di: DOTT. GIUSEPPE COTELLESSA (ENEA)
Anche in questa particolare applicazione l'invenzione del procedimento fisico-matematico della mia invenzione, potrebbe dare un contributo significativo per il raggiungimento degli obiettivi proposti.
"Eolico, turbine più silenziose ed efficienti grazie a un super computer"
(Emiliano Angelelli)
Grazie a un nuovo modello ingegneristico sperimentato da GE Global Research in futuro sarà possibile realizzare turbine più silenziose ed efficienti.
Il movimento aerodinamico creato dalle pale eoliche è la fonte di rumore più significativa proveniente dalle turbine: per questo motivo GE Global Research sta studiando un nuovo approccio di design che permetta di ridurre il rumore e allo stesso tempo di migliorare l'efficienza degli impianti. Soprattutto quest'ultimo aspetto è da tenere seriamente in considerazione, perché se nei prossimi 5 anni saranno installati 240 GW di nuovi impianti, come afferma l'azienda, ogni piccolo passo in avanti in questo senso rappresenta un notevole progresso a livello mondiale.
Lo studio compiuto da GE Global Research è stato possibile grazie all'impiego del super computer Red Mesa nei laboratori Sandia del Dipartimento dell'energia americano, grazie a una simulazione chiamata Large Eddy Simulation. L'obiettivo è aumentare la velocità delle pale senza che questo provochi un aumento del rumore.
La simulazione è stata condotta per tre settimane e ha misurato la turbolenza del flusso d'aria che attraversa la sezione di una pala eolica. Il risultato è stata la realizzazione di un modello che secondo GE sarà utile per migliorare il design attuale delle pale e anche per aumentare la potenza in uscita. L'azienda prevede infatti che sarà possibile ottenere un incremento annuale della produzione delle singole turbine del 2% con una riduzione di 1 decibel del rumore del rotore.
La simulazione è stata condotta per tre settimane e ha misurato la turbolenza del flusso d'aria che attraversa la sezione di una pala eolica. Il risultato è stata la realizzazione di un modello che secondo GE sarà utile per migliorare il design attuale delle pale e anche per aumentare la potenza in uscita. L'azienda prevede infatti che sarà possibile ottenere un incremento annuale della produzione delle singole turbine del 2% con una riduzione di 1 decibel del rumore del rotore.
Giuseppe Cotellessa
COMMENTO PRECISAZIONE DEL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaDanimarca, il 4% del fabbisogno energetico dal nuovo megaimpianto di Anholt
E' stato inaugurato da Siemens il 4 settembre scorso il nuovo impianto eolico di Anholt per un totale di 400 MW di potenza installata. Si tratta del terzo impianto al mondo e da ora del più grande del paese scandinavo.
http://www.nextville.it/deposito/Immagini-2011/news/eolico/feature-2013-09-anholt.jpg
La nuova centrale si trova in un tratto di mare chiamato Kattegat, tra la penisola di Djursland e l'isola di Anholt, 20 chilometri a nordest della penisola dello Jutland, ed è composta da 111 turbine eoliche della potenza di 3,6 MW cadauna con rotori di 120 metri di diametro. Sarà in grado di fornire elettricità sufficiente a 400 mila appartamenti soddisfacendo all'incirca il 4% del fabbisogno energetico danese.
Il megaimpianto di Anholt si estende su un tratto di mare di 88 chilometri quadrati con una profondità di 19 metri. Dong Energy è proprietario del 50% di esso, insieme a Pension Denmark (30%) e PKA (20%), mentre Siemens gestirà la manutenzione per un periodo di cinque anni.
La Danimarca ha una lunga lista di grandi impianti installati nelle proprie acque di cui cinque hanno una potenza installata superiore ai 100 MW. Tutto cìò rientra nell'ambito del piano del governo danese di coprire la metà della domanda di elettricità con l'energia eolica entro il 2020 e liberarsi delle energie fossili entro il 2050. Allo stato attuale circa il 30% dell'elettricità generata nel paese proviene dal vento.
COMMENTO PERVENUTO VIA MAIL DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaFive Iowa counties will be home to Mid-American wind turbines Grundy, Madison, Marshall, O’Brien and Webster slated to get wind farms
Hundreds of new MidAmerican Energy wind turbines will be sprouting up in five Iowa counties soon as part of a $1.9 billion project that will generate up to 1,050 megawatts of power in Iowa by 2015, Gov. Terry Branstad said Monday.
http://thegazette.com/wp-content/uploads/2013/05/8310638-LAS-KIRKWOOD-WIND-TURBINE-03_21_2013-15.11.00.jpg
The wind turbine at Kirkwood Community College in southwest Cedar Rapids. Hundreds of new MidAmerican Energy wind turbines will be sprouting up in five Iowa counties soon as part of a $1.9 billion project. (Jim Slosiarek/The Gazette)
The 448 turbines will be erected at locations in Grundy, Madison, Marshall, O’Brien and Webster counties, with construction of the wind farms slated to begin next month, the governor told his weekly news conference.
Branstad said the project – the largest economic development investment in state history — will create about 460 construction jobs over two years with an estimated payroll of $30 million and 48 permanent jobs with a $2.4 million payment, and an overall economic impact for Iowa that includes about $360 million in additional property tax revenue for local governments over the next 30 years, as well as payments of up to $3.2 million annually to farmers for the use of their land.
“We’re excited about that,” Branstad said. “This is a huge project and obviously it’s a win-win for everybody: for the environment, for the farmers, for the customers and for the people who get jobs in the construction and eventually in overseeing the maintenance of the wind farms.”
Since 2004, MidAmerican has installed 1,267 wind turbines in Iowa representing a total investment of about $4 billion and making it the largest rate-regulated utility owner of wind generation in the United States.
With the project’s approval last Friday by the Iowa Utilities Board, MidAmerican Energy is on track to own and operate about 3,335 megawatts of wind generation capacity in Iowa by the end of 2015. The company currently owns and operates about 2,285 megawatts of wind generation capacity in Iowa.
MidAmerican Energy Company, Iowa’s largest energy company, provides electric service to 734,000 customers and natural gas service to 714,000 customers in Iowa, Illinois, Nebraska and South Dakota. It is headquartered in Des Moines.
“The best way to meet our customers’ energy needs is to provide reliable, affordable and environmentally responsible energy through a diversified generation portfolio,” said Bill Fehrman, president and CEO, MidAmerican Energy. “The wind expansion will help stabilize electric rates over the long term for our customers and also demonstrates MidAmerican Energy’s commitment to lessen the environmental impact created by the process of electrical generation.”
The company continues working with county officials and landowners and has secured development and interconnection rights for the wind farm sites, MidAmerican officials said. Construction is expected to begin in September 2013, and all projects are planned for completion prior to the end of 2015.
“We are thankful for the support the governor’s office, legislators and regulatory agencies have provided for our wind generation development,” Fehrman added. “Working together, we have enhanced Iowa’s economy and helped meet the growing customer demand for electricity through renewable energy generation.”
The electric generation capability for MidAmerican Energy will comprise about 39 percent wind, 33 percent coal, 18 percent natural gas, 6 percent nuclear, and 4 percent other by July 2016. The wind expansion will have no impact on the company’s current Iowa rate case.
COMMENTO PERVENUTO VIA MAIL DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaDA: http://greenmind.comunicablog.it/2013/09/democrazia-energetica-il-mini-eolico-nella-nuova-era-dellenergia/
Il nuovo scenario energetico dovrebbe essere costituito da una produzione energetica diffusa da parte di tanti piccoli produttori in rete. Il vento è una fonte pulita per la produzione di energia elettrica. Occorrono però delle acute considerazioni per comprendere fino in fondo il ruolo che può svolgere questo modo alternativo di produrre energia. Il primo passaggio è quello più ovvio e basilare:conoscere nei dettagli la mappa del vento, un documento nazionale sul quale dovrebbero declinarsi tutte le mappe provinciali con una panoramica puntuale sulla presenza e sull’intensità del vento a livello locale. Questo permetterebbe una più agevole programmazione su eventuali insediamenti mini eolici.
Il secondo aspetto è quello della dimensione dei singoli impianti. Infatti l’approccio che occorre tenere nel promuovere e incentivare le energie alternative al petrolio è quello del “piccolo è bello”. La valenza fondamentale di questa affermazione è duplice. Da una parte l’approccio alle energie rinnovabili deve essere sostanzialmente diverso da quello avuto fin ora con l’energia proveniente da petrolio e affini: infatti la creazione di grandi centrali che producevano una grande quantità di energia e che la distribuivano nel territorio deve essere necessariamente sostituita da tanti piccoli produttori che si collegano in rete e che sono a loro volta consumatori. Questo scenario innovativo e rivoluzionario determinerebbe un passaggio epocale: dagli autoritarismi energetici alla democrazia energetica in rete. Un po’ come è accaduto con l’informazione a seguito della nascita e del divulgarsi di internet: oggi è impossibile infatti produrre, distribuire e controllare e distillare l’informazione secondo i modelli totalitaristi.
Dall’altra parte, così facendo, l’impatto sul territorio e sull’ambiente sarà minore, di poco conto. Contemporaneamente si creerà una cultura del risparmio in quanto l’utente sarà più consapevole dello sforzo necessario per la produzione di energia ogni volta che “accende l’interruttore” per fare luce in una stanza o per usare un elettrodomestico. Concludendo si deve affermare che il minieolico, per tutte quelle zone con presenza sufficiente di vento nei vari periodi dell’anno e di giusta intensità, deve essere incentivato al pari del fotovoltaico e del solare termico. Un’ultima riflessione: questa democrazia energetica a rete preoccupa le grandi multinazionali dell’energia? Da quella petrolifera a quella elettrica? A quella fotovoltaica che sottrae terreni fertili all’agricoltura per trasformarli in distese di pannelli? “Piccolo è bello” potrebbe valere anche per il fotovoltaico?
DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaWind Turbines, Battery Included, Can Keep Power Supplies Stable
Advances like GE’s new hybrid wind turbines could make renewable energy more practical.
The intermittency of renewable energy can strain the power grid.
http://www.technologyreview.com/sites/default/files/images/15.minutes.storagex299.jpg
Hybrid wind: GE tests a new wind turbine equipped with a battery for evening out fluctuations.
GE recently sold the first of a new line of “hybrid” wind turbines that comes with a battery attached. The turbine’s battery can store the equivalent of less than one minute of the turbine operating at full power. But, by pairing the battery with advanced wind-forecasting algorithms, wind farm operators could guarantee a certain amount of power output for up to an hour.
This could make integrating intermittent renewable energy far easier, and lower the cost of wind power. Indeed, even relatively small batteries could double the amount of renewable energy the power grid can handle.
The true cost of renewable energy will, to some extent, depend on how much energy storage is needed. Much attention has been on how to develop extremely cheap batteries to make it possible to, say, store wind power at night for use when it’s needed during the day. But depending on how fast the renewables are deployed and the nature of the wind and solar resources in different areas, such large batteries often won’t be needed for decades. Small and more affordable batteries can make it possible to use renewable energy for a large fraction of the power on the grid.
