni contenute nel Dlgs 152/2006 “Norme in materia ambientale” preve-

dono la necessità del rispetto di un “minimo deflusso vitale”, DMV, cioè ”la portata

istantanea da determinare in ogni tratto omogeneo del corso d’acqua, che deve ga-

rantire la salvaguardia delle caratteristiche fisiche del corpo idrico, chimico - fisiche

delle acque nonché il mantenimento delle biocenosi tipiche delle condizioni naturali

locali”.

La legge in materia sta passando attraverso una fase di modifica, con il passaggio

da DMV a DE - deflusso ecologico. Tale deflusso deve essere rispettato a valle della

captazioni oggetto di studio. 3

Essendo fornito il valore del DMV di base, precisamente Q = 13m /s, è neces-

B

sario sottrarlo alle portate medie giornaliere.

Il grafico sottostante rappresenta sia la curva delle durate che la curva depurata.

Figura 1.4: CDP con indicazione della curva depurata dal deflusso minimo vitale

Per svolgere i calcoli successivi è prescritto sia di sottrarre alla curva ridotta la

portata modulata, calcolata con la formula:

· −

Q = 20% (Q Q ) se Q > Q (1.2)

M iL B i B

sia di prevedere un fermo macchina per 3 giorni all’anno, eliminando le tre portate

maggiori, necessario per svolgere la manutenzione, per evitare danni alle turbine

ed anche perchè il salto utilizzabile è talmente basso da determinare una potenza

elettrica esigua. 4

Calcolo delle potenze e dell’energia

Con lo scopo di arrivare a determinare la portata di targa ottimale, il nostro studio

è passato attraverso la determinazione delle potenze e dell’energia.

risulta necessario, in fase preliminare, ipotizzare una portata di targa che succes-

3

sivamente faremo variare da un valore minimo di 20 fino 200 m /s con intervalli

3

regolari di 10 m /s nel tentativo di trovare quella che garantisca il massimo del

ricavo economico possibile.

I calcoli sono stati svolti ovviamente considerando la portata effettivamente tur-

binata, tenuto conto della portata di targa precedentemente scelta e del DMV.

in MW, è stata calcolata con la formula:

La potenza media giornaliera, · ·

P = Q γ H (1.3)

pi pi i

L’energia producibile ogni giorno, in MWh, è stato possibile determinarla con:

·

E = Q 24 (1.4)

pi pi

Nelle formule precedente Q rappresenta la portata realmente turbinabile, nel caso

pi

in cui infatti la portata giornaliera sia superiore alla portata di targa si assume una

Q pari proprio alla portata di targa.

pi

Sommando tutte le E riferite a ogni giorno si ottiene la E , l’energia producibile

pi tot

annualmente.

Ricavi e costi dell’impianto

Per determinare i costi è stato necessario definire due grandezze fondamentali

1. Potenza nominale · ·

P = γ Q H (1.5)

n p p

−

in cui H = 213.65m 211m.

p

2. Potenza media E

tot

P = (1.6)

m 8760

Ciò è stato necessario in quanto i costi di costruzione sono funzione della potenza

nominale della macchina mentre i costi di concessione (canoni e sovracanoni), cosı̀

come gli incentivi, sono funzione della potenza media, cioè dell’energia prodotta

dall’impianto.

Relativamente ai ricavi, il ricavo totale, R , si ottiene moltiplicando l’E per

tot tot

l’incentivo relativo ad un impianto con una potenza media. Il valore di tale incenti-

vo è possibile ricavarlo dalla tabella seguente, estratta dal DM 23 giugno 2016, e per

A

gli impianti con potenza compresa tra i 500 e i 1000 kW risulta essere 150 C

/M W h.

5

Figura 1.5: Tariffe incentivanti e vita media utile convenzionale - DM 23 giugno

2016

Per quanto riguarda i costi è necessario determinare il costo totale, C , attra-

tot

verso la somma di due aliquote:

ˆ Costo fisso C , pari a 500 KA

C

0

ˆ ottenuto con la formula

Costo di costruzione, b

·

C = a P (1.7)

n

−0.4)

in cui (a = 50, b =

Vari costi annuali

Per completare lo studio non basta considerare i soli costi fissi e di impianto, ma

tener conto dei costi annui, che rappresentano una parte rilevante della quota. Il

costo annuo C quindi si calcola sommando:

A

ˆ Costo di assicurazione e guardiania: 100 KA

C

ˆ Costo di manutenzione annuale delle opere 2% del costo di costruzione

ˆ Canoni (da calcolarsi sulla base della potenza media dell’impianto):

A

1. Canone governativo: 42.42 C

/kw

A

2. Sovracanoni rivieraschi: 5.53 C

/kw

3. Sovracanoni bacini montani: NA (Torino non fa parte dei bacini montani)

Valutazione degli investimenti

Il valore del costo annuale, C , calcolato al punto precedente però va rivalutato

