Parametri in ingresso

Si definiscono di seguito i procedimenti per risalire ai dati di input necessari all’utilizzo del programma.

Estrapolazione del carico termico

Si deve ricostruire il carico richiesto mese per mese, partendo dal consumo mensile di Aprile 2013. Si considera il fattore correttivo:

Qmese Qprogetto

= Tin− Tmese

Tin− Tprogetto (4.2)

Si definisce Tin = 20 ℃ come la temperatura di normativa degli ambienti interni [21], Tprogetto = −12.8 ℃ come la temperatura esterna nelle condizioni di progetto [23], Tmese come la temperatura media mensile, Qmese la potenza media mensile richiesta e Qprogetto quella di progetto. Si risale alla temperatura media di Aprile 2013 tramite i valori di archivio monitorati da una centralina posta a Sauze d’Oulx, in posizione limitrofa a Oulx ma ad una diversa altitudine [45]. Si correggono le temperature tramite l’opportuno coefficiente di normativa per zona transalpina δ = 1/176 ℃/m [26] moltiplicato per la differenza tra le altezze sopra il livello del mare dei due luoghi. Si ottiene Tapr 2013= 8.2℃, quindi dalla potenza richiesta media reale Q = 11.6 kW, si risale ad una potenza di progetto

stimata di 32.4 kW . Si verifica questo risultato con quello ottenibile dai dati a disposizione e dai procedimenti di normativa.

1. La dispersione termica attraverso le superfici dell’involucro dopo la riqualificazione è di 27.4 kW [35].

2. Si definisce una portata di aria di 0.004 m3_{/s a persona per la ventilazione nelle} scuole [22] [26]. Ipotizzando la presenza di 50 persone, il fabbisogno termico per la ventilazione corrisponde a 6.6 kW .

3. Il valore consigliato per la stima degli apporti termici degli occupanti per luoghi non residenziali con una superficie calpestabile di 17 m2_{/personaè 2.5 W/m}2_{, men-} tre per le apparecchiature nelle scuole si consiglia 1 W/m2 _{[22]. Per una superficie} calpestabile di 893 m2 _{si ottiene 3.1 kW .}

4. Per pannelli isolati annegati a pavimento con altezza dei soffitti minori di 4 m e il rapporto tra potenza media richiesta nella stagione di riscaldamento e il volume lorda da riscaldare ≈ 6 W/m3_{, si hanno rendimenti di emissione η}

emis = 98% [24]. 5. Con regolazione per singolo ambiente con climatica PID si ha ηreg= 99% [24]. 6. Per strutture costruite oltre il 1993 si fissano rendimenti di distribuzione di ηdistr =

99% [24]. Il rendimento complessivo che tiene conto degli ultimi tre contributi è pari a η = 96% [35].

Si ottiene una potenza totale di progetto di 32 kW , in linea con il valore calcolato risalendo dai dati monitorati. Si applica dunque il fattore introdotto con le temperature standard di Oulx, calcolate da normativa utilizzando le temperature medie mensili di Torino corrette con il fattore correttivo δ già citato [25]. Si stimano le potenze medie mensili richieste nei vari mesi, annullando il fabbisogno nei mesi con temperature medie minori di 9 ℃. Quindi la stagione di riscaldamento considerata va da Ottobre ad Aprile (si rappresenta in Figura4.18le temperature standard e la richiesta energetica mensile).

Figura 4.18: Carichi termici stimati con le temperature medie di normativa

Si considera una pausa del servizio di riscaldamento dal 20 Dicembre al 7 Gennaio per la sosta natalizia, di conseguenza si approssima il fabbisogno termico di Dicembre e

Gennaio riscaldando il valore calcolato sui giorni effettivi di funzionamento (considerando trascurabile la variazione delle temperature medie giornaliere nei 31 giorni di ognuno di questi due mesi). Dal punto di vista computazionale si divide il periodo compreso dal primo Dicembre al 31 Gennaio in tre passi temporali, con il secondo time step caratterizzato da 17 giorni con richiesta termica nulla. Dall’analisi dei dati di monitoraggio si è già osservato che la potenza media giornaliera necessaria per il servizio di acqua calda sanitaria è ≈ 0.20 ÷ 0.30 kW (Figura4.6), dato coerente per una scuola senza docce. Si considera quindi il solo fabbisogno di energia per ACS nei mesi di Maggio, Giugno e Settembre. Nel modello si simula il periodo dal primo Maggio al 31 Agosto con due sole iterazioni da rispettivamente 61 e 62 giorni. Si rappresentano le energie termiche richieste e le durate temporali per tutte le iterazione in un anno in Figura4.19.

