SET UP DI UN DIMOSTRATORE DI INTEGRAZIONE DI SISTEMI ENERGETICI E TEST DINAMICI ESTIVI IN CONFIGURAZIONE A ISOLA

Corso di Laurea Magistrale in INGEGNERIA ENERGETICA

SETUP DI UN DIMOSTRATORE DI INTEGRAZIONE

DI SISTEMI ENERGETICI E TEST

DINAMICI ESTIVI

IN CONFIGURAZIONE A ISOLA

Sintesi della Tesi

Relatori

Prof. Daniele Testi

Dott. Davide Della Vista

Candidato

Alessandro Conforti

29 Novembre 2018

Anno Accademico 2017/2018

Introduzione

Il lavoro di tesi si focalizza sulla realizzazione del set-up di un dimostratore di integrazione di sistemi energe-tici, composto da diverse sezioni per la produzione, l’accumulo e l’utilizzo di energia sia termica che elettrica. Il set-up si suddivide in tre parti, nella prima si ha la realizzazione del programma di acquisizione dati, del programma di controllo dell’impianto ed il software per la simulazione di un edificio-tipo; nella seconda la calibrazione e l’installazione dei sensori nell’impianto del dimostratore; nella terza la realizzazione di test per valutare il funzionamento complessivo del sistema e quello dei vari componenti connessi nel dimostratore verificando la coerenza dei risultati ottenuti. Si realizzano infine prove di risposta del sistema alla copertura dei carichi termici in un giorno tipo e uno studio simulativo, basato sui dati ottenuti dalle prove sperimentali, avente l’obiettivo di fornire un comportamento generalizzato all’intera stagione estiva.

Dimostratore

Il dimostratore viene realizzato per lo studio del comportamento combinato di diversi dispositivi per produ-zione e gestione di energia da fonti rinnovabili destinata alla copertura dei carichi di un edificio; la tecnica su cui si basa è quella dell’Hardware in the Loop (HIL), un metodo di simulazione che coniuga componenti reali e componenti simulati virtualmente. Si tratta di un sistema software e hardware attraverso il quale uno o più componenti reali comunicano in tempo reale con un ambiente virtuale attraverso un’interfaccia software e un sistema di sensori ed attuatori che permettono di effettuare in tempo reale acquisizione e controllo sui componenti di impianto inseriti nel loop. I vantaggi di questo metodo sono la ripetibilità delle esperienze, la maggiore consistenza dei test e l’economia dell’intero impianto di prova; emergono però vincoli stringenti sulla scelta dell’hardware e sulla realizzazione dei modelli numerici per la simulazione.

La struttura dell’impianto permette lo studio del comportamento in modalità a isola avendo tutti i compo-nenti necessari alla realizzazione e alla copertura di carichi termici ed elettrici. I sistemi stand-alone sono generalmente progettati per elettrificare edifici o intere comunità isolate o semplicemente distanti dalla rete. A differenza delle microgrid, infatti, non prevedono connessione alla rete elettrica, e riescono a garantire copertura dei carichi grazie ad un sistema di generatori, in genere impianti a produzione fotovoltaica ed eolica, che a causa della loro aleatorietà richiedono l’integrazione con sistemi di accumulo elettrochimico e in alcuni casi di generatori diesel ausiliari. La gestione dei flussi è attribuita ad altri componenti essenziali del sistema quali inverter e controllori di carica.

Nella sezione generatrice la gestione della produzione elettrica viene demandata ad un inverter da 5000 VA, al quale sono collegati l’impianto fotovoltaico, composto da 8 pannelli aventi potenza complessiva di picco pari a 2 kW e un MPPT 85 A-48 V, che gestisce la produzione dei pannelli ricercando continuativamente il punto di massima efficienza energetica.

La produzione di potenza termica viene realizzata attraverso due pompe di calore funzionanti alternativa-mente; quella utilizzata prevalentemente è di tipo aria-acqua modulante da 5 kW costituita da un modulo idronico pensile interno accoppiato ad una unità esterna moto-condensante; il primo racchiude lo scambia-tore di calore fluido refrigerante/acqua, il gruppo idraulico con circolascambia-tore ed i componenti elettronici per la comunicazione e la gestione della macchina; il modulo esterno invece contiene il compressore rotativo, la valvola di laminazione, l’inverter, la valvola a 4 vie (per l’inversione del ciclo) e la batteria per lo scambio con l’aria esterna. Il fluido frigorifero utilizzato è l’R-410A.

La PdC alternativa è di tipo acqua-acqua, utilizzata sporadicamente a causa del funzionamento di tipo ON/OFF e degli sprechi ambientali conseguenti al suo utilizzo, poiché la fonte termica esterna consiste in acqua prelevata dall’acquedotto pubblico; anche in questa macchina il fluido refrigerante è l’R-410A. Entram-be le macchine sono alimentate dal quadro elettrico collegato all’inverter e possono lavorare in configurazione di riscaldamento o raffrescamento.

