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Gestione ottimizzata di due pompe di calore operanti in parallelo

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Academic year: 2021

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SCUOLA DI INGEGNERIA

CORSO DI LAUREA IN INGEGNERIA ENERGETICA

TESI DI LAUREA MAGISTRALE

GESTIONE OTTIMIZZATA DI DUE POMPE DI CALORE

OPERANTI IN PARALLELO

Relatori

Candidato

Prof. Umberto Desideri

Lorenzo Pagano

Ing. Lorenzo Ferrari

Dott. Andrea Baccioli

Ing. Gianluca Pasini

(2)
(3)

ABSTRACT

Questa tesi ha esplorato la possibilità di installazione di due pompe di calore geotermiche operanti in parallelo, con diversa taglia e tipologia di sorgente, e ha permesso di studiare quale fosse la logica di controllo che minimizzasse i costi operativi e massimizzasse il tempo di funzionamento in condizioni vicine a quelle di progetto. Tale lavoro fa parte del progetto regionale di ricerca SIGS (Sistema integrato geotermico solare di riscaldamento e raffrescamento in logica Smart Grid) avviato tra l’azienda Toscana Energia Green SPA e vari partner tra cui l’Università di Pisa.

Lo studio ha analizzato quale soluzione impiantistica fosse opportunatamente più conveniente per l’accoppiamento delle due pompe di calore e quale sistema di controllo fosse il più idoneo per la loro gestione, tenendo conto del comportamento dell’accumulo termico e dei sistemi ausiliari integrativi già presenti nel sistema. Sono state effettuate delle valutazioni preliminari per dimensionare correttamente la taglia delle due PDC ed è stata poi valutata la logica di funzionamento tenendo conto dell’integrazione con il serbatoio di accumulo e l’utenza, in modo da minimizzare il consumo dei sistemi ausiliari, con un migliore sfruttamento delle pompe di calore. In particolare, è stato progettato un sistema di controllo che basasse la logica di accensione/spegnimento delle PDC in base alla temperatura misurata sul serbatoio di accumulo e quindi in base all’effettiva richiesta di energia termica da parte dell’utenza. Il sistema è stato modellato numericamente in condizioni dinamiche, utilizzando il codice monodimensionale AMESim. Sono stati simulati in transitorio diversi casi variando i limiti di intervento di vari fattori di controllo. I risultati sono stati confrontati sulla base di alcuni parametri, tra i quali il risparmio di energia primaria (PES), il consumo dei sistemi ausiliari e il costo operativo. È stato fatto un confronto fra due diverse strategie di controllo, variando il numero di soglie di attivazione delle due pompe, e valutando, da un punto di vista economico ed energetico, la modalità di funzionamento più adeguata in funzione della taglia. I risultati ottenuti hanno confermato quanto ipotizzato dalle analisi preliminari sui consumi energetici, circa la taglia ottimale delle PDC e la loro strategia di controllo e di attivazione, e hanno evidenziato come la soluzione migliore sia di utilizzare la PDC più grande per il funzionamento di base mentre la più piccola con funzione di integrazione durante i carichi di picco. Inoltre, grazie alla presenza del serbatoio di accumulo, opportunatamente dimensionato, è possibile, disaccoppiando gli orari di produzione dell’energia da quelli di consumo, soddisfare il fabbisogno energetico anche nei giorni con maggiore richiesta di potenza minimizzando l’intervento dei sistemi ausiliari.

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Sommario

1. STATO DELL’ARTE ... 1

1.1. QUADRO ENERGETICO GLOBALE ... 1

1.2. PRINCIPIO DI FUNZIONAMENTO DI UNA POMPA DI CALORE... 2

1.3. TECNICA DELLE POMPE DI CALORE ... 3

1.4. PARAMETRI DI VALUTAZIONE DELLE POMPE DI CALORE ... 6

1.5. IL PUNTO DI BILANCIAMENTO ... 7

1.6. FONTI DI CALORE ... 8

1.6.1. CALORE GEOTERMICO ... 9

1.6.2. ACQUA DI FALDA ... 11

1.7. LA CONVENIENZA DELLE POMPE DI CALORE RISPETTO ALLA CALDAIA ... 14

2. CASO STUDIO – IL PROGETTO SIGS ... 17

2.1. DESCRIZIONE DEL PROGETTO SIGS ... 17

2.2. ANALISI PRELIMINARE SUI CONSUMI ENERGETICI ... 19

2.3. OBBIETTIVO RICERCA: ACCOPPIAMENTO E CONTROLLO DELLE POMPE DI CALORE ... 20

2.4. DIMENSIONAMENTO PRELIMINARE ... 24

2.5. DESCRIZIONE DELL’UTENZA DEL CASO STUDIO ... 28

2.6. CARATTERIZZAZIONE DEL SITO IN ESAME ... 29

3. DESCRIZIONE DEL MODELLO DELL’IMPIANTO ... 32

3.1. SCHEMA CONCETTUALE IMPIANTO ... 32

3.2. SCHEMA DI SIMULAZIONE DELL’IMPIANTO ... 34

3.2.1. IL SOFTWARE LMS IMAGINE.LAB AMESIM ... 34

3.2.2. DESCRIZIONE DEL MODELLO AMESIM ... 35

3.2.2.1 Le pompe di calore ... 35

3.2.2.2 Il miscelatore delle pompe in parallelo ... 39

3.2.2.3 Il Serbatoio di accumulo ... 40

(5)

3.2.2.5 Il carico utenza ... 43

3.2.2.6 Il sistema di controllo ... 44

4. SIMULAZIONI ... 49

4.1. DESCRIZIONE DELLE CONFIGURAZIONI SIMULATE ... 49

4.2. VARIABILI DI CONTROLLO ... 50

5. RISULTATI ... 56

5.1. CONFIGURAZIONE 1 & 2 ... 56

5.1.1. CONFRONTO SU MINIMO CONSUMO AUSILIARI ED ENERGIE PDC ... 57

5.1.2. CONFRONTO SU MINIMO CONSUMO AUSILIARI ED ENERGIE PDC SPECIFICHE .. 60

5.1.3. CONFRONTO SU RISPARMIO ENERGIA PRIMARIA PES ... 62

5.1.4. CONFRONTO ECONOMICO SUI COSTI DI GESTIONE IMPIANTO ... 65

5.1.5. COMMENTI ... 67

5.2. CONFIGURAZIONE 3 & 4 ... 71

5.2.1. CONFRONTO SU MINIMI CONSUMI AUSILIARI ED ENERGIE PDC ... 72

5.2.2. CONFRONTO SU MINIMI CONSUMI AUSILIARI ED ENERGIE SPECIFICHE PDC ... 74

5.2.3. CONFRONTO SU RISPARMIO ENERGIA PRIMARIA PES ... 77

5.2.4. CONFRONTO ECONOMICO SUI COSTI DI GESTIONE IMPIANTO ... 79

5.2.5. COMMENTI ... 82

5.3. RISULTATI ANNUALI - CONFRONTO COMBINATO TOTALE ... 85

5.3.1. CONFIGURAZIONE 1 & 2 ... 85

5.3.2. CONFIGURAZIONI 3 & 4 ... 89

5.4. CONFRONTO CON L’ANALISI PRELIMINARE ... 94

(6)

INDICE DELLE FIGURE

Figura 1.1 - Limiti del sistema e valori di riferimento negli impianti di pompe di calore ... 3

Figura 1.2 - Andamento delle grandezze di stato fisico nel diagramma log p,h ... 5

figura 1.3 - andamento del cop in funzione della temperatura della sorgente ts e della temperatura di mandata all’utenza tu [4] ... 6

Figura 1.4 - grafico del balance point di una pdc... 8

Figura 1.5 - Andamento della temperatura nel sottosuolo in funzione della profondità durante l’arco dell’anno ... 10

Figura 1.6 - Temperature dell’acqua di falda ... 12

Figura 1.7 - Infiltrazione dell'acqua di superficie ... 13

Figura 1.8 - Dimensionamento di una captazione di acqua di falda ... 14

figura 2.1 - andamento dei consumi mensili di gas naturale 2012-2016 ... 19

figura 2.2 - andamento dei consumi mensili di energia elettrica per il gruppo frigo 2016 ... 19

Figura 2.3 - fabbisogno energetico medio mensile del caso studiato ... 20

figura 2.4 - curva delle durate e potenza ottimale con 12 ore equivalenti di funzionamento per wshp ... 21

figura 2.5 - curva delle durate e potenza ottimale con 12 ore equivalenti di funzionamento per gshp ... 21

Figura 2.6 - potenze ottimali per la combinazione di due pdc ... 23

Figura 2.7 - collegamento pdc in parallelo ... 25

Figura 2.8 - collegamento pdc in serie ... 25

Figura 2.9 - Curve orarie utilizzate per la stagione invernale [10] ed estiva [11] ... 27