Iterazioni ogni anno ACS dal 01/09 al 30/09 ACS + risc dal 01/10 al 31/10 ACS + risc dal 01/11 al 30/11 ACS + risc dal 01/12 al 20/12 — dal 20/12 al 07/01 ACS + risc dal 07/01 al 31/01 ACS + risc dal 01/02 al 28/02 ACS + risc dal 01/03 al 31/03 ACS + risc dal 01/04 al 30/04 ACS dal 01/05 al 31/06 — dal 01/07 al 31/08 Figura 4.19: Caratteristiche del carico per ogni iterazione dell’anno

Correlazione del c_d

L’analisi sui dati di monitoraggio evidenzia uno scostamento tra i rendimenti veri e quelli calcolati tramite il cd di normativa (AppendiceE). Si vuole indagare una correlazione per la stima delle prestazioni dell’impianto ai carichi parziali, utilizzando i dati sperimentali a disposizione.

cd=

GU E(Tgeo, CR) GU E(Tgeo, 100%)

= f (CR)

In un’analisi energetica i GUE si devono riferire all’energia scambiata in un determi- nato intervallo di tempo. Il fattore correttivo cd da moltiplicare al GUE nominale non deve tenere conto solo delle prestazioni della macchina in funzionamento continuo par- zializzato, ma anche dell’effetto degli spegnimenti e dei transitori. Dunque i valori del cd potrebbero dipendere anche dalla durata dell’intervallo temporale in cui si integrano i valo- ri delle potenze istantanee. Si rappresentano in Figura4.20i valori del cd, ottenuti tramite integrazioni delle potenze istantanee su tre diversi intervalli di tempo: precisamente su ventiquattro ore, cinque giorni e dieci giorni .

Si osserva che tutti i punti calcolati, a parità del fattore di carico, danno gli stessi valori di c senza una sensibile dipendenza dall’intervallo di integrazione. Si conclude che un lasso

Figura 4.20: Analisi dei cdanalizzati

di tempo maggiore di 24 ore risulta sufficiente per determinare valori significativi riguardo gli effetti di transitori e spegnimenti. Per l’interpolazione sono stati inseriti anche i valori caratteristici della macchina allo stazionario, che con buona approssimazione rappresentano le prestazioni della macchina con funzionamento continuo giornaliero agli alti carichi. Anche tali punti a CR ≈ 50% si sovrappongono ai valori medi giornalieri con stessi fattori di carico. Dall’analisi di questa figura si conclude che l’effetto degli spegnimenti è molto limitato con CR > 0.1%. Per implementare una nuova correlazione nel modello, si scelgono due segmenti rettilinei, rappresentati nella Figura4.21.

Figura 4.21: Correlazione scelta per la funzione cd= f (CR)

Potenza nominale della GAHP e temperatura di mandata agli utilizzatori

Si è già osservato nella Sezione4.2.1che la pompa di calore reale a pieno carico brucia una portata di metano minore rispetto quella dichiarata dalle specifiche di progetto e fornisce anche una potenza minore all’utenza. Nei dati di monitoraggio a carico 100% si osserva che la potenza termica prodotta è pari a 37 kW , mentre nelle stesse condizioni di temperatura

delle sorgenti nelle tabelle è dichiarata una potenza di 40.5 kW . Dunque nel programma si calcolano le potenze termiche prodotte al massimo carico tramite funzioni interpolanti dai dati di tabella, moltiplicato dal fattore correttivo 37/40.5 = 0.913. I dati del costruttore per il calcolo della potenza termica nominale e del GUE a varie temperature delle sorgenti sono quelli già utilizzato nel Capitolo3 e riassunti nell’Appendice A.

