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Titolo: accumulo di calore con fotovoltaico

scusatemi in anticipo, forse sto dicendo una cretinata
:)
e se unissimo un fotovoltaico ad un sistema di accumulo a sali fusi, 
invece che ad una batteria?
magari è più economico, ed avremmo comunque un "polmone" di energia per 
compensare i buchi no?
ok, l'ho detta.
(la cretinata)
:)
 


Con il fotovltaico non si puo' fare il trucco che si fa
con il STE. Qualsiasi degradazione dell'elettricita' in calore
fa perdere circa 2/3 del valore energetico. Cioe' per tornare
ad elettricita', il calore e' gia' tanto se rende il 30%
di quanto ricevuto (salvo altrissime temperature, over 600°C
nel qualcaso si puo' sperare di arrivare al 40%).
 
Nello STE il "calore" e' immagazzinato *PRIMA* della
trasformazione in elettricita' e quindi non c'e' alcun "degrado"
della qualita' energitica: calore era, calore entra, calore esce.
 
Con il fotovoltaico invece entra preziosa elettricita' ed
esce calore di un valore minore (un terzo a parita' di joule).
 
Diverso e' il caso se cio' che si vuole ottenere e' calore.
In tal caso, la perdita' di valore e' gia' messa in conto e
non e' previsto alcuna conversione per riportare il calore
alla sua forma originaria. Se poi la conversone da elettricita'
a calore e' fatta tramiet una pompa di calore, allora non si
perde significativamente di "valore energetico".
 

 perde significativamente di "valore energetico".
 
perfetto, era quel che avevo intuito :)

 
 
per cui lo STE rende il 100% dell'energia solare trasformata in calore, 
ma poi questo calore viene convertito in elettricità solo al 30% , per 
cui è paragonabile in confronto al rendimento del FV che rende 
direttamente circa il 20% della conversione luce solare in elettricità, 
ma con lo svantaggio che il FV funziona molte più ore al giorno di uno STE


> perde significativamente di "valore energetico".
 
Tra l'altro, con l'accumulo termico in riscaldamento, si puo'
utilizzare la pompa di calore quando ha la massima efficienza
nel ciclo di 24h, cioe' quando l'aria esterna e' piu' calda,
per poi spegnere la pompa di calore quando arriva il gelo
serale e notturno. Il risultato e' di migliorare anche di
molto il SCOP (seasonal COP). Il massimo sarebbe di avere
una capacita' termica sufficiente (una settimana di calore ?)
per evitare del tutto l'utilizzo della pompa di calore durante
i giorni di temperature artiche.


 
Ha specchi per una superficie totale di 2'437'144 m2 e la DNI
locale e' pari a 2,72 MW·h/m2/anno. Quindi in astratto uno
potrebbe affermare che viene intercettata radiazione solare
per 6'621'720 MW·h/anno. Giusto ?
 
La produzione effettiva media annua e' di 729'000 MW·h/anno.
 
Quindi secondo quel calcolo di efficienza, di cui lei ancora
non ha dato il significato, avremo il dato globale di:
 
729/6621,72 = 11%
 
e c'e' pure dentro un (piccolo) contributo da gas naturale.
Facciamo che l'efficienza del solo solare di questo impianto
di Bezos e' del 10% ...
 
Ma ci sono vari errori nel ragionamento. Prima di tutto,
uno specchio non e' una unita' che genera energia elettrica,
ma solo un componente di una complessa catena. E peraltro
il costo di uno specchio e' irrisorio se raffrontato a quello
di un modulo fotovoltaico.
 
Secondo punto e' che negli impianti a torre quasi mai la totalita'
degli specchi si trova ad avere l'angolazione ottimale per
captare la massima radiazione solare. Dovendo funzionare
come concentratori ottici di radiazione solare, e' gioco
forza che una parte consistente di specchi siano angolati
in modo da riflettere la radiazione solare con angoli che
non implicano affatto un posizionamento perpendicolare
alla radiazione solare !!! Infatti, se uno specchio venisse
posizionato in posizione per massimizzare la superficie
esposta alla radiazione solare, che e' "ortogonale" ai
raggi, il risultato sarebbe di riflettere la radiazione
solare esattamente nella direzione da cui arriva, ovvero
verso il Sole. E questo lo sanno anche i sassi ...
 
