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Le centrali nucleari. L'energia che scaturisce dal bombardamento dell'uranio con neutroni. Il processo di 'fissione/fusione nucleare'. Il problema della radioattivitą e delle scorie.

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Produzione di energia ed emissioni gas inquinanti - Francesco Asdrubali -

Nelle Tabelle 1 e 2 relative ai sistemi di produzione dell’energia sono riportati per ciascuna tipologia di impianto i rendimenti di conversione, le emissioni di CO2 e CO2eq per kWh di energia elettrica prodotta, i costi degli impianti espressi in /kW installato ed il costo di produzione dell’energia elettrica espressi in /kWh prodotto.

TABELLA 1 - Sistemi di produzione dell’energia      
 TipologiaTagliaFunzionam.Rendim.ConsumoConsumoPCIEmissioniEmissioni
 impiantotipicamedio%combustib.combustib.MJ/kggCO2/gCO2eq/
  MWeore/anno t/annoNm3/anno kWhkWh
GAS NATURALE

TG (1)

320

5.500

39

236.640

3,29E8

50

577

780

 

CCGT (2)

250

5.500

55

181.640

2,52E8

-

370

499

 

CCGT

400

5.500

56

282.860

3,93E8

-

360

-

 

CCGT

800

5.500

56

565.700

7,86E8

-

360

-

Olio combustibile

800

5.800

39

1.044.609

1.065.927(3)

41

711

800

-

Carbone pulito

800

6.000

37

1.487.261

-

31,4

946

1071

-

Nucleare PWR

1.000

6.100

31

596

-

118.800(4)

-

16

-

Eolico

10

2.000(5)

> 40 (6)

-

-

-

-

36

-

FOTOVOLTAICO > 50 kW

-

1.300 (7)

6 (8) - 12 (9)

-

-

-

80 (8)

121 (10)

193 (11)

Idroelettrico > 10 MW

-

6.000

85

-

-

-

-

4

-

Celle a Combustibile

PEM

0,2 (12)

5.000

35

85(13)

1.011.500 (14)

119,9

530(15)

-

 

MCFC

0,25 (12)

5.000

43

87(13)

1.035.300 (14)

-

431(15)

-

 

SOFC

0,1 (12)

5.000

45

33(13)

392.700 (14)

-

413(15)

-

 

PAFC

0,2 (12)

5.000

36

83(13)

987.700 (14)

-

514(15)

-

          
1 centrale a turbogas - 2 centrale a CICLO COMBINATO (Combined Cycle Gas Turbine) - 3 il volume di combustibile consumato  
è stato calcolato prendendo a riferimento la densità media a 15°C dell’olio combustibile STZ (senza tenore di zolfo) 
4 burnup dell’uranio corrispondente alla quantità di energia totale prodotta per unità di massa del combustibile
utilizzato in funzione del tipo di reattore  - 5 ore di funzionamento minime che giustificano la realizzazione dell’impianto
- 6 rendimento di un AEROGENERATORE a pala. In base alla teoria di Betz un AEROGENERATORE reale non può estrarre più del 
59.3% della potenza posseduta da un tubo d’aria di area A e diametro d che fluisce con velocità v. La potenza teorica
è dunque pari all’energia cinetica Ek associata al tubo d’aria dove Ek = (16/27) d A v3. - 7 ore annuali di soleggiamento 
equivalenti alla massima potenza nell’Italia centrale - 8 pannello FOTOVOLTAICO in silicio amorfo - 9 pannello
FOTOVOLTAICO in silicio monocristallino e policristallino - 10 pannello FOTOVOLTAICO in silicio monocristallino
- 11 pannello FOTOVOLTAICO in silicio policristallino - 12 potenza elettrica massima di impianto - 13 tonnellate di idrogeno
 - 14 Nm3/anno di IDROGENO - 15 emissioni del processo di reforming del combustibile.

TABELLA 2 - Sistemi di produzione dell’energia     
 TipologiaCostoCostoCostoCostiCostoPrezzoTempo
 impiantoimpiantoimpiantocombustibilevaritotaleenerg.elett.di vita
  €/kWe€/kWh(1)€/kWh(2)€/kWh(3)€/kWh€/kWhanni
GAS NATURALE

TG (4)

265

0,004

0,046

0,003

0,053

0,078(6)

20 - 25

 

CCGT (5)

447

0,005

0,042

0,006

0,053

-

20 - 25

 

CCGT

-

0,004

-

0,004

0,050

-

-

 

CCGT

-

0,003

-

0,002

0,047

-

-

Olio combustibile

1.300

0,006

0,052

0,006

0,064

-

20

-

Carbone pulito

1.100

0,019

0,028

0,008

0,055

-

40

-

Nucleare PWR

1.400

0,016

0,010

0,004

0,030

-

24

-

Eolico

1.050

0,068

-

0,012

0,080

0,203(7)