A

(con un tasso di rivalutazione pari a k = 1.5 ) tenendo conto di 25 anni di vita

dell’impianto. t

·

C = C (1 + k) (1.8)

At A

6

A questo punto si è in grado di costruire una colonna dei Flussi di Cassa, calcolati

come differenza tra Ricavi e Costi annuali rivalutati:

−

F = R C (1.9)

t tot At

ed una dei Flussi di Cassa attualizzati, ovvero quanto necessito ad oggi per avere

una determinata cifra tra t anni: F t

F = (1.10)

At t

(1 + r)

in cui r è il rendimento medio del capitale senza rischio pari a 4%) e t è l’ennesimo

anno considerato tra 1 e 25.

Una volta ottenuti questi parametri siamo in grado di valutare il miglior investimento

in base a: P BP

X −

1. Payback period con la formula F F

At 0

t=1

N =25

X −

2. VAN con la formula VAN = F F

At 0

t=1 N =25 F

X t − F

3. Tasso Interno di rendimento 0 = 0

t

(1 + T IR)

t=1

Figura 1.6: Parametri economici a confronto

Realizzando un grafico dove si riporta come al variare della portata di targa variano

i tre fattori sopra citati è facile determinare quale siano le dimensioni della turbina

7

più appropiate da utilizzare.

Appare evidente come la scelta più appropiata ricada la dove il PBP sia maggiore e

la dove si ha il Massimo sia per quanto riguarda il TIR che il VAN.

Tabella 1.1: Caratteristiche della turbina scelta statistiche

3

Portata di targa P (m /s) 60

i

Energia totale E (MWh) 6834.53

tot

Potenza nominale P (MW) 1.558

n

Potenza media P (MW) 0.780

m

Costo totale C (A

C/kW) 4.617

tot e)

Ricavo totale R (M 1.025

tot A

Costo annuale C (M C) 0.219

a

PBP (anni) 7

A

VAN (M C) 7.33

TIR (%) 16.58

8

2 Esercitazione 2: Impianto eolico

2.1 Obiettivo dell’esercitazione

Lo scopo principale di questa esercitazione è la stima del potenziale eolico di un sito

e la scelta di una turbina ottimale.

Per iniziare è stato individuato il sito oggetto di studio: Isola di Pantelleria.

Nella figura successiva è possibile vedere l’indicazione riguardo alla localizzazione

dell’installazione della pala eolica.

Figura 2.1: Indicazione del sito di installazione - Pantelleria

I dati a nostra disposizione sono relativi alle misurazioni effettuate della stazione

meteo dell’aeronautica militare presso l’aeroporto di Pantelleria, relative alla velo-

cità del vento.

Dati stazione meteo:

ˆ Posizione: LAT: 36.82, LON: 11.97

ˆ Quota s.l.m.: 198 m

ˆ Altezza dal suolo: 5 m

ˆ Anni disponibili: 1993-2013

ˆ Tempo di media: 3 ore (un dato di velocità media ogni tre ore)

9

Figura 2.2: Variazione dei valori di velocità nel tempo

Tipologie di aereogeneratori utilizzabili

Gli aereogeneratori utilizzabili sono stati individuati tra quelli prodotti da Ga-

mesa, aventi una potenza di 2 MW. Sono riportati anche i dati per effettuare la

semplificazione delle curva di potenza.

1. Gamesa model G80 - 2.0 MW - 78 m

Cut in (CI) [m/s] 6

Cut off (CO) [m/s] 22

Rated velocity (RV) [m/s] 12

2. Gamesa model G114 - 2.0 MW - 125 m

Cut in (CI) [m/s] 4

Cut off (CO) [m/s] 22

Rated velocity (RV) [m/s] 9

10

Figura 2.3: Schema di una turbina eolica

11

2.2 Svolgimento dell’esercitazione

Creazione della curva di frequenza cumulata

Per prima cosa era richiesta la costruzione della curva di frequenza cumulata della

serie storica di vento misurato (Figura??). Le classi di velocità del vento sono state

prese da 1 a 25 m/s con intervalli di 0.5 m/s, andando cosı̀ a trascurare i pochi valori

”anomali” al di sopra di questo range.

Figura 2.4: Curva di frequenza cumulata

Creazione della distribuzione di Weibull

Successivamente, assumendo i dati rappresentabili con una distribuzione di Weibull

si è andati a stimare i parametri C e k necessari.

k−1

k V k

−(V /C)

· ·

f (v) = e (2.1)

C C

che nella forma semplificata è: k

−(V /C)

−

F (V ) = 1 e (2.2)

Effettuando pochi passaggi algebrici e introducendo due fattori, X e Y, è possibile

effettuare la parametrizzazione della funzione, nonché linearizzarla rispetto a tali

12

parametri. k

V

− −

ln[1 F (V )] = C (2.3)