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Titolo: Nuova energia elettrica verde dall'Africa...


 
 
 
 
 
 
 
 
-- 
Saluti da Drizzt, quello vero!
 
 
www.agidone.altervista.org
 
MAI PIU' UN CESSO DI OPEL IN VITA MIA!!!!
http://www.tappezzeriagraziella.com/
 


 
In un contesto prossimo futuro di alta penetrazione delle fonti rinnovabili
a livello globale, uno scambio di energia tra Nord Africa ed Europa mi
sembra naturale e auspicabile. Non solo energia elettrica, ma probabilmente
anche idrogeno verde e derivati.

Luca P. dice:

Derivati sopratutto!
Per esempio idrocarburi liquidi a pressione e tempertura standard.
 
-- 
 
Augusto

Il 19/09/21 21:45, Luca P. ha scritto:

gli scambi lungo i meridiani nord-sud sono probabilmente 
utili anch'essi, ma imho per gli spostamenti del picco (di 
produzione, di consumo), mai quanto i collegamenti lungo i 
paralleli est-ovest.
 
Della serie, quando si produce bene in Kazakistan o in 
Mongolia o Xinjang (8-10 ore di anticipo), qui sarebbe 
ancora notte o prima mattina.
Già la sola Arabia Saudita ci darebbe un anticipo di 3 ore 
sulla nostra alba, senza andare lontanissimo.
 
Certo, la sera potrebbe aiutarci un filino solo Marocco, 
Mauritania e Algeria, e non per lungo tempo (diciamo 2 - 2,5 
ulteriori ore dopo il nostro tramonto).
 
Bisogna chiaramente prima smetterla finalmente di litigare e 
pestarsi i piedi, e fare patti win-win.
 
 
In questa ottica, a meno di non riuscire a posare cavi 
sottomarini transatlantici imponenti, il blocco semicontiguo 
eurasiatico-africano, avrebbe un vantaggio innegabile di 
tante ore di sole perfettamente sfruttabili in parte in 
locale e in parte a est e a ovest del punto di generazione.
 
 
 
-- 
1) Resistere, resistere, resistere.
2) Se tutti pagano le tasse, le tasse le pagano tutti
Soviet_Mario - (aka Gatto_Vizzato)
 

Il 19/09/21 21:55, AC ha scritto:

sì il pompaggio dell'idrogeno tal quale non è certamente 
ideale.
 
da   
https://www.econologia.it/potere-calore-PCI-pezzi-fuel-gas/
 
 
si legge
 
gas calorifico
 
PCI / PCS kcal / Nm3
 
     Idrogeno: 2570 / 3050
     Monossido di carbonio: 3025/3025
     idrogeno solforato: 5760 / 6200
     Metano: 8575 / 9535
     Etano: 15400/16865
     Propano: 22380 / 24360
     Butano: 29585 / 32075
     Etilene: 14210/15155
 
 
anche scegliendo il più favorevole PCS, l'idrogeno arriva ad 
appena il 32 % del metano (il gas naturale ha anche un po' 
di etano, e probabilmente l'idrogeno concretamente arriva al 
30 % o meno ancora, a pari flusso e pressione ovviamente).
 
Senza contare la fugacità superiore, la necessità di 
saldature tecnicamente PERFETTE e varie limitazioni nella 
scelta delle leghe ferrose adatte che siano poco sensibili 
all'adsorbimento di idrogeno intergranulare che le 
infragilisce ...


 
 
Titolo:
 
"L’Europa mediterranea e l’Africa “collegano” i sistemi elettrici:
  dai cavi sottomarini passano anche geopolitica ed energia verde"
 
Di cosa si parla nella notizia:
 
* gasdotti TAP (che sia il Trans Adriatic Pipeline ?)
   e TANAP (Trans-Anatolian Natural Gas Pipeline)
 