La sezione utilizzatrice è composta dai sistemi che simulano lo scambio termico del modello di edificio. Gli elementi cardine di questa sezione sono lo scambiatore dissipante, il circolatore e la valvola miscelatrice, che insieme realizzano la simulazione del comportamento dei terminali dell’edificio modellizzato. La valvola miscelatrice non è richiesta in un impianto reale, perché i terminali vengono alimentati con portata costante e forniscono la temperatura di ritorno in funzione del carico richiesto. Nell’impianto in assetto Hardware in the Loop, invece, diventa un elemento essenziale per la simulazione poiché regola la temperatura di ritorno desiderata (stimata dal software di simulazione dell’edificio) bypassando parte della portata di mandata e miscelandola con quella che attraversa lo scambiatore esterno.

La valvola miscelatrice, installata ai capi dello scambiatore esterno, ha diametro nominale pari a 15 mm, kvs = 4,0 m3/h ed è equipaggiata di servomeccanismo elettronico; ha caratteristica lineare sul ramo di

by-pass ed equipercentuale sul ramo by-passante dallo scambiatore.

Il dissipatore è di tipo aria-acqua a secco, con potenza di targa 45 kW in condizioni nominali determinate dalla norma EN 1048:2014; d’inverno dissipa il calore prodotto dall’impianto, d’estate riscalda la portata d’acqua circolante. Il limite termodinamico principale di questa macchina consiste nello scambio con la temperatura esterna; infatti il valore estremo di temperatura ottenibile all’uscita dello scambiatore è proprio quella esterna. Il dissipatore non prevede logiche di gestione e lavora in regime di ON/OFF.

La sezione di accumulo comprende per la quota elettrica un banco di batterie costituito da 8 moduli, dispo-sti in due serie da 4 collegati in parallelo ognuno avente 12,8 V e 160 Ah come valori nominali; un Battery Management System (BMS) che protegge ogni singola cella delle batterie da sovra-tensione, sotto-tensione e sovra-temperatura e che ottimizza la gestione dell’energia elettrica prelevata; ogni batteria ha integrato il controllo di bilanciamento temperatura e tensione (BTV) a cui si collega direttamente il BMS. Per la quota termica due serbatoi di accumulo aventi capacità netta di 520 litri ciascuno ed equipaggiati di 3 serpentine differenti asservite ai diversi utilizzi realizzabili. Le pompe di calore caricano l’acqua direttamente nel bulk di accumulo mentre i prelievi di energia avvengono tramite le serpentine. Nell’accumulo ad alta temperatura è previsto l’utilizzo di una resistenza elettrica trifase da 3,8 kW installata per poter simulare una fonte di potenza termica aggiuntiva.

Un punto di collegamento tra la sezione generatrice e quella utilizzatrice è uno scambiatore a piastre (60) saldo-brasate, con UA alle portate nominali d’impianto pari a 750 W/K, che permette l’utilizzo diretto della pompa di calore. Il conseguente disaccoppiamento delle due sezioni soddisfa anche una necessità impiantisti-ca rilevante in particolar modo nel impiantisti-caso invernale, dovuta alla presenza del dissipatore esterno; la possibilità di lavorare a basse temperature comporta la necessità di miscelare l’acqua della sezione utilizzatrice con liquidi antigelo, senza però modificare la qualità dell’acqua della sezione generatrice in cui figurano i serbatoi di accumulo.

L’ultima sezione presentata è quella relativa alla produzione di ACS, anch’essa vincolata alla richiesta di energia termica da parte di un utente simulato sotto forma di acqua calda a perdere. Questa sezione consiste in un tubo di gomma collegato ad una valvola a sfera con cui si preleva l’acqua dall’acquedotto, dalla serpen-tina all’interno del serbatoio di accumulo caldo e da un secondo tubo per lo scarico in ambiente intervallato da un tratto in polipropilene necessario per la misura della portata.

Modellazione dei sistemi emulati

Il dimostratore è stato pensato per un utilizzo in configurazione a isola, ma nel laboratorio è stato necessario implementare l’allaccio alla rete, 230 V in alternata, per avere la possibilità di simulare una generazione elettrica diversa da quelle fisicamente presenti; la simulazione si effettua modificando il limite di corrente prelevabile dalla rete in modo da seguire la curva di potenza generata dal sistema simulato, tipici sistemi integrabili possono essere una piccola turbina eolica oppure un piccolo cogeneratore, per cui andrà conside-rato anche l’apporto termico. Per la simulazione del carico elettrico giornaliero dell’edificio sono installate due stufe elettriche di potenza complessiva pari a 4 kW comandate da un dimmer con controllo 0÷10 V.

Entrambi gli accumuli non sono dotati di valvola miscelatrice, solitamente presente nel caso di edificio reale nel circuito dell’impianto di riscaldamento; questa è necessaria per limitare la temperatura massima, o mi-nima a seconda della richiesta, fornita all’impianto e consente di mantenere l’accumulo a temperature più estreme rispetto a quelle di utilizzo, evento che si verifica solitamente nel serbatoio caldo se sono installati i pannelli solari termici. L’effetto può essere simulato, noti la temperatura di accumulo, la portata prelevata dall’accumulo e la potenza necessaria all’impianto, realizzando un programma per determinare la tempe-ratura sul ramo di ritorno del serbatoio nel caso reale ed utilizzarla come set-point da inseguire tramite la valvola miscelatrice; la simulazione è condiziona dalla possibilità del circolatore di lavorare in un range di portate utili, infatti quelle estratte dal serbatoio saranno molto più piccole rispetto alle portate di impianto.