GE isn’t alone in recognizing that even small amounts of energy storage could have a big impact. One of the biggest problems with renewable energy is that the speed with which it can increase and decrease—as clouds obscure the sun or the wind drops—can be far faster than conventional power plants can change their output to compensate. But even small batteries can respond to these changes almost instantly.
When relatively little renewable energy is on an electricity grid, fluctuations in supply can easily be absorbed without any battery storage. As the fraction of renewable energy increases, however, existing methods for coping with variability will have an increasingly difficult time keeping up, which could lead to voltage problems on the grid or even blackouts. The exact point when renewables become a problem depends on a slew of factors. But in many cases, renewables can account for about 20 percent of the grid capacity without causing trouble.
In certain cases, increasing that limit to 30 to 40 percent could be as simple as adding 15 minutes of battery storage to wind farms, says Richard Fioravanti, vice president of storage applications at DNV KEMA, an energy consultancy. If batteries can compensate for changing power levels from a wind farm for 15 minutes, they can give grid operators time to ramp up (or lower) power from conventional power plants. “It’s a great way to catalyze larger amounts of renewables,” he says.
SEGUE SECONDA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSECONDA PARTE
Breeze backup: A battery for storing wind power is housed in this structure, which is located a at the base of a wind turbine.
According to GE, you don’t need to store 15 minutes of power to guarantee power output for 15 minutes. For a 2.5-megawatt turbine, that would require a 625 kilowatt-hour battery. If you have good wind forecasting algorithms, just 25 kilowatt hours of storage—comparable to a battery in an electric vehicle—is enough to guarantee power output for 15 to 60 minutes, says Keith Longtin, general manager for GE’s wind product line.
GE uses proprietary algorithms to predict the power output of its wind turbines to a high degree of accuracy. Then it uses the battery to make up for the differences between its prediction and actual power output. If the wind turbine generates too little power, a quick 50-kilowatt boost could be enough to match the forecast.
GE hasn’t given a precise figure, but says it’s a small fraction of the millions of dollars each turbine costs. Similarly sized batteries for electric vehicles cost well under $20,000.
The battery could pay for itself in a number of ways, such as reducing fees that some utilities charge wind farm owners and generating revenue even when the wind isn’t blowing. It could also provide revenue-generating services to the grid, like delivering bursts of power when needed.
The true cost of renewable energy should also factor in the cost of having conventional power plants standing by to ramp up. That can be about one cent per kilowatt-hour, according to one estimate. (That’s a substantial increase—for reference, new natural gas plants in the United States are expected to generate electricity at 6.5 cents per kilowatt, on average, over their lifetime.)
Haresh Kamath, program manager for energy storage at the Electric Power Research Institute, says that in some areas, 15 minutes of energy storage won’t be enough—for example, where the mismatch between demand and renewable energy output or the amount of variation in the renewable energy is too great.
Achieving 100 percent renewable energy would require hours of battery storage and far cheaper and better batteries than we can build now. What’s more, there can be huge seasonal variations in renewable energy power output. Dark winters and summer doldrums would require not hours, but days, weeks, or even months of storage.
But it will be possible to reach relatively high levels of renewable energy with a small amount of battery backup, providing time for new battery technologies to be developed. However, even at rapid paces of development, it will be decades before renewable energy exceeds 40 percent of generating capacity in most places.
DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaInspect and Maintain, Refurbish, or Re-blade?
http://windsystemsmag.com/media/Images/Articles/2013_August/0813_CWspread.jpg
A method for addressing blade damage that has been discovered too late.
As today’s operating wind turbine assets age, owners and operators are being straddled with higher operation and maintenance costs than those experienced during the early years of operations; in many cases, more than those assumed within the pro forma. These cost increases are particularly common for wind turbine rotor blades. Even many of those operators who have signed long-term maintenance and service contracts will discover they aren’t immune to these rising costs.
Most owners and operators do not perform full-scale rotor blade inspections on the operating fleet after end-of-warranty, and are typically only carried out after the field technicians start to report increased signs of damage or when higher associated rotor blade maintenance costs dictate that the inspections be performed to get a better understanding of the conditions of the rotor blades on-site. Once the rotor blades reach this condition, on-site/on-tower repair becomes much more costly and impractical, and other options must be considered. These are commonly:
A. Allow the turbines to operate with minimal maintenance and plan for near-term re-powering of the site
B. Re-blading the wind turbines with newer blades of the same or greater length
C. Refurbishment of rotor blades
D. Some hybrid solution of b and c
Most owner/operators do not have the in-house rotor blade knowledge required to perform the comprehensive assessment of their rotor blades in order to understand their current operating condition. For this reason, many third party independent service providers (ISP’s) are brought in to perform these inspections and aid in the decision-making process for addressing issues with the rotor blades. Provided that the condition of the rotor blades is not so deteriorated that options “A” or “B” are the only feasible solutions and on-site repair is no longer an economical option, most companies prefer option “D”.
SEGUE SECONDA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSECONDA PARTE
Option “D” is generally used due to the ramp-up time associated with the refurbishment process, as most spare rotor blade sets are not normally readily available on-site. At minimum, a lag-time of 4–6 weeks can be expected from the time the rotor blades are removed from the turbine until the refurbishment is completed and the blades are ready to be re-installed. Subsequent rotor blade sets can be expected to be available at much lower lag-times. In order to minimize this downtime cost, new rotor blade sets are purchased, when possible; when not possible, older rotor blades that can be matched into a set are sought and purchased. As is most often the case, these older rotor blades require some degree of refurbishment before being installed, so in many instances these rotor blades are the first to go through the refurbishment process.
What is involved in the refurbishment process?
From the inspection findings, a detailed understanding of the wind farm rotor blades condition is known. When the discovered damage includes defects such as extensive surface coat cracking; flaking; erosion; chord-wise and span-wise cracking in the max chord and transition area; leading edge (LE) erosion; and interior defects affecting a high percentage of the rotor blade population; an off-site refurbishment plan is usually found to be the most cost effective solution—if repair is even economically feasible. In order for an owner and/or operator to proceed with this process, a number of steps need to be taken and items considered:
Step 1: Project Tender
If the work is to be performed by third party contractors, the work should be tendered to multiple potential contractors. Within the tender, a detailed scope of the work to be performed provided with the request that a fixed price for refurbishment be provided. For this reason, most owners and operators work diligently—with outside consultants when required—to establish which of the common defects require repair; and ensure that these defects are repaired under the standard scope of repair. Time and materials rates are also requested for defects requiring repair that are out of the original scope of refurbishment definition.
Establishing, before submitting the request for tender, which rotor blade repairs need to be included as part of the fixed set refurbishment cost is critical to obtaining a higher level of cost certainty for the project. However, careful consideration must be given to which repairs are and are not critical, as this can greatly influence the overall set refurbishment cost. When replacement rotor blades are available, refurbishment costs above 40–60 percent of new rotor blades costs are generally considered as the upper limit. At a minimum, the following classes of defects require repair:
1. Interior and exterior structural defects that will have an effect on the safe operation of the rotor blade during the expected operating life
2. Lack of continuity in lightning protection system down conductor
3. Blocked drain holes
4. Missing and damaged aerodynamic elements
SEGUE TERZA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaTERZA PARTE
Additional repairs will influence the overall set refurbishment cost. However, careful consideration must also be given to the following:
1. The condition of the LE of the rotor blade commonly deteriorates. Based on an assessment of the current condition at the time of refurbishment and the local site conditions, the application of a supplementary LE protective coating is typically performed.
2. A number of interior and exterior structural defects will be discovered during inspection following operation of the rotor blades. Not all of these defects will have an effect on the safe and continued operation of the rotor blades within the rotor blade design life. Taking a conservative approach when selecting which defects require repair will increase the refurbishment cost, but will likely decrease the long-term operating costs.
3. Re-application of the final surface coat following completion of repairs is recommended for three main reasons:
a. A very patchwork surface results from the refurbishment process. This will leave the final surface condition of the rotor blade very unaesthetic.
b. Wear of the surface coating will occur as the rotor blades continue to operate. Re-coating will ensure areas of thin coating are repaired.
c. A refurbished surface coating will facilitate defect discovery during subsequent rotor blade inspections.
If, as is commonly requested, the contractors request access to a sample of the rotor blade population prior to responding to the request for tender, this access should be granted. It can be expected that through this inspection, the individual contractors will gain a better understanding of the rotor blade condition, and be able to provide more accurate pricing.
It is also important that, as a requirement of responding to the tender, the contractor is able to provide demonstrated knowledge of the specific rotor blade materials and design as well as the general practices within the rotor blade repair industry. If this information cannot be provided, the contractor must be able to describe the processes that will be employed to determine this information and ensure the integrity and continued safe operating ability of the refurbished rotor blades.
SEGUE QUARTA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaQUARTA PARTE
Step 2: Selection of Contractor
Selection of the contractor to perform the work cannot be awarded solely on a lowest-tendered-quote basis. Careful consideration must be given during this process and individual site visits to assess the individual contractor’s capacity to perform the required work should be performed.
Depending on the scale of the wind farm, the number of years planned for refurbishment and the capacity of the individual contractors responding the request for tender, multiple contractors may be required to complete the refurbishment project.
Step 3: Development of Standard Repair Procedures
If possible, the development of standard repair procedures should be performed prior to commencing with the rotor blade refurbishment process. Individual procedures for all of the common defects specified within the request for tender are required. This is an arduous task, and the required development of 10–20 procedures or more, is not uncommon for the full scale refurbishment process. However, as this generally set-up as a milestone event in the process, the contractor has the required encouragement to perform and complete this task.
Accordingly, standard repair procedures contain at least the following information:
1. Specific defect condition for which the standard repair procedure applies
2. Acceptance limits for the individual defects before repair is required
3. Materials to be utilized
4. Allowable ambient environmental conditions
5. Specific and detailed instructions for performing the repair
6. Reference to quality control check and hold points
Step 4: Quality Assurance
A quality system designed to ensure that all inspections, repairs, and documentation are being performed as per project expectations; and where available, defined policy, is required before beginning with the refurbishment project. Once the quality system is implemented, it must be clear that at every stage of the refurbishment process a quality control plan is present and being followed. Insufficient quality control will lead to variability in the refurbished rotor blades end quality, potentially leading to increased operating costs. Periodic audits of this system should be considered as an integral part of the project due diligence.
SEGUE QUINTA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaQUINTA PARTE
Step 5: Performance of Standard and Out of Scope Repairs
All defects that have a standard repair procedure must be repaired following the prescribed procedure. This ensures repair and refurbished rotor blade final condition consistency. Any and all defects that are to be repaired according to a specific standard repair procedure that are not repaired as per the standard repair procedure should be recorded as a non-conformance.
Out-of-scope repairs are for defects that require repair without a standard repair procedure. The sub-process for developing, approving, and performance of out of scope repairs must be decided prior to commencing with repair portion of the refurbishment process. As these repairs represent a cost increase to the fixed rotor blade set refurbishment cost, the scope of the repair must be clearly defined so that cost and quality assurance can be tracked and maintained.
