UNIVERSITÀ DI PISA
SCUOLA DI INGEGNERIA
Dipartimento di Ingegneria dell’Energia, dei Sistemi, del Territorio e delle
Costruzioni
Tesi di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica
Ottimizzazione multi-obiettivo del dimensionamento e della
gestione di un sistema energetico di piccola taglia a fonti
rinnovabili ibride con accumuli termici ed elettrochimici
RELATORE
Prof. Ing. Daniele Testi
CANDIDATO
Antonio Di Chiara
2
a Benedetta
che con il suo amore
mi supporta ogni giorno
3
INDICE
1.INTRODUZIONE ... 6 2.STATO DELL’ARTE ... 9 2.1 HRES ... 9 2.2 District cooling ... 103.MODELLO E CASO STUDIO ... 12
3.1 Input del sistema ... 12
3.2 Elaborazione delle variabili ... 16
3.2.1 Radiazione solare ... 16
3.2.2 Temperatura del locale tecnico e acqua di approvvigionamento ... 18
3.2.3 ACS ... 20
3.2.4 Cooling ... 21
3.3 Modello delle tecnologie impiantistiche ... 25
3.3.1 Pannelli fotovoltaici ... 25
3.3.2 Collettori solari termici ... 28
3.3.3 Accumulo elettrochimico ... 32
3.3.4 Generatore elettrico ... 35
3.3.5 Pompa di calore ... 37
3.3.6 Serbatoi termici ... 39
3.3.7 Ventilconvettori ... 43
3.4 Domanda elettrica dell’utenza ... 44
4. LOGICHE DI CONTROLLO ... 47
4.1 Gestione del serbatoio ad alta temperatura ... 47
4.2 Logiche di controllo integrate ... 50
5.MOPSO ... 56
5.1 Inizializzazione... 58
4
5.3 Nuova posizione delle particelle ... 60
5.4 Mutazione ... 63
5.5 Aggiornamento dei depositi ... 63
5.6 Presentazione ed elaborazione dei risultati ... 64
5.7 Sensitività del MOPSO ... 64
6.OTTIMIZZAZIONE ... 69
6.1 Loop d’ottimizzazione ... 73
6.2 Utenza collegata in rete con remunerazione ... 74
6.2.1 NoRES ... 74
6.2.1 RES senza TS ... 76
6.2.1 RES con TS ... 85
6.3 Utenza collegata in rete senza remunerazione ... 94
6.3.1 RES senza TS ... 95 6.3.2 RES con TS ... 101 6.4 Utenza in isola ... 109 6.4.1 NoRES ... 109 6.4.1 RES senza TS ... 113 6.4.1 RES con TS ... 122
7.ANALISI DINAMICA DI SOLUZIONI SCELTE DAL PARETO ... 132
7.1 Bilanci Annuali ... 134
7.2 Giorno di alta produzione rispetto alla domanda ... 147
7.3 Giorno di bassa produzione rispetto alla domanda ... 150
7.4 Giorno in cui non si ha richiesta di cooling ... 153
8.ANALISI DI SENSITIVITÀ E SCENARI DI SVILUPPO ... 156
8.1 Analisi di sensitività ... 156
8.2 Analisi di sviluppo ... 163
5
9.1 Conclusioni... 170
9.1 Sviluppi futuri ... 173
10.BIBLIOGRAFIA E SITOGRAFIA ... 178
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1.INTRODUZIONE
Con gli accordi di Parigi [1] e gli obiettivi già antecedentemente preposti dalla Comunità Europea [2] la riduzione dell’uso delle fonti fossili, e le conseguenti emissioni di 𝐶𝑂 , diventato obiettivi sempre più vincolanti per la progettazione e gestione di impianti ingegneristici. I paesi che hanno aderito agli accordi [3] si stanno muovendo in differenti direzioni per arrivare all’obiettivo a seconda delle condizioni in cui si trovano, aumentando la produzione dalle fonti rinnovabili in particolar modo in Europa dove la crescita continua [4], o puntando maggiormente sul risparmio nei vari settori [5]. Come noto, uno di questi nei quali è fondamentale intervenire è quello edilizio.
Il presente lavoro di tesi propone alternativi metodi per il dimensionamento e gestione di un impianto di climatizzazione al fine di rendere un edificio già esistente in un HRES (hybrid renewable energy systems) con l’ausilio delle fonti rinnovabili e logiche di controllo che tendano a valorizzarle. Ciò viene fatto tentando di mantenere una visione più olistica possibile, quindi non vincolandosi eccessivamente al caso studio scelto e cercando di ridurre l’impatto di questo tipo di impianti che si possa ripercuotere sulla stabilità della rete elettrica.
L’utenza è quindi vista come un carico termo-elettrico su cui non è possibile applicare operazione per la loro riduzione a monte, come interventi sull’involucro edilizio, uso di schermi solari (ecc..), mentre ciò viene fatto cambiando il sistema di climatizzazione e dimensionandolo al fine di ridurre l’energia primaria necessaria al fabbisogno e i costi totali. Anche se questa non è la visione d’insieme tipica di questi problemi questa scelta è stata fatta al fine di conservare la generalità del metodo, cosa non possibile per gli interventi a monte essendo funzione dell’utenza.
Le tecnologie usate per l’impianto sono prettamente commerciali, escludendo quindi quelle avanzate impiegate per usi particolari che per la nostra applicazione verosimilmente non siano economicamente proponibili, eccezione fatta solo per la coibentazione di un serbatoio a bassa temperatura di cui valuteremo l’inserimento. In particolare, si farà uso di collettori solari termici, pompa di calore reversibile acqua/aria, serbatoi termici, batteria elettrochimica e pannelli fotovoltaici.
In Italia in particola modo, ma anche in altri Paesi, la vasta installazione di impianti fotovoltaici ha portato ad una destabilizzazione della rete elettrica nazionale [6], con conseguente aumento dei costi di gestione, fino alla decisione di penalizzare la remunerazione dell’energia se il piano di produzione dichiarato dal produttore non venga rispettato.
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In una visione di sistema quindi è necessario quindi che i nuovi edifici HRES non amplifichino il problema e presentando un accumulo per smorzare gli scambi con la rete. In questa trattazione si propongono quindi diversi metodi per affrontare il problema, in particolar modo vi vedrà se un serbatoio termico a bassa temperatura possa aiutare a ridurre i costi ed aumentare l’efficienza di questi impianti rispetto alla più semplice soluzione che fa uso del solo accumulo elettrochimico.
In sostanza si verificherà se un accumulo a bassa temperatura per l’uso di climatizzazione durante l’estate possa essere economicamente ed energicamente vantaggioso per utenze medio-piccole come già avviene per i sistemi di alta taglia come i district cooling che ne fanno già abbondantemente uso.
Ciò viene fatto sviluppando il modello dinamico del sistema edificio nella piattaforma Matlab [7], cercando di non entrare nei dettagli delle singole tecnologie per conservare la generalità della trattazione e non appesantire troppo il software per le future ottimizzazioni dimensionali. Invece ci si è concentrati maggiormente su come interagiscano i singoli sistemi e quindi sulle logiche di controllo dell’intero impianto.
L’ottimizzazione è stata fatta facendo uso di un MOPSO (Multi-Objective Particle Swarming Optimization) modificato per le nostre applicazioni, in particolar modo si vedrà come l’uso di due posizioni per ogni particella possa aumentare notevolmente la velocità dell’algoritmo e come da una più approfondita analisi dei dati dal fronte di Pareto si possano trarre soddisfacenti conclusioni riguardanti il nostro problema. Le funzioni obiettivo sono due, la spesa netta attualizzata, e quindi il VAN rispetto alla spesa di un impianto che non faccia uso delle fonti rinnovabili, e l’energia primaria necessaria al funzionamento.
Dopo lo sviluppo dell’ottimizzatore quindi si vedrà quale siano le soluzioni migliori in termine delle due funzioni obiettivo, valutando non solo il dimensionamento ideale ma anche il controllo per cui la si ottiene concentrandoci in particolare sull’impatto che ha l’inserimento del serbatoio termico a bassa temperatura sull’architettura dell’impianto e sulle prestazioni. Vedremo tre scenari diversi in cui l’utenza rimane la stessa, variando però il modo in cui interagisce con la rete elettrica nazionale, quindi:
1. se è collegata ad essa e sia remunerata la produzione dell’impianto,
2. se la remunerazione sia nulla o comunque trascurabile a seguito delle eventuali penalizzazioni del gestore della rete. Ci si aspetta infatti che un uso massiccio di questo tipo di sistemi possa ampliare i problemi suddetti a meno che non si limiti l’energia
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emessa, e quindi valuteremo il caso estremo in cui non si possa più cedere l’energia in eccesso ma solo assimilarla quando necessario.
3. se l’utenza è in isola.
Al termine dell’ottimizzatore per il primo scenario si sceglieranno tre soluzioni significative dal fronte di Pareto analizzandone i flussi energetici e sottoponendole ad analisi di sensibilità (OFAT sensitivity) rispetto alle condizioni non controllabili, come quelle atmosferiche e il numero di occupanti. Inoltre, vedremo quali tecnologie sarebbe meglio sviluppare per lo sviluppo di questi sistemi, a parità di costi d’istallazione, per valutare in prima battuta dove spingere maggiormente per la ricerca in questo campo o se per tale utenza possa e come essere conveniente utilizzare tecnologie più avanzata anche se costose.