Si mantiene la temperatura di mandata all’impianto costante a 40 ℃ nei mesi di riscal- damento, mentre nei mesi con sola richiesta di calore per l’acqua calda sanitaria si fissa Tm = 60℃.

Assorbimenti elettrici e tempi di accensione della GAHP

La GAHP necessita anche di energia elettrica durante il suo funzionamento per alimentare la pompa delle soluzioni. La potenza elettrica assorbita quando la macchina è accesa è 450 W. Non c’è alcun sistema di modulazione della pompa delle soluzioni al variare delle condizioni di funzionamento. Quando si spegne il bruciatore, si mantiene in circolo la soluzione per dieci minuti per raffreddare il fluido interno al ciclo, solo in seguito si ha lo spegnimento della pompa.

Per definire quanta energia elettrica assorbe la GAHP in un mese, si vuole esaminare se c’è una correlazione tra tempo di accensione della macchina (quindi di funzionamento della pompa delle soluzioni e anche della pompa di circolazione del circuito geotermico) e fattore di carico mensile. Con il solito approccio metodologico già utilizzato per la definizione del cd, si calcola la frazione di tempo in cui la GAHP è accesa e il CR, integrando i valori su diversi intervalli di tempo: un giorno, cinque giorni e dieci giorni. Si rappresentano tali punti nel grafico Figura4.22 in funzione di CR.

Figura 4.22: Spegnimenti della macchina

Si osserva che la variazione dell’intervallo di integrazione considerato non influisce sui risultati e la frazione di accensione della macchina in prima approssimazione dipende solo dal fattore di carico. Dunque si può ricavare una correlazione anche da estendere per tempi maggiori, come per il time step mensile utilizzato nel programma. Si utilizza una correlazione lineare, quindi con CR > 39% si considera l’impianto sempre acceso. Con

fattori di carico inferiori a 39% si utilizza la correlazione (rappresentata nella Figura4.23): ∆ton = ∆t(2.5 CR + 0.035)

Figura 4.23: Correlazione ricavata per gli spegnimenti della macchina

Il valore di accensione ∆tonsi può estendere anche alla pompa di circolazione nel circuito geotermico. Si conclude che per ogni mese l’energia elettrica rispettivamente assorbita dalla pompa delle soluzione Enel GAHP e dalla pompa di circolazione del circuito geotermico Enel geo nell’iterazione i-esima è:

Eni_{el GAHP} = 450 W ∆ti_on (4.3) Eni_{el geo}= P_{el geo}i ∆ti_on (4.4) Caratteristiche del parco geotermico e del terreno

L’impianto è composto da tre Borehole Exchangers, profondi 110 m, a doppio U, con diametro esterno del tubo 32 mm e diametro della sonda 200 mm.

Figura 4.24: Caratteristiche del parco geotermico analizzato

Per fare delle valutazioni generali, si varia il numero di sonde geotermiche possibili. La configurazione scelta è rappresentata in Figura 4.24, ricordando che nella scuola di Oulx non ci sono particolari limiti di spazio per la costruzione del campo geotermico. La

situazione con tre BHEs corrisponde al caso dell’impianto reale. Si fissa come vincolo la temperatura minima del fluido termovettore nel circuito geotermico a −6.4 ℃ (tempera- tura di congelamento della miscela di acqua e glicole propilenico al 20%). Per ogni sonda geotermica si fissa una portata di ˙m = 1000 l/h, pari a quella dell’impianto reale. Si utiliz- za come valore della resistenza termica della sonda geotermica Rb = 0.11 m K/W, valore ottenuto da una simulazione agli elementi finiti descritta in AppendiceD.

Per la definizione del sottomodello del terreno, si opta per un modello conduttivo con sorgenti lineari finite. I valori di conducibilità termica, capacità termica volumetrica e temperatura indisturbata sono stati scelti in modo da ottenere con la simulazione dell’im- pianto nella stagione 2012/2013 valori prossimi rispetto a quelli monitorati, oltre a non essere in contraddizione con i valori di letteratura. Si rimanda a tutta la procedura di scelta nell’AppendiceF. Si riassumono i valori ottenuti nella Tabella4.2.