Step 6: Documentation
As part of the delivery package for each rotor blade set, the following documentation, at minimum, should be requested and provided:
1. Interior and exterior inspection findings and defect disposition
2. Repairs performed and procedures used
3. Rotor Blade Set Balancing
a. Individual Rotor Blade Mass
1. Inclusive of mass added and location added at to balance
b. Centre of Gravity
c. Individual Rotor Blade Static Moment
Step 7: Rotor Blade Set Matching
Following the refurbishment of the rotor blades, the deviation between the individual rotor blade static moments is almost always above the allowable limit, necessitating the need for mass addition to balance the rotor blade set. Establishment of what this acceptance limit is should be performed prior to commencing with the refurbishment process. In all instances, if an OEM specified imbalance limit is available, it should be utilized. In the event no OEM specified limit is available, technical rationale for the acceptance limit to be utilized is required.
As part of the original rotor blade design, sealed compartment(s), which are accessible from the exterior of the blade, are bonded in the rotor blade to allow for the addition of mass in order to match the individual static moments within the rotor blade set. Unfortunately, the records for the mass added to these compartments during original manufacture are not commonly available. Additionally, in many cases these compartment(s) have already been filled to max capacity. For this reason, as part of the refurbishment process, if not already defined, limits must be established for the allowable mass quantity addition and location(s) for balancing rotor blade sets. Uncontrolled mass addition to the rotor blade may lead to the development of non-design operating characteristics, affecting the safe operating condition of the turbine.
SEGUE SESTA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSESTA PARTE
Although the rotor blades to be refurbished began as matched rotor blade sets, following refurbishment, all of these blades will not be able to be placed in their original matched sets, due to the mass addition limits defined above. For this reason, a minimum work in progress (WIP) of approximately 3 sets is recommended. With the increased number of blades in WIP, and the common practice of some wind turbine OEM’s to have rotor blades manufactured from different rotor blade OEM’s at the same wind farm, owners and operators must be diligent in ensuring that only like operating characteristic and aerodynamic profile rotor blades are matched and whenever possible, that rotor blades are matched in sets by manufacturer and mold.
Step 8: Re-Installation on Turbine
Incoming inspection of the rotor blades prior to re-installation on the rotor hub is a due diligence check that is required. Transportation damage is commonly found, and should be repaired at this time, as the ease of access to the rotor blades and repair will provide long-term cost savings.
Additional due diligence checks such as testing of rotor mass imbalance and aerodynamic imbalance should be considered. Failing to perform these due diligence checks may lead to greater than design loading in the rotor blades and through the wind turbine drive train and structure.
Step 9: Development of Comprehensive and Thorough Long Term Maintenance Plan
Through the refurbishment process substantial costs will be incurred. In most cases, these costs could have been minimized through the development of a thorough and comprehensive long term maintenance and inspection program implemented during the original project commissioning. To avoid Einstein’s definition of insanity and repeating the original process and expecting a different end result, it is imperative that a program be developed. If an in-house model is not already available, owners and operators are encouraged to work with the contractor(s) performing the refurbishment and other industry experts to develop a cost effective program that remains sufficiently comprehensive.
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaLa Germania è il paese in Europa che fa il più largo uso di energia eolica. Attualmente ha una capacità energetica pari a quasi 17 GigaWatt (2005) e le previsioni sono di 54 GigaWatt per il 2030 che coprirebbero più del 30% del fabbisogno energetico di tipo elettrico della Germania.
Occorre ricordare che le fonti rinnovabili sono per lo più intermittenti e che un sistema elettrico nazionale ne sopporta una quota modesta intorno al 10-20%. L'eolico è la fonte rinnovabile attualmente più matura e più economica con costo per KiloWatt dell'impianto intorno ai 1000 euro e in continua diminuzione.
Sono sufficienti dei piccoli contributi statali per rendere conveniente la produzione di corrente elettrica tramite questo tipo di energia.
Le potenze dei singoli impianti eolici sono consistenti, si arriva a 5 MW ma il tipo di impianto dipende dalla ventosità. Il costo per kwh di una turbina da 600 KW, nella tabella che segue riporta il vento medio nel sito dove si trova l'aereogeneratore e il costo di produzione dell'energia elettrica per kwh:
4 m/s
4.5 m/s
5 m/s
6 m/s
8 $cent/Kwh
5.5 $cent/Kwh
4 $cent/Kwh
3 $cent/Kwh
The example is for a 600 kW wind turbine with project lifetime of 20 years; investment = 585,000 USD including installation; operation & maintenance cost = 6750 USD/year; 5% p.a. real rate of interest; annual turbine energy output taken from power density calculator using a Rayleigh wind distribution (shape factor = 2). Il vento è considerato secondo le abitudini metereologiche e cioè a 10 metri dal suolo.
SEGUE SECONDA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSECONDA PARTE
Una centrale termoelettrica dovrebbe produrre energia elettrica al costo di 6-12€cent/Kwh, la parità con l'eolico si ha per velocità medie del vento pari a 4-4.5 metri al secondo. Ho poi letto che gli aereogeneratori più piccoli funzionano con vento a partire da 3 m/s, non ho trovato però il costo di tale produzione di energia elettrica.
Dal punto di vista economico l'energia delle turbine è intermittente e i gestori che la comprano praticano un ribasso del 35-50%, per questo esistono una serie di compensazioni economiche come i certificati verdi.
Il decreto Bersani stima la potenza cumulata massima degli impianti eolici a 6000-8000 MW che eviterebbe problemi quando si agganci una fonte elettrica intermittente alla rete nazionale. Si stima che l'eolico non debba superare il 10-20% del termoelettrico che ammonta a 50000 MW, sono 5000-10000 MW. (In totale sono installati 78000 MW per le esigenze elettriche italiane secondo i dati del 2001).
Con 2000 ore di funzionamento equivalente a piena potenza (vento medio), 7500 MW (15% del termoelettrico) produrrebbero annualmente 15 TWh. Ciò corrisponde al 5% del fabbisogno elettrico nazionale. Poiché i consumi di elettricità rappresentano circa il 30% del consumo totale di energia (dati 2001), si avrebbe un risparmio sul totale di energia fossile consumata annualmente in Italia pari all'1.5%.
La produzione annuale di 15 TWh di elettricità rinnovabile eviterebbe il rilascio atmosferico di circa 11 milioni di tonnellate di CO2, che rappresenterebbe una riduzione del 2.3% delle emissioni totali italiane.
Il limite del 10-20% del termoelettrico prodotto dalle fonti intermittenti non ha impedito alla Germania di prevedere di raggiungere il 30% del proprio fabbisogno elettrico nel 2030 tramite l'eolico. In effetti esistono diversi metodi allo studio per accumulare energia e fornirla quando il vento non c'è.
Esiste per esempio la possibilità di riempire con una pompa bacini d'acqua ad altezze elevate per poi scaricarli su una turbina idroelettrica producendo elettricità. In pratica le nostre centrali idroelettriche potrebbero fare da batteria.
Esistono attualmente le batterie Redox al bromuro di vanadio che sono in sostanza due liquidi contenuti in enormi tank. Un liquido contiene l'energia positiva mentre l'altro l'energia negativa. Hanno densità di energia ancora bassa e pari a 50Wh/Kg, per accumulare l'energia pari a 1Twh occorrono enormi quantità di liquido (20 miliardi di litri ovvero 20 metri x 1 km x 1Km) ma la tecnologia è interessante anche perché ha efficienze elevate (80%).
Esistono le conversioni chimiche da elettricità a metanolo e da metanolo a elettricità dove però le efficienze sono molto basse. Esistono le pile a combustibile che usano l'idrogeno come vettore energetico (energia virtuale) la cui efficienza complessiva non è elevata.
SEGUE TERZA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaTERZA PARTE
Un altro sistema per ovviare al problema dell'intermittenza dell'energia eolica è quello di creare una rete transnazionale che colleghi gli impianti eolici. Quasi sempre le perturbazioni colpiscono una zona limitata e relativamente piccola del pianeta per cui la grande rete di pale eoliche avrà alcune zone con molto vento, altre con vento medio e altre senza vento. Per un effetto statistico la produzione elettrica sarà quasi sempre vicino al valore medio per la stagione e si discosterà di molto sono con bassa probabilità.
Con sistemi di accumulo di questi tipi si potrebbe estendere l'uso dell'eolico e di altre fonti intermittenti molto oltre il 20% del termoelettrico, quindi oltre i 10000 MW ma questo problema riguarda il futuro.
La Cina sta studiando una serie di impianti eolici off-shore (lungo la sua costa), si parla di potenze installabili di 750 Gwh che con i nostri venti darebbero 1500 Twh/anno. Come riferimento in Italia si producono circa 320 Twh/anno per il consumo elettrico. Una centrale a carbone ha comunque costi per Kwh che sono la metà di una turbina eolica quindi non sono ancora un affare economico per chi non è interessato all'aria pulita.
L'Italia ha una costa lunghissima pari a circa 7000 Km, se si volesse barattare il turismo con l'eolico si potrebbe ricavare una quantità enorme di energia.
La produzione di energia elettrica tramite l'eolico è quasi conveniente senza incentivi, la piena convenienza si avrà appena il petrolio salga un po' di prezzo.
Enegia resa rispetto all'energia consumata (E.R.O.E.I.)
Vengono riportate le rese energetiche (E.R.O.E.I.) di varie fonti usate per produrre energia elettrica e il numero di anni (Energy Pay-back) per avere l'equilibrio tra energia spesa ed energia fornita.
Nucl
Carb
Olio
Gas(*)
Fv
Eolico
Idro
Geoter
Elioter
Bioenerg
E.R.O.E.I.
(**)
30.0
9.0
10.0
7.0
10.0
30.0
100.0
50.0
40.0
10.0
Energy
Pay-back
(EROEI)
1.0
3.3
3.0
4.3
3.0
1.0
0.30
0.60
0.75
3.0
(*) Centrale elettrica a gas a ciclo combinato
(**) EROEI: “Ritorno Energetico sull’Investimento Energetico,” ovvero “Energy Return On Energy Investment” (EROEI). L’EROEI è il rapporto fra l’energia investita per costruire un impianto e l’energia che questo impianto produrrà durante la sua vita attiva.
SEGUE QUARTA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaQUARTA PARTE
Le ultime ricerche in campo eolico stimano nel 20% un limite accettabile di energia eolica da riversare in rete con minimi sovrapprezzi per le attrezzature per compensare l'intermittenza della fonte eolica. Se, come molti cominciano a pensare, il petrolio continuerà la sua scalata dei prezzi ad oltranza allora sarà il caso di passare alla fonte eolica accettando anche qualche blackout dovuto a mancanza di vento. In tal caso ci si può spingere molto oltre il 20%.
Le coste italiane, in particolare del sud Italia, sono molto ventose e in prossimità di coste e spiagge è economico installare impianti eolici per via della bassa profondità dei fondali. Attualmente ci si mantiene a molti kilometri dalla costa ma ad un certo prezzo del petrolio ci sarà poca gente che ha soldi per andare in spiaggia ed è pensabile di sfruttare le coste per l'energia elettrica dal vento.
Trasformando tutto il vento in energia elettrica con la partecipazione degli impianti idroelettrici (20% dell'energia elettrica consumata) si potrebbe fare a meno del petrolio/gas/carbone/nucleare almeno nel settore elettrico.