Per effettuare la simulazione dell’edificio si realizza un programma che fornisce la dispersione termica as-sociata, secondo il metodo della firma energetica, ad un edificio-tipo di cui sono ipotizzate: dimensioni, geometrie, caratteristiche ed estensione delle superfici vetrate, stratigrafia delle pareti opache, posizione geo-grafica, orientamento e carichi interni dovuti all’utenza.

Per indicazioni più accurate sulle caratteristiche dell’edificio si rimanda alla lettura della Tesi.

Per completare la modellizzazione dell’edificio vengono integrate le condizioni ambientali esterne in cui esso si dovrebbe trovare, in particolar la temperatura dell’aria, la velocità del vento e l’irraggiamento, necessario sia per la temperatura equivalente sole-aria che per la potenze termica diretta immessa; i dati vengono acquisiti per mezzo di una stazione meteo installata nei pressi del Dipartimento di Idraulica dell’Università di Pisa, in via Gabba 22.

Risulta inoltre necessario realizzare uno storico dei valori delle grandezze, utile ad implementare lo sfasa-mento temporale dovuto alla massa frontale delle pareti dell’edificio.

Per completare la valutazione del fabbisogno si tiene conto delle dispersioni associate al ricambio d’aria, necessario al mantenimento dell’igiene, e del profilo di utilizzo considerando un’utenza di 4 soggetti; i carichi interni vengono stimati come la somma di 3 diverse componenti: carico degli elettrodomestici, carico dell’il-luminazione e carico delle persone.

Sistema di acquisizione

Punti cardine del set-up sono stati l’installazione dei sensori e la realizzazione del programma per l’acquisi-zione e il salvataggio dei dati misurati .

Per l’acquisizione delle temperature i sensori installati sono dei termistori NTC (Negative Temperature Coef-ficient ), caratterizzati dalla diminuzione della resistività all’aumentare della temperatura misurata secondo l’equazione di Steinhart-Hart

[T = (A+B (lnR)+ C (lnR)

3

)

−1

]

. Sulla base dei valori forniti dalla casa produttrice, nella prima fasi di set-up, è stata effettuata una calibrazione dei sensori e del relativo apparato di misura, per un approfondimento si rimanda alla lettura del capitolo 6.1 della tesi.

I sensori vengono installati nel dimostratore in pozzetti di acquisizione realizzati a partire da tappi di ottone, forati al centro, su cui sono stati saldo-brasati dei tubicini di rame (φint=4 mm) chiusi con saldatura a

stagno; all’interno dei tubicini viene inserita l’NTC, perciò devono avere una lunghezza tale che una volta installati sui raccordi, a T o a X, posizionino il sensore al centro del flusso.

Per la misura della portate dell’impianto vengono utilizzati flussimetri con diametro nominale 10 mm, range di portata 0÷40 l/min e sensibilità 2 l/min, che generano un segnale di misura analogico da 4÷20 mA; questi flussimetri si basano sul principio fisico della generazione di vortici teorizzata da von Kàrmàn. Per acquisire il segnale di misura è necessario alimentare tra 8÷33 V lo strumento con un generatore di tensione stabilizza-to. Come nel caso degli NTC per l’esposizione del processo di calibrazione si rimanda al capitolo 6.2 della tesi.

I software di acquisizione sono stati realizzati in ambiente LabVIEW e suddivisi in: file motore, con com-pito di interrogare i dispositivi e creare variabili globali, global, che contengano i valori; file interfaccia, che consentono il display dei dati e permettono la modifica dei valori sui registri, dove possibile, in modo da garantire l’interazione con le macchine.

Per l’acquisizione dei segnali dai sensori installati nel dimostratore si sfrutta una scheda LabJack T7, a ingresso multiplo di segnale, collegata al pc tramite un canale Ethernet con protocollo Modbus TCP. Il file interfaccia LabVIEW utilizzato è il front panel delle global (Figura 1).

I valori si acquisiscono all’interno di un while-loop, con temporizzazione di 1 s, questi sono valori di tensione e devono essere riconvertiti per ottenere le grandezze desiderate utilizzando le specifiche funzioni di conver-sione ricavate con la calibrazione dei sensori.

L’acquisizione del valore misurato dal flussimetro avviene sempre tramite LabJack ma è necessario aggiunge-re una aggiunge-resistenza campione, Rc=301±1% Ω, poiché la scheda acquisisce un segnale di tensione ma la funzione

di conversione del flussimetro necessita una corrente.