Infine, si traggono le conclusi e si pone le basi per le ricerche future, in particolar modo sul metodo di ottimizzazione che dovrebbe tener conto già da subito del cambio di prestazioni di questi impianti rispetto alle condizioni non controllabili.
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2.STATO DELL’ARTE
Vedremo quindi alcuni studi effettuati su questo tipo di sistemi, vedendone metodologia e tecnologie utilizzate. Tuttavia, i precedenti lavori non hanno utilizzato un serbatoio a bassa temperatura come possibilità d’accumulo alternativa o integrativa, per cui vedremo la principale applicazione di questo sistema allo stato attuale, ovvero il district cooling.
2.1 HRES
Molti sono gli studi effettuati in questo ambito e i risultati sono funzione ovviamente non solo delle tecnologie istallate e l’utenza scelta ma del luogo di quest’ultima visto che le maggiori applicazioni prevedono l’utilizzo dei pannelli fotovoltaici.
L’applicazione più semplice è semplicemente l’implementazione dei sistemi fotovoltaici in un sistema collegato alla rete a New Delhi, vedendone le differenze di funzionamento rispetto alla stessa utenza in isola alimentata da un generatore a gasolio con un accumulo elettrochimico associato ai pannelli fotovoltaici [8]. Emerge chiaramente che per l’utenza in isola l’investimento nelle tecnologie rinnovabili è di maggior convenienza a causa dei costi maggiori dell’energia e del motore. Ciò è stato trovato tramite il software HOMER [9], un pacchetto software specifico per questo tipo di sistemi, con l’intento di ridurre al minimo la spesa netta attualizzata.
Mentre in altre applicazioni si dimostra come impianti di questo tipo per utenze in isola nelle zone rurali situate nelle montagne del Karagöl possano essere una migliore alternativa economica rispetto all’allacciamento alla griglia che invece risulterebbe troppo costoso [10]. Anche in tal caso la domanda dell’edificio è servita tramite i pannelli fotovoltaici associati all’elettrochimico ed utilizzando come backup un motore diesel.
Un approccio diverso è quello di ridurre l’energia netta utilizzata dal sistema concentrandoci maggiormente sul controllo, come fatto in per un’utenza situata in Francia, facendo anche uso di turbine eoliche per la microgenerazione che insieme al fotovoltaico producono l’energia necessaria all’impianto e accumulare l’eventuale eccesso nell’elettrochimico [11]. In tal caso l’ottimizzazione è stata fatta concentrandoci maggiormente sul controllo del sistema elettrochimico per non usurarlo troppo velocemente tramite semplici fuzzy rules [12]
Gli studi più recenti si concentrano sulla sostituzione dell’elettrochimico usando le celle combustibili ed elettrolizzatore per superare le criticità del primo sistema d’accumulo [13] oppure agendo anche a monte aumentando la coibentazione dell’edificio [14].
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Tuttavia, la maggior parte degli approcci precedenti seppur basati su modelli relativamente precisi riguardo al modello delle tecnologie utilizzate, ottimizzavano il sistema solo dal punto di vista economico, invece un’ottimizzazione multi-obiettivo, tendendo di maggior conto anche l’efficienza effettiva dell’impianto, permette di valutare l’andamento delle due o più funzioni tecno-economiche e quindi scegliere la soluzione più idonea. Inoltre, le utenze non erano adeguatamente studiate non riportando gli usi a seconda della loro origine (termica, elettrica), facendo ciò è possibile valutare nuovi sistemi, come i collettori solari termici, e usare come accumulo a sostegno dell’elettrochimico anche quello termico [15] [16].
A partire da quest’ultimo lavoro, prima lavoreremo sul modello utilizzato, quindi sul metodo d’ ottimizzazione e implementando con un serbatoio a bassa temperatura il sistema concentrandoci maggiormente sul suo controllo.
2.2 District cooling
Rispetto al teleriscaldamento, le reti di raffrescamento su ampia scala sono poco sviluppate. Nel mondo l’energia ottenuta da questa tecnologia è di circa 300 PJ, di cui due terzi sono utilizzati nel Medio Oriente, riuscendo a coprire il 7% della domanda. A seguire vengono gli USA con 80 PJ e quindi il Giappone e l’Europa rispettivamente con 14 e 10 PJ. Le utenze più servite sono rappresentate dal settore edilizio, anche se quello residenziale è più comune nel Medio Oriente [17].
Le fonti per alimentare questi impianti variano a seconda della disponibilità, nel nord Europa la tendenza è quella di usare le fonti naturali come laghi e mari per il carico invernale, mentre in estate utilizzare il calore derivante dai CHP, dalle industrie e dagli impianti di smaltimento dei rifiuti per alimentare pompe di calore ad assorbimento. Anche se con minor frequenza, tramite i serbatoi termici stagionali utilizzare le fonti naturali anche in questo periodo, caricandoli durante il periodo invernale [18] [19]. Nei posti in cui non si dispone di queste fonti, una risorsa alternativa solo gli impianti di rigassificazione dell’LNG, come vengono usati a Barcellona. In Medio Oriente la tendenza invece è quella di utilizzare i chillers alimentati da compressori meccanici di alta taglia, con o senza recupero di calore dalla condensa, avendo maggiore efficienza rispetto a quelli di minor potenza.
Come anticipato, un’applicazione del serbatoio termico è quella di conservare l’energia durante la stagione favorevole per rilasciarla quando più necessaria se presente una risorsa naturale abbastanza ingente, tuttavia anche nei restanti impianti, il serbatoio termico è necessario per mitigare i picchi che si verificano durante i giorni estivi, essendo caratterizzati da alte esclusioni termiche e quindi di domanda. Ciò permette un sottodimensionamento degli impianti di backup
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e un più prolungato funzionamento ai regimi di progetto conservando un alto rendimento. Questo è uno dei motivi per cui cercheremo di affiancare all’elettrochimico un serbatoio freddo a bassa temperatura.
Inoltre, da uno studio fatto per la città di Singapore per l’istallazione del district cooling utilizzando le varie fonti disponibili, emerge come il serbatoio termico possa essere un’alternativa migliore a livello economico rispetto all’elettrochimico, quando parte dell’energia è ottenuta tramite i pannelli fotovoltaici [20]. Quindi vedremo se anche su una piccola scala un serbatoio termico a bassa temperatura possa ridurre o sostituire l’accumulo elettrochimico conservando in maniera migliore in termini economici ed energetici l’energia proveniente dalla produzione.
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3. MODELLO E CASO STUDIO
Come accennato in precedenza, l’utenza è vista come un carico su cui non è possibile intervenire, per limitarne i consumi, onde evitare di perdere la generalità della trattazione, ma non per questo non si possono analizzare i vari carichi termo-elettrici richiesti sulla base delle sue caratteristiche e dai carichi interni in funzione delle persone e degli usi.
Il modello del sistema, implementato tramite Matlab, seppur dinamico è relativamente semplice per non appesantire troppo il software e non incorrere in tempi computazionali troppo lunghi durante le future ottimizzazioni dell’impianto. Per cui i singoli sistemi non sono analizzati troppo dettagliatamente, anche per non perdere di generalità e fossilizzarci sul particolar modello tecnologico scelto, ma ci si concentra di più su come interagiscano reciprocamente. Il periodo di funzionamento dell’impianto va da aprile ad ottobre, diviso in time-step di un’ora. Le variabili al time-step successivo sono trovate esplicitamente da quello precedente. Infine, il tempo di vita dell’impianto si è posto pari a 20 anni, ma per velocizzare i tempi computazioni si è simulato solo il primo, supponendo che i restanti anni l’impianto funzioni nelle medesime condizioni. Per tener conto delle tecnologie che maggiormente sono affette da perdite di prestazioni nel tempo si è ridotto il loro rendimento già dal primo anno, e quindi posto costante durante gli anni di funzionamento.