Figura 2.10 - Andamento del carico invernale... 27

Figura 2.11 - andamento del carico estivo ... 28

Figura 2.12 - Vista aerea dell'edifico del caso studio [12] ... 29

Figura 2.13 - prova di emungimento pozzo ... 30

Figura 2.14 - Sonda geotermica verticale ad u ... 32

figura 3.1 - schema concettuale modello di simulazione – caso estivo ... 33

figura 3.2 - schema concettuale modello di simulazione - caso invernale ... 33

Figura 3.3 - Potenze scambiate con l'utenza, estiva (Geotermica taglia 60 kW) ... 37

figura 3.4 - potenze scambiate con la sorgente, invernale (falda taglia 30 kW) ... 37

Figura 3.5 - Schema di simulazione delle pdc ... 39

Figura 3.6 - schema amesim miscelatore portate pdc ... 39

Figura 3.7 - schema simulazione miscelatore pdc ... 40

Figura 3.8 - Schema del collegamento serie/parallelo del sistema TES (caso invernale) ... 40

(7)

Figura 3.10 - schema di simulazione del blocco utenza ... 42

Figura 3.11 - dettaglio del supercomponente utenza ... 42

Figura 3.12 - schema amesim della costruzione della curva di carico stagionale (caso invernale) ... 43

Figura 3.13 - grafico del carico termico, stagione invernale ... 43

figura 3.14 – misurazione temperatura su accumulo (caso invernale e caso estivo) ... 46

Figura 3.15 - andamento tipico del dt in una delle configurazioni simulate invernali ... 47

Figura 3.16 - andamento tipico del dt in una delle configurazioni simulate estive ... 47

Figura 3.17 - sensore temperatura sulla linea di mandata ... 48

Figura 4.1 - combinazioni delle temperature di controllo ... 51

Figura 4.2 - regimi di funzionamento config. 1 e 2 - caso invernale ... 52

Figura 4.3 - regimi di funzionamento config. 1 e 2 - caso estivo ... 52

figura 4.4 - regimi di funzionamento config. 3 e 4 - caso invernale ... 54

figura 4.5 - regimi di funzionamento configurazione 3 e 4 - caso estivo ... 54

Figura 5.1 - configurazione 1 invernale - confronto su energie termiche consumate ... 57

Figura 5.2 - configurazione 2 invernale - confronto su energie termiche consumate ... 58

figura 5.3 - configurazione 1 estiva - confronto su energie termiche consumate ... 58

figura 5.4 - configurazione 2 estiva - confronto su energie termiche consumate ... 59

Figura 5.5 - configurazione 1 invernale - confronto su energie termiche specifiche consumate . 60 figura 5.6 - configurazione 2 invernale - confronto su energie termiche specifiche consumate .. 61

figura 5.7 - configurazione 1 estiva - confronto su energie termiche specifiche consumate ... 61

figura 5.8 - configurazione 2 estiva - confronto su energie termiche specifiche consumate ... 62

Figura 5.9 - configurazione 1 invernale - confronto su risparmio energia primaria PES ... 63

Figura 5.10 - configurazione 2 invernale - confronto su risparmio energia primaria PES ... 63

Figura 5.11 - configurazione 1 estiva - confronto su risparmio energia primaria PES ... 64

Figura 5.12 - configurazione 2 estiva - confronto su risparmio energia primaria PES ... 64

Figura 5.13 - configurazione 1 invernale - confronto economico ... 65

Figura 5.14 - configurazione 2 invernale - confronto economico ... 66

Figura 5.15 - configurazione 1 estiva- confronto economico ... 66

Figura 5.16 - configurazione 2 estiva- confronto economico ... 67

Figura 5.17 - configurazione 1 invernale - ore equivalenti di funzionamento ... 69

Figura 5.18 - numero di accensioni delle pdc ... 70

Figura 5.19- configurazione 3 invernale - confronto su energie termiche consumate ... 72

Figura 5.20- configurazione 4 invernale - confronto su energie termiche consumate ... 73

figura 5.21 - configurazione 3 estiva - confronto su energie termiche consumate ... 73

figura 5.22 - configurazione 4 estiva - confronto su energie termiche consumate ... 74

figura 5.23 - configurazione 3 invernale - confronto su energie termiche specifiche consumate 75 figura 5.24 - configurazione 4 invernale - confronto su energie termiche specifiche consumate 75 figura 5.25 - configurazione 3 estiva - confronto su energie termiche specifiche consumate ... 76

(8)

Figura 5.27 - configurazione 3 invernale - confronto su risparmio energia primaria PES ... 77

Figura 5.28 - configurazione 4 invernale - confronto su risparmio energia primaria PES ... 78

Figura 5.29 - configurazione 3 estiva - confronto su risparmio energia primaria PES ... 78

Figura 5.30 - configurazione 4 estiva - confronto su risparmio energia primaria PES ... 79

Figura 5.31 - configurazione 3 invernale - confronto economico ... 80

Figura 5.32 - configurazione 4 invernale - confronto economico ... 80

Figura 5.33 - configurazione 3 estiva- confronto economico ... 81

Figura 5.34 - configurazione 4 estiva- confronto economico ... 81

Figura 5.35 - configurazione 3 invernale - ore equivalenti di funzionamento ... 83

Figura 5.36 - configurazione 4 invernale - ore equivalenti di funzionamento ... 84

Figura 5.37 - configurazione 1 - confronto combinato annuale ... 86

Figura 5.38 - configurazione 2 - confronto combinato annuale ... 86

Figura 5.39 - configurazione 1 - fattore di utilizzazione annuale ... 88

Figura 5.40 - - configurazione 2 - fattore di utilizzazione annuale ... 88

Figura 5.41 - configurazione 3 - confronto combinato annuale ... 89

Figura 5.42 - configurazione 4 - confronto combinato annuale ... 90

Figura 5.43 - configurazione 3 - fattore di utilizzazione annuale ... 91

Figura 5.44 - configurazione 4 - fattore di utilizzazione annuale ... 92

Figura 5.45 - confronto tra la configurazione 1 e 3 (scala logaritmica) ... 93

Figura 5.46 - confronto risultati tra il modello precedente e quello attuale (scala logaritmica) .. 95

Figura 6.1 - confronto parametri tra le quattro configurazioni (scala logaritmica) ... 98

INDICE DELLE TABELLE Tabella 2.1 - Sintesi sondaggio geognostico Ospedaletto ... 30

Tabella 2.2 - Rese termiche specifiche per sonde geotermiche [15] ... 31

tabella 3.1 - portata circolante applicazione acqua di falda ... 38

tabella 3.2 - portata circolante applicazione geotermico ... 38

Tabella 3.3 - logica di controllo delle pdc ... 44

Tabella 3.4 - orari lavorativi dell'utenza ... 45

Tabella 4.1 - configurazioni impiantistiche simulate ... 50

Tabella 4.2 - regimi di funzionamento configurazioni 1 e 2 ... 50

(9)

1

1. STATO DELL’ARTE

1.1. QUADRO ENERGETICO GLOBALE

Una strategia economica volta ad uno sviluppo sostenibile impone certamente di pro-muovere l'efficienza e l’uso razionale dell'energia negli edifici, i quali sono il principale consumatore di energia negli Stati membri dell'Unione europea (UE).

I modelli di consumo energetico dell'UE rivelano che gli edifici sono il più grande con-sumatore di energia, consumandone il 41%, seguito dall'industria e dai trasporti che ne consumano circa il 30%.

Gli edifici rappresentano quindi il più grande potenziale economico per il risparmio energetico. Inoltre, gli studi hanno dimostrato che il risparmio energetico è il metodo più economico per ridurre le emissioni di gas serra (GHG).

Al momento, il riscaldamento costituisce quasi l'80% della domanda di energia nelle case e negli edifici pubblici, comprendendo il riscaldamento degli ambienti e la gene-razione di acqua calda, mentre la domanda di energia per il raffreddamento sta cre-scendo anno dopo anno.

Al fine di realizzare gli ambiziosi obiettivi per la riduzione del consumo di energia pri-maria fossile e le relative emissioni di CO2 per raggiungere gli obiettivi del protocollo di Kyoto, oltre a migliorare l’efficienza energetica, l'uso di energia rinnovabile nel pa-trimonio edilizio esistente deve essere affrontato nel prossimo futuro.

Il 23 aprile 2009, il Parlamento europeo e il Consiglio hanno adottato la “Renewable Energy Directive 2009/28/EC”.