Figura 1: control panel realizzato per la visualizzazione dei valori acquisiti mediante la scheda LabJack T7

La comunicazione con le macchine connesse al PC sfrutta due interfacce LabVIEW: una per la comunicazione con Inverter, BMS e MPPT attraverso protocollo Modbus TCP/IP, l’altra per il canale RS 485 a cui sono collegati i contatori elettrici e le pompe di calore che sfrutta il protocollo Modbus RTU. I file per l’acquisi-zione dati di entrambi questi canali sono impostati in modo analogo in ambiente LabVIEW. Nel file motore si inizializza il canale con le dovute specifiche e si realizza l’acquisizione dei dati all’interno di un while-loop, con temporizzazione di 10 s. Qui un event-structure distingue il caso di funzionamento standard, in cui si leggono i registri forniti dalle case produttrici, e il caso in cui l’input dell’utente modifichi un valore di uno specifico registro su uno dei dispositivi collegati al canale. Nell’interfaccia invece si mostrano i dati acquisiti e si crea l’evento, in caso di modifiche da parte dell’utente, che va a sovrascrivere i valori sui registri desiderati.

Il salvataggio dei valori misurati dai sensori e delle acquisizioni raccolte dalle macchine è fondamentale in quanto permette l’analisi di tutte le informazioni acquisite nell’impianto; l’organizzazione dei dati deve essere precisa e struttura in modo da conoscere la finestra temporale di acquisizione per riuscire a fare confronti in diverse condizioni. Per realizzare il database si sfruttano le global create in output da ogni interfaccia richiamandole in un file LabVIEW dedicato in cui si compone una stringa che abbia nell’intestazione i nomi e che scandisca con il passo temporale dell’acquisizione i valori acquisiti e salvati ognuno incolonnato sotto al proprio nome.

Sistema di controllo

Il sistema di controllo realizzato è stato pensato per permettere un’ottimale gestione delle sezioni di utiliz-zazione e di generazione del dimostratore.

e di temperatura di mixing della sezione utilizzatrice. Il programma realizzato in ambiente LabVIEW effet-tua la lettura delle global delle variabili da regolare e la comparazione con i rispettivi valori di set-point : il valore di portata si è fissato pari a 600 kg/h, corrispondete ad un valore tipico di utilizzo in ambito residen-ziale, mentre quello di temperatura di ritorno viene determinato in tempo reale dalla simulazione dell’edificio riportata in LabVIEW mediante una libreria DLL dedicata. Quest’ultima viene realizzata a partire da una function di Matlab con all’interno le caratteristiche dell’edificio, come input richiede la portata dell’impianto, la temperatura di mandata, la temperatura di set-point richiesta all’interno dell’edificio, l’ora dell’anno in cui si effettua la simulazione ed i dati climatici, sia istantanei che storici. In output invece fornisce la potenza termica dispersa dall’edificio e la temperatura di ritorno associata. Per interrompere l’azione del circolatore nella sezione utilizzatrice, viene inserito un interruttore dedicato.

Per modificare le configurazioni d’impianto sono predisposte 5 valvole a tre vie comandabili; 4 permettono il passaggio da scambio diretto delle pompe di calore con l’edificio simulato a quello indiretto per mezzo dei serbatoi; l’ultima consente lo switch tra le pompe di calore collegate.

Sul circolatore e sulla valvola miscelatrice si effettua un controllo 0÷10 V per regolare rispettivamente il numero di giri e la posizione dello stroke; la tensione di controllo viene impostata per mezzo di una scheda elettronica dotata di un Arduino DUE, programmabile ed avente due canali DAC (Digital to Analog Con-veter ) in output per la regolazione continua del segnale oltre ai canali binari digitali. Sulla scheda viene caricato uno sketch scritto in linguaggio C necessario per la composizione di una stringa numerica lunga 13 caratteri: i primi 4 associati al canale DAC0, che regola il circolatore; i successivi 4 associati al canale DAC1, per la regolazione della valvola miscelatrice; gli ultimi 5, associati ai canali digitali che regolano le valvole a tre vie. Per mezzo dei valori scritti sulla stringa si impone una tensione in uscita allo specifico canale.

Figura 2: Inseguimento del set-point di tempera-tura con regolatore PID

La stringa viene generata con un file LabVIEW che concatena i valori da trasmettere; nel medesimo file si implementano i due regolatori PID utilizzati nel controllo. Entrambi necessitano del valore di set-point e della variabile da modificare, in output risulterà un valore di tensione da trasformare nella stringa di controllo dell’Arduino DUE ; indicare il range di tensione entro cui si lavora è fondamentale onde evitare l’insorgenza del win-dup integrale, caratteristico in caso di variazioni del set-point. Per la determinazione dei parametri per i PID e per le mappe di funzionamento della valvola miscelatrice e del circolatore si rimanda alla lettura del capitolo 5 della tesi.

Per garantire un controllo più semplice sui programmi e sulle macchine è stato realizzato in ambiente LabVIEW un control panel, con la funzione di pannello riassuntivo per l’utilizzo del

dimostratore, in cui si convogliano tutte le interfacce realizzate per le acquisizioni e i controlli; inoltre si inserisce un file per la programmazione oraria, e settimanale, delle prove effettuabili con il dimostratore e un file per il riavvio dei salvataggi, infine vi sono delle note con le istruzione per l’uso della varie interfacce così da garantirne un utilizzo futuro meno complicato.