3.1 Input del sistema
Dall’utenza si hanno a disposizione i suoi modi d’uso divisi per applicazione per ogni ora nel periodo d’interesse, quali:
1. 𝑉 [𝑙]: i volumi di acqua calda sanitaria consumata, 2. 𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: l’energia elettrica utilizzata per cucinare, 3. 𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: quella spesa per l’illuminazione degli spazi,
4. 𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: altri consumi elettrici di altra natura come la refrigerazione, 5. 𝑛 : numero di ricambi d’aria,
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Oltre a questi si hanno a disposizione i dati climatici annuali della località: 1. 𝑇 [°𝐶]: temperatura esterna,
2. 𝐼 [𝑘𝑊ℎ/𝑚 ]: radiazione globale sul piano orizzontale, 3. 𝐼 , ° [𝑘𝑊ℎ/𝑚 ]: radiazione diretta sul piano orizzontale,
4. 𝐼 , ° [𝑘𝑊ℎ/𝑚 ]: radiazione diretta sul piano di tilt 𝛼 = 12°, che è quello in cui si istalleranno i pannelli fotovoltaici e i collettori solari termici,
5. 𝛽: angolo d’incidenza della radiazione diretta rispetto all’angolo di azimut 𝛾 = 0° e di tilt 𝛼 = 12°,
6. 𝑐 = 0.2: coefficiente d’albedo,
Infine, le caratteristiche edilizie del sistema quali:
1. 𝑆 = 725 [𝑚 ]: superfici delle pareti opache, 2. 𝑆 = 28.3 [𝑚 ]: superfici delle pareti trasparenti,
3. 𝐻 , = 376 [𝑘𝑊ℎ/°𝐶]: trasmittanza delle superfici opache, già ponderate per le stesse,
4. 𝐻 , = 47.54 [𝑘𝑊ℎ/°𝐶]: trasmittanza delle superfici trasparenti, anch’esse ponderate per le stesse,
5. 𝛼 = 0.3: coefficiente d’assorbimento dell’edificio,
6. ℎ , = 25 [𝑊/𝑚 𝐾] ∶ coefficiente di scambio liminare esterno,
7. 𝑓 = 0.2: fattore di schermo medio delle superfici trasparenti rispetto alla radiazione, si tiene conto già in esso che alcune superfici saranno in ombra o comunque a ridotta incidenza solare durante la giornata,
8. 𝜂 = 0.94: rendimento d’impianto, tiene conto delle perdite nella distribuzione fattore di ripresa ecc…
14 3.1.1Utenza e schema impiantistico
L’utenza scelta è un agriturismo di 400 𝑚 disposta su due piani, situata ad Enna in Sicilia. Questa è stata scelta nel precedente modello poiché le risorse energetiche disponibili sono molteplici ed è stato considerato anche l’uso di microturbine eoliche, ad asse verticale, come sistema di produzione di energia elettrica, insieme ai pannelli fotovoltaici. Tuttavia, visto che analizzeremo solo il caso estivo, noi faremo uso solo di quest’ultima tecnologia. Visualizzeremo meglio le temperature e la radiazione solare disponibile in seguito, mentre riportiamo lo stato d’occupazione dell’utenza, che verifica il suo picco a giugno:
Per chiarezza si mostrerà lo schema impiantistico dell’impianto collegato alla rete elettrica o in isola:
15 Figura 2: schema impiantistico e flussi energetici dell'impianto in isola
Dove i flussi in grigio sono di natura elettrica, mentre quelli colorati in rosso per la domanda termica relativa all’ACS e quelli in blu per il cooling. L’unico che varia colorazione indica la possibile dissipazione di energia elettrica nel serbatoio ad alta temperatura per effetto Joule. Mentre i simboli sono associati alle tecnologie in tal modo:
RETE: rete elettrica, FUEL: combustibile,
EG/CHP: motore elettrico o CHP, PV: pannelli fotovoltaici,
ST: collettori solari termici, ES: accumulo elettrochimico, TS: accumulo termico, HP: pompa di calore, C: domanda di cooling,
EL: domanda per usi elettrici diretti, DHW: domanda di ACS.
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3.2 Elaborazione delle variabili
I dati a disposizione vengono processati per i futuri bilanci e per stimare le domande termiche ed elettriche dell’utenza.
3.2.1 Radiazione solare
Si calcolano le tre componenti della radiazione ora per ora, che ci serviranno per determinare con sufficiente precisione la produzione dai pannelli fotovoltaici (PV) e dai collettori solari termici (ST):
𝑘 (𝑡) = 𝐼(𝑡) 𝐼⁄ (𝑡) clearness index
𝐼 = 1.004 -0.074 *𝑘 +0.394 *𝑘 -4.886 *𝑘 +4.733 *𝑘 𝑘 < 0.75 𝐼 = 0.143 𝑘 < 0.75
Figura 3: componente diffusiva della radiazione in funzione del clearness index per i due modelli studiati indicati in legenda tramite l’anno di pubblicazione
La legge di 𝑘 oltre a considerare la componente isotropa della radiazione tiene di conto anche di quella anisotropa [21]. Ottenendo rispetto a quella che si basa solo sulla prima [22] un andamento leggermente diverso.
17 Quindi: 𝑅 (𝑡) = 𝐼 , °⁄𝐼 , ° 𝐼 (𝑡) = max 0, 𝑚𝑖𝑛 𝐼 − 𝐼 , ∗ 𝑅 , 𝐼 , ° 𝐼 , (𝑡) = 𝐼 , (𝑡) = 𝐼 (𝑡) + 𝐼 , (𝑡) 1 + cos 180𝛽 𝜋 2 + 𝐼(𝑡)𝑐 1 + cos 180𝛽 𝜋 2
Quindi dopo aver calcolato 𝐼 , (𝑡) ora per ora si sono ottenuti i seguenti risultati:
Figura 4: radiazione incidente sul piano dei pannelli fotovoltaici e dei collettori solari termici per ogni componente. In legenda si mostra la percentuale di ognuna di queste nel periodo di funzionamento dell’impianto.
18 Figura 5: Analisi frequenziale della radiazione incidente sui pannelli fotovoltaici e sui collettori solari termici, in cui ogni
frequenza y relativa al valore x comprende i valori compresi tra x e x-1. Mentre la frequenza in cui questi siano nulli è riportata in legenda per favorire la visualizzazione.
3.2.2 Temperatura del locale tecnico e acqua di approvvigionamento
Il locale tecnico è dove vengono riposti i due serbatoi d’accumulo (TS) per cui la valutazione della sua temperatura (𝑇 , ) può essere determinante, a seconda della trasmittanza di questi, per valutarne correttamente le dispersioni. Quindi senza entrare troppo nei dettagli delle caratteristiche del locale si è supposto un modello sinusoidale della sua temperatura durante l’anno:
𝑇 , (𝑡) = 𝑇 , + 𝐴 𝑐𝑜𝑠(2𝜋 ∗ 𝑡 − 𝜑
365 ∗ 24)
𝐴 = 10°𝐶 𝜑 = 250 ∗ 24 ℎ
Dove con 𝑡 si intende il tempo, espresso in ore, mentre 𝑇 , è la temperatura esterne media annuale. Lo stesso modello lo si è applicato alla temperatura dell’acqua di approvvigionamento, variabile utile per calcolare il fabbisogno energetico relativo al consumo di ACS.
𝑇 (𝑡) = 𝑇 , + 𝐴 cos(2𝜋 ∗
𝑡 − 𝜑 365 ∗ 24)
19 Figura 6:temperatura del locale tecnico nel tempo in funzione della temperatura esterna
20 3.2.3 ACS
L’energia spesa per fornire l’ACS necessaria è calcolate ad ogni time-step tramite il bilancio energetico:
𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) = 𝑐 𝜌 𝑉 (𝑡) ∗ 𝑇 , − 𝑇 (𝑡)
Dove 𝑇 , = 40°𝐶 è la temperatura alla quale si deve fornire il servizio.
Figura 8: energia mensile necessaria a coprire il fabbisogno di ACS, nel titolo invece si mostra quella annuale
Figura 9: analisi frequenziale dell’energia richiesta per soddisfare la domanda di ACS, nel titolo si mostra la frequenza in cui questa è nulla
21
Si osserva che la domanda non è particolarmente alta e per la maggior parte del tempo pari a 0, e quando presente è spesso di bassa entità, inferiore ai 3,5 𝑘𝑊ℎ.
3.2.4 Cooling
Come le precedenti variabili analizzate si è cercato un compromesso tra la semplicità del modello e la sua attendibilità, e lo stesso è stato fatto per la domanda termica di cooling per cui si è optato per un bilancio stazionario ora per ora valutando i diversi contributi dispersivi:
⎩ ⎪ ⎨ ⎪ ⎧𝑄 (𝑡) = 𝜌 𝑐 , 𝑉 ∗ 𝑛 (𝑡)(𝑇 (𝑡) − 𝑇 , ) 𝑄 (𝑡) = 𝐻 , 𝑇 (𝑡) − 𝑇 , 𝑄 (𝑡) = 𝐻 , 𝑇 , (𝑡) − 𝑇 , 𝑄 (𝑡) = 𝐼 (𝑡)𝑆 𝑓 𝑄 (𝑡) = 𝑛 (𝑡) ∗ 𝑞 Dove:
𝑄 : perdite per i ricambi d’aria,
𝑄 : perdite per trasmissione attraverso le superfici trasparenti,
𝑄 : calore della radiazione solare entrante per irraggiamento attraverso le superfici trasparenti, 𝑄 : calore proveniente dagli occupanti,
𝑄 : perdite per trasmissione attraverso le superfici opache.
Quest’ultime sono calcolate tenendo conto della temperatura sole-aria (𝑇 ) ovvero che la temperatura delle pareti sia influenzata anche dalla radiazione, ma nel contempo si tiene
conto della loro capacità termica ottenendo 𝑇 , .