Questa direttiva stabilisce un quadro comune per la promozione dell'energia da ri-sorse rinnovabili. Questa direttiva offre una grande opportunità per l'ulteriore utilizzo delle pompe di calore per il riscaldamento e il raffreddamento di edifici nuovi ed esi-stenti. [1]

(10)

2

1.2. PRINCIPIO DI FUNZIONAMENTO DI UNA POMPA DI CALORE

La pompa di calore (PDC) è un dispositivo che consente di trasferire calore da un si-stema ad una certa temperatura ad un sisi-stema a temperatura superiore. In questo modo si rende utile per il riscaldamento l’energia derivante dal raffreddamento di qualsiasi sistema più freddo di quello da riscaldare.

Questo non contrasta con il primo principio, della termodinamica dal momento che la quantità di calore che arriva al sistema a più alta temperatura è fornita a spese del sistema a più bassa temperatura. Non contrasta neppure con il secondo principio. È vero che il calore tende a trasferirsi spontaneamente da un corpo più caldo ad uno più freddo, così come un liquido scorre dall’alto vero il basso in un campo gravitazio-nale. È però possibile, fornendo lavoro, invertire il senso del trasferimento del calore, dal più freddo verso il più caldo. [2]

Per la generalità dei casi, si può sostenere che in quest’ultima configurazione si ha convenienza economica, mentre tale convenienza si riduce notevolmente quando la pompa viene utilizzata per la sola produzione di acqua calda sanitaria o per il solo riscaldamento. [3]

Il trasferimento di calore non avviene in modo spontaneo, ma richiede l’introduzione nel ciclo di una certa quantità di lavoro che per queste macchine coincide con l’ener-gia elettrica assorbita dal compressore.

(11)

3

1.3. TECNICA DELLE POMPE DI CALORE

I limiti del sistema e i valori di riferimento sono definiti nel modo seguente:

(12)

4

Valori di processo

Lavoro e calore sono valori di processo. Essi rappresentano le possibili forme di tra-sporto dell’energia nei limiti del sistema.

Energia E, lavoro L e calore Q hanno come unità il Joule (J).

Energia interna u: L’energia specifica interna, quale grandezza di stato calorifico, rap-presenta la riserva di energia di un sistema termodinamico (kJ/kg).

Entalpia h: L’entalpia specifica, quale grandezza di stato calorifico, é definita da h = u + p · V.

Exergia: L’energia racchiude exergia e anergia. L’exergia è quella parte di energia che in un ambiente prestabilito si lascia trasformare in qualsiasi forma di energia (p.es. elettricità per il compressore).

Anergia: L’anergia é quella parte di energia, che in un ambiente prestabilito non si lascia trasformare in qualsiasi forma di energia (p.es. calore ambientale quale fonte di calore).

Entropia s: L’entropia caratterizza l’irreversibilità e con questo la degradazione dell’energia in un processo.

Diagramma log p, h

Il procedimento principalmente utilizzato oggi nella tecnica delle pompe di calore é il ciclo di compressione del vapore saturo. Un refrigerante evapora in questo caso nella parte fredda del ciclo, assorbendo una quantità di calore d’evaporazione più grande possibile. Dopo la compressione in un compressore, mediante la cessione di calore di condensazione nella parte calda del ciclo, il fluido ritorna nuovamente allo stato li-quido.

In una valvola d’espansione infine il fluido viene portato di nuovo alla pressione d’evaporazione.

In tutti gli impianti che lavorano secondo questo principio si sfrutta la dipendenza dalla pressione delle temperature di evaporazione e condensazione. [4]

(13)

5

Un simile sistema può essere rappresentato in modo semplificato come nella Figura 2.2.

FIGURA 1.2-ANDAMENTO DELLE GRANDEZZE DI STATO FISICO NEL DIAGRAMMA LOG P,H

Legenda:

log p: pressione in bar s: entropia in kJ/kg h: entalpia in kJ/kg

v: volume specifico in m3/kg

t: temperatura in °C x: parte di vapore in %

(14)

6

1.4. PARAMETRI DI VALUTAZIONE DELLE POMPE DI CALORE

In base agli standard attuali, in particolare la normativa EN 14511:2013, i costruttori di pompe di calore definiscono i loro coefficienti di prestazione in funzione delle tem-perature dei fluidi in uscita, lato utenza e lato sorgente:

𝐶𝑂𝑃 = 𝑇 ,

𝑇 , − 𝑇 ,

𝐸𝐸𝑅 = 𝑇 ,

𝑇 , − 𝑇 ,

FIGURA 1.3- ANDAMENTO DEL COP IN FUNZIONE DELLA TEMPERATURA DELLA SORGENTE TS E DELLA TEMPERATURA DI MANDATA ALL’UTENZA TU [4]

Dal punto di vista energetico la generazione termica con PDC geotermica è general-mente più efficiente dei sistemi tradizionali. Tuttavia il confronto non si deve basare soltanto sui parametri prestazionali sopra definiti perché l’energia elettrica utilizzata dal compressore non è una fonte energetica primaria come lo è (ad esempio) il gas naturale utilizzato da una caldaia. Per ricondursi alla fonte primaria utilizzata sono stati utilizzati nelle valutazioni finali i parametri utilizzo di energia primaria (UEP) e risparmio di energia primaria (PES) definiti, per un certo periodo di riferimento (una stagione o un anno), come segue:

𝑈𝐸𝑃 = 𝐸

𝜖 ∙ 𝜂 +

𝐸 𝜂

(15)

7 𝑅𝐸𝑃 =𝐸 , 𝜂 − 𝐸 𝜖 ∙ 𝜂 + 𝐸 𝜂

Dove 𝐸 è l’energia fornita dalla pompa di calore di nuova installazione, 𝜖 è il coefficiente di prestazione medio della PDC, ovvero il COP per l’inverno ed il EER per l’estate; 𝜂 è il rendimento medio europeo del parco di produzione dell’energia elet-trica, calcolato secondo i dati EUROSTAT (pari a 43,7% nell’anno 2014) [5]; 𝐸 è l’energia fornita dai sistemi ausiliari (caldaia/chiller); 𝜂 è il rendimento di genera-zione termica dell’impianto ausiliario (pari a 0,9 per la caldaia e 𝐶𝑂𝑃 ∙ 𝜂 per il chiller (PDC aria-acqua (air-source heat pump, ASHP)); 𝐸 , è l’energia fornita dal

si-stema ausiliario prima dell’installazione del nuovo sisi-stema. [6]

1.5. IL PUNTO DI BILANCIAMENTO

Nelle applicazioni residenziali e del settore terziario le PDC sono spesso affiancate a sistemi di generazione ausiliaria. Se si sceglie di dimensionare la capacità della pompa di calore sulla temperatura di progetto, essa lavorerà sistematicamente parzializzata, con eventuali penalizzazioni sul COP e con un costo iniziale legato alla maggiore po-tenza. Si ritiene quindi spesso conveniente dimensionare la macchina su di una tem-peratura più alta di quella di progetto, ad esempio per 0°C. La quota mancante del fabbisogno viene soddisfatta da dispositivi ausiliari che possono essere caldaie a gas o resistenze elettriche. [2]

Una curva orientativa della capacità della macchina in funzione della temperatura esterna potrebbe essere quella rappresentata in fig. 2.4.

(16)

8 FIGURA 1.4 - GRAFICO DEL BALANCE POINT DI UNA PDC

Il punto di incontro delle due curve è appunto il balance point. Come indicato nella figura, al di sotto del balance point la capacità è insufficiente e quindi va opportuna-mente integrata con un sistema ausiliario, mentre al di sopra la capacità è esuberante e la macchina deve funzionare parzializzata.

Nel primo caso la pompa di calore cessa di funzionare quando si giunge al balance point ed entra in funzione un generatore di integrazione che supplisce all’intero ca-rico dell’utenza. Si parla, in questo caso di modalità di funzionamento alternato. Nel secondo caso si fa intervenire il generatore di integrazione che supplisce solo alla dif-ferenza fra il fabbisogno dell’utenza e la potenza della PDC. E’ questa il funziona-mento parallelo.

1.6. FONTI DI CALORE

Le seguenti fonti di calore possono essere utilizzate mediante pompa di calore:  Aria esterna

 Calore della terra (geotermico)  Acqua di falda e di superficie  Calore residuo

(17)

9

Di base si può affermare che, più è basso il livello di temperatura della fonte di calore, peggiore è l’efficienza (COP) della pompa di calore.

Nello studio di questa tesi vengono utilizzare pompe di calore che utilizzano come sorgente di calore l’Acqua di Falda e il calore della Terra (geotermico).