Il primo e' un acronimo breve usato in molte istanze, sarebbe utile
mettere, alla prima menzione, in parentesi "Grecia-Albania-Italia".
Il TANAP invece attraversa da est a ovest tutta la Turchia, prelevando
dalla Georgia e si collega al su menzionato TAP e ad una derivazione
verso la Bulgaria. TAP e TANAP sembrano gia' operativi (2020, 2018).
Si parla di 8 miliardi di m3/anno all'Italia e 1 miliardo di m3/anno
si fermano in Grecia. Ci sono fonti giornalistiche che blaterano che
1 miliardo di m3 del TAP vanno alla Bulgaria. Ovviamente e' una sonora
fesseria, perche' si tratta della derivazione del TANAP, dato che il
TAP non passa sul territorio bulgaro e nei ci manda gas. I soci di
TANAP sono 58% Azerbaijan, 30% Turchia e 12% BP (che ha anche il 20%
di TAP). SNAM e' presente con il 20% in TAP, poi c'e' un 19% di un
operatore di rete belga (Fluxsys), un 20% di Azerbaijan e un 16% di
un operatore di rete spagnola (Enagás) e il residuo 5% e' svizzero.
 
* gasdotto Eastmed che dal giacimento di gas "Leviathan" (a 47 km
dalla costa di Israele, un giacimento stimato a dare 40 anni di
indipendenza energatica ad Israele (ma se lo esporta ?), va ai
giacimento "Aphrodite" di Cipro per poi toccare terra ad una
stazione di compressori a Cipro. Prosegue verso Creta e poi ancora
verso il Peloponneso in Grecia (Golfo di Patras). Non arriva in Italia.
 
* interconnettore sottomarino di 2 GW tra Grecia ed Egitto in
   proposta
 
* interconnettore di 2 GW EuroAsia Interconnector (consorzio fondato
   nel 2010) che dovrebbe collegare le reti elettriche di Israele,
   Cipro, Creta e Grecia continentale (Hadera, Kofinou, Korakias, poi
   da Creta usera' la esistente rete verso la Grecia), ma all'inizio
   avrebbe solo 1 GW di capacita' (quindi poi seguira' un raddoppio ?)
   Nota, il Fatto Quotidiano parla di 300 km tra Creta e Grecia come
   di parte dell'interconnettore (che farebbe 1500 km totali), ma la
   documentazione disponibile parla solo di 1208 km, tra Israele e
   Creta, e non fino alla Grecia continentale. Risulta invece un
   progetto HVDC da Attica (Peloponneso) a Creta di 335 km da 1 GW.
 
* collegamento di un cavo sottomarino da 1 GW sotto il Mar Ionio,
   tra Italia e Grecia, in aggiunta a quello esistente da 0,5 GW.
 
* la Serbia emette 1 miliardo di euro nella sua prima vendita di
   obbligazioni verdi sul mercato internazionale
 
Si torna spesso sul gas:
 
"Ankara, soprattutto alla luce delle evoluzioni in Siria e Afghanistan,
  non intende retrocedere dalle pretese sul gas e punta ad una ulteriore
  fase di scontro con quei Paesi limitrofi i cui fondali sono ricchi di
  risorse."
 
Poi un salto della frasca:
 
"Cipro e Israele dopo un’attesa di quasi dieci anni hanno trovato un
  accordo sulle riserve di gas a cavallo del loro confine marittimo
  (giacimento Aphrodite-Yishai) mentre la Grecia da tempo è al lavoro
  per migliorare la capacità dell’interconnessione ad alta tensione
  con la Bulgaria."
 
Insomma, se uno non sapesse meglio, pare che il gas si trasmettesse
sulla rete elettrica.
 
Sono confuso, ma di cosa voleva parlare il tizio ?

 e derivati.
 
I derivati sarebbero ?
 
O intendeva la trasformazione in sostanze piu' facilmente
trasportabili e immagazzinabili (ammoniaca o metano, ad
esempio) dell'idrogeno stesso ?


E il carbonio da dove lo prenderebbero ?
 
E in questo momento che ringrazio la fine dei diesel, altrimenti
immagino la foglia di sprecare energia per strappare carbonio
per sintetizzare idrocarburi a partire dall'idrogeno. Con un
futuro in massa di auto elettriche, ogni perversa tentazione e'
destinata a ridursi a modeste soluzioni di nicchia (auto storiche ?
fuoristrada nel deserto o nella savanna ? ...).
 