Prove sperimentali e analisi dei risultati

Una volta verificato il corretto funzionamento dei componenti dell’impianto e dei sistemi di acquisizione e controllo, si è proceduto con una serie di prove sperimentali volte ad analizzare il comportamento del sistema nelle varie configurazioni previste per un impianto reale, in assetto estivo, durante un giorno tipo. Le configurazioni analizzate possono essere ricondotte a cinque eventi, che sfruttando tutti i componenti dell’impianto sono necessari a soddisfare i carichi termici per la climatizzazione e la fornitura di ACS di un ipotetico edificio. Gli eventi analizzati riguardano la carica dei due serbatoi di accumulo termico, la loro conseguente scarica e l’utilizzo diretto della pompa di calore per la climatizzazione. L’obiettivo dei test è stato quello di valutare le prestazioni dei generatori e degli accumuli di energia termica ed elettrica e ricercare una logica di gestione che ne ottimizzi l’utilizzo combinato. Le prove sono state effettuate con impianto in modalità stand alone, così da valutare la capacità del sistema di coprire i carichi durante l’intero corso della giornata senza necessità di prelievo dalla rete elettrica. Infine, partendo dai risultati sperimentali ottenuti, si è proseguito con un’analisi simulativa basata su dati meteo storici, con lo scopo di valutare le eventuali modifiche o implementazioni impiantistiche necessarie a coprire l’intero carico stagionale estivo affidandosi a sole fonti rinnovabili.

I carichi richiesti dalla climatizzazione vengono valutati in tempo reale in funzione delle condizioni climatiche e delle ipotesi effettuate in fase di modellazione dell’edificio; i carichi per ACS stimando un utilizzo quoti-diano complessivo di 20 minuti con temperatura e portata di prelievo di TACS= 38◦C e

.

La richiesta in parallelo dei due differenti carichi rende indispensabile la presenza del serbatoio di accumulo caldo, il quale permette uno sfasamento temporale tra la fase di generazione e la fase di utilizzo dell’energia termica per ACS, lasciando completa disponibilità all’impiego della pompa di calore per il raffrescamento. L’organizzazione del giorno tipo è stata condizionata da limiti tecnici dei componenti d’impianto e dal profilo di occupazione ipotizzato. Test preliminari effettuati per valutare le prestazioni della pompa di calore in modalità raffrescamento hanno evidenziato un limite sulla temperatura minima di mandata (10,5◦C), limi-tando la scelta dei terminali d’impianto ai pannelli radianti. Tenendo conto dell’elevata inerzia termica dei pannelli stessi e delle strutture in cui essi sono annegati, si predispone un’accensione anticipata dell’impianto di raffrescamento di circa 3 ore. L’occupazione è stata ipotizzata a partire dalle 18.00, l’accensione dell’im-pianto di climatizzazione sarà alle ore 15.00. Si predispone quindi la carica di entrambi i serbatoi nelle ore precedenti la climatizzazione, con sequenza di carica decisa tenendo conto dell’influenza della temperatura esterna sulle prestazioni della pompa di calore nelle due configurazioni e dell’effetto sfavorevole dovuto al transitorio successivo allo switch. Si decide di utilizzare la macchina prima in raffrescamento e successiva-mente in riscaldamento in quanto portare la batteria ad alta temperatura partendo da una più bassa risulta più celere dell’operazione contraria, essendo la temperatura bassa molto inferiore a quella ambiente; inoltre iniettare portata calda nel serbatoio freddo durante il transitorio di abbassamento della mandata compor-terebbe un netto incremento dell’entalpia contenuta dallo storage che andrà poi prelevata per effettuare la carica.

Le prove di carica dello storage a bassa temperatura hanno evidenzato due limitazioni che minano sensibil-mente il quantitativo di energia termica accumulabile. Oltre alla restrizione sul valore minimo di temperatura raggiungibile dalla macchina, infatti, si ha un limite sul volume utile di lavoro, dovuto alla configurazione di attacco dei rami della pompa di calore nel bulk. La carica interessa infatti solo una parte del serbatoio; si completa in 80 minuti, portando il volume utile ad una temperatura di circa 10,6◦C. Analizzando le prestazioni della macchina si nota come la richiesta di energia alla pompa di calore risulti essere maggiore (4.67 kWh) rispetto a quella realmente fornita al serbatoio (3.53 kWh) a causa di perdite termiche lungo il circuito, imputabili al ramo di ritorno. Si nota inoltre che nella fase iniziale, quando la richiesta di potenza è alta a causa dell’elevata differenza tra mandata e ritorno, la macchina lavora con valori di EER elevati e pressochè stabili; con l’avanzare della carica e l’assottigliamento del ∆T , si riduce la potenza richiesta alla macchina, che inizia ad autoregolarsi causando un’elevata variabilità e un importante calo dei valori di EER.

(a) EER delle pompa di calore e del sistema (b) Temperature di mandata e di ritorno misu-rate nei pressi della pompa di calore e nei pressi del serbatoio

Figura 3: Prestazioni della macchina frigorifera durante la carica del serbatoio freddo

Al fine di valutare un eventuale miglioramento delle prestazioni della pompa di calore, in particolare per quel che riguarda il raggiungimento di una temperatura minima inferiore e un incremento dell’EER, sono state effettuate alcune prove di carica in notturna, che hanno però evidenziato come i limiti siano da attribuire prevalentemente alla macchina e non alle condizioni esterne.