1.6.1. CALORE GEOTERMICO

Il terreno è un fornitore di calore ideale. Già a circa 10 metri sotto la superficie terre-stre nel sottosuolo si registra una temperatura più o meno costante durante tutto l’arco dell’anno. Con l’aumento della profondità la temperatura del sottosuolo au-menta di circa 3 K ogni 100 metri La costante durante l’arco dell’anno crea la pre-messa ideale per l’impiego del calore della terra a scopi di riscaldamento

Fino a 15-20 metri di profondità, la temperatura della crosta terrestre può essere influenzata dalle variazioni climatiche stagionali; al di sotto di tale profondità invece, si riscontra una zona di omotermia dove appunto la temperatura si mantiene co-stante tutto l’anno per effetto del bilanciamento tra il flusso di calore che proviene dal nucleo e dal mantello terrestre, gli apporti di energia solare alla superficie terre-stre e, talvolta, ma non necessariamente, il contributo dell’energia apportata dalle acque sotterranee.

(18)

10 FIGURA 1.5-ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA NEL SOTTOSUOLO IN FUNZIONE DELLA

PROFON-DITÀ DURANTE L’ARCO DELL’ANNO

Nella maggior parte delle regioni italiane, indipendentemente dal tipo di roccia, dall’assetto geologico-strutturale e dalla stratigrafia, in queste zone la temperatura disponibile è compresa tra i 12° e i 16°; continuando a scendere in profondità la tem-peratura aumenta mediamente di 3°C ogni 100 m. secondo il gradiente geotermico. Solitamente il calore immagazzinato nelle rocce a 500 m. è di circa 25-30 °C e di 35-45 °C a 1000 m.; in casi meno comuni può raggiungere e superare persino i 200°C. Esistono varie tipologie di sistemi geotermici (intesi come qualunque risorsa sotter-ranea con la quale è possibile scambiare calore). Inizialmente venivano considerati solamente quelli idrotermali, con un serbatoio in cui il calore si propaga per conve-zione a seguito dei moti convettivi dei fluidi contenuti e che possono essere ad acqua dominante (con contenuto energetico inferiore) o a vapore dominante (con conte-nuto energetico molto elevato).

I fluidi (acqua e/o vapore) possono raggiungere spontaneamente la superficie dando luogo a manifestazioni geotermiche naturali come le sorgenti calde, i geyser e le fu-marole, oppure rimanere confinati dentro il serbatoio per effetto di una copertura dei terreni impermeabili e possono essere reperibili solamente in seguito alla realiz-zazione di pozzi.

(19)

11

Questi sistemi sono comunemente detti “ad alta entalpia” e sono sfruttati per la pro-duzione di energia elettrica: il primo sfruttamento del calore terrestre per produrre elettricità ebbe luogo a Larderello in Toscana ad opera del Principe Piero Ginori Conti negli anni 1904-05, mentre il primo impianto geotermoelettrico commerciale (250 kWel) fu installato nel 1913.

L’altra tipologia di sistemi è quella a “bassa entalpia”, attraverso la quale qualsiasi edificio, in qualsiasi luogo della terra, può riscaldarsi e raffrescarsi senza l’uso della classica caldaia d’inverno e del gruppo frigo d’estate.

Per l’estrazione di calore dal terreno, oggi vengono impiegate normalmente delle sonde geotermiche riempite con acqua o una miscela di acqua e glicol, oppure dei campi di sonde geotermiche.

Le sonde geotermiche normalmente sono profonde tra i 50 m fino a 350 m.

1.6.2. ACQUA DI FALDA

Provenienza dell’acqua di falda

L’acqua che nel sottosuolo riempie le intercapedini nella roccia, fessure o crepacci, viene definita come acqua di falda. Essa scorre principalmente per effetto della gra-vità attraverso le zone permeabili tra materiale fisso e sciolto (zone ricche di ghiaia e sabbia, arenaria, rocce spaccate o carsiche). Acqua di falda vicina alla superficie, nella maggior parte dei casi, si raccoglie a pochi metri fino a più decine di metri di profon-dità, soprattutto grazie alla presenza di materiale sciolto (letto di ghiaia).

La temperatura media annuale dell’acqua di falda in prossimità della superficie di re-gola è pari a 9 °C fino a 11 °C e quindi al di sopra del valore medio per l’aria esterna. La temperatura può essere influenzata da infiltrazioni di acqua di superficie o dalla temperatura dell’aria.

Se l’influenza dell’acqua di superficie è relativamente ridotta e il punto di estrazione è a diversi metri di profondità, le variazioni annuali della temperatura sono minime. Con l’aumentare della profondità inoltre aumenta lo sfasamento tra i valori minimi e massimi. L’oscillazione massima della temperatura è pari a circa 5 K (Figura 2.6).

(20)

12 FIGURA 1.6-TEMPERATURE DELL’ACQUA DI FALDA

Grazie al suo relativamente costante livello di temperatura, l’acqua di falda rappre-senta una fonte di calore ideale e affidabile per le pompe di calore.

Qualità dell’acqua di falda

La qualità dell’acqua di falda può essere influenzata in maniera decisiva attraverso l’infiltrazione dai bacini superficiali (Figura 5). Oltre che al condizionamento dal lato termico, va prestata

attenzione all’influenza sulla qualità dell’acqua di falda. Nella maggior parte dei casi l’acqua di falda non è aggressiva.

(21)

13 FIGURA 1.7-INFILTRAZIONE DELL'ACQUA DI SUPERFICIE

In particolare l’apporto di materiale organico o ossigeno mediante l’aggiungersi di acqua di superficie può condurre a reazioni indesiderate. È per questi motivi che si consiglia una semplice analisi della qualità dell’acqua di falda. Sono da rispettare i seguenti valori limite:

 Valore pH: ≥ 7

 Ferro (sciolto): ≤ 0,15 mg/l  Manganese (sciolto): ≤ 0,1 mg/l

Sporcizia attraverso sabbia, che potrebbe causare danni meccanici all’impianto, non dovrebbe riscontrarsi in un impianto concepito correttamente, né attraverso l’in-flusso di acqua di superficie, né dall’approvvigionamento nei pozzi filtranti. Per ga-rantire ciò, sia il pozzo di captazione che quello di restituzione devono essere proget-tati e realizzati con la supervisione di specialisti.

Captazione dell’acqua di falda e restituzione

Il dimensionamento dei pozzi di captazione e restituzione si basa principalmente sulle proprietà delle rocce acquifere così come sulla portata necessaria alla pompa di ca-lore. La quantità di pescaggio ottimale da un pozzo di captazione si situa a metà della quantità massima di captazione possibile (figura 1.8). La portata necessaria al kW di fabbisogno termico normalmente si situa tra i 150 l/h e i 200 l/h. Con l’aumentare della quantità di captazione di regola sono necessari diametri di perforazione

(22)

14

maggiori. Il dimensionamento delle perforazioni dipende in maniera importante dalle condizioni locali e deve essere svolto da uno specialista.

FIGURA 1.8-DIMENSIONAMENTO DI UNA CAPTAZIONE DI ACQUA DI FALDA

La restituzione spesso avviene anche attraverso un pozzo perdente poco profondo. In questo caso è da chiarire la permeabilità del sottosuolo. A dipendenza dei casi è possibile reinserire l’acqua in un bacino superficiale nelle vicinanze. [4]

1.7. LA CONVENIENZA DELLE POMPE DI CALORE RISPETTO ALLA CALDAIA

Le pompe di calore (geotermiche e ad acqua di falda) sono considerate una fonte d’energia rinnovabile per il condizionamento degli edifici. Il confronto con i sistemi tradizionali può essere fatto in termini di:

 Consumi d’energia primaria  Costi

(23)

15

 Emissioni di 𝐶𝑂2 in ambiente.

Per valutare la convenienza (o meno) di una pompa di calore rispetto alla caldaia dal punto di vista del consumo energetico si definisce il fattore d’energia primaria:

𝑓 = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙𝑒 = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑒 + 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑡𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑒 = 𝐸𝑃 𝐸𝐹

In Italia se si utilizza energia termica (caldaia) si ha (𝑓 ) = 1. Cioè i 𝑘𝑊ℎ𝑡 d’energia

finale effettivamente bruciati nella caldaia coincidono con i 𝑘𝑊ℎ𝑝 d’energia primaria

consumati dalla stessa.

Invece se si utilizza energia elettrica le perdite non sono trascurabili. In Italia il rendi-mento medio del parco di generazione dell’energia elettrica è assunto pari a 𝜂𝑒𝑙 =

0,46.

Pertanto: 𝑓 = 𝐸𝑃/𝐸𝐹= 1/0,46 =2,17 [𝑘𝑊ℎ𝑝/𝑘𝑊ℎ𝑒]

Il COP è [𝑘𝑊ℎ𝑡/𝑘𝑊ℎ𝑒]. Quindi poiché 1𝑘𝑊ℎ𝑡=1𝑘𝑊ℎ𝑝 e 1𝑘𝑊ℎ𝑒=2,17𝑘𝑊ℎ𝑝la pompa di

calore risulta conveniente rispetto alla caldaia se ha 𝐶𝑂𝑃≥2,17.