T0 kg ρg cg

12.5℃ 2.4 W/(m K) 2.5 106 J/(m3 K)% Tabella 4.2: Parametri del terreno utilizzati Confronto tra consumo stimato e monitorato

Si conosce il consumo di metano per la stagione invernale 2013-2014, pari a 3264 m3 _oppure 32530 kW h[35]. Si vuole confrontare il valore vero con quello che si ottiene dal modello, definendo al solito il carico mensile nei due anni con le temperature reali da Settembre 2012 ad Agosto 2014 [45].

Figura 4.25: Risultati dall’analisi di ottimizzazione

Si osserva che le temperature medie di Ottobre 2012, Ottobre 2013 e Aprile 2014 sono superiori a 10℃, quindi maggiore rispetto agli 8℃ di Aprile 2013, mese intermedio in cui l’impianto funziona solo per venti giorni. Dunque si conclude di annullare in questi tre mesi i carichi per il riscaldamento e lasciare solo la potenza richiesta per l’acqua calda sanitaria. Si rappresentano le caratteristiche delle varie iterazioni in Figura4.25. Si ottiene un’energia termica utilizzata nella stagione 2013/2014 pari a 36240 kW h, con un errore del 10%. Considerando le molte incertezze nei valori di input, il risultato ottenuto dà una

4.4.2 Risultati

Si compie una prima considerazione sulla portata del fluido termovettore nel circuito geo- termico, variabile molto influente sul risultato del modello (Figura 3.22 (b)). Si ha nel- l’impianto reale una portata di 1000 l/h per ogni sonda geotermica, che si traduce con una velocità di 0.26 m/s, un numero di Reynolds di Re = 3000 e un numero di Prandtl di P r = 19. Si hanno delle velocità e numeri di Reynolds indicativamente bassi, infatti il valore classico della velocità minima nei tubi è 0.3 m/s e solamente con Re maggiori di 6000 si ha la sicurezza di un flusso completamente turbolento. Comunque le equazioni implementate nel modello valgono per valori di Re ≈ 3000 e P r ≈ 19 (come si specifica nell’Equazione3.15) e da come si evince dall’analisi di sensibilità effettuata, conviene mini- mizzare le portate nei range considerati, così da diminuire le perdite di carico concentrate e distribuite. Si conclude che le correlazioni per lo scambio termico e le perdite di carico distribuite precedentemente definite non devono essere modificate e la portata di 1000 l/h per ogni sonda è un buon valore per massimizzare il risparmio energetico.

Si analizzano di seguito vari casi esaminati tramite l’ausilio del modello di simulazione.

1° caso

In prima analisi si simula l’impianto reale. Nel modello si impone che il carico richiesto sia completamente coperto dalla pompa di calore per tutte le iterazioni (f = 1); la caldaia a condensazione (già descritta nel Capitolo3) rimane la tecnologia tradizionale di riferimento per la definizione del risparmio energetico. Inoltre nella schematizzazione del modello, la caldaia si attiva solo nel caso in cui il sistema geotermico non riesce a coprire tutto il carico per i vincoli sulle temperature del fluido nel circuito geotermico. Si riassumono i risultati ottenuti in Tabella4.3. n.BHEs 1 2 3 4 5 6 7 8 En. prim.[MW h] 1375.1 1234.8 1236 1250.5 1309.5 1369.4 1386.1 1450.3 n.accensioni caldaia 106 0 0 0 0 0 0 0 Risparmio [%] 8.8 18.1 18 17 13 9 8 3 min Tg [℃] -0.9 1.5 4.1 6 7 7.6 8 8.4