Mentre per la prima la valutazione è immediata per la seconda si è usato un modello più semplice non avendo abbastanza dati per una più accurata:
𝑇 (𝑡) = 𝑇 (𝑡) + 𝐼 (𝑡) ∗ 𝛼 /ℎ ,
𝑆 = 𝑟𝑜𝑢𝑛𝑑(𝐻 , ∗ 1 + 𝐻 , + 𝐻 ∗ 0
22
Dove con S si indica lo sfasamento, quindi tramite Matlab si è utilizzato questo modello per
trovare 𝑇 , : 𝑇 , (𝑡) = 𝑇 (𝑡) For tau=1:S 𝑇 , (𝑡) = 𝑇 , (𝑡) + [𝑇 (𝑒𝑛𝑑 − 𝑡𝑎𝑢 + 𝑖: 𝑒𝑛𝑑); 𝑇 (1: 𝑒𝑛𝑑 − 𝑡𝑎𝑢)] end 𝑇 , (𝑡) = 𝑇 , (𝑡)/(𝑆 + 1)
Quindi sommando tutti i contributi si ottiene:
𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) =𝑄 (𝑡) + 𝑄 (𝑡) + 𝑄 (𝑡) + 𝑄 (𝑡) + 𝑄 (𝑡) + 𝑄 (𝑡)
𝜂
Questa viene posta uguale a 0 nel caso in cui la temperatura esterna sia inferiore a quella di set point (𝑇 = 26°𝐶). Quindi dai dati a disposizione si calcola la domanda durante il periodo operativo:
23 Figura 11: Analisi in frequenza della domanda di cooling, nel titolo si mostra quando questa è pari a 0
Come si osserva la domanda termica per cooling 𝑇ℎ𝐸𝑛 è assai maggiore di quella richiesta per i consumi di ACS e variabile con la stagione.
24 Figura 13: analisi frequenziale dei singoli contributi, in legenda si mostra la frequenza in cui questi siano uguali a 0
L’analisi dei diversi contributi anche se non interessanti per la trattazione possono essere un primo passo per valutare gli interventi a monte. In particolar modo si osserva che applicando degli schermi solari la domanda di cooling può essere facilmente ridotta, a seguire gli interventi dovrebbero concentrarsi sulle pareti opache, dato che sia il carico per ricambi d’aria che quelli direttamente persi attraverso le superfici trasparenti sarebbero poco incisivi. Come secondo beneficio oltre alla riduzione generale della richiesta vi è la più omogenea distribuzione nell’arco del periodo operativo e dall’analisi frequenziale fatta sui singoli contributi emerge come si possano ridurre nel contempo i picchi orari visto che i due contributi suddetti non solo appaiono con maggior frequenza, ma anche a intensità maggiori.
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3.3 Modello delle tecnologie impiantistiche
Tramite bilanci energetici ed equazioni caratteristiche delle tecnologie utilizzate si calcolano la produzione dai pannelli fotovoltaici (PV), collettori solari termici (ST), temperatura dei serbatoi termici (TS), livello della batteria elettrochimica (ES), COP della pompa di calore (HP) e il suo fattore di carico, l’energia utilizzata dagli ausiliari dei ventilconvettori (VC) e potenza fornita dal motore elettrico (EG) o dal CHP se l’utenza non fosse collegata alla rete elettrica.
3.3.1 Pannelli fotovoltaici
Per il calcolo dell’energia prodotta dai pannelli fotovoltaici si è fatto uso del modello che tenga conto oltre della radiazione incidente sui PV anche della temperatura esterna, stimando di conseguenza quella della cella e il calo di rendimento a cui si va incontro [23]. Il pannello utilizzato per l’esempio del dimensionamento è in silicio policristallino.
𝐼 , (𝑡) = 𝐼 (𝑡) + 𝐼 , (𝑡) 1 + cos 180𝛽 𝜋 2 + 𝐼(𝑡)𝑐 1 + cos 180𝛽 𝜋 2 𝑇 , (𝑡) = 𝑇 (𝑡) + 𝑘 ∗ 𝐼 , (𝑡) 𝑇 , (𝑡) = 𝑇 , (𝑡) − 𝐼 , (𝑡) ∗ ∆𝑇 𝜂 (𝑡) =𝜂 , 𝐴 (1 + 𝛾 , (𝑇 , (𝑡) − 𝑇 , ) 𝐸𝑙𝐸𝑛 = 𝑁 ∗ 𝑆 ∗ 𝐼 , (𝑡) ∗ 𝜂 (𝑡) Dove:
1 + : è il fattore di vista del pannello rispetto al cielo,
𝑘 [𝐾 ∗ 𝑚 /𝑊]: coefficiente che lega la radiazione solare e la temperatura esterna alla temperatura della cella [24],
∆𝑇 [°𝐶]: dipende dalla tecnologia del modello PV,
𝜂 : rendimento orario del pannello fotovoltaico, dipende anche dalla sua temperatura, 𝜂 , : rendimento dell’inverter,
𝐴 : area per 𝑘𝑊, esprime il rendimento del pannello nelle condizioni standard, 𝜂 , = 1/𝐴 , bisogna tener conto che tale rendimento sarà considerato costante durante l’arco di vita dell’impianto pari a 20 anni,
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𝛾 , [1/°𝐶]: lega la perdita di rendimento del PV con la sua temperatura rispetto a quella
di riferimento,
𝑇 , [°𝐶]: temperatura di riferimento,
𝑁 : numero di PV,
𝑆 [𝑚 ]: superficie dei PV,
𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia elettrica prodotta dai PV.
Si riportano in tabella le caratteristiche principali del modulo scelto come esempio:
Caratteristiche Valore 𝐀𝐤𝐖𝐡 [𝐦^𝟐] 8 𝛈𝐏𝐕,𝐍𝐎𝐂𝐓 0.125 𝛈𝐢𝐧𝐯 0.9 𝛄𝐜𝐨𝐫𝐫,𝐏𝐕 [𝟏/°𝐂] −5.691 ∗ 10 𝐓𝐫𝐢𝐟,𝐏𝐕 [°𝐂] 25 𝐒𝐏𝐕 [𝐦𝟐] 1.5 ∆𝐓𝐏𝐕 [°𝐂] 1 𝐤𝐑𝐨𝐬𝐬 [𝐊 ∗ 𝐦𝟐/𝐖] 0.026 𝐜𝐏𝐕 [€] 326 𝐜𝐀𝐬𝐬 [€/𝐤𝐖𝐡] 13,16 𝐜𝐎&𝐌 [€/𝐤𝐖𝐡] 8,15
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Dove:
𝑐 [€]: costo d’istallazione di un pannello fotovoltaico, 𝑐 [€/𝑘𝑊ℎ]: costo annuo dell’assicurazione,
𝑐 & [€/𝑘𝑊ℎ]: costi di manutenzione annui,
Quindi i costi annuali di funzionamento dei moduli si calcolano in questo modo: 𝑂&𝑀 = (𝑐 + 𝑐 & ) ∗ 𝑁 ∗ 𝑆
𝐴
Visto che delle altre tecnologie non si tiene conto dei costi di manutenzione, troppo legati al modello scelto, questi saranno pari ai costi di manutenzione dell’intero impianto.
Si hanno a disposizione tutti i dati per valutare l’energia in ogni ora prodotta dal sistema:
Figura 14: produzione mensile di un pannello fotovoltaico rispetto alla radiazione disponibile sul suo piano, nel titolo si mostra il rendimento medio nell’arco di funzionamento
Si osserva, quasi impercettibilmente, che la produzione dai PV sia maggiore nel mese di maggio rispetto a quello di giugno, nonostante la maggior radiazione disponibile, questo perché in quest’ultimo mese le temperature sono maggiori e quindi i moduli ne risentono penalizzando il loro rendimento, che come ci si immaginava è sensibilmente diverso rispetto a quello calcolato nelle condizioni NOCT dichiarate dal produttore. Per lo stesso motivo invece nei mesi di settembre ed ottobre il rendimento appare sensibilmente più alto.
28 Figura 15: analisi in frequenza della produzione
3.3.2 Collettori solari termici
L’energia prodotta dai collettori termici solari invece è stimata tenendo conto della temperatura d’ingresso dell’acqua, uguale a quella del serbatoio che questi ricaricano, di quella esterna, della radiazione solare e delle caratteristiche tecniche del collettore come indica la normativa. In particolar modo per la nostra applicazione si è scelto di utilizzare un modello a singolo vetro essendo sufficiente una temperatura di 40°𝐶 per servire la domanda di ACS, e quindi utilizzati dei valori per le caratteristiche tecniche tipici per questa tecnologia. Quindi si calcola la produzione secondo la normativa vigente:
𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑆𝑇(𝑡) = 𝐼𝑑𝑖𝑟(𝑡) + 𝐼𝑑𝑖𝑓,𝑜𝑟𝑖(𝑡) 1 +𝑐𝑜𝑠 𝛽𝑆𝑇 180𝜋 2 + 𝐼(𝑡)𝑐𝑎 1 + 𝑐𝑜𝑠 𝛽𝑆𝑇 180𝜋 2 𝜂 (𝑡) = min ⎝ ⎜ ⎜ ⎛ 1, 𝑚𝑎𝑥 ⎝ ⎜ ⎛ 0, 𝐹 ∗ 𝜏𝛼 ∗ max 0, 1 − 𝑏 ∗ , ( ) − 1 − 𝑈 , ( ) ( ) , ( ) ⎠ ⎟ ⎞ ⎠ ⎟ ⎟ ⎞ 𝑇ℎ𝐸𝑛𝑆𝑇= 𝑁𝑆𝑇∗ 𝑆𝑆𝑇𝐼𝑠𝑜𝑙,𝑆𝑇(𝑡)* 𝜂𝑆𝑇(𝑡)
29
In cui:
𝐹 : removal factor, dipende dalla tecnologia dell’ST (vetro singolo);
𝜏𝛼: fattore che tiene conto del coefficiente di trasmissione della radiazione del vetro e coefficiente d’assorbimento e di emissione dell’assorbitore alle lunghezze d’onda della radiazione solare per i primi due e quella nell’infrarosso per l’ultima. Nel caso in cui la radiazione formi un angolo retto con la superficie del collettore;
1 − 𝑏 ∗
, ( ) − 1 : fattore correttivo di 𝜏𝛼 che varia con l’angolo d’incidenza
della radiazione rispetto al pannello, in particolar modo 𝜏 ne è molto sensibile; 𝑈 [𝑊/𝑚 𝐾]: coefficiente di scambio frontale del pannello;
𝑇 , [°C]: la temperatura d’ingresso dell’acqua dell’ST è pari a quella del serbatoio termico ad alta temperatura;
𝑁 : numero di ST; 𝑆 [𝑚 ]: superficie, 𝜂 : rendimento;
𝑇ℎ𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia ottenuta dal collettore solare.