Si possono fare delle proiezioni per gli anni a venire:
2009 - 4.85 Gw - 7.5 Twh - 2.3%
2011 - 8.8 Gw - 13.7 Twh - 4.2%
2013 - 15.9 Gw - 24.6 Twh - 7.5%
2015 - 28 Gw - 43.4 Twh - 13.2%
2017 - 51.9 Gw - 80.4 Twh - 24.4%
Occorre precisare che L'Anev, l'associazione per l'energia dal vento pensa che siano installabili in Italia non più di 16 Gw di pale eoliche per ragioni ambientali, dato che sarà raggiunto molto probabilmente nel 2013. Le proiezioni relative all'energia prodotta sono calcolate considerando una produttività costante di 1550 ore/anno mentre in realtà diminuirà man mano che i siti migliori saranno esauriti. La percentuale è considerata rispetto alla produzione elettrica nazionale del 2009 pari a 330 Twh.
Un appunto tecnico riguarda il fatto che la potenza installata cresce secondo una curva esponenziale durante l'anno mentre l'energia prodotta riguarda l'intervallo di tempo di un anno per cui la semplice moltiplicazione della produttività media del 2009 per la potenza a fine 2009 non è corretto, in effetti nel 2009 l'energia prodotta è stata pari a 6.7 Twh. Comunque le proiezioni hanno solo un piccolo bias.
Per confronto i dati 2009 delle altre energie rinnovabili sono:
47 Twh idroelettrico
6.7 Twh eolico
6.5 Twh biomasse
1 Twh solare fotovoltaico
Quindi la produzione idroelettrica potrebbe essere raggiunta dall'eolico nel 2016 se sarà possibile superare la soglia fissata dall'Anev pari a 16 Gw.
Per quanto riguarda il supposto problema degli uccelli che perirebbero a causa delle pale eoliche, emerge che i volatili deceduti sono da 0.23 a 1 uccello per ogni Gwh prodotto. Per fare un raffronto gli impianti termoelettrici a carbone causano 5.19 morti ogni GWh.
Il grafico nell'articolo di Marco illustra che per ogni 10 mila decessi 3 sono da imputare agli impianti eolici, 48 alle torri radio, 719 ai pesticidi, 859 ai veicoli, 1396 agli elettrodotti, 1073 ai gatti e un numero enorme 5904 alle finestre.
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaUna valutazione recente, a partire da dati CESI, elaborati da SPS Italia si conclude affermando che la superficie occupata dagli impianti eolici potrebbe essere di 1242 Km2 che corrisponde al 0.4% del territorio italiano che permette di generare 60 Twh di energia che sono circa il 20% dell'energia elettrica consumata in Italia.
L'università di Utrecht arriva a conclusioni simili e valuta in 69 Twh (34.5 Gw) il potenziale eolico italiano e in 24 Twh (12 Gw) quello tedesco. La successiva valutazione ministeriale per la Germania ha portato il potenziale a 124 TWh (64 Gw).
Vediamo in dettaglio la elaborazione di SPS Italia.
Scegliamo per subito una strada approssimata, ma ben fondata e cautelativa, che consiste
nella:
considerazione dei dati CESI nell’Atlante Italiano del Vento (2004)
applicazione a questi valori di un fattore cautelativo, pari a 50, rispetto ai dati oggettivi derivanti dal precedente.
È questa la strada seguita dallo studio SPS Italia e che appare di interesse per una prima valutazione, che si colloca con ogni probabilità al di sotto di quanto si potrà fare con analisi specifiche, regionali e provinciali.
La tabella che segue è relativa ai giacimenti al di sopra delle 2000 ore/anno, ai giacimenti compresi tra 1750 e 2000 ore/anno e a dati complessivi corrispondenti ai giacimenti superiori a 1750 ore/anno. Si assume il valore di 25 MW/Km2come densità degli aerogeneratori per kilometro quadrato.
Si è applicato un fattore attuativo pari al 2%, ne risulta un impegno di territorio pari al 2% delle superfici utili; pure in mancanza di progetti dettagliati, dato che in certe zone questo valore sarà superato, mentre in altre ci si terrà al di sotto, il 2% di territorio utile occupato può essere considerato credibile e cautelativo per l'insieme del Paese.
Ore di vento all'anno
superficie
Potenza max
Energia max
Potenza (fatt.50)
Energia (fatt.50)
Più di 2000 ore
35'053 Km2
875 Gw
1'750 Twh
17.5 Gw
35 Twh
Tra 1750 e 2000 ore
27'073 Km2
677 Gw
1'185 Twh
13.5 Gw
25 Twh
Totale
62'126 Km2
1'552 Gw
2'935 Twh
31 Gw
60 Twh
SEGUE SECONDA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSECONDA PARTE
La superficie nazionale è di 301.099 Km2 quindi la superficie occupata massima è del 21%, quella realisticamente occupata applicando il fattore cautelativo pari al 2% è di 1242 Km2 che corrisponde al 0.4% del territorio italiano che permette di generare 60 Twh di energia che sono circa il 20% dell'energia elettrica consumata in Italia.
È da osservare infine che il potenziale strategico realmente attuabile di circa 30 Gw è in buon
accordo con la valutazione di 34.5 Gw effettuata dall’Università di Utrecht.
Oltre all'eolico terrestre va considerato l'eolico off-shore cioè quello lungo le coste. Le stime parlano di tanta energia prodotta on-shore quanta quella off-shore. Se fosse così si avrebbero altri 60 Twh di eolico marittimo.
In caso di salita costante del prezzo del greggio non ci sono alternative valide quanto quella dello sfruttare il vento per produrre energia elettrica economica che è la fonte più importante per fare andare avanti il Paese. In caso di crisi energetica il fattore cautelativo pari a 50 può essere facilmente abbassato arrivando a installare sul suolo di più dei 60 Twh stimati da SPS Italia.
Quindi andando oltre il 20% dell'energia elettrica di provenienza eolica con i problemi dell'intermittenza della fonte che ne conseguono. Questo vuol dire trovare metodi di accumulo dell'energia e anche accettare i black-out.
Un documento ufficiale dell'ANEV, l'associazione nazionale energia del vento stima per il 2020 una potenza installabile pari a 16.2 Gw e una energia prodotta di 27.2 Twh (producibilità di 1680 ore/anno, 8% del consumo nazionale (340 Twh)).
SEGUE TERZA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaTERZA PARTE
Sul documento dell'ANEV si dice:
Il calcolo del potenziale eolico italiano ha coinvolto i migliori esperti del settore, le tecnologie più avanzate, nonché una vastissima banca dati, relativa al dato anemometrico nazionale, distribuito per singola Regione, ANEV ha tenuto conto:
delle limitazioni generali di carattere normativo;
delle maggiori e necessarie accortezze paesaggistico - ambientali, peculiari del nostro Paese, previste nel Protocollo ANEV, sottoscritto con le principali associazioni ambientaliste;
dello sviluppo degli aspetti elettrici ed economici, connessi alla producibilità minima.
L'analisi puntuale delle aree escluse, inoltre, per motivi di riserva e tutela della flora e della fauna, anche per il tramite dell'esclusione delle aree vincolate, o comunque rilevanti paesaggisticamente o per la presenza di corridoi migratori, ha portato ad una ulteriore esclusione di aree non idonee, anche per motivi orografici. In via cautelativa, quindi, è stato ricavato il potenziale reale definitivo realizzabile, che si basa su criteri e dati scientifici, anche per l'ulteriore applicazione di principi statistici che gli operatori del settore, negli anni, hanno potuto concretamente verificare.
Attualmente a livello mondiale si ha un raddoppio della potenza installata ogni 3 anni. Nel 2008 si è arrivati in Italia alla potenza di 3.7 Gw con incrementi annuali del 35% e con una producibilità di circa 1700 ore. Se il trend valido a livello mondiale (raddoppio ogni 3 anni) fosse confermato a livello nazionale anche per i prossimi anni si avrebbe la seguente escalation:
Anno
2008
2011
2014
2017
2020
Potenza (Gw)
3.7
7.4
14.8
29.6
59.2
Energia (Twh)
6.3
12.6
25.2
50.4
100.8
% eolico (340 Twh)
1.9%
3.7%
7.4%
14.8%
29.6%
SEGUE QUARTA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaQUARTA PARTE
L'aumento esponenziale della potenza installata lascierà il posto a un aumento lineare ad un certo punto. Si noti che il potenziale eolico italiano che l'ANEV ha calcolato (16 Gw) sarà raggiunto molto probabilmente nel 2014 se verrà mantenuta la crescita esponenziale fino a quella data.
SPS Italia e l'Università di Utrecht invece definiscono un potenziale doppio e pari a 30-35 Gw che verrebbe raggiunto nel 2017 sempre se la crescita esponenziale si manterrà fino a quella data.
Un piccolo appunto riguarda la comparazione di questi dati con 4 centrali atomiche EPR da 1600 Mw l'una e producibilità dell'80%. L'energia di tali impianti è di 45 Twh, probabilmente la stessa energia che l'eolico ci fornirà nel 2017 se verranno mantenuti gli incentivi (certificati verdi).
Questo fa comprendere come l'energia dal vento possa competere in termini di quantità con fonti energetiche quali il nucleare.
Un documento dell'Agenzia europea dell'ambiente (EEA), intitolato "Europe's onshore and offshore wind energy potential" stima che l'eolico on shore e off shore intallabile possa arrivare a coprire 20 volte il fabbisogno di energia elettrica che i 27 paesi della UE avranno bisogno nel 2020:
Eolico onshore: 45.000 TWh (11-13 volte fabbisogno elettrico al 2020 dell’UE27)
Eolico offshore: 25.000 TWh (6-7 volte fabbisogno elettrico al 2020 dell’UE27)
Totale: 70.000 TWh (17-20 volte fabbisogno elettrico al 2020 dell’UE27)
Se si considerano i vari vincoli ambientali e le limitazioni di tipo sociale e commerciale (impatto visivo, rotte marittime, ecc) si potrà comunque produrre fino a 3 volte l'energia elettrica consumata nel 2020.
Per fare questo la rete elettrica dovrà essere pesantemente aggiornata integrando dorsali in corrente continua e alta tensione (HVDC) che trasportino corrente da una parte all'altra del continente europeo. In tal modo quando c'è vento nel nord Europa dovrà essere possibile il suo utilizzo nel sud Europa e vice versa. Nel rapporto dell'European Academies Science Advisory Council (Easac) si evidenzia il problema della limitazione della espansione delle fonti quali l'eolico che trovano un collo di bottiglia nella rete elettrica europea che non è capace di trasportare elevate potenze a grandi distanze.
DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaInserisco questo commento nell’eolico perché ritengo molto promettente questa tecnologia al pari di quello eolico per produrre energia elettrica.