A fronte di un prelievo di energia elettrica pari a 1.49 kWh, l’evento sarà caratterizzato dai valori medi di EERP dC=3.116 e EERsys=2.358.

Contestualizzando la carica dello storage ad alta temperatura all’utilizzo per ACS ipotizzato non è risultato necessario effettuare la carica completa del volume utile, grazie alla possibilità di raggiungere un’elevata temperatura di mandata, pari a 52◦C. La possibilità di interrompere la fornitura con un ∆T di qualche grado tra mandata e ritorno permette alla pompa di calore di non entrare mai nella fase di modulazione lavorando con COP elevati e stabili. La carica richiede circa 110 minuti e il volume di accumulo risulta stratificato con temperature estreme di 51◦C e 48◦C. Anche in questo caso si ha discrepanza tra l’energia

fornita dalla macchina (6.61 kWh) e quella realmente ceduta al serbatoio (5.46 kWh); alle perdite lungo il circuito, incrementate nella fase iniziale dalla presenza di componenti ancora a temperatura molto bassa per l’evento precedente, bisogna aggiungere il contributo del transitorio iniziale che comporta prelievo di portata a temperatura ambiente ed immissione ad una temperatura molto inferiore, con conseguente riduzione del carico entalpico contenuto dal volume.

(a) COP delle pompa di calore e del sistema (b) Temperature di mandata e di ritorno mi-surate nei pressi della pompa di calore e nei pressi del serbatoio

Figura 4: Prestazioni della pompa di calore durante la carica del serbatoio caldo

A fronte di un prelievo di energia elettrica pari a 2.07 kWh, l’evento sarà caratterizzato dai valori medi di COPP dC=3.188 e COPsys=2.63.

La copertura del carico per il raffrescamento prevede l’utilizzo diretto della pompa di calore e quello dell’ener-gia accumulata precedentementea; per l’integrazione del serbatoio a bassa temperatura sono state analizzate due differenti logiche: l’impiego nella fase iniziale della climatizzazione, con l’intento di coprire il carico nel periodo di accensione della macchina permettendole di andare velocemente in temperatura; la seconda che ne prevedesse l’utilizzo serale nelle ore di assenza di produzione da fotovoltaico.

Lo sfruttamento del serbatoio precedentemente all’accensione della pompa di calore porta ad una scari-ca eccessivamente rapida dovuta all’utilizzo in una fascia oraria con elevata richiesta di potenza da parte dell’edificio e al contributo avvettivo dell’acqua ad alta temperatura contenuta nell’impianto non ancora climatizzato. Lo switch viene richiesto dopo appena 5 minuti dall’inizio del prelievo, non coprendo in alcun modo il transitorio di accensione della pompa di calore.

La seconda logica di gestione, oltre al citato vantaggio di coprire il carico durante il periodo di inattività dei moduli fotovoltaici, risulta benefica ai fini dello sfruttamento dell’energia immagazzinata grazie all’utilizzo in una fascia oraria in cui la richiesta di potenza è bassa e per la totale eliminazione del contributo avvettivo presente nel caso precedente; con questa configurazione infatti il serbatoio vede dal ramo di ritorno una portata già a bassa temperatura per il raffrescamento avvenuto nelle ore precedenti. In questo modo si ha un miglior sfruttamento del serbatoio, con copertura del carico per circa 23 minuti, tempo dopo il quale la temperatura di prelievo supera i 18◦C. Il limite sulla temperatura massima accettabile dai terminali porta ad uno scarso sfruttamento dell’energia accumulata nel serbatoio, che nel primo caso è del solo 9% e nel secondo del 19%.

(a) Switch da serbatoio a pompa di calore (b) Switch da pompa di calore a serbatoio Figura 5: Comportamento del sistema nelle due logiche analizzate

A fronte di un prelievo di energia elettrica pari a 5.446 kWh, l’evento sarà caratterizzato dai valori medi di EERP dC=2.912 e un EERsys=2.571.

La scarica dello storage ad alta temperatura per la simulazione del carico di ACS è stata effettuata con una regolazione in portata, essendo la temperatura di prelievo quella effettiva di immagazzinamento per l’assenza di una valvola miscelatrice sui rami di mandata e ritorno del serbatoio. Il quantitativo di energia utilizzata durante il prelievo è pari a 3.11 kWh, che rapportata al quantitativo di energia fornita in fase di carica fornisce uno sfruttamento dell’accumulo per il 57%.

Analizzando l’andamento delle potenze elettriche nell’arco dell’intera giornata tipo sono distinguibili i pe-riodi di richiesta di potenza da parte della pompa di calore e quelli di carica dell’accumulo elettrochimico. Quando la produzione fotovoltaica non riesce a coprire la richiesta della macchina viene prelevata potenza dalla batteria, quando non c’è richiesta la potenza generata viene convogliata e accumulata nella batteria. A fine giornata il livello di carica dell’accumulo risulta essere pari al 66.5%, valore accettabile in quanto

Figura 6: Generazione ed utilizzo della potenza elettrica durante una giornata tipo

superiore al limite di scarica imposto per la sua preservazione (50%).