Quindi si riportano in tabella le caratteristiche tipiche di questa tecnologia:
Caratteristiche Valore 𝐅𝐫 0.8 𝛕𝛂 0.7 𝐛𝟎 0.1 𝐔𝐟 = [𝐖/𝐦𝟐𝐊] 5 𝐒𝐒𝐓 [𝐦𝟐] 3 𝐜𝐒𝐓 [€] 1580
30
Quindi si stima la produzione di uno e di due pannelli supponendo che la 𝑇 del TS sia di 45°𝐶 perché se inferiore interviene l’HP per la sua ricarica e non oltre i 110°𝐶 perché a quel punto il serbatoio procede alla dissipazione. Ad ogni ora si calcola la 𝑇 , , ovvero la temperatura del serbatoio termico con il seguente bilancio energetico:
𝑇
,(𝑡 + 1) = 𝑇
,(𝑡) + (𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) − 𝑇ℎ𝐸𝑛
(𝑡))/(𝑉
,∗ 𝜌 ∗ 𝑐𝑝 )
Dove si è supposto un
𝑉
,= 500 𝑙.
Ottenendo:Figura 16:produzione di uno o due pannelli solari rispetto alla radiazione disponibile. Nel titolo si riportano i rendimenti delle due configurazioni
Nonostante i collettori solari siano istallati in parallelo il rendimento ne risente ampliamente scendendo del 10%, questo perché la temperatura media del serbatoio è più elevata e quindi aumentano le dispersioni dai due collettori. Il vantaggio di usarne due invece è la maggior produzione e quindi ridurre il tempo in cui l’HP andrà a ricaricare in serbatoio nei periodi in cui la domanda superi la produzione e quanto precedentemente accumulato.
31
Quindi si riporta la produzione rispetto alla domanda nei due casi visti:
Figura 17: produzione di uno o due collettori solari rispetto alla domanda energetica di ACS
Si osserva che per alcuni mesi un solo collettore è quasi sufficiente a coprire la richiesta e con due si copre il fabbisogno quasi interamente.
Figura 18: analisi frequenziale della produzione di un collettore solare
32
Rispetto ai PV si ha una maggior produzione, e non solo per la maggior superficie di questi ma per il maggior rendimento della conversione e la natura dell’energia prodotta, ma visto che l’impianto non prevede una pompa di calore ad assorbimento tale energia è solo utilizzata per coprire la domanda di ACS e quindi sarà necessario valutare se convenga effettivamente investire in questa tecnologia, visto anche il suo costo, rispetto ad una maggiore installazione di pannelli fotovoltaici che oltre a poter coprire la domanda di ACS, tramite la pompa di calore, riesce a soddisfare anche altri servizi aumentando la flessibilità del sistema rispetto alle varie condizioni della domanda. Ciò verrà visto in seguito tramite l’ottimizzazione.
Infine, è da osservare che nonostante l’energia prodotta sia maggiore, aumenta il tempo in cui questa è nulla, infatti a differenza della precedente tecnologia ai collettori solari termici non basta che ci sia radiazione per avere della produzione effettiva ma questa deve essere sufficiente a coprire le perdite.
3.3.3 Accumulo elettrochimico
Il dimensionamento dell’accumulo elettrochimico (ES) si riduce a trovare la sua capacità 𝐶 e la massima potenza scambiabile in entrate ed uscita, 𝑃 . Dalla prima dipendono le dispersioni orarie dallo stesso, valutate come:
𝑃 , = 𝐶 /1000 [𝑘𝑊ℎ]
Inoltre, per non sollecitare troppo il sistema, e quindi ritardarne la sostituzione, si limita la massima energia immagazzinabile e la minima:
𝐿 , = 0.9 ∗ 𝐶
𝐿 , = 𝐿1 = 0.1 ∗ 𝐶
Durante il funzionamento dell’impianto si contano il numero e le ampiezze dei cicli di scaricamento e caricamento dell’ES e tramite queste l’anno in cui sarà necessario rimpiazzare il sistema. Tuttavia, si prevedrà comunque un rimpiazzo dopo 10 anni di funzionamento. Quindi lo stato d’usura viene calcolato con questa equazione:
𝐸𝑆 = 𝑁 , 𝑁 , , + 𝑁 , 𝑁 , , + 𝑁 , 𝑁 , ,
33
In cui:
𝑁 , : numero di scariche al di sotto del livello 𝑖 a cui è soggetta la batteria durante l’anno, 𝑁 , , : numero massimo di scariche che la batteria può sostenere al di sotto del livello 𝑖
prima di dover fare un rimpiazzo del sistema, 𝐿 = 𝐿 , : primo livello della batteria,
𝐿 = 𝐿 + ∆𝐿 : secondo livello della batteria, 𝐿 = 𝐿 + ∆𝐿 : terzo livello della batteria,
∆𝐿 = , , : variazione di livello.
Il bilancio del livello dell’accumulatore viene trovato in maniera esplicita:
𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1) = 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) − 𝑃 , + 𝑚𝑖𝑛(𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) ∗ 𝜂 , 𝑃 ) − 𝑚𝑖𝑛( 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) 𝜂 , 𝑃 ) 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) = max (0, 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) −𝑃 𝜂 ) 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) = max (0, 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) − 𝑃 ∗ 𝜂 ) If 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1) > 𝐿 , 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) = 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) + (𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1) − 𝐿 , )/𝜂 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1) = 𝐿 , Elseif 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1) < 𝐿 , 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) = 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) + (𝐿 , − 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1)) ∗ 𝜂 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡 + 1) = 𝐿 , end Dove con:
𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia accumulata nell’accumulatore;
𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia elettrica in surplus, data dalla differenza tra la produzione e la domanda;
34
𝜂 : rendimento di conversione della batteria, inteso non come ciclo ma come singola conversione, uguale per la carica e la scarica;
𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia elettrica in eccesso non accumulabile nell’elettrochimico o per l’alto livello di questo o perché il surplus supera la potenza scambiabile dalla batteria;
𝐸𝑙𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia elettrica che deve essere assorbita dalla rete o dall’EG/CHP perché non sufficiente quella presente nell’accumulatore o se il deficit supera la potenza scambiabile dall’ES;
Quindi si riportano le caratteristiche tecniche ed economiche della batteria scelta in esempio per la simulazione (batteria al litio ferro fosfato):
Caratteristiche Valore 𝛈𝐄𝐒 0.85 𝐍𝐦𝐚𝐱,𝐝𝐢𝐬,𝐋𝟏 1000 𝐍𝐦𝐚𝐱,𝐝𝐢𝐬,𝐋𝟐 1500 𝐍𝐦𝐚𝐱,𝐝𝐢𝐬,𝐋𝟑 3000 𝐜𝐂,𝐄𝐒 [€/𝒌𝑾𝒉] 500 𝐜𝐏,𝐄𝐒 [€/𝒌𝑾] 200
Tabella 3: caratteristiche tecnico economiche dell’accumulo elettrochimico
In cui:
𝑐 , [€/kWh]: costo dell’ES per kWh di capacità; 𝑐 , [€/kW]: costo dell’ES per kW di potenza;
35 3.3.4 Generatore elettrico
Se l’utenza è in isola l’energia elettrica, che nel caso alternativo viene prelevata dalla rete, è ottenuta tramite un generatore elettrico a gasolio o con un CHP. Per non allungare troppo i tempi computazionali durante l’ottimizzazione si trascurano gli effetti dinamici del sistema e la riduzione del rendimento in funzione del fattore di carico dello stesso. Tuttavia, anche per l’EG o il CHP si valuterà l’anno necessario alla sua sostituzione tramite le ore di funzionamento annuali:
Le caratteristiche d’interesse sono:
Caratteristiche Valore 𝛈𝐄𝐆,𝐞𝐥 0.3 𝛈𝐂𝐇𝐏,𝐞𝐥 0.3 𝛈𝐂𝐇𝐏,𝐭𝐡 0.6 𝐜𝐄𝐆,𝐏𝐞𝐥 [€/𝐤𝐖] 367.62 𝐜𝐂𝐇𝐏,𝐏𝐞𝐥 [€/𝐤𝐖] 2000
Tabella 4: caratteristiche tecno-economiche del motore elettrico o del CHP
Dove:
𝜂𝐸𝐺,𝑒𝑙: rendimento elettrico del generatore,
𝜂𝐶𝐻𝑃,𝑒𝑙: rendimento elettrico del CHP,
𝜂𝐶𝐻𝑃,𝑡ℎ: rendimento termico del CHP,
𝑐 , [€/𝑘𝑊]: costo del generatore elettrico per kW di potenza elettrica, 𝑐 , [€/𝑘𝑊]: costo del CHP per kW di potenza elettrica,
Ai costi della tecnologia si sono associati quelli dell’accumulo del serbatoio di gasolio, necessario ad alimentare l’impianto in mancanza di disponibilità di energia primaria dalla rete:
36 Caratteristiche Valore 𝐜𝐅𝐒/𝐦𝟑 [€/𝐦𝟑] 3000 𝛒𝐅 [𝐤𝐠/𝐦𝟑] 832 𝐎𝐒𝐅𝐒 0.6 𝐋𝐇𝐕𝐅 [𝐤𝐖𝐡/𝐤𝐠] 44800/3600
Tabella 5: caratteristiche del serbatoio di gasolio
In cui:
𝑐 / [€/𝑚3]: costo del serbatoio per il combustibile per metro cubo;
𝜌 [𝑘𝑔/𝑚3]: densità del combustibile;
𝑂𝑆 : sovradimensionamento del serbatoio, se minore di uno si prevede che vada caricato più volte durante l’anno;
𝐿𝐻𝑉 [𝑘𝑊ℎ/𝑘𝑔]: potere calorifico inferiore del combustibile;
Quindi il costo del serbatoio viene calcolato in tal modo:
𝑚 = 𝑠𝑢𝑚(𝑃𝑟𝐸𝑛 )/𝐿𝐻𝑉𝐹
𝑉 =𝑂𝑆𝐹𝑆 ∗𝑚 /𝜌𝐹
𝑐 = 𝑐 / ∗𝑉𝐹𝑆
Dove si è indicato con:
𝑚 [𝑘𝑔]: la massa di combustibile utilizzata durante il periodo di funzionamento dell’impianto; 𝑉 [𝑚 ]: volume del serbatoio;
37 3.3.5 Pompa di calore
La pompa di calore (HP) aria/acqua utilizzata non è polivalente vista la bassa richiesta termica ma può asservire entrambi i servizi anche se non in contemporanea. Il dimensionamento verrà fatto variando la 𝑃 , ovvero la potenza della pompa di calore in cooling, mentre si supporrà che a prescindere dalla taglia 𝑃 , = 𝑃 , ∗ 4/3. Anche in tal caso il suo rendimento non è funzione del fattore di carico e si trascurano gli effetti dinamici durante l’accensione o il cambio di funzione. La sua potenza sarà oggetto dell’ottimizzazione come accennato per provare a sottodimensionarla utilizzando il serbatoio termico a bassa temperatura, o se convenga invece utilizzare una potenza maggiore per aumentare l’efficienza a seconda del controllo del sistema che vedremo in seguito.
