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Titolo: Il piano tedesco 2021 per il solare termodinamico


 
"This report is intended to be used as blueprint and starting
 point for future Concentrating Solar Power plants."
 
Fatte le presentazioni al prossimo messaggio entriamo
nello studio.


 
che da domani sara' aggiornato (cosi' useremo le misure
fatto ora per vedere cambiano). Per avere una idea della
minima capacita' solare fattibile in Italia scelgo una
localita' con una latitudine piu' elevata di quelle
accessibili in Italia. Potremo scegliere tra Latina
nel Lazio, Algero in Sardegna, Campobasso in Molise
o Barletta in Puglia. Se supera l'esame in quelle
localita', non puo' che andare meglio piu' a sud.
 
Cominciamo con Campobasso, piu' a nord delle proposte.
Consideriamo solo l'irraggiamento diretto. Tra il
2005 e il 2016 esso varia tra un 205 kW·h/m2 e 250 kW·h/m2
di picco stagionale e un minimo di 23 kW·h/m2 a 66 kW·h/m2
(non negli stessi anni). Per un raffronto, l'irraggiamento
globale, incluso quindi la radiazione diffusa, resta
sugli stessi massimi (quindi la componente diffusa
d'estate non sembra incidere granche' a Campobasso)
ma d'inverno si attesta ad un minimo di 36 kW·h/m2,
quindi marginalmente meglio della radiazione diretta.
E' inteso che i dati sono riferiti sul terreno orizzontale,
intesi come misurazione della potenzialita' e quindi
non tiene conto della capacita' di inseguimento degli
specchi del CSP-ST.
 
Prendiamo il dato di 200 kW·h/m2/mese e applichiamolo alla
superficie di cattura di 1'500'000 m2, il totale
"captato" sarebbe  quindi pari a 300'000'000 kW·h di
energia radiante. Prendiamo l'ipotesi di perdere la
meta' tra riflessioni e conversioni in calore alla
torre solare, restano 150'000'000 kW·h termici che
diviso 30 fanno 5'000'000 kW·h = 5'000 MW·h/gg.
Non si farebbe il pieno di 6'000 MW·h/gg, ma e' valore
ugualmente interessato, specialmente considerando la
vicinanza al consumatore elettrico.
 
Proviamo a Latina. Minimo invernale 64 kW·h/m2/mese,
e picco estivo non meno di 240 kW·h/m2/mese fino a
279,87 nell'anno migliore. Quindi possiamo rifare
tutto il calcolo a partire da 240 kW·h/m2/mese che
ci da' giusto 6000 MW·h/giorno e abbiamo fatto il pieno.
 
Quindi, da Latina in giu' l'impianto proposto e'
in grado di operare entro i valori massimi progettuali
Abbiamo appena provato che il solare termodinamico e'
praticabile in Italia. Del resto alla stessa conclusione
erano arrivati gia' dal 2008 gli esperti di svariate
cordate industriali che avevano presentato la richiesta
a costruire per grossi impianti CSP-ST sul suolo italiano.
 
Ecco i dati per Alghero: minimo 40 kW·h/m2/mese, massimi
a partire da 242 kW·h/m2/mese nel 2016 fino ai
264 kW·h/m2/mese del 2009.
 
E infine Barletta; minimo di 55 kW·h/m2/mese, massimi
a partire da 217 kW·h/m2/mese a 267 kW·h/m2/mese.
 
Per avere una idea di cosa significa il Sud, andiamo a
Priolo Gargallo, dove c'e' la finta centrale CSP+TS di
ENEL: un minimo a 70 kW·h/m2/mese, ma piu' spesso e'
sopra i 100 kW·h/m2/mese e massimi che vanno da 237,78
kW·h/m2/mese del 2007, ma e' un anno strano perche' ha
un secondo massimo di 234 un mese prima, fino a 282,1
kW·h/m2/mese del 2008.
 