 

 intergranulare che le infragilisce ...
 
Ho scoperto ora che il metanolo ha valori di infiammabilita' che
variano tra il 6% e il 36,5% ovvero molto piu' ampi di altri
combustibili, eccetto per l'idrogeno, che e' una peste tra il 4%
e il 75% di concentrazione nel'aria. Il metano, che tanta paura fa,
si ferma tra il 5% e il 15%. Ma attenzione ai carburanti, se e'
vero che se oltre il 10% di concentrazione non innescano, basta
un solo 0,6% di gasolio per "fiammare", un 1% di benzina, mentre
per il propano occorre arrivare al 2,2%. Ed ecco perche' i
semplici "vapori" dei carburanti bastano per innescare una fiammata
se arrivano su una fonte di calore sopra la temperatura di innesco
(e sicuramente su una fiamma libera). La benzina ha anche la piu'
bassa temperatura di innesco (230-480 C), segue il metanolo con 385 C,
il propano con 490 C e poi il metano con 540 C e' l'idrogeno con 585 C.
"innesco" significa che si puo' avviare una combustione anche senza la
presenza di fiamme. E l'ammoniaca si innesca solo arrivando a 650 C,
ma ovviamente e' tossico in concentrazioni piu' basse della benzina.

Soviet_Mario dice:

Ma l'Economia all'idrogeno di Jeremy Rifkin che fine fa?
 
-- 
 
Augusto

Il 20/09/21 18:45, AC ha scritto:

l'idrogeno non ha solo difetti !
 
è il più versatile tra i reagenti nell'industria chimica 
energetica, perché consente di "LIQUEFARE" materiali anche 
solidi o gassosi, come la CO2.
 
L'idrogeno è un comodo intermedio di processo, ma non si 
presta né ad accumuli di grande capacità, né alla 
trasmissione su distanze grandi.
 
Però all'interno di una filiera integrata, che ad es. non 
solo raccolga gli esuberi di produzione elettrica di picco, 
ma dove converga anche la valorizzazione dei rifiuti 
plastici e carboniosi, si può non solo trasformarlo in 
derivati accumulabili (la mia fissa è il metanolo, l'etanolo 
va pure anche bene), ma anche allacciarsi alla filiera della 
mobilità sostenibile.
 
L'idrogeno resta cmq il primo vettore intermedio elettivo 
per la ragione banale che si produce elettrolizzando 
salamoie acquose, che non mancano mai.


 accumuli di grande capacità, né alla trasmissione su distanze grandi.
 
Non funziona bene per l'accumulo energetico, non funziona bene come 
vettore energetico su grandi distanze (e questo mi sorprende: pensavo 
che ci fosse analogia con il metano).
Mi pare che siano due siluri che forse non affondano il Rifkin-pensiero 
però sollevano perplessità.
 
-- 
 
Augusto

Il 20/09/21 21:28, AC ha scritto:

non sollevo nulla che non sia stato già sollevato sin dal 
principio.
 
Cmq parlo "allo stato dell'arte" e per ancora non si sa 
esattamente quanto.
 
L'idrogeno non si può LIQUEFARE in serbatoi non criogenici, 
e usare recipienti criogenici taglia fuori tutta la mobilità 
al di sotto per lo meno della nave media imho. E cmq 
mantenerli freddi erode il recupero energetico.
 
Magari un domani trovano qualche polvere ceramica, o lega o 
altro che lo adsorbe/desorbe in modo facile e reversibile, a 
T,P ragionevoli, e con una capacità di carico di massa 
diciamo di almeno il 5 % del serbatoio stesso, e le cose 
cambiano.
 
Ma al momento anche con bombole di 300 Atm, ti porti 
appresso una scorta davvero esigua.
Queste pressioni inaccettabili fanno sì che l'accumulo scali 
malissimo verso la grande scala, perché una bolbola da 100 
mc di volume compressa a 300 Atm deve avere delle pareti che 
manco Fort Knox.
 