La convenienza ottenuta in termini di consumo generalmente non garantisce anche un risparmio economico. Infatti nel nostro Paese il costo del 𝑘𝑊ℎ𝑡è mediamente

in-feriore del 𝑘𝑊ℎ𝑒 prelevato dalla rete.

Pertanto potrebbe risultare interessante l’integrazione della pompa di calore con il fotovoltaico in modo da garantire una parziale copertura elettrica per l’alimentazione del compressore e degli oneri di pompaggio, particolarmente elevati quando si ha acqua di falda o superficiale a causa delle elevate portate d’acqua richieste per rispet-tare i vincoli imposti dalla normativa sui ΔT tra prelievo e re-immissione nel bacino. Per poter fare un confronto in termini di emissioni di 𝐶𝑂2 in atmosfera [7] tra la

pompa di calore e la caldaia per il metano si deve considerare: - 𝑃𝐶𝐼=9,45 [𝑘𝑊ℎ𝑡/𝑚3] a 15 °C ed 1 atm

(24)

16

mentre per i consumi elettrici il riferimento per le emissioni è 𝛼𝐶𝑂2, parametro che

varia da paese a paese. Pertanto si ha che:

𝐶𝑂𝑃 , =𝛼 ∙ 𝑃𝐶𝐼 ∙ 𝜂,

𝛽 =

0,53 ∗ 9,45 ∗ 1

1,86 = 2,7

Quindi in termini d’impatto ambientale la pompa di calore è conveniente rispetto alla caldaia solo se il COP è maggiore di 2,7

(25)

17

2. CASO STUDIO – IL PROGETTO SIGS

2.1. DESCRIZIONE DEL PROGETTO SIGS

In questo contesto si inserisce il progetto SIGS - Sistema integrato geotermico solare di riscaldamento e raffrescamento in logica Smart Grid che vede la collaborazione fra Toscana Energia Green, Università di Pisa, il CNR, la Scuola Superiore S. Anna, le im-prese Terra Energy S.r.l. e Samminiatese Pozzi S.r.l.

Questo progetto, vincitore di un bando regionale, “propone l’integrazione della fonte geotermica a bassa temperatura, contenuta nel sottosuolo in falde acquifere multi-strato e sedimenti, ed il solare fotovoltaico ad integrazione dell’alimentazione elet-trica delle pompe di calore (PDC) geotermiche. Per l’estrazione del calore geotermico a bassa profondità si opera su falde acquifere attraverso pozzi di produzione e reinie-zione con tecnologie di perforareinie-zione e completamento pozzi innovativi […]. L’energia termica prodotta dall’impianto dimostratore alimenterà il carico termico-sanitario di un edificio ad uso direzionale. […] La zona geografica e geologica in cui verrà svolta la ricerca ha la caratteristica di avere più acquiferi a profondità e temperature diverse. È possibile quindi scegliere la temperatura della sorgente di calore geotermica in un ampio range. Questo comporta che la temperatura di riferimento della pompa di ca-lore possa essere ottimizzata in funzione della pompa di caca-lore stessa o anche del suo funzionamento estivo/invernale. Questo tipo di utilizzo è altamente innovativo ed esistono numerose aree geografiche a livello regionale, nazionale e mondiale con ca-ratteristiche simili, che possono garantire la replicabilità dei risultati in altri casi” [8] L’edificio individuato è rappresentato dagli uffici amministrativi di Toscana Energia S.p.A. situato nel quartiere di Ospedaletto, Pisa.

Il progetto SIGS si propone di trovare tecniche e soluzioni innovative tra cui:

- risolvere le asincronicità tra produzione e carico e ottimizzare la gestione tecnico-economica dell’intero sistema tramite lo studio e la messa a punto di dimostratori di accumuli dell’energia termica estratta

- risolvere le problematiche legate al trasporto di solidi (limi e argille), e le problema-tiche relative alle incrostazioni conseguenti allo scorrimento delle acque di sottosuolo

(26)

18

negli impianti (dai pozzi alle PDC) mediante innovative tecniche di pompaggio e rei-niezione di fluidi in acquifero

- mettere a punto sistemi ICT (Information and Communications Technology) innova-tivi per migliorare l’efficienza dell’edificio, con particolare attenzione ai consumi energetici ed agli impianti di riscaldamento e raffrescamento, facilitando l’integra-zione della sorgente geotermica negli impianti preesistenti e migliorando i livelli di comfort percepiti dagli utenti.

Molte delle analisi che sono state fatte in questo settore sono di tipo puramente energetico, non tenendo in considerazione l’evoluzione della temperatura nei vari componenti dell’impianto e l’impatto che questo può avere sulle prestazioni in tran-sitorio degli stessi. In questo lavoro è stato modellato in trantran-sitorio l’accoppiamento PDC-serbatoio di accumulo-impianto ausiliario-utenza tenendo in considerazione la variazione delle prestazioni delle macchine PDC con la temperatura di mandata, i po-tenziali benefici apportati da un sistema di accumulo termico stratificato e alcune problematiche connesse ai sistemi di controllo necessari.

(27)

19

2.2. ANALISI PRELIMINARE SUI CONSUMI ENERGETICI

Il fabbisogno di energia termica dell’edificio può essere determinato indirettamente partendo dai consumi attuali (misurati) facendo opportune ipotesi sul funzionamento degli impianti esistenti.

FIGURA 2.1- ANDAMENTO DEI CONSUMI MENSILI DI GAS NATURALE 2012-2016

FIGURA 2.2- ANDAMENTO DEI CONSUMI MENSILI DI ENERGIA ELETTRICA PER IL GRUPPO FRIGO 2016 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

Ottobre Novembre Dicembre Gennaio Febbraio Marzo Aprile

[N m 3] 2012 2013 2014 2015 2016 30000 32000 34000 36000 38000 40000

giu-16 lug-16 ago-16 set-16

CO N SU M O [k W h/ m es e]

(28)

20

Per la stagione invernale sono stati forniti i consumi giornalieri di gas naturale nel periodo 2012-2016 misurati al contatore gas in Nm3. Questi sono presenti

principal-mente nei mesi compresi tra novembre ed aprile. Eccezionalprincipal-mente sono stati regi-strati consumi per alcuni giorni di ottobre che tuttavia incidono molto poco sui con-sumi annuali (e quindi sui costi) come si può osservare nella Figura 3.1.

Nel caso della stagione estiva invece i dati disponibili sono meno dettagliati, consi-stendo nei consumi mensili di energia elettrica da parte dei gruppi frigoriferi per il solo anno 2016. Questi sono riportati in Figura 3.2.

2.3. OBBIETTIVO RICERCA: ACCOPPIAMENTO E CONTROLLO DELLE POMPE DI CALORE

L’obiettivo di questa ricerca era di studiare la possibilità di accoppiare due pompe di calore a sorgente diversa, ed evidenziarne quale, tra le possibili configurazioni pro-poste, fosse quella più conveniente per l’efficienza dell’intero impianto.

Un’ analisi dei dati storici dei consumi di energia elettrica e gas naturale per il condi-zionamento ambientale dell’edificio permette di ricavare una prima approssimazione del relativo fabbisogno energetico. [6]

FIGURA 2.3 - FABBISOGNO ENERGETICO MEDIO MENSILE DEL CASO STUDIATO

In base alle curve di durate ottenute dal precedente studio di tesi, si era evidenziata l’impossibilità di coprire completamente il carico con un'unica taglia di PDC facendola

70 55 58 2 0 0 44 68 90 100 77 77 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 0 20 40 60 80 100 120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 [M W h] Mese Inverno Estate

(29)

21

lavorare in condizioni nominali; al contrario scegliendo una taglia ottimale secondo le curve di durata si nota come questa non poteva soddisfare il carico per circa la metà dell’anno, e per gli altri giorni restanti la PDC funzionava a carico ridotto.

FIGURA 2.4- CURVA DELLE DURATE E POTENZA OTTIMALE CON 12 ORE EQUIVALENTI DI FUNZIONA-MENTO PER WSHP

FIGURA 2.5- CURVA DELLE DURATE E POTENZA OTTIMALE CON 12 ORE EQUIVALENTI DI FUNZIONA-MENTO PER GSHP 57 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0 31 60 91 121 152 182 213 Pe l G SH P [k W ] Giorni P 12h eq P_ott 12h eq 57 0 20 40 60 80 100 120 140 0 31 60 91 121 152 182 213 Pe l W SH P [k W ] Giorni P 12h eq P_ott 12h eq

(30)

22

Le curva di Fig. 3.5 e 3.4 sono state possibili costruirle grazie alla disponibilità dei dati dei consumi giornalieri, ordinati in ordine crescente, ottenendo la cumulata media. L’orario di funzionamento è stato stabilito su 12 ore poiché noto in base ai dati forniti dall’azienda.