Alla prossima ...

 Alla prossima ...
 
Fino ad oggi gli impianti CSP+TS erano fatti su misura
(a dire la verita' gli impianti SEGS degli anni '80 erano
costruiti in serie ...), spesso ogni impianto era alla
stregua di un prototipo. La cosa e' evidente negli
Stati Uniti, se guardiamo il ventaglio tecnologio dei
pochi impianti che ha. Questo vale in particolare per le
torri solari, di cui esistono poche unita' operative.
 
Il progetto tedesco prevede lo sviluppo di un progetto
normato da usare come punto di partenza per impianti futuri
a torre solare, con possibili significativi risparmi in termini
di tempo di progettazione e costi.
 
A pagina 9 la figura 2 mostra come le aziende coinvolte
si sono divisi i compiti:
* sbp sonne sviluppa il campo di eliostati
* e insieme a MAN sviluppa il ricevitore in cima alla torre
* MAN sviluppa il sistema dei due serbatoi termici
  (sperando si ricordino che il pavimento deve potere
  "slittare" sulle fondazioni per muoversi liberalmente
  nelle dilatazioni e ritorno durante i cicli giornalieri
  (a Crescent Dunes il problema ha rotto due volte il
  contenimento con perdita di sale fuso)
* steinmueller gestisce il sistema di generazione
  del vapore
* MAN fornisce la sezione generatore-turbina a vapore
 
L'esecuzione e' stata fatta tra il maggio 2019 e
il dicembre 2020 (questo ci da una idea dello "stato
dell'arte"). Inoltre spiega come mai Atacama-1 (oggi
operativo) e' ancora indicato in costruzione (pag.11),
anzi in "dubbio".
 
Dall'elenco si puo' vedere che solo due impianti sono
a livello di azienda elettrica:
 
DEWA CSP parabolico in Dubai (600 MW) e
Golmud CSP parabolico in cina (200 MW).
Il resto e' la solita roba piccola e quindi costosa.
 
Quindi il presente progetto tedesco che parte da 200 MW
di potenza "base" e per una torre solare e' nella fascia
di convenienza per una azienda elettrica.
 
I vantaggi principali delle torri solari sono due:
* lavorano a temperature piu' alte e quindi sono piu'
  efficienti
* richiedono una minore preparazione del suolo (gli
  eliostati non richiedono di spianare tutto il
  terreno del campo solare)
 
A pagina 13 si menziona come la quarta fase del
Mohammed Bin Rashid Al Maktoum Solar Park in
Dubai e Noor Midelt in Morocco usino una combinazione
di CSP+TS e fotovoltaico. Oggi il FV fornisce
elettricita' a costi invitanti nell'utilizzo al volo,
ma il CSP+TS fornisce un economico accumulo di
energia per restituire l'energia di sera e di notte.
Unendo insieme i due si ha una centrale solare con
caratteristiche per la rete elettrica che si
avvicinano molto a quelle di un centrale convenzionale.
 
"The combination of both technologies therefore can
 lead to solar power plants with low cost
 and dispatchable solar electricity production."
 
E il fotovoltaico puo' essere parte della centrale,
ma anche distribuito e collegato alla sezione CSP+TS
dalla rete elettrica (ad esempio, tutti i tetti
della citta' servita da un impianto CSP+TS possono
fornire il fotovoltaico da abbinare all'impianto
termodinamico). L'idea e' la seguente:
 
"At sites with high solar resources, a proper designed
 PV power plant will be able to provide sufficient
 electricity during daytime and the CSP plant will
 rather charge its thermal storage during daytime
 and start electricity production around sunset."
 
Il FV fornisce elettricita' da usare "al volo", il
CSP+TS inizia e erogare eletticita' solo quando il
Sole va verso il tramonto.
 
Pausa ...
 
 
 
 
 
 There are several options of combining these
plants, from having two separate plants, which are just connected by the grid to fully
integrated plants.