Riscaldare casa con una foglia. Già ribattezzata “Santo Graal della scienza”, la foglia artificiale messa a punto da un gruppo di ricerca del Massachusetts Institute of Technology (Mit), sarebbe in grado, riproducendo il processo di fotosintesi clorofilliana delle piante, di creare una quantità d’energia dieci volte superiore. Piazzata in un recipiente di circa quattro litri d’acqua ed esposta al sole, questa cella funziona per almeno 45 ore senza alcun calo di attività, riuscendo a produrre l’elettricità necessaria per riscaldare una casa. La commercializzazione, prevista a breve, per un primo momento dovrebbe essere riservata ad aziende.
DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaAnche la presente è un’interessante modalità di produzione di energia elettrica
Mighty Mites Make Renewable Electricity From Yucky Stuff
We just finished getting all excited about a new Department of Energy project for teasing renewable hydrogen fuel out of municipal wastewater, when along comes Stanford University with a neat little wastewater trick of its own. The Stanford project involves harnessing a curiously evolved trait of exoelectrogenic microbes. These naturally occurring bacteria generate electricity as they react with oxide minerals in their environment, and if you get enough of them together you can organize them into a microbial battery.
We’ve covered similar microbial battery systems elsewhere, but getting microbes to follow orders has proven to be something of a challenge, kind of like herding cats but with microbes. The Stanford team seems to be on a new track so let’s see what they’ve got cooking.
A New Microbial Battery
The Stanford University team would be the first to admit that their microbial battery so far looks like a science fair project, but it could play a major role in the future energy landscape.
Stanford harvests electricity from municipal wastewater.
Microbial battery by Xing Xie, Stanford Engineering.
Wastewater treatment plants are huge, sprawling affairs that suck up tons of electricity for pumps and other equipment, accounting for about three percent of the electrical load in developed countries. Though wastewater is not very energy dense compared to other forms of renewable energy, on site microbial battery systems could provide enough power to take a significant chunk of that load off the grid.
Microbial battery systems could also be deployed to remediate “dead zones” in coastal and interior waterways that have been overloaded with organic waste from fertilizer runoff among other sources.
SEGUE SECONDA PARTE
DAL DOTT. COTELLESSA:
RispondiEliminaSECONDA PARTE
With that in mind, here’s how the Stanford microbial battery works.
Exoelectrogenic bacteria live in airless environments. Instead of breathing air, they react with oxide minerals to convert the nutrients in wastewater.
The battery basically consists of a jar of wastewater, including a colony of bacteria, with a positive and a negative electrode.
The negative electrode is engineered with carbon filaments, which serve as electrical conductors. Exoelectrogenic bacteria attach themselves to the filaments by putting out nanowires or “milky tendrils,” which the team observed using a scanning electron microscope.
The nanowires enable the microbes to shed the excess electrons that they produce while digesting food, and the electrons travel through the carbon filaments to the positive electrode.
At the positive electron is a silver oxide node, which gradually reduces to silver as it receives electrons. When the node is removed from the battery, it releases the electrons and converts back to silver oxide.
So far, the team has found that it takes about a day to “charge” the battery. There will be many next steps to a scaled-up prototype, but the simplicity of the system could help accelerate the development process.
Other Routes To Microbial Batteries
Over at the University of Massachusetts, researchers have been taking the genetic engineering route to microbial batteries by tweaking a microbe called Geobacter, which can produce electricity from mud as well as wastewater. When we last checked in, the team had created a strain eight times more efficient than others.
As for the renewable hydrogen from wastewater thing, the project we just covered is the Department of Energy’s teaming of Lawrence Livermore National Laboratory with a company called Chemergy.
That one involves producing hydrogen from wastewater through a chemical process, but you can do something similar with bacteria. One example is Arizona State University, which has figured out a way to make the process more efficient by neutralizing inefficient bacteria. Another is the University of Colorado, where researchers are working on an integrated system for treating wastewater and producing renewable hydrogen.
And let’s not forget the US Navy, which has been tinkering with microbial fuel cells that can scavenge fuel on the go in marine environments.
DA DOTT. GIUSEPPE COTELLESSA
RispondiEliminaHo inserito questo commento nell’eolico perchè rapprensenta un’interessante fonte applicativa di produzione di energia elettrica direttamente dal calore.
Atomic cage' material converts waste heat to electricity
The new material was grown in a mirror oven
Austrian researchers have “grown” an unusual thermoelectric material that converts heat to electric current and has some promising industrial applications
A team of scientists at the Vienna University of Technology in Austria have developed a super-efficient class of material that they claim could one day be used to turn waste industrial heat into useful electrical energy.
According to the team, the material owes its properties to an unusual crystalline structure known as a clathrate, in which magnetic atoms of the rare earth metal cerium are effectively enclosed in tiny cage-like spaces.
‘These clathrates show remarkable thermal properties,’ said Professor Silke Bühler-Paschen, who led the research. ‘We came up with the idea to trap cerium atoms, because their magnetic properties promised particularly interesting kinds of interaction.’
Explaining the thermoelectric behaviour of the material, Bühler-Paschen said: ‘the thermal motion of the electrons in the material depends on the temperature.
On the hot side, there is more thermal motion than on the cold side, so the electrons diffuse towards the colder region. Therefore, a voltage is created between the two sides of the thermoelectric material.’
Using a sophisticated crystal growth technique in a mirror oven, the team incorporated the cerium atoms into the clathrate structures made of barium, silicon and gold.
It is now looking to achieve similar results with lower cost metals such as copper which could make the material more
DAL DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSiemens opens world's largest wind turbine R&D test facilities
Siemens Energy has opened two major Research & Development test facilities for wind turbine technology in Denmark. The new test center in Brande features test stands for major components of Siemens wind turbines, including generators, main bearings and complete nacelles. In Aalborg, seven blade test stands are capable to perform full scale tests of rotor blades, including the world’s largest blade in operation with a length of 75 meters. In combination, the two facilities form the world’s largest R&D test center for wind turbine technology.
"Our investments in testing today will result in savings for our customers tomorrow"; says Felix Ferlemann, CEO of the Siemens Wind Power Division in Siemens Energy. "With our extensive tests of all major components of a wind turbine we can significantly reduce the risk of technical issues in the field. Our continued commitment to R&D and testing enables us to deliver wind turbines that are both the most innovative and the most reliable at the same time."
The two test centers in Denmark feature indoor testing facilities of more than 27,000 square meters. The nacelle test stands in Brande are among the most advanced in the industry. They are capable of testing Siemens’ D6 direct drive platform, the company’s largest current wind turbines with a six megawatt rated capacity, and are prepared to test even larger turbines.
The seven blade test stands in Aalborg and three blade tests stands in Brande together form the largest blade test facility in the world both in size and in scope. The Aalborg facilities are able not only to fully test Siemens’ 75-meter long B75 blade, the largest wind turbine blade in operation, but also even larger blades. Wind turbine blades are now bigger than any other composite structure in the world. For example, the wing of an Airbus 380 is less than half as long as the B75 blade.
In its new test facilities, Siemens can perform Highly Accelerated Lifetime Tests (HALT) on all major components of its direct drive and geared wind turbine platforms. In HALT testing programs, which can last to up to six months, Siemens exposes prototypes to much higher loads than they would normally experience over the course their full life-time in the field.
"In HALT tests, we compress the biggest loads over a short time, as they affect the turbine the most", says Siemens Wind Power CEO Ferlemann. During the HALT test of blades, for example, full-scale prototypes are oscillated at larger deflections than they would ever experience on site for 2 million cycles vertically and then for another 2 million cycles horizontally.
2013 marks the 25th anniversary of Siemens Wind Power’s Test and Measurement Department. In 1988, the company was the first in the wind industry to establish an in-house Test and Measurement Department capable of the full range of field measurements required by modern wind turbine development and verification. "Innovation requires validation to be employed successfully", says Ferlemann. "Siemens is the company with the greatest experience in testing and making field measurements in the wind industry".
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaPoland: Siemens Equips Two Wind Farms with 29 Wind Turbine Units
The Polish wind power plant developer and operator PEP S.A. (Polish Energy Partners S.A.) has commissioned Siemens to build two wind power plants in Northern Poland. The delivery of the turbines to the first wind project will start May 2014. There, 18 Siemens model SWT-2.3-108 wind turbine units rated 2.3 megawatts (MW) each will generate ecofriendly power, delivering a total electrical generating capacity of 41.4 MW starting in late fall of 2014. A second wind power plant will produce a total output of 25.3 MW from eleven wind turbines of the same type. Turbine deliveries for this site will likewise get under way in May 2014. Siemens expects to be able to commission and hand over the plants by late summer 2014. Once the farms are up and running, Siemens will be in charge of maintenance of the installations for five years under the terms of service agreements.
These projects are the first in Poland to use rotors measuring 108 meters in diameter. Another characteristic is the hub height of 115 meters above ground, achieved by constructing higher tubular steel towers. At light to moderate wind speeds, these features enable the installations to capture even more energy. Siemens’ wind turbines of the 2.3 megawatt class have been proving their excellence in Poland since 2009: 65 of these robust geared units are already in use in this country.
With their combined installed capacity of 66.7 MW, the two new wind power plants will meet the electricity needs of some 43,000 Polish households while at the same time reducing CO2 emissions by 140,000 tons per year.
"We are very happy that our so far experience and proven reliability have convinced PEP S.A. to choose Siemens, allowing us to make yet another major contribution to promoting climate protection in Poland," says Jan Kjaersgaard, CEO of Siemens Wind Power for the EMEA sales region. "This new order is also further testimony that the reliability of our products has earned us a sound reputation on the Polish wind power market."
Wind power and energy service are part of Siemens’ Environmental Portfolio. In fiscal 2012, revenue from the Portfolio totaled about €33 billion, making Siemens one of the world’s largest suppliers of ecofriendly technologies. In the same period, our products and solutions enabled customers to reduce their carbon dioxide (CO2) emissions by more than 330 million tons, an amount equal to the total annual CO2 emissions of Berlin, Delhi, Hong Kong, Istanbul, London, New York, Singapore and Tokyo.
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaPCS power converters and VEM generators - A wind energy dream team
PCS and VEM Sachsenwerk are celebrating their forward-looking partnership. Two German companies have joined forces to sustainably optimize electricity generation from wind energy. For the first time, PCS Power Converter Solutions from Berlin and VEM Sachsenwerk from Dresden are offering a thoroughly tested and perfectly integrated combination of full power converters and synchronous generators. The combination of PCS full power converters and VEM synchronous generators has created a new standard for the efficient generation of electricity using wind energy: The innovative full power converter and synchronous generator solution combines both companies’ areas of expertise. The modular design allows for redundant configurations. Thanks to the fault ride-through capability and reactive power management, output is reliably fed into the grid reliably both onshore and offshore. The new system had its premiere at the HUSUM WindEnergy trade fair 2012 at PCS Power Converter Solutions’ booth.
Successfully passed all tests
During one of the first test phases, in February 2012, the calibration of the components was successfully tested. In July 2012, a permanent magnet 2.7 MW VEM synchronous machine with two winding systems was connected to a 6.0 MW load machine and tested together with two Green Line 1522 power converters that were connected in parallel. The goal was to optimally calibrate the generator and the power converters in order to meet the demands of wind energy generation. Various load points and temperature cycles were run in order to test the relative heating of the generator’s permanent magnets and the individual efficiency factors of the entire system. The results were a great success for PCS and VEM: The system generates reliable energy at power plant quality. The efficiency of the total system sets new industry standards. Higher energy yields are made possible, in particular during partial load operation, because the permanent magnet synchronous generator working together with the full power converter make it possible to achieve maximum yields, even at low wind speeds.