Nei grafici viene anche indicata la taglia ottimale presa la potenza della pompa di calore (WSHP E GSHP) che massimizza l’area del rettangolo sotto la curva delle du-rate. Infatti tale area rappresenta un’energia e quindi l’area massima corrisponde alla taglia della pompa di calore che produce la massima energia a potenza nominale (quindi in condizioni ottimali).

Questa è la potenza che deve essere fornite ogni giorno dal generatore. Nel caso stu-dio questo sarà una combinazione di due PDC ad acqua di falda e con sonde geoter-miche, per le quale si possono ipotizzare dei valori tipici dei coefficienti di presta-zione: COP=4,2 e EER=4,3 per la PDC ad acqua di falda e COP=3,9 e EER=4,1 per la PDC a sorgente geotermica. La curva delle durate ottenuta fornisce il valore della ta-glia della PDC che eroga la maggior energia a potenza nominale quindi ottimale, da questo punto di vista.

Si osserva intanto che per circa 160 giorni il carico totale non può essere soddisfatto dalla sola pompa di calore “ottimale” mentre per 230-160=70 giorni la pompa dovrà funzionare a carico ridotto.

Per massimizzare il tempo di funzionamento in condizioni vicine a quelle di progetto si può pensare di installare due pompe di calore di potenze diverse: la più grande per il funzionamento di base mentre la più piccola con funzione di integrazione durante i carichi di picco e/o con possibilità di coprire il carico di base durante i giorni con bassa richiesta di potenza termica.

I sistemi ausiliari rimangono attivi nel caso che la coppia delle pompe di calore non riesca a soddisfare completamente il carico termico. L’obiettivo di questa ricerca è studiare con quale combinazione di funzionamento delle due PDC si riesce ad otte-nere il miglior beneficio dell’impianto in termini di prestazioni, consumi e risparmio di energia primaria.

(31)

23 FIGURA 2.6- POTENZE OTTIMALI PER LA COMBINAZIONE DI DUE PDC

Nel grafico di fig. 2.6 si può osservare le taglie delle pompe di calore che producono la massima energia a potenza nominale (quindi in condizioni ottimali). La pompa da circa 60 kWel, lavorando 12h al giorno, lavorerebbe a potenza nominale per 160 giorni

su 225, circa il 67 % del tempo. La pompa da circa 30 kWel lavorerebbe a potenza

nominale per circa 75 giorni su 225. Nei restanti giorni (225- 160=65) è possibile far funzionare o la PDC da 60 kWel o la 30 kWel a carico parziale; la scelta su quale delle

due far funzionare è abbastanza logica, la convenienza si sposta sulla PDC a taglia più piccola che, lavorando a carico ridotto, lavorerebbe in ogni caso a potenza vicino a quella nominale, senza essere parzializzata.

Inoltre, grazie alla presenza del serbatoio di accumulo, opportunatamente dimensio-nato dal precedente studio di tesi, è possibile, disaccoppiando gli orari di produzione dell’energia da quelli di consumo è possibile soddisfare il fabbisogno energetico an-che nei giorni con maggiore richiesta di potenza, senza l’intervento dei sistemi ausi-liari.

Il fatto di usare due PDC di diversa sorgente ha anche dei benefici ambientali sullo sfruttamento della risorsa: anziché pesare, con una sola PDC di taglia più grande, su un’unica risorsa, possiamo pensare di utilizzare due diverse PDC di taglia più piccola,

57 88 30,9 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 195 210 225 Pe l W SH P+ G SH P [k W ] Giorni

(32)

24

che utilizzano come sorgente due diverse risorse, l’acqua di falda e la capacità geo-termica del terreno.

Chiaramente, la combinazione di due PDC a diversa potenza migliora l’efficienza com-plessiva dell’intero sistema, aggiungendo però un notevole grado di complessità.

2.4. DIMENSIONAMENTO PRELIMINARE

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

m3), operando 12 ore al giorno [6]

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

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

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

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

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

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

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

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

(33)

25

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

ACCUMULO GSHP WSHP CALDAIA BYPASS UTENZA

FIGURA 2.7 - COLLEGAMENTO PDC IN PARALLELO

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

ACCUMULO GSHP WSHP CALDAIA BYPASS UTENZA

FIGURA 2.8 - COLLEGAMENTO PDC IN SERIE

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

(34)

26

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

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

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

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

Per quanto riguarda il dimensionamento del serbatoio di accumulo, questo, come già accennato, viene preso di volume di 20 m3, essendo questa dimensione quella

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

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

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

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

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

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

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28 FIGURA 2.11- ANDAMENTO DEL CARICO ESTIVO

2.5. DESCRIZIONE DELL’UTENZA DEL CASO STUDIO

L’edificio oggetto di studio, al centro del progetto SIGS, deve soddisfare particolari requisiti tra i quali:

- Disponibilità del terreno necessario per la costruzione dei pozzi di prelievo e di rei-niezione

- Disponibilità di superfici per l’installazione di pannelli fotovoltaici

- Presenza di locali adatti per la collocazione del serbatoio di accumulo termico - Possibilità di adattare l’impianto di distribuzione ed erogazione esistente per fun-zionare adeguatamente con il nuovo sistema

L’edificio che soddisfa al meglio tali requisiti è risultato essere la sede amministrativa di Ospedaletto, Pisa di cui una vista panoramica è riportata in figura 3.12. Si tratta di un tipico palazzo di uffici con orario di lavoro diurno 6:00 – 18:00 dal lunedì al venerdì.

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29 FIGURA 2.12 - VISTA AEREA DELL'EDIFICO DEL CASO STUDIO [12]

Attualmente le richieste termiche degli edifici sono soddisfatte da: • Una caldaia a gas per la stagione invernale (di potenza 633 kWth)

• Due gruppi frigoriferi (PDC ad aria) per la stagione estiva

Gli impianti sono in funzione soltanto negli orari di lavoro e soddisfano sia il fabbiso-gno di riscaldamento/raffrescamento ambientale che la fornitura di acqua calda sa-nitaria (ACS).

2.6. CARATTERIZZAZIONE DEL SITO IN ESAME

In base ad un sondaggio geognostico nel sito in esame [13] risultano presenti due acquiferi confinati (o un acquifero multistrato) di cui quello più grande, di spessore pari a circa 23m, è quello più profondo situato a circa 120m dal piano di campagna. Un riassunto di tale sondaggio è riportato nella Tabella 2.1:

(38)

30 TABELLA 2.1 - SINTESI SONDAGGIO GEOGNOSTICO OSPEDALETTO

(39)

31

Si nota dalla Figura 2.13 come la portata massima prelevabile per l’acqua di falda [14] sia di circa 400 l/min, oltre la quale l’abbassamento comincia ad aumentare pur te-nendo costante la portata.

A seconda delle taglie della WSHP, e quindi della portata nominale indicata dal co-struttore, potranno essere necessari più pozzi di prelievo/immissione, con conse-guente incremento costi di installazione ed impatto ambientale sul sottosuolo. Per quanto riguarda la risorsa geotermica invece, si fa l’ipotesi che il tipo di sonde siano di tipo verticali ad U a circuito chiuso (fig. 2.14).

TABELLA 2.2 - RESE TERMICHE SPECIFICHE PER SONDE GEOTERMICHE [15] Tipo Sottosuolo Cond. Termica

[W/mK] Pot. Estraibile [W/m] – 1800ore Pot. Estraibile [W/m] – 2400ore Ghiaia, Sabbia, asciutta 0,4 <25 <20 Ghiaia, Sabbia, saturi d’acqua 1,8-2,4 65-80 55-65 Argilla, Terriccio umido 1,7 35-50 30-40 Calcare 2,8 55-70 45-60 Arenaria 2,3 65-80 55-65 Granito 3,4 65-85 55-70

Ipotizzando una sonda geotermica di lunghezza compresa tra i 40 e i 100 m, che quindi incontra un terreno prevalentemente argilloso, si può ipotizzare una potenza specifica estraibile di 35-50 W/m, in base ai dati disponibili dalla Tabella 2.2.