Tabella 4.3: Risultati con solo GS-GAHP per riscaldamento e ACS

Esaminando i consumi di energia primaria, le soluzioni con due o tre sonde geotermiche sono praticamente equivalenti. Inoltre in entrambi i casi non si prevede mai la necessità dell’attivazione di generatori di back-up (considerando grandezze medie per ogni time step). Al contrario con un solo Borehole Exchanger la pompa di calore non riesce a coprire il fabbisogno termico nei venti anni e si verifica l’accensione della caldaia per 106 iterazioni. Si deve considerare che l’impianto, essendo composto solo dalla pompa di calore, deve sopperire al fabbisogno termico in ogni momento, anche durante i picchi di richiesta nei gior- ni più freddi. Anche semplicemente applicando la teoria −NT U, con una potenza di picco da fornire all’utenza di 32 kW e il GUE nominale, si ottiene Tg− Tin w ≈ 16 K/NBHEs. Si deduce che con due BHEs si provoca un abbassamento importante delle temperature

del fluido termovettore e del terreno, mentre con tre sonde si mantiene in ogni condizione di funzionamento una temperatura sufficientemente alta per non rischiare congelamento dell’acqua glicolata e alterazioni delle caratteristiche termofisiche del suolo. Dunque per l’impianto analizzato con sola pompa di calore geotermica la scelta di tre BHEs sembra la più adatta.

2° caso

Si esamina l’impianto con pompa di calore e caldaia a condensazione come generatore di integrazione. Si utilizza il modello originale, che indaga la migliore strategia di gestione, e si raccolgono i risultati in Tabella4.4.

n.BHEs 1 2 3 4 5 6 7 8

En. prim.[MW h] 1283.4 1224.2 1225.2 1239.3 1355.1 1371.3 1421.4 1422 Risparmio [%] 14.9 18.8 18.7 17.8 14 10.1 9 5.7

Tabella 4.4: Risultati con l’ottimizzazione di GS-GAHP e caldaia per risc. e ACS Il modello fornisce come soluzione più conveniente quella a due sonde, con un’integra- zione che si si attiva solo nei mesi con sola richiesta di acqua calda sanitaria, mentre la pompa di calore sopperisce alla richiesta di riscaldamento da Ottobre ad Aprile. Infatti nei periodi in cui c’è solo richiesta di acqua calda sanitaria (con temperatura di mandata degli utilizzatori pari a 60 ℃) la pompa di calore lavora con bassi GUE (ai minimi carichi si ha un cd = 0.4, quindi un GUE ≈ 0.7, Figura 4.20), mentre la caldaia a condensazio- ne ha rendimenti maggiori all’unità. Si rappresenta la soluzione dell’ottimizzazione nella Figura4.263_. 0 5 10 15 20 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 iterazione f

Figura 4.26: frazione di carico coperto dalla GS-GAHP con 2BHEs

I risparmi cambiano estremamente poco rispetto al primo caso, dato che l’energia consu- mata dall’utenza in esame per l’ACS è bassissima rispetto la richiesta per il riscaldamento. Però la presenza della caldaia di integrazione permette l’installazione di due sole sonde geotermiche, poiché il back-up può sopperire all’eventuale energia residua nei picchi di richiesta dell’utenza. Si deduce che le soluzioni con sola GAHP e 3 BHEs e con doppio generatore con 2 sonde geotermiche sono approssimativamente equivalenti da un punto di

vista energetico, la scelta si deve spostare su considerazioni economiche e principalmente sui costri di installazione, che non sono affrontati in questo lavoro.

3° caso

Si vogliono esaminare le prestazioni di un sottodimensionamento della pompa di calore rispetto alla potenza di progetto dell’utenza. La Robur per ora mette in vendita pompe di calore aria-acqua e acqua-acqua solamente di taglia 40 kW . Per una stima delle prestazioni di una pompa di calore ad assorbimento da 20 kW , si utilizzano gli stessi dati della mac- china da 40 kW , con la sola modifica del dimezzamento della potenza termica nominale calcolata dall’interpolazione dei valori in tabella al variare delle temperature delle sorgenti. Con il nuovo calcolo della potenza massima nominale, si definisce il CR da cui si calcola il GUE e tutte le potenze scambiate. In prima approssimazione non si variano neanche le tabelle sulle perdite di carico concentrate all’evaporatore lato fluido termovettore, che dipendono dalla temperatura di ingresso e dalla portata. Si riassumono i risultati nella Tabella4.5

n.BHEs 1 2 3 4 5 6 7 8

En. prim.[MW h] 1266.6 1175.9 1174.7 1188.4 1249 1310.7 1327.6 1372.9

Risparmio [%] 16 22 22 21.1 17.2 13 12 8.9

Tabella 4.5: Risultati con l’ottimizzazione di GS-GAHP da 20 kW e back-up per risc. e ACS