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaVibrations of an Impeller
Model ID: 12285
--------------------------------------------------------------------------------
This tutorial model demonstrates the use of dynamic cyclic symmetry with postprocessing on the full geometry. A 3D impeller with eight identical blades can be divided into eight sectors of symmetry. The model computes the fundamental frequencies for the full impeller geometry and compares them to the values computed for a single sector with the Floquet periodicity boundary conditions applied on two sector boundaries. It also demonstrates how to set up a frequency response analysis for one sector of symmetry, and how to analyze the results into the full geometry by using the general extrusion coupling variables. The results for one sector are in very good agreement with the computations on the full geometry, while both the computational time and memory requirements are significantly reduced.
Indirizzo internet per relative visualizzazione dell’immagine.
http://www.comsol.it/model/image/12285/big.png
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaPoland: Siemens Equips Two Wind Farms with 29 Wind Turbine Units
The Polish wind power plant developer and operator PEP S.A. (Polish Energy Partners S.A.) has commissioned Siemens to build two wind power plants in Northern Poland. The delivery of the turbines to the first wind project will start May 2014. There, 18 Siemens model SWT-2.3-108 wind turbine units rated 2.3 megawatts (MW) each will generate ecofriendly power, delivering a total electrical generating capacity of 41.4 MW starting in late fall of 2014. A second wind power plant will produce a total output of 25.3 MW from eleven wind turbines of the same type. Turbine deliveries for this site will likewise get under way in May 2014. Siemens expects to be able to commission and hand over the plants by late summer 2014. Once the farms are up and running, Siemens will be in charge of maintenance of the installations for five years under the terms of service agreements.
These projects are the first in Poland to use rotors measuring 108 meters in diameter. Another characteristic is the hub height of 115 meters above ground, achieved by constructing higher tubular steel towers. At light to moderate wind speeds, these features enable the installations to capture even more energy. Siemens’ wind turbines of the 2.3 megawatt class have been proving their excellence in Poland since 2009: 65 of these robust geared units are already in use in this country.
With their combined installed capacity of 66.7 MW, the two new wind power plants will meet the electricity needs of some 43,000 Polish households while at the same time reducing CO2 emissions by 140,000 tons per year.
"We are very happy that our so far experience and proven reliability have convinced PEP S.A. to choose Siemens, allowing us to make yet another major contribution to promoting climate protection in Poland," says Jan Kjaersgaard, CEO of Siemens Wind Power for the EMEA sales region. "This new order is also further testimony that the reliability of our products has earned us a sound reputation on the Polish wind power market."
Wind power and energy service are part of Siemens’ Environmental Portfolio. In fiscal 2012, revenue from the Portfolio totaled about €33 billion, making Siemens one of the world’s largest suppliers of ecofriendly technologies. In the same period, our products and solutions enabled customers to reduce their carbon dioxide (CO2) emissions by more than 330 million tons, an amount equal to the total annual CO2 emissions of Berlin, Delhi, Hong Kong, Istanbul, London, New York, Singapore and Tokyo.
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaSolar Growth Outpaces Wind for First Time
A strong showing from global solar photovoltaic (PV) installations, coupled with a sharp fall in new wind capacity, has led to solar growth outpacing wind this year – for the first time ever.
Analysis from Bloomberg New Energy Finance predicts that 36.7 GW in new solar PV capacity will be added worldwide in 2013, compared with 35.5 GW in new wind installations (33.8 GW onshore and 1.7 GW offshore).
Both wind and solar PV broke records last year, with onshore and offshore wind adding 46.6 GW and solar PV adding 30.5 GW. But 2013’s slowdown in the two largest wind markets, China and the U.S., is opening the way for the rapidly growing PV market to overtake wind, BNEF said.
Justin Wu, BNEF’s head of wind analysis, said, "We forecast that wind installations will shrink by nearly 25 percent in 2013, to their lowest level since 2008, reflecting slowdowns in the U.S. and China caused by policy uncertainty.”
In the U.S., the repeated last-minute extension of the Production Tax Credit has created what analysts have called a perpetual boom-and-bust cycle. This year’s uncertainty led to a drop in investment, causing significant layoffs and facility closures across the wind supply chain.
In China, where the industry has suffered from curtailment due to insufficient infrastructure and tightened standards for wind turbines have slowed development, the sector has been expecting further policy announcements after the government raised this year's new-capacity target to 18 GW in January.
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RispondiEliminaSECONDA PARTE
n particular, developers say China’s feed-in tariff (FiT) for offshore wind is too low given the higher costs of offshore development, leading to predictions that the nation will fail to meet its offshore goal of 5 GW by 2015. The government has said it will re-think the FiT, but has offered no timetable.
Globally, demand for wind turbines is predicted to shrink by 5 percent this year, for the first time since 2004.
But wind is still far from dire straits, BNEF reassured. “Falling technology costs, new markets and the growth of the offshore industry will ensure wind remains a leading renewable energy technology,” Wu said.
In the solar sector, "the dramatic cost reductions in PV, combined with new incentive regimes in Japan and China, are making possible further, strong growth in volumes," said Jenny Chase, BNEF’s head of solar analysis.
In Japan, the fourth country to reach the 10 GW mark in cumulative solar capacity, the attractive FiT has led to rapid growth over the past year, with demand surging in the commercial and utility segments. China, which will be the largest solar market this year according to BNEF, has raised its renewable energy surcharge and revamped its subsidy regime, expanding performance-based incentives for distributed solar power in a bid to grow the domestic market after solar trade spats with Europe and the U.S. The nation aims to more than quadruple its solar power generating capacity to 35 GW by 2015.
Growth in Asia will offset PV’s decline in traditional leading regions. "Europe is a declining market,” Chase said, “because many countries there are rapidly moving away from incentives, but it will continue to see new PV capacity added."
While the immediate future looks brighter for solar than wind, BNEF predicted that, despite 2013’s rankings upset, the maturing onshore wind and solar PV sectors will contribute almost equally to the world’s new electricity capacity additions between now and 2030. On- and offshore wind will grow from 5 percent of total installed power generation capacity in 2012 to 17 percent in 2030, while solar PV will increase from a lower base of 2 percent in 2012 to 16 percent by 2030, BNEF said.
The analysis also predicted that technology suppliers in both wind and solar may see a move back to profit as soon as this year, after a prolonged period of oversupply and consolidation.
Michael Liebreich, BNEF’s chief executive, commented: “Cost cuts and a refocusing on profitable markets and business segments have bolstered the financial performance of wind turbine makers and the surviving solar manufacturers. Stock market investors have been noticing this change, and clean energy shares have rebounded by 66 percent since their lows of July 2012."
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RispondiEliminaArriva Vindskip, lo scafo che diventa vela
E' ispirato all'industria aerospaziale, l'idea del progetto è "semplice" ed è pronto a rivoluzionare il concetto del trasporto marittimo sostenibile. Dalla Norvegia sta per arrivare Vindskip, un'incredibile nave commerciale ibrida con uno scafo così grande da agire come fosse una vela. E' il nuovo progetto norvegese della compagnia Lade AS di Alesund, ideato per agire come un gigante profilo alare. Secondo i progettisti, l'avveniristica forma farà risparmiare circa il 60% del carburante tagliando dell'80% le emissioni inquinanti.
SELEZIONA IL PERCORSO MIGLORE PER SFRUTTARE ENERGIA EOLICA - L'azienda sostiene che un tale disegno aiuta a sfruttare una forza simile alla portanza aerodinamica per permettere all'imbarcazione di muoversi. Gli ideatori spiegano che la nave è munita di un programma computerizzato in grado di calcolare il percorso migliore per sfruttare al meglio l'energia eolica disponibile. Per poi soddisfare il fabbisogno energetico del Vindiskip quando è fermo, è anche stato installato a bordo un generatore elettrico alimentato a gas naturale liquefatto.
UN PROGETTO ANCHE PER LE GIGANTESCHE NAVI DA CROCIERA - La super nave eco-friendly ha inoltre una grande capienza di carico nelle stive interne. Sempre per motivi aerodinamici, le scialuppe sono 'annegate' in un incavo che si trova sulla parte più alto dello scafo. La Lade As afferma inoltre che il progetto potrebbe in un futuro essere utilizzato anche per la costruzione di nuove gigantesche navi da crociera che guardano con maggiore attenzione all'ambiente.
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RispondiEliminaEsprime bene tutta la sua potenzialità soprattutto quando è burrascoso, ma serba la sua energia potenziale dietro a spruzzi, onde e un movimento interno che è vita, come l’acqua da cui è costituito. Il mare, che sia oceano o mare interno è una risorsa finora sfruttata per l’alimentazione o il trasporto ma che in ENEA si studia da molto tempo; la tecnologia delle reti e dei super computer ad alta velocità ha creato meravigliosi flussi tridimensionali delle correnti marine e del suo potenziale. Oggi l’esperienza maturata in questo campo viene messa a disposizione per ripensare il mare come fonte energetica rinnovabile.
In occasione del convegno “Prospettive di sviluppo dell’energia dal mare per la produzione elettrica in Italia” promosso dall’ENEA, Università e Centri di ricerca pubblici e privati hanno condiviso esperienze per mettere a punto strategie idonee allo sfruttamento del moto ondoso e delle correnti di marea.
Intervista a Gianmaria Sannino, ENEA
D: Possiamo parlare della risorsa dell’energia dal mare come nuova fonte rinnovabile?
R: Ma sicuramente si è una fonte di energia interessante probabilmente paragonabile alla fonte di energia eolica. Quello che abbiamo cercato di proporre oggi con questo primo workshop di energia dal mare è di mettere insieme gli esperti del potenziale energetico marino, quindi gli oceanografi per intenderci, con gli ingegneri, quelli che studiano, producono turbine marine o cassoni per prendere l’energia dalle onde del mare.
D: Qual è il contributo dell’ENEA in questo?
L’ENEA storicamente ha un forte background sull’oceanografia fisica. In particolare sulla oceanografia fisica derivata da modelli numerici. Quest’informazione è particolarmente importante nel valutare il potenziale energetico nel nostro caso dei mari italiani.
L’ENEA è coinvolta in questi studi oceanografici ormai da 30 anni. E’ possiamo dire leader in Europa e probabilmente anche nel mondo sullo studio della circolazione del mar Mediterraneo e degli stretti in particolare, stretti che sono ovviamente un punto fondamentale per ricavare energia dal mare. Quindi riuscire a dare delle informazioni dettagliate tridimensionali ad una elevata frequenta sia temporale che spaziale del dato di corrente in uno stretto, quale ad esempio lo Stretto di Messina, è un’informazione vitale per qualunque tipo di studio di applicabilità poi di queste turbine nello stretto di Messina o comunque in uno stretto in generale.
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RispondiEliminaGiovanni Lelli (Commissario ENEA) “La General Electric con la grandissima esperienza mondiale che ha nel settore dell’energia, noi un ente tecnologico votato alla ricerca tecnologica dell’energia e dell’ambiente, ci mettiamo insieme”.