20

-

FOTOVOLTAICO > 50 kW

6.000

0,132

-

0,008

0,140

0,518(8)

30

-

Idroelettrico > 10 MW

2.000

0,021

-

0,004

0,025

0,203(7)

>30

-

Celle a Combustibile

PEM

2.800

-

-

-

-

0,078(6)

8(9)

 

MCFC

3.800

-

-

-

-

-

3,4(10)

 

SOFC

2.300

-

-

-

-

-

5

 

PAFC

3.400

-

-

-

-

-

>10

1 incidenza del costo dell’impianto sul costo di produzione finale dell’energia elettrica - 2 incidenza del costo del combustibile
costo di produzione finale dell’energia elettrica - 3 incidenza dei costi di esercizio, di manutenzione e del personale sul costo di
produzione finale dell’energia elettrica - 4 centrale a turbogas - 5 centrale a CICLO COMBINATO (Combined Cycle Gas Turbine)
- 6 prezzo medio di acquisto dell’energia nella borsa elettronica (gen. 2007) - 7 somma del prezzo medio di acquisto dell’energia  
nella borsa elettrica e dei CERTIFICATI VERDI (0,125 €/kWh). I CERTIFICATI VERDI costituiscono una forma di incentivazione della
produzione di energia elettrica da fonti RINNOVABILI disciplinata dal DLGS 79/99 (Decreto Bersani) - 8 per gli impianti fotovoltaici
 il prezzo di acquisto è stato calcolato come somma del prezzo medio di acquisto dell’energia nella borsa elettronica e
 dell’incentivo per gli impianti integrati architettonicamente (0,44 €/kWh) previsto dal Decreto Conto Energia 2007 - 9 intervallo
di manutenzione routinaria 9.000 h, intervallo di manutenzione componenti principali 40.000 h - 10 Ore massime di
funzionamento continuo prototipo MTU (30.000 h).
Per quanto riguarda il costo di produzione in tabella sono evidenziati anche i contributi del costo dell’impianto, del costo del combustibile e degli altri costi (gestione dell’impianto, manutenzione ecc.) sul costo complessivo.

L’analisi dei dati mostra che tra gli impianti alimentati da fonti di energia tradizionali, la tipologia più conveniente in termini di costi di produzione dell’energia elettrica risulta la centrale nucleare PWR con reattore ad acqua in pressione.

Il costo di produzione dell’energia elettrica da fonte nucleare risulta infatti più basso rispetto a quello delle centrali CCGT di almeno il 37% (0,030
/kWh contro 0,047 /kWh) e più basso rispetto a quello delle centrali ad olio combustibile di circa il 53% (0,030 /kWh contro 0,064 /kWh).

I maggiori costi di realizzazione delle centrali PWR rispetto alle altre tipologie fanno sì che il tempo di ritorno dell’investimento, ovvero il numero di anni necessario per il recupero dei costi di realizzazione e gestione dell’impianto, risulti maggiore sia delle centrali turbogas tradizionali che delle centrali turbogas a CICLO COMBINATO.

Un altro vantaggio offerto dalle centrali nucleari è rappresentato dalla quasi totale assenza di emissioni di gas inquinanti in atmosfera: 16 gCO
2eq/kWh contro i 500 gCO2eq/kWh delle centrali turbogas a CICLO COMBINATO ed i 1.071 gCO2eq/kWh delle centrali a carbone pulito.

Per il nucleare rimane tuttavia il problema dello smaltimento delle scorie radioattive. Si stima che un tipico reattore a fissione di 1.000 MW produca ogni giorno circa 3,2 kg di scorie e, in trent’anni, circa trenta tonnellate; a parità di energia erogata, i rifiuti generati da un impianto a carbone ammonterebbero a circo 8 milioni di tonnellate (una quantità in peso 200.000 volte superiore).

Tale dato sconta il fatto che le scorie nucleari presentano una pericolosità ambientale molto più elevata delle scorie prodotte da impianti alimentati con combustibili di origine FOSSILE con la conseguente necessità per il loro lo stipamento di siti geologicamente stabili e dotati di strutture capaci di schermare radiazioni.

A tale proposito, in Tabella 3 sono riportati i costi medi di dismissione (decommissioning) di un impianto nucleare, i costi di inertizzazione e smaltimento del combustibile esaurito (scorie radioattive) ed i costi esterni, cioè i costi correlati alla emissione di GAS SERRA e di sostanze pericolose durante il ciclo di vita dell’impianto e quelli correlati al rischio derivante dalle radiazioni ionizzanti dovute ad eventuali incidenti e dovute alla fase di estrazione in miniera del combustibile.L’analisi dei dati mostra che il costo di dismissione incide sul costo di produzione finale dell’energia elettrica per circa il 6%, contro il 10% del costo di smaltimento delle scorie radioattive ed il 13% dei costi esterni.