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32 FIGURA 2.14 - SONDA GEOTERMICA VERTICALE AD U

3. DESCRIZIONE DEL MODELLO DELL’IMPIANTO

3.1. SCHEMA CONCETTUALE IMPIANTO

Definite le valutazioni preliminari, è stato costruito il modello concettuale dell’im-pianto e in seguito tale modello è stato simulato tramite il software Amesim, permet-tendone di analizzare il comportamento transitorio con simulazione stagionali. Il modello a blocchi che descrive l’impianto è costituito essenzialmente dai seguenti componenti:

 La WSHP1 con taglia di 30 kWel o 60 kWel

 La GSHP2 con taglia di 30 kWel o 60 kWel

 Il miscelatore

 Il serbatoio di accumulo di volume 20 m3

 La caldaia/gruppo frigorifero

 La valvola a tre vie (circuito bypass utenza)

1 WSHP: Water Source Heat Pump, acronimo per definire la PDC ad acqua di falda 2 GSHP: Groun Source Heat Pump, acronimo per definire la PDC a sorgente geotermica

(41)

33

 L’utenza

Le due PDC, di diversa taglia e sorgente, sono collegate in parallelo (vedi par. 2.4 e fig. 3.1 e 3.2) ad un miscelatore, il quale è collegato al lato sinistro del serbatoio di accumulo. Dal lato destro del serbatoio di accumulo partono le linee di mandata e ritorno all’utenza. Una valvola a tre vie, posta sulla linea di mandata, opportunata-mente comandata, consente al flusso di ritorno dall’utenza di reimmettersi sulla linea di mandata creando un anello di bypass. Sulla linea di mandata e all’interno dell’anello di bypass è collegato in serie il sistema di generazione ausiliaria (caldaia e gruppo frigo). SE RB AT O IO D I AC CU M U LO GSHP WSHP MISCELATORE PORTATE GRUPPO FRIGO BY PA SS UTENZA SENSORE TEMPERATURA MANDATA SENSORE TEMPERATURA TOP

SENSORE TEMPERATURA BOTTOM

FIGURA 3.1 - SCHEMA CONCETTUALE MODELLO DI SIMULAZIONE – CASO ESTIVO

SE RB AT O IO D I AC CU M U LO GSHP WSHP MISCELATORE PORTATE GRUPPO FRIGO BY PA SS UTENZA SENSORE TEMPERATURA MANDATA SENSORE TEMPERATURA TOP

SENSORE TEMPERATURA BOTTOM

(42)

34

3.2. SCHEMA DI SIMULAZIONE DELL’IMPIANTO

3.2.1. IL SOFTWARE LMS IMAGINE.LAB AMESIM

Questo software, prodotto dalla nota Siemens Product Lifecycle Management Soft-ware Inc., (sviluppato negli anni ’90 dall’azienda di consulenza francese IMAGINE) permette di costruire modelli semplificati di sistemi reali e di simularne il funziona-mento in transitorio. AMESim sta per Advanced Modeling Environment for perfor-ming Simulations of engineering systems e fornisce vaste librerie con componenti di tutti i principali rami dell’ingegneria (in continuo ampliamento nel corso degli aggior-namenti; in questa tesi è stata utilizzata la versione 12). Il programma non permette soltanto di creare i modelli di un impianto termo-idraulico e dei suoi componenti, grazie alle sue capacità multi-dominio, consente anche di usare lo stesso modello per investigare il comportamento del sistema nel quale l’impianto si colloca, interagendo con impianti di natura diversa, ad esempio termica, meccanica o elettrica.

Il software è particolarmente adatto allo studio di sistemi complessi e di natura multi-disciplinare, in quanto permette all’utente di concentrarsi soltanto sulla modella-zione del sistema fisico senza dover generare il modello matematico che ne descrive il comportamento; l’utente non è quindi obbligato a scrivere e a manipolare equa-zioni, perché queste sono già inglobate nei modelli offerti dal programma. Questo rappresenta un vantaggio in termini di velocità nella costruzione di un nuovo mo-dello, ma chiaramente comporta anche dei svantaggi tra i quali la ridotta capacità di controllo del modello e occasionalmente l’insufficiente descrizione delle equazioni utilizzate nella documentazione fornita.

AMESim realizza modelli 1D, che descrivono il funzionamento fisico in termini del flusso di potenza che attraversa ciascun componente e, quindi, il sistema intero. Usato dagli ingegneri per costruire modelli ad elevata affidabilità di impianti idraulici, pneumatici, meccanici, elettrici e di sistemi di controllo, si presta bene in linea di prin-cipio per modellare un sistema multi-dominio e fortemente influenzato dagli aspetti transitori, come lo è il sistema a pompa di calore ad acqua di falda con utilizzo di un accumulo termico. In questo caso è stato simulato soltanto l’accoppiamento scam-biatore esterno-pompa-accumulo-impianto ausiliario-scamscam-biatore utenza ma in un lavoro futuro è possibile ampliare il modello per includere l’accoppiamento pozzi/ter-reno-scambiatore esterno, scambiatore interno-impianti di erogazione, impianti di

(43)

35

erogazione-edificio. Chiaramente più viene aumentata la complessità del modello più si riduce la capacità di simulare un grande periodo di funzionamento mantenendo tempi di calcolo ragionevoli.

Per costruire il modello sono stati utilizzati principalmente componenti appartenenti alla libreria termo-idraulica (come pompe, restrizioni, accumulatori, scambiatori) e alla libreria di segnali e controlli ma anche le librerie termica, pneumatica ed elettrica.

3.2.2. DESCRIZIONE DEL MODELLO AMESIM

Il modello di simulazione è stato migliorato partendo dal modello già costruito nel precedente studi di tesi in cui era prevista un’unica pompa di calore, ed è stato rivisto nella logica di controllo e nell’aggiunta di due pompe di calore in parallelo.

Invece di usare valvole comandate per le varie strategie di controllo, è stata adope-rato il metodo dei flussi spezzati: i principali componenti dell’impianto sono stati rac-chiusi in “supercomponenti controllabili”; i flussi uscenti da ciascuno di questi sono stati misurati ed interrotti per poi essere ricreati all’ingresso del supercomponente successivo.

I principali componenti del modello di simulazione dell’impianto sono i seguenti:  Pompa di Calore ad Acqua di Falda WSHP

 Pompa di Calore Geotermica GSHP  Miscelatore Pompe

 Accumulo Termico  Carico termico utenza  Sistema di controllo 3.2.2.1 Le pompe di calore

Entrambe le pompe di calore sono state simulate mantenendo un approccio nume-rico.

Le prestazioni della macchina sono state ricavate dal bollettino tecnico di un costrut-tore commerciale, l’azienda CLIVET, che con la SERIE WSHN-XEE2 fornisce pompe di calore geotermiche (sia GSHP che GWHP) con potenze nominali (elettriche assorbite)

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che vanno da 10,2 kWel a 120,2 kWel. Nel bollettino tecnico il costruttore ha fornito

tutti i parametri prestazionali, misurati secondo la normativa EN 14511:2013, con un buon livello di dettaglio in tutto il campo di funzionamento delle PDC.

Secondo la normativa le prestazioni della PDC sono misurate al variare delle tempe-rature lato utenza e lato sorgente esterna, facendo passare nei due scambiatori una portata tale da far eseguire ai fluidi un salto termico di 10°C. In questo modo possono essere tabellate le potenze fornite al carico e assorbite dal compressore in funzione della temperatura dell’acqua in uscita lato utenza e della temperatura dell’acqua in uscita lato sorgente. Queste tabelle vengono fornite quindi dal costruttore per poter valutare le prestazioni della macchina con sorgenti a diversa temperatura o al variare della temperatura di una stessa sorgente qualora si possa prevedere la sua evolu-zione. Similmente si possono valutare le prestazioni al variare del tipo di impianto utilizzatore; come noto infatti, diverse tipologie di impianti di distribuzione ed eroga-zione del calore operano a temperature anche molto diverse tra loro (ad esempio, nel caso del riscaldamento, i pannelli radianti ed i radiatori hanno temperature che differiscono di circa 30-40°C).

In questo modello sono state utilizzate due taglie di pompe di calore, 30 kWel e 60

kWel sia per il modello ad acqua di falda che per il modello geotermico. Esse sono

state poi combinate tra di loro, per ottenere una potenza totale massima di 90 kWel.

In particolare è stata usata l’interpolazione lineare in un range esteso di 5°C impo-nendo sul bordo esterno di questo range potenze nulle. In questo modo le potenze utilizzate sono principalmente quelle nominali e soltanto sul bordo del dominio ven-gono usati dei valori virtuali il cui fine è di ottenere uno “spegnimento” automatico e graduale della macchina al di fuori del range consentito (fig. 3.3 e 3.4).

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37 FIGURA 3.3 - POTENZE SCAMBIATE CON L'UTENZA, ESTIVA (GEOTERMICA TAGLIA 60 KW)

FIGURA 3.4 - POTENZE SCAMBIATE CON LA SORGENTE, INVERNALE (FALDA TAGLIA 30 KW)

Sono state compilate tabelle per le due taglie di riferimento 30 kWel e 60 kWel sia per

la potenza utile che per quella scambiata con la sorgente esterna in modo da poter eseguire simulazioni contemporanee (in batch) con tutte le combinazioni di pompe.

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Le potenze termiche 𝑄̇ sono collegate ai due scambiatori lato utenza (interno) e lato fonte sorgente (esterno). All’ultimo è stato imposto lo scambio termico con un fluido costituito da una miscela acqua + glicole al 20% che percorre un ciclo chiuso e scam-bia nuovamente con una sorgente/pozzo ideale.