Il downsizing della pompa di calore comporta ulteriori vantaggi sui risparmi ottenibili dall’impianto. Infatti con due BHEs si raggiunge un risparmio del 22%. La macchina lavora in tutti i mesi da Ottobre ad Aprile con alti valori di CR e quindi buoni rendimenti (Figu- ra4.27(a)). La caldaia si accende solo per l’ACS e per produrre l’energia residua nei mesi più freddi, cioè Dicembre, Gennaio e Febbraio, come si può esaminare dalla Figura4.27(b).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8

iterazioni del 20° anno

GUE (a) GUE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0 5 10 15 20 25 Potenza media [kW]

itarazione (ventesimo anno)

Fabbisogno PdC Back−up

(b) Potenze mendie

Figura 4.27: Potenza media richiesta dall’utenza, coperta dalla GAHP e dalla caldaia di integrazione termica e GUE della GS-GAHP da 20 kW all’ultimo anno di funzionamento analizzato

4°caso

Un’altra modifica possibile potrebbe essere l’abbassamento della temperatura di mandata ai terminali per aumentare i rendimenti della macchina. Nel caso analizzato la frazione di carico coperto dalla GAHP è limitata dalla taglia, ma non dal vincolo, quindi, in accordo con l’analisi di sensibilità nella Sezione3.4.6, si immagina che una diminuzione della tem- peratura di mandata comporti solamente un miglioramento dei rendimenti, quindi ad un aumento del risparmio. Si utilizza di nuovo la GAHP da 20 kW .

n.BHEs 1 2 3 4 5 6 7 8

En. prim.[MW h] 1264.2 1147.2 1149.3 1165.7 1228.2 1291 1308.7 1358.2 Risparmio [%] 16.2 24 23.8 22.7 18.5 14.4 13.2 9.9 Tabella 4.6: Risultati con l’ottimizzazione di GS-GAHP da 20 kW e back-up per risc. e ACS con temperatura di mandata agli utilizzatori di 35℃

La soluzione ottima prevede due sonde geotermiche, il risparmio energetico si è portato al 24%. Come era immaginabile, la soluzione della frazione di carico coperta dalla pompa di calore non cambia rispetto al terzo caso, dunque la GAHP funziona solo nei mesi di riscaldamento mantenendo CR > 0.8.

Si riassumono tutte le considerazioni fatte per i quattro casi esaminati nella Figura4.28. Precisamente nella Figura 4.28 (a) si rappresentano i fattori di carico CR, mentre in Figura4.28(b) i GUE medi che si hanno in ogni time-step di un anno.

(a) CR

(b) GUE

Conclusioni e sviluppi futuri

Questa tesi ha l’obiettivo di analizzare le caratteristiche principali di sistemi con pompe di calore ad assorbimento e sorgente esterna geotermica. L’analisi effettuata si è basata sui ri- sultati di un modello per la simulazione delle prestazioni energetiche del sistema GS-GAHP con eventuale generatore di back-up, partendo da dati di catalogo e schematizzando l’ef- fetto di tutti i sottomodelli in gioco (il terreno, gli scambiatori di calore nel terreno, etc.). Nella seconda parte si è analizzato l’impianto reale della scuola materna di Oulx (TO), con i dati di monitoraggio a disposizione.

Le varie simulazioni su tutta la vita utile dell’impianto hanno evidenziato che l’abbas- samento dei livelli termici della sorgente fredda, causata dall’asportazione di calore durante il riscaldamento dell’utenza, con il passare degli anni può limitare le prestazioni dei siste- mi GS-GAHP. L’effetto non si risente sui rendimenti delle macchine, infatti i GUE sono poco sensibili alla variazione delle temperature delle sorgenti. L’effetto di deriva termica