TABELLA 3 - Centrale nucleare - Costi di produzione dell’energia   
Tipologia

Costo

Costo

Costo

Costo

Costo

Costi

Costo

impianto

impianto

combustibile

dismissione

smaltim. scorie

esterno

vari

totale

 

€/kWh

€/kWh

€/kWh

€/kWh

€/kWh

€/kWh

€/kWh

Centrale nucleare

0,016

0,004

0,002

0,003

0,004

0,001

0,030

Recentemente l’Associazione di scienziati italiani che ha nome "Galileo" ha caldeggiato l’uso del nucleare, a suo tempo abbandonato più per motivi emozionali che per serie opinioni scientifiche, giungendo a scrivere in tal senso al Presidente della Repubblica.

Con un tempo di costruzione inferiore ai 10 anni potrebbero realizzarsi 10 centrali nucleari, portandoci così al livello degli altri Paesi, sempre che sia possibile riaprire un dialogo chiaro e sincero con la popolazione, sino ad oggi ingannata e spaventata da false informazioni.

Per quanto riguarda gli impianti operanti con fonti di energia rinnovabile, la tipologia più conveniente in termini di costi di produzione dell’energia elettrica risultano le centrali idroelettriche: 0,025
/kWh contro 0,080 /kWh dell’energia eolica e 0,140 /kWh dell’energia fotovoltaica.

Si precisa che anche nel caso delle fonti di energia RINNOVABILI è prevista comunque una quantità di emissioni di CO2eq relative alla fase di realizzazione delle infrastrutture e dei componenticostituenti l’impianto, alla fase di trasporto dei componenti suddetti ed alle fasi di realizzazione, gestione, manutenzione e dismissione dell’impianto vero e proprio; in tal senso gli impianti migliori sono anche in questo caso le centrali idroelettriche con 4 gCO

2/kWh contro i 36 gCO2/kWh dell’eolico ed i 193 gCO2/kWh del FOTOVOLTAICO con pannelli in silicio policristallino.È interessante osservare che gli impianti eolici e quelli funzionanti con pannelli fotovoltaici, sebbene classificati come impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile, producono emissioni di CO2eq maggiori di quelle delle centrali nucleari.

In termini di tempo di ritorno dell’investimento, calcolato in base alla taglia tipica di ciascuna tipologia di impianto, le centrali idroelettriche con circa 2 anni sono la tipologia più conveniente, seguita dagli impianti eolici (3 anni circa) e dagli impianti fotovoltaici (8 anni circa).

Una considerazione importante ai fini dell’impatto ambientale può essere fatta prendendo in esame la porzione di CO
2eq/kWh imputabile alle sole fasi di realizzazione delle infrastrutture

e dei singoli componenti costituenti l’impianto.

Per una centrale termoelettrica alimentata a GAS NATURALE, a fronte di un valore di emissione di circa 500 gCO
2eq/kWh, la quota relativa alle fasi di realizzazione dell’infrastruttura (produzione del cemento e dell’acciaio, estrazione di materiale lapideo ecc.) e delle apparecchiature ausiliarie, alle fasi di gestione e manutenzione dell’impianto e alle fasi di smantellamento dello stesso costituisce appena lo 0,004% (2 gCO2eq/kWh) della quota complessiva.

Per gli impianti alimentati da fonti RINNOVABILI le fasi suddette rappresentano invece l’unico contributo.

Ipotizzando quindi lo stesso tempo di vita (15 anni) e la medesima potenza (400 MW) per una centrale a CICLO COMBINATO CCGT, per una centrale eolica e per un impianto FOTOVOLTAICO, prendendo a riferimento le ore di funzionamento medie annue specifiche di ciascuna tipologia di impianto, si ottiene che per un impianto eolico le emissioni di CO
2eq risultano maggiori di quelle di una centrale CCGT per i primi 2 mesi di esercizio.

Per un impianto FOTOVOLTAICO tale periodo sale a 3, 5 e 9 mesi di esercizio a secondo rispettivamente della tecnologia utilizzata: silicio amorfo, silicio monocristallino e silicio policristallino.

Anche se presenti nella Tabella, nel confronto non sono state prese in considerazione le celle a combustibile.

Tale tecnologia è ancora lontana dalla maturità pertanto i costi di produzione dell’energia elettrica non sono ancora comparabili con le altre tipologie di impianto (così come anche riportato nel Rapporto Energy Technologies Perspectives, pubblicato dall’IEA nel 2006, insieme ad analoghe considerazioni sull’idrogeno).

da G. Moncada Lo Giudice, F. Asdrubali, F. Rossi: "Energia e cambiamenti
climatici. La sfida del XXI secolo",  La Termotecnica, ottobre-novembre 2007