8>< ----

 siamo verso il 35% netto
 
per cui la STE a sali fusi coverte in elettricità il 35% del 50% della 
radiazione solare captata. Praticamente il rendimento netto dello STE 
nel produrre elettricità è meno del 18% dell'energia solare captata. Un 
rendimento assolutamente in linea con un impianto fotovoltaico. Si 
capisce allora perchè in tutto il mondo hanno scelto d'istallare 
impianti FV invece che STE

per come la vedo io farei un impianto ibrido STE+FV con specchi 
ribaltabili: quando passa una nuvoletta gli specchi parabolici si 
rivoltano e diventano pannelli fotovoltaici



ah però , lo STE è una ciofeca in confronto al FV


 Il vero vantaggio del STE e' che e' dispacciabile.
 
Vero. Perfettamente d'accordo quindi che non ha molto senso paragonare 
l'efficienza di FV e STE/CSP... Per avere un qualcosa di paragonabile, 
dovresti aggiungere al fotovoltaico delle batterie, con tutti i costi e 
le problematiche ad esse legate (durata, riciclo/smaltimento, ecc.). 
Il fotovoltaico poi, negli anni perde efficienza (sebbene sia meno dell'1% 
annuale), cosa che non credo accada per gli "specchi" di STE/CSP :-)
 
Sarebbe interessante capire i costi di manutenzione di un impianto STE/
CSP: hai per caso qualche numero/studio a proposito?
 
Ciao!
  Luca
 

 
 
 
-- 
1) Resistere, resistere, resistere.
2) Se tutti pagano le tasse, le tasse le pagano tutti
Soviet_Mario - (aka Gatto_Vizzato)

 termoelettrici (SEEBECK) di efficienza ragionevole.
 
Quanto ragionevole ?


 rendimenti sono catastrofici.
 
ho letto. chissà se si arriverà e quando a rendimenti accettabili
:(

 :(
 
Ci sarebbe anche un certo sig.Carnot di mezzo ...
 


 
La ricerca e' stata fatta sul sito Kramer Junction delle
cinque unita' da 30 MW costruite da Luz International negli
anni '80 e che formano parte del sistema solare SEGS.
 
Lo scopo delle studio era di ridurre i costi O&M, che all'inizio
rappresentavano il 25% del costo totale (del LCOE ?) del chilowattora.
Suppongo l'altro 75% fossero i costi di capitale e finanziari.
 
Dalla tabella 1 (pag.9) si puo' capire che si trattava di un
fritto misto di implementazioni, probabilmente la Luz cercava
di capire quale era il progetto ottimale. Percio' abbiamo
3 unita' che operano a 349°C (e compensano questo con una
maggiore dimensione degli specchi, 230-250 mila m2 per unita')
e 2 unita' che operano a 390°C e se la cavano con 188-190 mila m2.
E' evidente che le prime 3 unita' hanno piu' manutenzione per
il campo solare. inoltre abbiamo un misto di alcuni impianti
che usano specchi del tipo LS-2, uno del tipo LS-3 piu'
grandi e due che usano un misto di LS-2 e LS-3 (vedi
tabella 2, pagina 12).
 
Anche se si l'impianto non poteva essere rifatto da zero,
cio' nonostante sono stati ottenuti risparmio per il 40%
rispetto ai costi di prima della ricerca (un valore indicato
in un risparmio annuo di $4 milioni il che ci dice che
all'inizio spendevano $10 milioni all'anno e dopo le
modifiche si trovavano a $6 milioni all'anno per gestire il
parco solare ... se l'artimetica non e' una opinione).
 
Il maggior problema osservato e' che all'inizio dello studio,
il 15% dei collettori aveva perso il vuoto, che e' essenziale
per ottenere il massimo isolamento tra il fluido interno a
349°C o 399°C e l'ambiente esterno. In realta' lo studio ha
mostrato che fino a quando il vetro esterno non e' rotto, si
puo' tollerare un po' di perdita' di vuoto piuttosto che
affrontare subito il costo di cambiare l'intera unita', come
si faceva prima. Conveniva invece aspettare che una fila di
specchi avessero il guasto e quindi l'operazione di sostituzione
avveniva con un solo intervento su tutto il filare, invece che
con ripetuti interventi, uno separato per singolo specchio.
 
Un problema riscontrato era la perdita di allineamento
ottico degli specchi (a causa della gravita', del vento,
e, udite, dei boom sonici - di caccia di passaggio ?).
Quindi gli specchi piu' moderni sono progettati avendo in
mente una ben maggiore rigidita' strutturale.
 