Mentre le altre caratteristiche tecniche rimangono costanti quali:
Caratteristiche Valore 𝐂𝐎𝐏𝐈𝐈,𝐂 0.35 𝐂𝐎𝐏𝐦𝐚𝐱,𝐂 6 𝐂𝐎𝐏𝐦𝐢𝐧,𝐂 0 𝐂𝐎𝐏𝐈𝐈,𝐇 0.45 𝐂𝐎𝐏𝐦𝐚𝐱,𝐇 4 𝐂𝐎𝐏𝐦𝐢𝐧,𝐇 1 ∆𝐓𝐰 [°𝐂] 5 ∆𝐓𝐚𝐢𝐫 [°𝐂] 10 𝐜𝐇𝐏 [€/𝐊𝐖𝐜] 1000
38
In particolare:
𝐶𝑂𝑃 , : coefficiente di prestazione di secondo principio dell’HP in cooling; 𝐶𝑂𝑃 , : coefficiente di prestazione massimo dell’HP in cooling;
𝐶𝑂𝑃 , : coefficiente di prestazione minimo dell’HP in cooling;
𝐶𝑂𝑃 , : coefficiente di prestazione di secondo principio dell’HP in ricarica del serbatoio ad
alta T;
𝐶𝑂𝑃 , : coefficiente di prestazione massimo dell’HP in ricarica del serbatoio ad alta T;
𝐶𝑂𝑃 , : coefficiente di prestazione minimo dell’HP in ricarica del serbatoio ad alta T;
∆𝑇 [°𝐶]: differenza di temperatura tra la sorgente e il fluido operativo dell’HP lato acqua; ∆𝑇 [°𝐶]: differenza di temperatura tra la sorgente e il fluido operativo dell’HP lato aria; 𝑐 [€/𝐾𝑊𝑐]: costo per kW di potenza in cooling dell’HP;
I COP nelle varie condizioni sono quindi funzione sia della temperatura esterna che della funzione a cui deve adempiere e sono calcolati in due step:
𝐶𝑂𝑃 , (𝑡) = 𝑇 , − ∆𝑇 𝑇 (𝑡) + ∆𝑇 − (𝑇 , − ∆𝑇 ) 𝐶𝑂𝑃 (𝑡) = min (max 𝐶𝑂𝑃 , ∗ 𝐶𝑂𝑃 , (𝑡), 𝐶𝑂𝑃 , , 𝐶𝑂𝑃 , ) 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) = 𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡)/ 𝐶𝑂𝑃 (𝑡) 𝐶𝑂𝑃 , , (𝑡) = 𝑇 , (𝑡) − ∆𝑇 𝑇 (𝑡) + ∆𝑇 − (𝑇 , (𝑡) − ∆𝑇 ) 𝐶𝑂𝑃 , (𝑡) = min (max 𝐶𝑂𝑃 , ∗ 𝐶𝑂𝑃 , , (𝑡), 𝐶𝑂𝑃 , , 𝐶𝑂𝑃 , ) 𝐸𝑙𝐸𝑛 , (𝑡) = 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡)/ 𝐶𝑂𝑃 , (𝑡) 𝐶𝑂𝑃 , (𝑡) = 𝑇 , (𝑡) + ∆𝑇 𝑇 , (𝑡) + ∆𝑇 − (𝑇 (𝑡) − ∆𝑇 ) 𝐶𝑂𝑃 (𝑡) = min (max 𝐶𝑂𝑃 , ∗ 𝐶𝑂𝑃 , (𝑡), 𝐶𝑂𝑃 , , 𝐶𝑂𝑃 , ) 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) = 𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡)/ 𝐶𝑂𝑃 (𝑡)
39
Dove con 𝐸𝑙𝐸𝑛 si intende l’energia elettrica richiesta dall’HP per svolgere la funzione. Questa essendo unica e non polivalente non può svolgere in contemporanea i servizi di cooling e ricarica del serbatoio caldo, mentre insieme al primo può ricaricare il freddo, in tal caso come COP si utilizza il minimo tra i due calcolati, ovvero come temperatura di riferimento si prende la minima tra quella d’ingresso dei ventilconvettori e quella attuale del serbatoio a bassa temperatura. Infine, si suppone che l’HP funzioni per il minor tempo possibile al massimo fattore di carico, quindi anche se contemporaneamente non può svolgere i servizi di heating e cooling ciò può essere fatto comunque nella stessa ora, che nel nostro caso è un time-step. Ad ogni ora è quindi necessario che il fattore di carico per ogni funzione sia minore di 1 e ciò viene calcolato tramite la formula:
𝐹𝐶 (𝑡) =𝑄 (𝑡) 𝑃 , + 𝑄 , (𝑡) 𝑃 , + 𝑄 (𝑡) 𝑃 , 3.3.6 Serbatoi termici
La variabile più interessante riguardante questa tecnologia è il coefficiente di scambio di questi per valutarne le dispersioni. Per far ciò si sono analizzati vari modelli disponibili sul mercato e dai dati discreti si è formulata un’equazione trovata con il metodo dei minimi quadrati per aver maggior libertà sul dimensionamento durante l’ottimizzazione, vista anche l’ampia scelta sul mercato.
Il dato più comune a disposizione sono le dispersioni giornaliere sotto un ∆𝑇 = 40°𝐶 [25] per ogni taglia, espressa in volume, quindi dopo averle riportate sotto ∆𝑇 unitario e dividendo il tempo in ore, le dispersioni possono essere valutate semplicemente con la seguente equazione:
𝑇ℎ𝐸𝑛 = 𝐾 ∗ 𝑇 − 𝑇 , ~𝑆 ∗ 𝑈 ∗ 𝑇 − 𝑇 , ∝ (𝑉 ) ∗ 𝑈 ∗ 𝑇 − 𝑇 ,
Quindi:
𝐾 ∝ (𝑉 ) : energia dissipata ad ogni ora per grado centigrado Per cui il modello utilizzato è: 𝐾 = 𝑎 ∗ (𝑉 ) + 𝑏
40 Figura 19: dispersioni dal serbatoio ottenute con un modello di potenza
41
Per il serbatoio termico a bassa temperatura si prevede un isolamento speciale tramite involucro sottovuoto e lamine riflettenti per ridurre ulteriormente le dispersione di 100 volte rispetto al serbatoio commerciale.
