DIMENSIONAMENTO PRELIMINARE

Dai risultati del precedente studio di tesi era emerso che il maggior risparmio di ener- gia primaria viene ottenuto dalla PDC da 80 kWel, con un accumulo piccolo (20-40

m3_{), operando 12 ore al giorno [6]}

Dal grafico di figura 3.6 si nota che la potenza ottimale installabile per due PDC sia 57 kWel e 30,9 kWel per un totale di 88 kWel di potenza installata.

In base a questi risultati, anziché aumentare il grado di complessità delle simulazioni con varie combinazioni di taglie diverse, si decide di utilizzare solo due taglie di PDC, combinandole tra loro.

In base alle taglie commerciali fornite dal costruttore in esame [9] considerando una potenza massima di circa 90 kWel, si utilizzando due PDC di diversa taglia elettrica e

sorgente: la prima, ad acqua di falda, WSHP, viene presa di taglia 60 kWel, mentre

l’altra, a sorgente geotermica, GSHP, viene presa di taglia 30 kWel; questo è concorde

sia con i risultati del precedente studio di tesi, sia con i risultati ottenuti dalla curva di durata delle potenze, nel caso di combinazione di due PDC.

L’ipotesi fatta in via preliminare è stata quella di utilizzare la PDC a maggior efficienza (WSHP) per il funzionamento di base, mentre la GSHP per il funzionamento di backup e/o per coprire i bassi carichi.

La configurazione impiantistica più conveniente dal punto di vista dell’efficienza di entrambe le pompe è il collegamento in parallelo (fig. 2.7). Tale configurazione pre- vede che sullo scambiatore esterno la portata in entrata ha una temperatura circa uguale per entrambe le pompe, e proveniente direttamente dal serbatoio di accu- mulo; la configurazione in parallelo prevede che entrambe le pompe lavorano in con- dizioni vicine a quelle di progetto, garantendo un COP più alto per entrambe,

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introducendo però una maggiore complessità impiantistica data da componenti ad- dizionali quali il miscelatore.

ACCUMULO GSHP WSHP CALDAIA BYPASS UTENZA

FIGURA 2.7 - COLLEGAMENTO PDC IN PARALLELO

La configurazione alternativa, in serie, (fig. 2.8) prevedeva invece che le due PDC fos- sero collegate in modo sequenziale: una prima pompa, sulla quale in entrata insisteva la portata proveniente dal serbatoio di accumulo, effettua un primo salto termico (in condizioni di progetto), mentre la seconda, sulla quale in entrata insiste la portata proveniente dalla prima PDC, effettua un ulteriore salto termico, ma con tempera- ture non vicine a quelle di progetto, con rischio di peggioramento delle prestazioni. Inoltre, essendo le portate nominali dipendenti dalla taglia e dal tipo di sorgente, e volendo operare con due PDC a diversa taglia e sorgente, questo contribuiva a far calare l’efficienza di entrambe, dovendo trovare un compromesso sulla portata co- mune circolante in entrambe.

ACCUMULO GSHP WSHP CALDAIA BYPASS UTENZA

FIGURA 2.8 - COLLEGAMENTO PDC IN SERIE

Dopo aver stimato l’ordine di grandezza delle PDC e il loro collegamento, è stata va- lutata la logica di controllo delle pompe per decidere come le pompe dovessero ac- cendersi/spegnersi in base alla richiesta del carico.

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L’idea di partenza è stata quella di far partire la PDC di taglia più piccola (30 kW) per coprire i bassi carichi, far partire la taglia più grande (60kW) per i carichi intermedi, e infine farle partire entrambe e in contemporanea in caso di presenza di alti carichi richiesti dall’utenza.

Il problema è stato come verificare la quantità di energia termica richiesta del carico, e di conseguenza stabilire un ordine di accensione delle pompe.

La soluzione più ovvia, anche dal punto di vista pratico di una futura realizzazione, è stata quella di quantificare tale richiesta di energia termica dalle condizioni di tem- peratura del serbatoio di accumulo, misurando una differenza di temperatura tra la cima e il fondo del serbatoio: se, ad esempio, tale differenza di temperatura è elevata, significa che l’accumulo è scarico e dunque le PDC devono entrare in funzione per caricarlo; al contrario se tale differenza è bassa o nulla significa che l’accumulo è in temperatura e dunque le PDC possono staccarsi.

Per evitare che si verifichi il caso in cui, nonostante i sensori sul serbatoio misurino una bassa differenza di temperatura, questa sia dovuta ad un accumulo completa- mente freddo/caldo, è stato posto un ulteriore sensore di temperatura sulla linea di mandata all’utenza.

Per quanto riguarda il dimensionamento del serbatoio di accumulo, questo, come già accennato, viene preso di volume di 20 m3_{, essendo questa dimensione quella otti-}

male, dai risultati del precedente studio di tesi [6], in combinazione con una taglia di potenza della pompa di calore di circa 80 kWel.

Il sistema di accumulo termico più utilizzato, per questo tipo di applicazioni, è di tipo sensibile, per tempi medio-brevi (diurno o, al massimo, settimanale), consistente in uno o più serbatoi di acqua coibentati.

Per un dimensionamento di massima, come in questo caso, si può ipotizzare che tutta l’energia prodotta dalla PDC e non utilizzata dall’utenza venga accumulata nel serba- toio. Viceversa si può richiedere che tutta l’energia consumata dal carico e non for- nita dalla PDC provenga dal sistema TES, opportunamente dimensionato.

Per le analisi di questo tipo sono stati stimati gli andamenti del carico termico sia per la stagione estiva che per quella invernale.

27 FIGURA 2.9-CURVE ORARIE UTILIZZATE PER LA STAGIONE INVERNALE [10] ED ESTIVA [11]

Tali curve (fig. 2.9) sono state poi ridimensionate, tramite un opportuno coefficiente K, in modo da fornire giornalmente l’energia termica richiesta dall’edifico secondo l’anno 2016. In fig. 2.10 e 2.11 si può vedere l’andamento del carico nel programma di simulazione, nella stagione invernale ed estiva rispettivamente.

28 FIGURA 2.11- ANDAMENTO DEL CARICO ESTIVO