Credo che trovera lo studio interessante perche' mostra
i dettagli della gestione di un impianto STE.
 
A pagina 31 ci sono alcuni numeri:
 
rispetto ad una centrale termoelettrica (citata come
riferimento), il campo solare richiede ulteriori da
13 a 31 persone ogni 500'000 m2 di specchi.
Tutto combinato parlano di costi tra 0,8 ¢ e 1,2 ¢/kW·h
(ovviamente in dollari 1999).
Per impianti piu' grossi (o meglio con unita' piu'
grosse dei magri 30 MW di quelle unita') stimano
una riduzione a 0,5 ¢/kW·h (che sono 0,005 $/kW·h).
 
Il dato complessivo e' indicato a pagina 32, e
fatte le modifiche studiate, sono 0,025 $/kW·h.
 
Ovviamente un impianto ex-novo, che tenga conto di
quanto imparato dallo studio e che scelga una
taglia piu' grossa (altrimenti ci vuole troppo
personale per ogni sezione turbo-vapore), riduce
questo valore. Cioe', se invece di fare 150 MW
con cinque unita' da 30 MW, faccio una unita'
singola da 150 MW, anche se il numero di operai
per pulire gli specchi non si riduce, quelli per
la gestione della sezione turbo-vapore-generatore
si riduce di cinque volte (una unita' termoelettrica
da 150 MW e' nella fascia bassa delle unita' comuni
e c'e' una ragione per cui le centrali termoelettriche
moderne hanno taglie tra 150 e 300 MW, anche se di
recente c'e' una tendenza verso i 500-600 MW).
 
A pagina 173 abbiamo un riepilogo che descrive come di
una taglia piu' ragionevole una unita' da 80 MW con
500'000 m2 di specchi (notare come sono meno specchi
di quanto in proporzione e' aumentata la potenza).
 
A pagina 175 abbiamo due tabelle di ipotesi per questa
unita' solare ipotetica da 500'000 m2:
 
AB-1 che calcola un costo nominale di $965'500/anno
     e $492'800/anno in versione "ridotta"
 
AB-1 vale per paesi sviluppati come USA e Europa
ed impiega 20 dipendenti nella versione nominale
e 13 dipendenti nella vesrione ridotta.
 
AB-2 che calcola un costo nominale di $574'200/anno
     e $219,500/anno in versione "ridotta".
 
AB-2 vale per i paesi in via di sviluppo (lo usiamo
per l'Italia meridionale ? ma non in versione ridotta,
perche' servono tutti i 31 dipendenti indicati ...).
 
A pagina 176 abbiamo un riepilogo in tabella AB-3
per parti e materiali:
 
specchi         $125'000
assorbitori     $481'700 (sono i tubi "catturatori")
sensori solari      $700
LOC                 $900
giunti cardanici $19'300
attuatori        $27'500
miscellanei      $33'600
guarnizioni HTF   $2'400
revisione HTF    $42'200
acqua demineral.$243'300
------------------------
totale          $976'500/anno
con un limite di $1'196'500/anno per un +30% di costi
dei meteriali (a pari costo del servizio ?)
 
A pagina 177, tabella AB-5 il totale, calcolato su un
DNI di 2300 kW·h/m2/anno (ma si noti bene: e' lo stato
dell'arte degli anni 80, non quello in Spagna).
 
Si va da un 0,0116 $/kW·h per un paese sviluppato
(che ha salari di tipo USA per il personale tecnico)
e 0,0079 $/kW·h con personale ridotto, ai
0,0104 $/kW·h di un paese in via di sviluppo (dove
la manodopera tecnica costa parecchio meno, ma non
i materiali tecnici necessari) fino a solo
0,0075 $/kW·h con personale ridotto.
 
Trovate facilmente che $1 del 1999 vale oggi $1,74
e quindi il valore massimo di 0,0116 $/kW·h diventa
oggi di 0,0116 · 1,74 = 0,02 $/kW·h.
 
E questo e' il tetto massimo in dollari. Considerando
che l'euro si sta avvicinando alla parita' con il dollaro
(io dico che il rifiuto dell'Italia verso il STE e un
certo rallentamento in Spagna per il STE e' un contributo
al fatto che l'Euro perda valore. Saranno contenti gli
esportatori, ma per il debito pubblico e' la campana a morto)
 
possiamo dire che i costi di gestione non superano i
2 centesimi per chilowattora.