Quindi valutati i coefficienti di scambio per i due serbatoi in funzione del loro volume si possono calcolare le dispersioni in modulo tramite:
𝑇ℎ𝐸𝑛 , = 𝐾 ∗ 𝑇 , − 𝑇 ,
𝑇ℎ𝐸𝑛 , = 𝐾 ∗ 𝑇 , − 𝑇 ,
Mentre temperatura al time-step successivo è ottenuta tramite il bilancio energetico:
𝑇 , (𝑡 + 1) = 𝑇 , (𝑡) + 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡) + 𝑇ℎ𝐸𝑛 , , (𝑡) − 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡) 𝑉 , ∗ 𝜌 ∗ 𝑐𝑝 /(3600 ∗ 1000) If 𝑇 , (𝑡 + 1) < 𝑇 , , 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡) = , , , ( ) , ∗ ∗ 𝑇 , (𝑡 + 1) = 𝑇 , , End In cui:
𝑇ℎ𝐸𝑛 , , [𝑘𝑊ℎ]: energia prelevata dal serbatoio per il cooling;
𝑇ℎ𝐸𝑛 , [𝑘𝑊ℎ]: energia fornita dalla pompa di calore per il reintegro del serbatoio;
𝑇ℎ𝐸𝑛 , [𝑘𝑊ℎ]: energia che non può essere contenuta nel serbatoio perché raggiungrebbe una temperatura troppo bassa, questa viene prelevata dal serbatoio ad alta temperatura per riportarlo alla minima, ma come vedremo in seguito il controllo del sistema evita questa situazione;
Per quello ad alta temperatura invece si ha:
𝑇 , (𝑡 + 1) = 𝑇 , (𝑡) +
+𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) + 𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) + 𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) + 𝐸𝑙𝐸𝑛 (𝑡) ∗ 𝑐 (𝑡) − 𝑇ℎ𝐸𝑛 (𝑡) − 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡) − 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡)
42 If 𝑇 , (𝑡 + 1) > 𝑇 , , 𝑇ℎ𝐸𝑛 , (𝑡) = , ( ) , , , ∗ ∗ 𝑇 , (𝑡 + 1) = 𝑇 , , End Dove con:
𝑇 , [°𝐶]: temperatura del serbatoio ad alta temperatura;
𝑇ℎ𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia fornita dalla pompa di calore per ricaricare il serbatoio;
𝑇ℎ𝐸𝑛 [𝑘𝑊ℎ]: energia recuperata dal CHP;
𝐸𝑙𝐸𝑛 ∗ 𝑐 [𝑘𝑊ℎ]: energia elettrica in sovrapproduzione trasformata in termica per effetto Joule, come vedremo in seguito la useremo solo come ultima risorsa;
𝑇ℎ𝐸𝑛 , [𝑘𝑊ℎ]: energia termica di sovrapproduzione che viene dissipata dal serbatoio in automatico, si ha quando la temperatura del serbatoio supera la massima consentita dal sistema. Infine si riportano in tabella le caratteristiche tecniche del serbatoio usato in esempio:
Caratteristiche Valore 𝐓𝐓𝐒,𝐇,𝐌𝐀𝐗 [°𝐂] 110 𝐚 [𝐤𝐖/𝐊] 1,1 ∗ 10 𝐛 [𝐤𝐖/𝐊] 1,23 ∗ 10 𝐓𝐓𝐒,𝐂,𝐦𝐢𝐧 [°𝐂] −10 𝐜𝐓𝐒,𝐋 [€/𝐥] 1
43 3.3.7 Ventilconvettori
I ventilconvettori vengono modellati per valutare l’energia utilizzata dagli ausiliari per il loro funzionamento, visto che il loro numero e disposizione sono funzione solo dell’utenza e quindi non influente nell’ottimizzazione per questa tecnologia si è preferito basarci su un modello disponibile sul mercato [26], funzionante su tre livelli di potenza. Non sapendo l’uso per ogni locale si è supposto che a parità di potenza erogata funzionino il maggior numero di macchine alla minima potenza. Si riportano i dati d’interesse per una macchina:
Livello 1 Livello 2 Livello 3
Temperatura d’ingresso [°C] 7 7 7 Temperatura d’uscita [°C] 12 12 12 Potenza termica [𝒌𝑾] 1.06 1.55 1.92 Energia per la ventilazione [𝒌𝑾] 0.013 0.025 0.035
Perdite di carico lato
acqua [𝒌𝑷𝒂] 8 17 25 Portata d’acqua [𝑲𝒈/𝒔] 0.051 0.075 0.094 Energia per il pompaggio [𝑾] 0.4 1.3 2.3 Energia ausiliari [𝒌𝑾] 0.0134 0.0263 0.0373
44
Dove l’energia per il pompaggio è stata trovata trascurando le perdite sulla linea di distribuzione quindi:
𝐸𝑙𝐸𝑛 , (𝑖) =𝑚 , (𝑖) ∗ ∆𝑝 , (𝑖)
𝜌 ∗ 1000
Per cui a seconda della domanda termica si stimano il numero di VC funzionanti, il loro stato e la frazione temporale di funzionamento che in generale è inferiore di un’ora e si aggiunge il consumo degli ausiliari alla domanda elettrica. Infine, si suppone che il controllo dell’umidità del locale sia rispettato perché la tecnologia utilizzata deumidifica l’ambiente circostante durante il suo funzionamento. Non si sono aggiunti i costi d’istallazione, né quelli di manutenzione in quanto sono fissi per ogni tipologia d’impianto essendo funzione solo della domanda su cui non si può agire.
3.4 Domanda elettrica dell’utenza
Quindi supponendo un COP medio in raffrescamento pari a 2.5 e in ricarica del 𝑇𝑆 di 3.5 si sono stimate la domanda elettrica dell’edificio totale e per ogni uso:
45
Si osserva quindi che nonostante gli usi termici, riportati in consumi elettrici, abbiano un alto peso non sono i maggiori per questa utenza per cui verosimilmente non si riuscirà a sostituire completamente l’accumulo elettrochimico con l’aggiunta del serbatoio a bassa temperatura, ma al più a sottodimensionarlo dovendo comunque asservire a molti usi elettrici di non trascurabile entità, ovviamente in funzione del livello di efficienza che si vuole perseguire. Mentre dall’analisi in frequenza si osserva che i primi appaiono con maggiormente nella zona ad alta potenza per cui si proverà a smorzarli tramite l’uso del serbatoio termico e
dell’elettrochimico.
46
Infine, si presenta l’analisi in frequenza della domanda elettrica totale, osservando che per la maggior parte del tempo questa è inferiore ai 3 kWh, mentre la restante verosimilmente essendo dovuta al cooling si verificherà nei periodi di maggior domanda.
47
4. LOGICHE DI CONTROLLO
Si sono valutate varie logiche di controllo su come i singoli sistemi debbano funzionare e come debbano interagire, in particolar modo per la gestione degli accumuli e la loro interazione reciproca e verso la rete elettrica qualora il sistema fosse collegato alla stessa.
Tuttavia, vista la bassa richiesta di ACS dell’utenza e dato che può essere direttamente servita tramite i ST, si prevede che tale sistema possa essere in prima battuta dissociato rispetto agli altri semplificando il lavoro, mentre in seguito verrà legato agli altri in alcuni casi.
Come verrà detto meglio in seguito, l’ottimizzazione viene fatta sul dimensionamento per ogni logica di controllo e per ogni modo d’interazione con la rete elettrica quando presente. A seguire per alcune soluzioni significative si effettuerà l’analisi dinamica del funzionamento dell’impianto valutando dove e come si possa intervenire sul controllo per aumentare le prestazioni del sistema sia in termini di costi che in quelli energetici. Per cui dopo aver corretto i controlli si ripete il processo.
Per non essere ridondanti si spiegano quali logiche di controllo siano state utilizzate per l’ultimo loop di l’ottimizzazione e per quali motivo esse siano state modificate ed altre escluse.
4.1 Gestione del serbatoio ad alta temperatura
Il compromesso cercato per la gestione del sistema è quella di mantenere la sua temperatura sempre al di sopra dei 40°𝐶, ovvero quella a cui va servita l’ACS, e quella di ridurre i consumi cercando di limitare il più possibile l’energia necessaria al servizio facendo funzionare gli altri sistemi con cui interagisce direttamente nel modo più efficiente possibile. Ciò si ottiene mantenendo una temperatura non eccessivamente elevata che peggiorerebbe la produzione dai collettori solari termici e il COP della pompa di calore per l’eventuale ricarica, e anche se meno rilevanti aumentando le dispersioni di calore dal serbatoio, ed utilizzare più energia proveniente dalla produzione fotovoltaica rispetto a quella presa dalla rete o dal motore.
L’ACS viene prelevata direttamente dal serbatoio quando necessaria, mentre i collettori solari e il calore recuperato dall’eventuale installazione del CHP ne innalzano la temperatura quando in funzione, ciò che varia nel controllo è la gestione della pompa di calore per la ricarica qualora la domanda superi la produzione e quanto prima accumulato.
48
Se la temperatura del serbatoio (𝑇 , ) è minore della 𝑇 → , , ovvero la temperatura di questo sotto la quale l’HP interviene per un suo reintegro, si fornisce un supplemento energetico tale
da portarlo alla 𝑇 = 𝑇 → , + 5, funzione solo della sua capacità termica.
Questo controllo semplicemente feedback tende a mantenere la temperatura più bassa possibile. Ma tende ad avere un numero di accensioni maggiori della pompa di calore rispetto ai controlli che vedremo in seguito, e quindi questa sarà più frequentemente impegnata a garantire il servizio, cosa che potrebbe creare dei problemi nei periodi di alto carico o con l’inserimento del serbatoio a bassa temperatura che necessita dello stesso sistema per la ricarica.