L’accordo ENEA e General Electric Italia suggella una nuova collaborazione tra pubblico e privato sull’efficienza energetica. Le prime attività riguarderanno le smart city, le tecnologie di accumulo per le fonti rinnovabili e soprattutto l’ottimizzazione energetica dei processi industriali.
Sandro De Poli (Presidente e Ad General Electric Italia) “Le modifiche di efficientamento energetico negli ultimi anni sono state forzate dal mercato, le lampadine ad incandescenza non si possono più comprare, tutte le lampadine devono essere a basso consumo, la cosa paradossale è che nell’industria questo non è successo. Ci sono industrie dove operazioni di efficientamento energetico non sono state fatto e soprattutto non c’è neanche il pensiero di farle”.
E proprio per questo ne stiamo pagando le conseguenza.
In Italia il costo dell’energia è alto. Ridurre e ottimizzare i consumi dell’industria in un Paese manifatturiero come il nostro porterebbe ad un’inversione di tendenza con la crescita della competitività, l’aumento dell’occupazione e la riduzione dell’inquinamento grazie all’adozione di processi industriali innovativi.
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaFotovoltaico, grandi impianti ora competitivi con l'eolico
Secondo una recente ricerca il costo dei grandi impianti fotovoltaici nel sudovest degli Stati Uniti è diminuito di ben tre volte. Questo rende l'energia solare competitiva con quella eolica.
Lo studio, realizzato dal Lawrence Berkeley National Laboratory e intitolato "Utility-Scale Solar 2012: An Empirical Analysis of Project Cost, Performance, and Pricing Trends in the United States", afferma che il costo dei grandi impianti fotovoltaici è in costante diminuzione e che i contratti per alcuni progetti sono scesi fino a 50 dollari (circa 37 euro) per MWh. Si tratta del primo studio dettagliato sui costi di questa tipologia di impianti e riveste una certa importanza visto che negli Stati Uniti, ma non solo (vedi Riferimenti), i grandi impianti stanno trainando la crescita del fotovoltaico e hanno raggiunto quota 4000 MW.
http://www.nextville.it/deposito/Immagini-2011/news/fotovoltaico/berkley-solar-vs-wind_yes_2.png
L'altro elemento importante che emerge dallo studio è che il fotovoltaico, producendo energia principalmente durante il giorno, quando la domanda è elevata e i prezzi alti, può generare più guadagno dell'eolico, che LBNL ha quantificato intorno ai 25 dollari (circa 18,5 euro) per MWh. Inoltre, fanno notare i ricercatori, impianti eolici e fotovoltaici possono essere installati nello stesso sito perché la loro produzione energetica è complementare e i costi delle infrastrutture possono essere ripartiti.
Un altro aspetto preso in considerazione dal rapporto è la differenza tra grandi e piccoli impianti, dove questi ultimi appaiono spesso più redditizi dei primi. Questo a causa dei costi aggiuntivi per ottenere i permessi e altri fattori legati alle grandi installazioni, oltre al fatto la maggior parte degli impianti utilizza moduli di piccole dimensioni. In poche parole, quando si decide di aumentare la dimensione degli impianti le economie di scala vanno via via diminuendo.
Per illustrare la caduta dei prezzi, lo studio prende come esempio il progetto Copper Mountain in Colorado: il prezzo dei contratti per i primi due impianti costruiti nel 2008-2009 era di 150 dollari (114 euro) per MWh, quelli successivi (per una capacità di 150 MW) 103 dollari (76 euro) per MWh e l'ultimo, l'anno scorso, 82 dollari (60 euro) per MWh per una capacità di 250 MW. La caduta dei prezzi, secondo il LBNL, può essere attribuita principalmente alla diminuzione del costo dei pannelli e di altri costi di sistema.
Un'ultima interessante considerazione emersa dallo studio è che la maggior parte dei contratti firmati negli ultimi anni non aumenterà in termini di prezzi effettivi lungo la vita dei contratti stessi. Questo significa che in termini di valuta corrente il prezzo dei contratti sta attualmente diminuendo, ovvero alla scadenza di quelli firmati nel 2013 l'elettricità costerà circa 40 dollari (circa 30 euro) per MWh, che è considerevolmente meno rispetto ai combustibili fossili, considerando anche i costi del carburante e le norme ambientali.
DA DOTT. COTELLESSA
RispondiEliminaEolico, quasi 300 GW nel mondo. Cina e Gran Bretagna guidano la classifica
La capacità installata nel mondo di energia eolica ha raggiunto quota 296 GW nella prima metà del 2013, ma se ci sono paesi che crescono, come Cina e Gran Bretagna, ce ne sono altrettanti in stallo e altri ancora, come l'Italia, che faticano.
Secondo il rapporto pubblicato da The World Wind Energy Association, nei primi sei mesi del 2013 sono stati installati nel mondo 13.980 MW di nuovi impianti eolici, una crescita decisamente inferiore rispetto al 2012 (16,5 GW) e al 2011 (18,4 GW). Allo stato attuale tutte le turbine eoliche installate nel mondo sono in grado di generare circa il 3,5% del fabbisogno mondiale di elettricità. Per quello che riguarda la capacità mondiale installata in questo semestre, la crescita è stata del 5% (7% nel 2012 e 9% nel 2011) e del 16,6% su base annuale (il primo semestre del 2013 a confronto con il primo semestre del 2012), un dato inferiore a quello del 2012, quando il tasso di crescita era stato del 19%. I principali mercati di questa prima metà dell'anno sono stati: Cina, Gran Bretagna, India e Germania.
http://www.nextville.it/deposito/Immagini-2011/news/eolico/eolico_classifica_2013.png
I primi cinque paesi al mondo per capacità installata totale sono Cina, Usa, Germania, Spagna e India, che insieme rappresentano il 73% del totale installato mondiale. Nonostante ciò, in termini di nuova capacità installata, Usa e Spagna rappresentano solo l'1%, cosicché la quota dei Top Five scende al 57% per ciò che riguarda i nuovi impianti. In grande crescita, invece, il mercato britannico, che grazie alle installazioni di eolico offshore nel Mar del Nord diventa il secondo mercato al mondo per le nuove installazioni con 1,3 GW. In totale, sono quattro i paesi che nella prima metà del 2013 hanno installato più di 1 GW di impianti: Cina (5,5 GW), Gran Bretagna (1,3 GW), India (1,2 GW) e Germania (1,1 GW).
Nella classifica dei migliori dieci del 2013 le situazioni variano da paese a paese: Cina, Germania e Gran Bretagna crescono rispetto al 2012 mentre India, Italia, Francia, Spagna e Usa rallentano. In particolare negli Stati Uniti si è verificato un vero e proprio stop delle installazioni con soli 1,6 MW di nuovi impianti contro 2883 MW del 2012. Per ciò che riguarda la capacità installata totale gli Stati Uniti rimangono comunque al secondo posto con 60 GW.
La Cina rimane di gran lunga il più grande mercato al mondo; nei primi sei mesi del 2013 ha installato 5,5 GW di nuovi impianti contro i 5,4 GW del 2012 e rappresenta il39% del mercato mondiale di nuove installazioni, in netta crescita rispetto al 2012 quando si attestava intorno al 29%. Allo stato attuale nel grande paese asiatico ci sono 80,8 GW di impianti eolici installati.
Al secondo posto, come dicevamo sopra, si attesta la Gran Bretagna che sale anche al sesto posto per capacità installata totale con 9610 MW. Al terzo posto segue l'Indiacon 1,2 GW di nuovi impianti, in calo rispetto al 2012 quando ne aveva installati 1,5 GW. Per potenza installata mondiale l'India rimane al quinto posto con 19654 MW. Al quarto posto si attesta la Germania con 1,1 GW di nuovi impianti, in crescita rispetto al 2012 (941 MW). La Germania rimane il principale mercato europeo con una potenza installata totale di 32422 MW al terzo posto dietro Cina e Usa. In discesa anche l'Italia, che nel 2013 ha installato 273 MW di nuovi impianti contro 320 MW nel 2012. Il nostro paese rimane al settimo posto per capacità installata totale con 8415 MW.
Nella seconda metà del 2013, WWEA prevede saranno installati 22 GW di nuovi impianti che sommati a quelli già installati nei primi sei mesi porterà una capacità aggiuntiva di 35,7 GW, significativamente meno dei 44,6 GW del 2012. Alla fine dell'anno la capacità installata mondiale dovrebbe raggiungere quota 318 GW, sufficiente a coprire il 4% del fabbisogno di elettricità a livello mondiale.
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RispondiEliminaAmerica's First Floating Turbine
North America just got its first "floating windmill." Sure, it's just a prototype, but could its designers be floating an idea that will stick? The turbine would have all of the advantages of regular offshore turbines, and at a considerably lower cost. This video shows more about the pilot project off the Maine coast — and what else it could lead to.
For more on this subject, see Newsletter Wind Turbine Technology.
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RispondiEliminaWind Turbine Standards and
Specifications
American National Standards Institute, Inc.
Learn more about wind turbine standards covering topics as far ranging as full-scale structural testing and acoustic noise measurement, lightening protection, design requirements, gear boxes, as well as a six-part information model for communications for monitoring and control of wind power plants. Find a full range of international standards pertaining to wind turbines at ANSI
Slip Ring Solutions for Wind Turbines
Moog Components Group
Wind turbines require reliable transmission of power and data signals from the nacelle to the control system for the rotary blades. Moog's slip rings provide the performance and quality needed in demanding environments. Costly downtime is eliminated by using fiber brushes and robust mechanical components in the slip ring design.
Growing the Small Turbine Market
Growing the Small Turbine MarketThe small wind turbine market is growing 25% per year, according to the World Wind Energy Association. Unfortunately, cheap natural gas and more efficient photovoltaics are attractive alternatives to a tower in the back yard. Small turbine research has also been lagging, but the U.S. Department of Energy is investing heavily in the technology. As the battle rages on, renewable technology consumers seem to be the big winners.
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Did the U.S. Offshore Wind Industry Lose Its Way?Is the U.S. offshore wind market keeping up with Europe and Asia? A new report from the U.S. Department of Energy characterizes the U.S. as a laggard, but with an improving outlook. There are 11 large projects being planned for the east coast. However, three significant challenges continue to plague industry pioneers, while advanced projects in Maine and Massachusetts fight to stay alive
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Five Magic Percent
Five Magic PercentThe buzz this month is all about a turbine management system that promises an immediate 5% increase in output. While that may not seem like much, it's all pure profit. Besides offering a quicker ramp-up to grid voltage, the new technology optimizes speed, pitch, torque, and electrical controls that suck an extra 5% from the output of what should be a mature technology
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RispondiEliminaLe pale eoliche sono davvero convenienti?