Analizzando i flussi in ingresso e uscita dall’accumulo si nota come, partendo da una carica completa della batteria, la quota di energia prelevata durante la mattina per la carica dei serbatoi viene recuperata molto presto nel periodo di inattività della macchina; si ha quindi un tempo nel quale la produzione da fotovoltaico non viene sfruttata. Questo surplus di energia apre a diversi scenari che ne permetterebbero uno sfruttamen-to intelligente a vantaggio del sistema: incremensfruttamen-to dell’energia termica a bassa temperatura accumulabile nel serbatoio freddo grazie all’utilizzo dell’intero volume disponibile; in ottica stagionale possibilità di avere la batteria non completamente carica all’inizio della giornata e quindi possibilità di copertura del debito energetico lasciato dalla scarica del giorno precedente.

Simulazione stagionale

Basandosi sui dati ottenuti con le prove sperimentali e su un archivio di dati climaici della provincia di Pisa, si effettua un’estensione delle prestazioni del sistema all’intera stagione estiva, facendo riferimento al periodo giugno-settembre. Mantenendo la struttura del giorno tipo ipotizzata si valuta la capacità dell’impianto di garantire completa copertura del carico stagionale. La modellazione viene effettuata su base integrale; ogni giorno la richiesta sarà di soddisfare l’intero carico energetico dato dalle quote fisse di carica dei due serbatoi (5.456 kW hthper il caldo e 3.533 kW hthper il freddo) e dalla quota variabile per il raffrescamento calcolata

tramite la function dell’edificio e l’archivio di dati climatici.

La generalizzazione delle prestazioni dell’impianto fotovoltaico sono state effettuate mediante il metodo Ross, riscontrando una notevole coerenza con i dati sperimentali. Il metodo fornisce il valore di rendimento in funzione della radiazione incidente e della temperatura esterna.

Associando i daily COP reali (DCOPr) calcolati sperimentalmente ai DCOP ideali (DCOPid) calcolati in

un cluster di valori di rendimento di secondo principio (ηII =_DCOPDCOPr

id) che permettano la valutazione delle

prestazioni quotidiane dell’impianto. Mantenendo costanti i rendimenti di secondo principio per definiti set di temperatura esterna e per i diversi eventi è possibile calcolare, per ognuno di essi, i valori di DCOPr

di ogni giorno e risalire così, nota la richiesta di energia termica, ai consumi effettivi di energia elettrica quotidiana. Calcolando attraverso la distribuzione di radiazione solare e di rendimento fotovoltaico la quota di energia elettrica producibile quotidianamente è possibile risalire al bilancio dei flussi in uscita e quelli in ingresso dall’impianto per ciascun giorno della stagione.

Effettuando un’analisi sui flussi quotidiani di energia nell’accumulo elettrochimico, tenendo conto del limite emerso durante le prove sperimentali sulla possibilità che una quota dell’energia prodotta dall’impianto fo-tovoltaico possa non essere sfruttata (in quanto generata in un periodo nel quale la batteria risulta essere già ricaricata completamente e l’utilizzo della pompa di calore non ancora necessario) si è evinto che il sistema sarebbe in grado di coprire i carichi nei mesi di giugno e luglio, ma che nel mese di agosto si avrebbe una rapida scarica della batteria.

Al fine di rendere l’impianto realmente a isola si indaga sulla modifica impiantistica da effettuare. A causa dell’elevato debito di energia riscontrato a fine stagione non è attuabile un ampliamento della capacità di accumulo; risulta invece opportuno un aumento del numero di moduli dell’impianto fotovoltaico, tentando di avvicinarsi alla quota di energia richiesta nei giorni più svantaggiosi di agosto e settembre. Come si è evinto nell’analisi delle potenze elettriche questa modifica sarebbe inoltre in grado di avvicinare la potenza generata dall’impianto a quella richiesta dalla pompa di calore, riducendo i flussi di prelievo.

Aggiunta di un modulo fotovoltaico

Con l’aggiunta di un modulo, portando la potenza picco generabile a 2.25 kW, si ottengono risultati positivi, ma non ancora soddisfacenti in quanto nonostante non si porti mai ad una scarica completa l’accumulo, si supera il limite del 50% che ne compremetterebbe la vita utile.

Aggiunta di due moduli fotovoltaici

L’ottimo si ottiene con un totale di 10 moduli, in grado di fornire una potenza picco di 2.5 kW e di portare a flussi di carica e scarica nei limiti del 25%, garantendo un ottima gestione della batteria.

Figura 7: Confronto tra flussi stagionali sull’accumulo elettrochimico per diverse potenze dell’impianto fotovoltaico

Al fine di offrire una visione completa sulle capacità del sistema di lavorare in assetto standalone si è valutata l’implementazione impiantistica necessaria a coprire i carichi elettrici complessivi dell’utenza, tenendo conto anche delle richieste per elettrodomestici ed illuminazione. La simulazione con configurazione impiantistica di partenza porterebbe ad una scarica dell’accumulo molto rapida, non avendo nessun giorno della stagione a contributo positivo. Per garantire completa copertura e scarica massima dell’accumulo entro i limiti del 50% risulta necessaria l’installazione di ulteriori 6 moduli che portino la potenza picco producibile a 3.5 kW.