49
Logica ACS 2 e 3
Rispetto alla precedente si stimano i consumi di ACS e la produzione dai ST nelle prossime ore, poste uguali a 24, e quindi quando si scenderà a di sotto di 𝑇 → , , l’HP immetterà il
deficit energetico a soddisfare il fabbisogno se necessario.
Rispetto al caso precedente se si prevede una maggior produzione rispetto alla domanda viene limitata l’energia immessa per il reintegro, mantenendo la 𝑇 , ad un valore più basso a favore
dell’efficienza dei sistemi collegati. Nel caso opposto si ha un aumento della stessa, limitando il numero di accensioni della pompa di calore.
Rispetto alla 2 la logica di controllo 3 controlla anche il funzionamento di quest’ultima, limitando la potenza da immettere se nel frattempo è impegnata nel servizio di cooling o in quello di ricarica del serbatoio a bassa temperatura, dividendo quindi il carico in più tempi per non andare incontro a disservizi.
Logica ACS 4 e 5
Rispetto ai casi precedenti oltre a controllare la produzione e i consumi nelle prossime ore si controlla anche la temperatura esterna, quindi la ricarica, calcolata come nel caso precedente, viene divisa in due tempi, il primo in cui la 𝑇 , scende al di sotto di 𝑇 → , in cui si carica l’energia necessaria ad arrivare alla prossima, ovvero quella in cui si registra la massima temperatura esterna che è la più favorevole alla ricarica del serbatoio da parte della pompa di calore. Quindi, come nel caso precedente, si immette l’energia necessaria per coprire il fabbisogno nel giorno seguente. Ci si aspetta un COP medio per questa funzione maggiore rispetto alle logiche di controllo viste che non usano un controllo in avanti sulla temperatura esterna per la gestione del sistema.
La logica 5 rispetto alla 4 controlla anche lo stato d’uso dell’HP, limitandone l’uso se questa è già impegnata ad assolvere atri servizi. Visto che la pompa di calore agisce solo in due tempi ci si aspetta che l’aggiunta di questo controllo sia ancora più importante per evitare l’uso di una macchina di grande taglia. Ciò va a scapito dell’efficienza visto che si divide il carico in più time step e quindi non necessariamente quelli favorevoli per un uso ottimale del sistema di reintegro.
50
Logica ACS 6 e 7
Rispetto ai casi precedente non si controlla solo la temperatura esterna nelle prossime ore ma sulla base della produzione e della domanda anche quella del serbatoio. In sostanza si fa uso del controllo in avanti anche per questa variabile, non aspettando che scenda al di sotto di 𝑇 → , , ma si stima il momento in cui ciò avviene, e se l’ora più favorevole alla ricarica si
verifica prima la si anticipa caricando il serbatoio in un solo step nella condizione di massimo COP, se invece l’ora favorevole si verifica dopo si ricade nel caso precedente.
Anche se questa logica di controllo ci dovrebbe fornire un COP maggiore per un suo corretto funzionamento probabilmente sarà necessario che la pompa di calore abbia una taglia maggiore rispetto ai casi precedenti. Da qui si crea la logica 7 che controlla lo stato dell’HP per ridurre il rischio suddetto dividendo la carica in più tempi.
Utenza in isola
Per l’utenza in isola in generale si può pensare di caricare il serbatoio utilizzando il calore ricavato dal CHP accendendolo appositamente al posto della pompa di calore o come suo sostegno ma visto la bassa richiesta per questa utenza non si è sviluppato un controllo che ne facesse uso e quindi si limita a immettere l’energia recuperata nel serbatoio riducendone il numero di ricariche necessarie. Inoltre, per questo caso e quello in cui non si ha remunerazione della rete la sovrapproduzione elettrica viene versata nel serbatoio a bassa temperatura prima tramite la pompa di calore se non impegnata in altri servizi ed infine direttamente per effetto Joule.
4.2 Logiche di controllo integrate
A differenza delle precedenti non si opererà sul singolo sistema o su quelli con cui interagisce direttamente ma si valuteranno il maggior numero di possibili interazioni tra tutti al fine di aumentare l’efficienza dell’impianto e ridurre i costi d’istallazione ed operativi dello stesso. Vista però l’irreversibilità del serbatoio a bassa temperatura e l’efficienza di conversione non costante con le condizioni esterne dello stesso si porranno delle condizioni basilari per effettuare sua ricarica e limiti per la sua intensità:
1. La domanda termica nelle prossime ore e le dispersioni stimate devono essere tali da giustificare la ricarica del serbatoio dalla temperatura a cui si trova fino a quella a cui almeno si possa fornire il servizio, uguale a quella entrante nei ventilconvettori, ovvero 7 °𝐶.
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2. La temperatura del serbatoio non deve essere inferiore a 𝑇 → , ovviamente inferiore a quella operativa dei ventilconvettori, da trovare tramite l’ottimizzatore al fine di non avere una conversione con efficienza troppo bassa, tale per cui convenga utilizzarla in altro modo. Inoltre, fissando il limite sulla temperatura non si impone solo un limite sul COP di ricarica ma anche su quanto convenga conservare altra energia considerando implicitamente quella già accumulata.
3. L’energia immessa nel serbatoio non deve essere tale da portarlo al di sotto della minima (10 °𝐶) e quindi evitare di spenderne altra dal serbatoio ad alta temperatura o peggio ancora tramite la pompa di calore o direttamente per effetto joule per riportarlo ad una T adeguata.
4. Non oltre ai consumi stimati (decurtando l’energia già conservata al suo interno) nelle prossime ore, per non tenere la temperatura al di sotto del necessario.
5. Considerare il fattore di carico della pompa di calore se impegnata in altri servizi per non andare incontro a disservizi, infatti si darà priorità al cooling diretto e solo se le condizioni lo permettono di caricare il serbatoio a bassa temperatura. Mentre quello ad alta temperatura per asservire l’ACS viene data la minima priorità visto che può essere servito anche tramite i collettori solari o ricaricato eventualmente per effetto Joule. Fatto ciò si passa alle interazioni tra i sottosistemi che sono principalmente funzione del bilancio orario della produzione e della domanda, per cui si hanno i due diversi casi:
1. Deficit energetico: la domanda supera o eguaglia la produzione. 2. Surplus energetico: la produzione supera la domanda.
Nel primo caso semplicemente l’energia prodotta dai PV viene direttamente utilizzata per soddisfare i consumi e se non necessaria si preleva la differenza prima dall’ES finché possibile, considerando non solo l’energia immagazzinata ma anche la massima potenza scambiabile, e successivamente dalla rete elettrica se l’utenza è collegata in rete o tramite l’EG/CHP per l’utenza in isola.
Nel secondo invece viste le possibilità sono maggiori e quindi si valuteranno vari modi d’interazione dei sottosistemi. Vedremo quindi prima le logiche di controllo per l’utenza collegata alla rete:
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Logica TSC X
Questa viene applicata alle soluzioni che non fanno uso del serbatoio a bassa temperatura, in tal caso il surplus energetico viene prima conservato nell’ES e successivamente dato alla rete. Logica TSC 0
Il surplus energetico viene conservato nell’ES finché possibile e se le condizioni lo permettono si carica il 𝑇𝑆 e solo dopo si immette in rete la differenza. Quindi quando presente domanda termica per il cooling prima si scarica il serbatoio e poi se non fosse sufficiente si passa al raffrescamento diretto tramite l’HP che preleva l’energia prima dall’ES e se necessario dalla rete.
Fanno eccezione i periodi di alto carico in cui si prevede che la domanda superi la massima potenza della pompa di calore, in tal caso il surplus energetico viene conservato nel serbatoio e non viene scaricato completamente, ma conservando parte dell’energia per coprire i picchi, e nel frattempo si risponde alla richiesta tramite il cooling diretto. Infatti, conservando l’energia nell’elettrochimico in queste condizioni anche se si riduce la richiesta energetica dalla rete si rimarrebbe comunque vincolati alla potenza della pompa di calore.
Ciò ci permette di sottodimensionare la pompa di calore riducendo i costi d’istallazione e in un funzionamento reale in cui l’efficienza è funzione del fattore di carico della stessa una soluzione simile ne trarrebbe vantaggio. Rispetto alla precedente ci si aspetta anche una riduzione dell’energia immessa in rete a parità di caratteristiche tecniche della batteria, o un suo sottodimensionamento.
Logica TSC 1
A differenza di prima si dà la priorità al serbatoio a bassa temperatura e dopo all’elettrochimico, mentre la restante va sempre in rete. Lo scarico del serbatoio avviene nella stessa maniera, anche nei periodi di massimo carico.
Si punta quindi ad un maggior sottodimensionamento dell’ES e ad un suo minor utilizzo cercando di allontanare il momento del rimpiazzo e risparmiare l’energia persa durante le conversioni in entrata e in uscita. Tuttavia, questo conserva il pregio della flessibilità potendo adempiere ad un maggior numero di servizi e dall’ottimizzazione si è visto che conviene dargli la priorità rispetto al serbatoio termico. Ciò era prevedibile dal fatto che la maggior parte dei consumi elettrici stimati nel capitolo precedente non sono riconducibili a quelli termici termici e quindi il serbatoio non è capace di assolverli. Per questo le seguenti logiche di controllo sono costruite a partire dalla 0.