Senza che ce ne accorgessimo, in modo strisciante la Sardegna è diventata un unico grande parco eolico, il più grande d’Italia. La potenza eolica attualmente istallata, 950 MW, è molto vicina alla potenza di picco che era assorbita dall’intera isola prima della crisi economica, fornita dalle centrali termoelettriche esistenti; ora è molto eccedente. Solamente la Sicilia, con i suoi 650 MW eolici, si avvicina alla situazione sarda. In tutte le altre regioni, comprese quelle del sud continentale, le potenze sono di gran lunga inferiori. In altre regioni le cose sono state condotte con maggiore prudenza: in Toscana vi sono pale per soli 185 MW, in Umbria 1,5 MW, in Liguria 4 MW. In Sardegna gli impianti eolici sono in mano a poche grandi società, alcune delle quali nemmeno italiane, che lucrano in vario modo su queste istallazioni. Questa situazione differisce nel modo più stridente da ciò che è stato fatto per esempio in Germania, in Danimarca, in Inghilterra, dove una certa frazione, tipicamente il 20% della proprietà degli impianti eolici sono per legge offerti in quota alla popolazione locale, a cooperative, ai contadini, i quali così partecipano agli utili di quella produzione di energia.
La Sardegna invia il surplus di energia prodotta verso il continente per mezzo di due cavi sottomarini, il vecchio SACOI (Sardegna-Corsica-Italia) e il più recente SAIPE, che approda nel Lazio, ma che pur essendo costato 750 milioni di euro non è completamente operativo per problemi tecnici, pare causati dalle reti dei pescatori! Non vogliamo qui occuparci dei noti scandali connessi con l’invasione delle pale eoliche fatta subire alla nostra isola. Vogliamo invece riportare alcune considerazioni più generali sulla effettiva convenienza economica di queste grandi istallazioni e sui benefici, o danni, per il territorio e per le popolazioni.
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Il vento soffia…quando vuole lui!
Le pale eoliche sono state largamente accettate come generatrici di energia elettrica grazie alle enfatiche affermazioni secondo le quali il vento è gratis, e ogni chilowattora prodotto con il vento fa risparmiare combustibili fossili. Tuttavia queste affermazioni non sono mai state dimostrate con dati attendibili, neanche dopo l’istallazione di più di 100 GW di pale nella sola Europa. L’energia dal vento è disponibile solamente se e quando il vento soffia con forza sufficiente: essa non è disponibile su richiesta. L’energia eolica è assolutamente inadatta per essere immessa in una rete elettrica di distribuzione, dove la potenza immessa deve essere adattata ad ogni istante alla richiesta. Questo fatto obbliga, per stabilizzare la potenza nella rete, o a disporre di sistemi di immagazzinamento, oppure di generatori convenzionali tenuti sempre in funzione. Questo ha conseguenze importanti, poiché come vedremo riduce i risparmi promessi dall’industria del vento.
Una obiezione avanzata spesso a questi argomenti è che sparpagliando le pale eoliche su grandi aree le fluttuazioni locali del vento vengono compensate. Tuttavia studi condotti ormai da parecchi anni hanno mostrato che su base giornaliera il vento rinfresca o diminuisce in modo molto uniforme su aree vaste come Danimarca Germania e Gran Bretagna prese insieme. Il Mare del Nord è spesso conclamato come la futura centrale elettrica dell’Europa, ma i periodi in cui il vento soffia sono del tutto irregolari…Ciò implica che l’energia del vento non è una alternativa alla produzione convenzionale di elettricità. Gli investimenti nelle pale eoliche richiedono ulteriori capitali oltre a quelli necessari per i sistemi convenzionali, i quali sono oggi perfettamente capaci di soddisfare la domanda totale. Inoltre questa ulteriore capacità rende necessarie altri investimenti, come quelli per le linee elettriche di connessione alla rete. In Germania i progetti per le istallazioni eoliche hanno richiesto 4000 Km di nuove linee ad alta tensione che altrimenti non sarebbero state necessarie.
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Il risparmio di combustibili fossili.
Molti studi condotti in tutto il mondo mostrano che il combustibile risparmiato grazie ai sistemi eolici è di gran lunga minore di quanto i sostenitori dell’eolico proclamano. Vediamo quali sono i fattori che caratterizzano le prestazioni dei sistemi di produzione quando a questi si aggiungano le pale eoliche.
1. I sistemi convenzionali di produzione sono forzati a operare ad un regime inferiore a quello della potenza ottimale a causa dell’aggiunta della produzione eolica, e ciò fa diminuire il loro rendimento termico. Essi consumano più combustibile che se il sistema di pale eoliche non ci fosse.
2. Il variare continuamente la potenza delle unità convenzionali per seguire le variazioni del vento produce un consumo maggiore di una conduzione a regime costante.
3. Il funzionamento a vuoto dei generatori convenzionali in sincronismo con la rete ma senza cessione di energia consuma dal 6% all’8% più combustibile.
4. Le partenze a freddo delle centrali convenzionali richiedono più combustibile di quello prodotto nello stesso tempo dai generatori eolici. Per esempio, una partenza a freddo di una turbina a ciclo combinato a gas da 176 MW come quella di Assemini consuma il combustibile equivalente all’energia elettrica prodotta da dieci pale da 3 MW in 40 ore di funzionamento a potenza media.
5. La costruzione e l’istallazione delle pale eoliche richiedono una quantità di energia che è circa il 10% di quella prodotta nell’intero loro ciclo di vita.
6. Il costo capitale e l’energia richiesta per connettere i sistemi eolici alla rete, inclusi l’adattamento e le trasformazioni, devono essere aggiunti ai costi del parco eolico e sottratti alle rese economiche.
7. Occorre aggiungere l’auto-consumo di energia elettrica delle turbine a vento e della loro elettronica mentre girano a vuoto: vi è il consumo per il loro riscaldamento durante i periodi freddi e quello dell’elettronica di adattamento alla rete.
8. Aumenta la necessità di usare turbine a gas a ciclo aperto, caratterizzate dalla possibilità di rapidissime partenze, invece delle molto più efficienti (il doppio) turbine a gas a ciclo chiuso, per rispondere alle improvvise variazioni del vento.
9. Aumentano i costi connessi al maggiore logorio e invecchiamento delle unità convenzionali causati dalle frequenti ripartenze forzate in risposta alle variazioni della forza del vento.
Studi recenti sulla produzione di CO2 e di altri gas inquinanti prima e dopo l’introduzione delle pale eoliche nel Colorado e in Texas hanno portato alla conclusione che il vento non fa risparmiare combustibile e non riduce le emissioni. Una analisi dei dati relativi all’Irlanda ha rivelato che il contributo del vento del 12% alla rete di distribuzione irlandese, che non dispone di un grande sistema di immagazzinamento, ha portato a una riduzione di combustibile di solo il 5%. Notiamo che nemmeno la Sardegna dispone di grandi sistemi di immagazzinamento, di dimensioni adeguate alla straripante capacità eolica. In tali analisi i fattori dei punti 5,7 e 9 non sono stati presi in considerazione.
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RispondiEliminaQUARTA PARTE
Il costo dell’energia eolica.
In uno studio di Eecen et al. vengono enfatizzati due risultati sul costo dell’energia eolica: “Il costo dell’energia eolica prodotta con sistemi basati a terra eguaglia il costo dell’energia fossile…”. Ciò richiede alcuni commenti.
La produzione di una pala eolica è dipendente dalla “fornitura” (cioè dal vento), quindi non ha lo stesso valore dell’elettricità convenzionale. Precedentemente ciò era in parte compensato dall’imposizione ai produttori di energia dal vento dei costi di bilanciamento della rete. Questi costi sono ora a carico dei consumatori.
I tassi di interesse sono stati eccezionalmente bassi negli ultimi anni, mentre la parte dominante del costo dell’energia eolica è quello del capitale. Ciò spiega in parte la leggera diminuzione dei costi dell’energia prodotta da campi eolici basati a terra.
c. I costi ambientali non vengono considerati nel prezzo dell’energia fornita dai sistemi eolici terrestri. Essi sono:
c1. L’occupazione dei terreni: la distanza fra le pale deve essere grande a causa delle influenze reciproche sulle correnti d’aria. La densità raggiungibile non può essere superiore a 9 MW per chilometro quadrato, cosicché una capacità di 9 GW occuperà 1000 chilometri quadrati di territorio. Tale territorio non è adatto per gli usi umani a causa del continuo rumore e degli effetti dello sfarfallio.
c2. Diminuzione dei valori fondiari. Indagini hanno mostrato che case in vista di parchi eolici hanno perso una apprezzabile percentuale del loro valore. In aree densamente popolate questa diminuzione di valore supera l’ammontare del capitale investito nelle pale eoliche.
· Ci si aspetta che la relativamente giovane tecnologia dei campi eolici offshore porterà ad una significativa riduzione dei costi. Notiamo tuttavia: dal 2005 al 2010 il costo delle istallazioni offshore è aumentato da 2 milioni/MW a 4 milioni/MW. Questo è davvero un aumento non trascurabile.
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RispondiEliminaQUINTA PARTE
Conclusioni. La quantificazione della diminuzione dell’efficienza dei sistemi convenzionali di potenza causata dall’introduzione dell’eolico non è affatto semplice. A nostra conoscenza non sono per ora disponibili dati sufficienti per rispondere alla domanda quanto combustibile e quanta CO2vengono risparmiati? La risposta dipende dalla capacità dei manager, dalla tecnologia delle macchine e dei software di controllo, dal tipo di combustibile, dalla quantità del vento disponibile, dall’andamento del vento su scala regionale, da quanta energia può venire immagazzinata, dalla gestione delle interconnessioni fra le reti regionali, dall’andamento dei consumi civili e della produzione industriale ecc.
Le decisioni di istallare sistemi di generazione eolica su larga scala sono basate più sulla speranza di risparmiare quantità significative di combustibili e di emissioni di CO2 che su qualunque evidenza concreta che ciò sia vero. La tecnologia del vento non è adatta per grandi istallazioni a meno che non si disponga di grandi sistemi convenzionali di produzione che funzionino in parallelo e di corrispondenti sistemi di immagazzinamento. La proposta più sensata al momento è di smettere di spendere denaro pubblico per un uso del vento su larga scala. Tutto questo denaro potrebbe essere speso in ricerca e sviluppo di futuri sistemi di potenza. Si pensa che il vento non giocherà un ruolo importante in tali futuri sistemi.
Ultima osservazione: le grandi istallazioni realizzate in Sardegna costituiscono un ulteriore umiliazione per l’economia sarda, in quanto la dipendenza dalla tecnologia e dal know-how stranieri e la proprietà non diffusa degli impianti sono pressoché totali, con nessun vantaggio per la popolazione isolana. In altre nazioni quando il vento soffia entrano soldi nelle case della gente. Qui da noi le bollette elettriche sono forse diminuite? Nota aggiunta oggi 13 gennaio, ore 19,45. È di poco fa la notizia, da verificare, che è stato firmato un accordo per la costruzione di una seconda centrale a carbone nel Sulcis. Il costo graverà sulle bollette elettriche. Non è difficile arguire che l’enorme potenza eolica istallata in Sardegna rende necessaria una maggiore potenza convenzionale per la gestione e il riequilibrio della rete, come abbiamo visto in precedenza. Tutta questa eccedenza di energia andrà verso il continente. Una ulteriore servitù che ci viene imposta “a nostra insaputa”.