Conclusione e Sviluppi futuri

Per quanto riguarda il dimostratore gli sviluppi e le integrazioni implementabili in futuro, sia per i compo-nenti software che quelli hardware, sono diverse.

La più interessante delle possibili implementazioni realizzabili, tra quelle emerse durante i mesi di set-up, consiste nella possibilità di aderire al progetto CM2 di Applied Energy; l’idea prevede la realizzazione di una rete internazionale di laboratori e di sistemi micro-grid, installati in diversi luoghi del mondo, con il fine di condividere i dati acquisiti e la possibilità di effettuare esperienze di gestione e controllo dei sistemi collegati. Una fondamentale implementazione è l’installazione e la messa in opera dei pannelli solari per la produzione di potenza termica, per i quali deve essere realizzato un telaio semovibile e reclinabile in modo da garantire ai pannelli un funzionamento privo di ostacoli, inoltre devono essere collegati con il serbatoio di accumulo caldo con un circuito dotato di circolatore.

Altra miglioria è l’installazione di valvole miscelatrici in uscita dai serbatoi, nel circuito della sezione utilizza-trice, per limitare la portata prelevata se le temperature di prelievo non sono idonee al benessere dell’utente nell’edificio simulato, in accordo con le tipologie di terminali ipotizzati nella simulazione.

Utile può essere la realizzazione del sistema di controllo, attuato per mezzo di scheda Arduino e dimmer trifase (controllo 0÷10 V), per la resistenza elettrica ausiliaria installata nell’accumulo caldo, così da per-mettere la simulazione di carichi termici ausiliari.

Per il serbatoio di accumulo freddo invece deve essere rivalutata l’attuale disposizione dei collegamenti per la carica dalla PdC e di scarica su edificio, a causa del ridotto volume di utilizzo riscontrato. Si può valutare la disposizione del ritorno alla PdC ad un’altezza superiore a quella attuale per cercare di coinvolgere un maggior volume di serbatoio.

Per permettere l’azionamento e il controllo della portata nell’evento di scarica tramite ACS si può installa-re un’elettrovalvola comandabile da installa-remoto, possibilmente con apertura installa-regolabile per far circolainstalla-re portate diverse a seconda del tipo di esperienza che si vuole effettuare.

Un’ulteriore miglioria è l’installazione di una camera climatica per i moduli esterni della PdC aria/acqua e per lo scambiatore dissipante; questa macchina renderebbe il dimostratore molto più completo per quanto riguarda le possibilità di simulazione di edifici, infatti sarebbe possibile svincolarsi dalle restrizioni imposte dalle condizioni ambientali del luogo in cui è installato il laboratorio e permetterebbe di simulare differenti località solamente conoscendo i dati climatici da emulare.

Per migliorare il funzionamento del dimostratore si devono implementare delle logiche di controllo più avan-zate, cercando di rendere l’attuazione delle modifiche automatiche ed eseguibili anche con un controllo da remoto, requisito necessario per aderire al progetto CM2. Logiche che possono essere interessanti da imple-mentare sono quelle che permettono simulazioni di giorni tipo con cariche e prelievo di vario genere, inserendo anche funzioni che simulino la generazione di potenza elettrica, con prelievo dalla rete e di quella termica, sfruttano la resistenza installata.

Nelle prove effettuate non è mai stato raggiunto il set-point impostato sulla macchina, questa limitazione permette la conoscenza del funzionamento reale della pompa di calore e mette in luce la necessità di fornire alla macchina un feedback sul livello di carica dei serbatoi, questi devono andare ad agire sui set-point di mandata delle PdC, modificandoli, ed effettuare quindi un controllo sul funzionamento per evitare periodi di mantenimento eccessivamente prolungati in cui la percentuale di carica è già soddisfacente ma la macchina risente del ∆T residuo dovuto alle dispersioni.

Per migliorare la qualità delle esperienze realizzabili si può utilizzare un modello di edificio più complesso che tenga conto dell’andamento dinamico della potenza termica richiesta in modo più dettagliato di quello attuale. L’aggiornamento di tale modello non comporta particolare criticità poiché basta sostituire la libreria dedicata con una più accurata.

Alla fine del lavoro effettuato sul dimostratore è stato raggiunto l’obbiettivo prefissato, ovvero la realizzazione di un sistema Plug&Play per la gestione dell’intero laboratorio, integrando tutti i sistemi installati e fornendo la possibilità di effettuare il lavoro da remoto. Questo sistema è stato sviluppato in un’ottica di continuo sviluppo futuro in cui si cercheranno di realizzare gli obbiettivi prefissati.

Le prove sperimentali effettuate hanno mostrato una risposta soddisfacente dell’impianto nel simulare il comportamento di un edificio in un giorno tipo, evidenziando l’importanza degli accumuli nelle situazioni in cui si ha sfasamento temporale tra produzione ed utilizzo dell’energia.

I test simulativi hanno invece mostrato la necessità di estensioni sul numero di modui fotovoltaici per garantire completa copertura dei carichi.