Un uso ragionevole (mi pare lo stiano già facendo in Austra 
e qualche Lander tedesco) è immetterlo semplicemente in rete 
gas, destinato all'uso termico (sarebbe chiaramente inadatto 
tal quale ad alimentare una fuel cell, per via dei 
traccianti allo zolfo aggiunti al gas per odorizzarlo).
 
 
Se guardiamo su base MASSA, H2 ha un potere di accumulo 
immenso, ma fintanto che resta gassoso, questo parametro è 
irrilevante.
 
 
Il modo di accumulare equivalenti riducenti (il NADH ad es.) 
lo usa già la pianta fotosintetica : costruisce cellulosa e 
zuccheri a partire da CO2 (cenere "minerale")
 
A noi converrebbe mantenerci semplici e fare metanolo.
 
Ha molto idrogeno cedibile, tanto quanto il metano (pur con 
meno energia potenziale del metano perché non tutto 
l'idrogeno del metanolo è attivo). Però la densità volumica 
del metanolo supera cmq di brutto il metano compresso (non 
di quello liquido, scomodo pure lui, perché criogenico).
 
 
Insomma l'idrogeno c'è e, più o meno evidente ed apparente 
al pubblico, lì resterà. Però conviene intrappolarlo in 
forme più facilmente stoccabili e movimentabili. Anche meno 
pericolose. L'idrogeno puro di suo non è certo facilmente 
esplodente, nel senso dell'innescabilità a T medie, tuttavia 
un sacco di leghe metalliche catalizzano l'innesco e poi non 
si tiene più.
 
Un incendio da metanolo è molto MENO pericoloso di uno da 
benzina, gasolio o bitume, perché è idrosolubile, e come lo 
annaffi si diluisce e cessa di prendere fuoco facilmente. 
Gli idrocarburi essendo immiscibili e galleggianti 
richiedono polveri o asfissiamento con CO2. Ma come scala di 
intervento poter usare acqua e pompe è certamente una 
sicurezza maggiore e più convenienza.


 
 
 
-- 


 odorizzarlo).
 
 
Lo sta facendo anche Snam in Italia.
 
https://www.snam.it/it/transizione_energetica/idrogeno/snam_e_idrogeno/
 


 non si tiene più.
 
  L'idrogeno ha il campo di infiammabilità più ampio di tutti i 
combustibili, 4-75%, 
https://www.linde-gas.it/it/images/Propriet%C3%A0%20e%20rischi%20dell%E2%80%99idrogeno_tcm335-169742.pdf
 
Leggendo queste raccomandazioni mi sembra anche peggio di quello che 
conoscevo, avendolo usato per anni.


 
 
 


 piccolo, nel grande non ce la fanno
 
Non è del tutto vero: basta assemblare un numero adeguato di "piccoli" 
e si realizza un "grande". Parlando di contenitori di gas ad alte 
pressioni conviene assemblare bombole delle dimensioni di quelle da 
sub.
 
-- 
 
Augusto

Il 22/09/21 14:20, AC ha scritto:

beh sì ... però hai enne valvole, enne tubi. È tutto 
ridondante, non solo la bombola. Sulla probabilità di guasti 
e sulla diagnostica non mi esprimo


 esprimo
 
 
Inoltre con bombole piccole la capacità a parità di spazio diminuisce di 
quasi la metà.


 
L'idrogeno che usavamo nelle centrali, per il raffreddamento 
dell'alternatore, era in pacchi bombole di quelle tipo da saldatura, 
pressione 250 bar, tutte collegate insieme da tubi di rame, senza 
valvole, una sola di uscita, i collegamenti mobili erano fatti con tubi 
di rame semiflessibili, e erano necessarie le costose chiavi antiscintilla.
Tutto il sistema era a norme antideflagranti molto rigide, poi chiamate 
atex, ora sono fuori dal giro e non saprei se è ancora in quel modo, nei 
pochi posti rimasti, di sicuro non è un mezzo di stoccaggio adatto per 
grandi consumi, a noi serviva solo per integrare le perdite di pressione 
dell'alternatore, doveva stare a 3 bar.
I pacchi stavano in fosse aperte almeno 200 metri dagli edifici, non è 
roba da tenere troppo vicino.