Non è stato ricercato un modello accurato della risorsa geotermica; è stato ipotizzato quindi di avere a disposizione tutta la capacità di scambio termico necessaria allo scambiatore esterno.

Le portate fatte circolare nello scambiatore interno della PDC sono quelle nominali indicate dal costruttore per ogni taglia (tabella 3.1 e 3.2).

TABELLA 3.1 - PORTATA CIRCOLANTE APPLICAZIONE ACQUA DI FALDA

TAGLIA PDC kWel 30 60

PORTATA VOLUMETRICA l/s 7 9

TABELLA 3.2 - PORTATA CIRCOLANTE APPLICAZIONE GEOTERMICO

TAGLIA PDC kWel 30 60

PORTATA VOLUMETRICA l/s 6.5 8.1

Nello scambiatore interno della PDC circola l’acqua prelevata dal serbatoio di accu-mulo dalla zona fredda nella stagione invernale e dalla zona calda nella stagione estiva.

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evaporatore condensatore

Miscelatore PDC

Sorgente

Accumulo

FIGURA 3.5 - SCHEMA DI SIMULAZIONE DELLE PDC

3.2.2.2 Il miscelatore delle pompe in parallelo

Le due pompe di calore, rispettivamente ad acqua di falda e geotermico, sono accop-piate per funzionare in parallelo mediante un miscelatore. Grazie all’architettura di questo miscelatore, è possibile che le pompe funzionino sia in contemporanea, sia singolarmente, lasciando al sistema di controllo la funzione di accensione/spegni-mento delle stesse.

Nel caso di funzionamento in parallelo con entrambe le pompe attive, il miscelatore effettua un miscelamento delle portate provenienti dalle singole pompe, e immette la portata uscente nel serbatoio di accumulo, secondo una logica a “pettine”.

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40 MISCELATORE PDC ACCUMULO PORTATA PDC 1 PORTATA PDC 2

FIGURA 3.7 - SCHEMA SIMULAZIONE MISCELATORE PDC 3.2.2.3 Il Serbatoio di accumulo

Il serbatoio di accumulo è stato realizzato secondo un modello di accumulo termico stratificato, seguendo la soluzione costruttiva che impiega più serbatoi distinti colle-gati fra di loro.

FIGURA 3.8 - SCHEMA DEL COLLEGAMENTO SERIE/PARALLELO DEL SISTEMA TES (CASO INVERNALE) Dato che la stratificazione delle masse fluide a diversa temperatura può migliorare significativamente l’efficienza dell’impianto, questo aspetto è stato tenuto in consi-derazione. [6] Poiché i componenti del software AMESim utilizzano sottomodelli mo-nodimensionali non è possibile modellare in maniera rapida ed accurata questo tipo di fenomeno (intrinsecamente tridimensionale). Tuttavia il comportamento globale è stato approssimato suddividendo l’accumulo in 7 segmenti distinti di ugual volume connessi come in Figura 3.8. Sono stati considerati serbatoi cilindrici con un aspect ratio (altezza/diametro) pari a 2. Per le dispersioni termiche è stato usato un coeffi-ciente globale di scambio pari a 𝑈 = 1𝑊/𝑚 𝐾 (considerato inclusivo del contributo

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41

dei ponti termici come sono solitamente gli attacchi delle tubature) e la temperatura esterna è stata posta pari alla media stagionale: 8,7 °C per l’inverno e 22,2 °C per l’estate, dati relativi a Pisa [8]. La stratificazione è stata “forzata” permettendo ai flussi in ingresso (in alto ed in basso) di entrare nell’elemento di volume con la tem-peratura più vicina alla temtem-peratura del flusso stesso [6].

Imponendo un diametro molto grande delle restrizioni (dell’ordine del diametro dell’accumulo stesso) è stato considerato che le perdite di carico tra gli elementi siano trascurabili, chiaramente una semplificazione per il modello di serbatoi distinti ma attinente alla realtà per un modello di tank singolo con stratificazione naturale. Le portate lato scambiatore PDC sono state definite in base alla taglia della stessa, secondo i dati forniti dal costruttore, mentre la portata lato scambiatore utenza è stata fissata pari a 7 kg/s.

FIGURA 3.9 - SCHEMA AMESIM SERBATOIO DI ACCUMULO (CASO ESTIVO)

In alto a sinistra del tank entra quindi la portata proveniente dal miscelatore mentre in basso a destra entra la portata di ritorno dallo scambiatore dell’impianto di distri-buzione dell’edificio. In basso a sinistra del tank esce la portata di rientro alle singole PDC mentre in alto a destra esce la portata della linea di mandata all’utenza.

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3.2.2.4 Il modello dell’edificio

Anziché inserire un modello fisico accurato dell’edificio, è stato inserito un modello numerico in base ai dati sui consumi registrati nell’anno 2016.

La portata circolante nello scambiatore lato utenza è stata assunta costante, pari a 11 kg/s, basata sulla taglia dell’impianto esistente nota (633 kW).

EDIFICIO

Curve di Carico ESTIVE/ INVERNALI LINEA MANDATA UTENZA

LINEA RITORNO UTENZA

EDIFICIO

FIGURA 3.10 - SCHEMA DI SIMULAZIONE DEL BLOCCO UTENZA

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3.2.2.5 Il carico utenza

FIGURA 3.12 - SCHEMA AMESIM DELLA COSTRUZIONE DELLA CURVA DI CARICO STAGIONALE (CASO INVERNALE) La “curva oraria” è la ripetizione ciclica di una delle curve di Figura 2.9 a seconda della stagione simulata. Questa viene moltiplicata per un coefficiente K diverso per ogni giorno dell’anno, di valore tale da risultare nel fabbisogno giornaliero registrato.

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3.2.2.6 Il sistema di controllo

A differenza dei precedenti componenti, i quali erano stati presi dal precedente mo-dello, con lievi miglioramenti, il sistema di controllo è stato completamente rivisto e riprogettato, anche per adattarsi alle nuove specifiche dell’impianto, quali l’accop-piamento delle due pompe di calore e il sistema di miscelazione delle portate. Il controllo dei vari componenti del modello dell’impianto è strutturato su tre livelli: al livello più alto è posto il vincolo temporale, al secondo livello è posto un vincolo sulle temperature, e quindi sull’effettiva richiesta del carico, e al terzo livello è posto un vincolo sul range di funzionamento ammissibile delle PDC in base ai dati di targa forniti dal costruttore.

Il primo livello ha la priorità sugli altri due, mentre il secondo e terzo livello non hanno priorità di intervento tra di loro.

Un quadro generale del sistema di controllo è riassunto in Tabella 3.3. TABELLA 3.3 - LOGICA DI CONTROLLO DELLE PDC

CON-TROLLO

PRIORITA’ VINCOLO MISURAZIONE AZIONI

LIVELLO 1 1 TEMPORALE Disponibilità

im-pianto di climatiz-zazione On/Off PDC LIVELLO 2 2 TEMPERA-TURA Temperatura Linea di Mandata Azionamento Ramo Bypass On/Off PDC On/Off AUSILIARI ∆T Accumulo On/Off PDC LIVELLO 3 2 RANGE FUNZIONA-MENTO Parametri PDC On/Off PDC

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Controllo primo livello – Vincolo temporale

Il controllo al primo livello è basato un vincolo temporale che consente alla pompa di funzionare soltanto in orari prestabiliti. Questi sono definiti dall’ora di inizio funzio-namento e dalla durata di funziofunzio-namento giornaliero. Tali orari sono stabiliti in 12 ore complessive di funzionamento, con inizio alle ore 6 e fine alle ore 18.

TABELLA 3.4 - ORARI LAVORATIVI DELL'UTENZA

GIORNO LUN MAR MER GIO VEN SAB DOM

ORARIO 6-18 6-18 6-18 6-18 6-18 0 0

Ore Totali 12 12 12 12 12 0 0

A questo si aggiunge una funzione con periodo settimanale che non fa funzionare le PDC durante il fine settimana e durante le giornate festive di chiusura uffici.

Controllo secondo livello – Vincolo sulle temperature

Al secondo livello sono posti i controlli in base alla temperatura.

La temperatura viene misurata sulla linea di mandata all’utenza e tra la cima e il fondo del serbatoio di accumulo.

All’interno del serbatoio di accumulo sono posti due sensori di temperatura, i quali misurano la temperatura sulla parte più alta e più bassa del tank, e forniscono un ∆𝑇.

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46 ACCUMULO T_top T_bottom ΔT ACCUMULO T_top T_bottom ΔT

FIGURA 3.14 – MISURAZIONE TEMPERATURA SU ACCUMULO (CASO INVERNALE E CASO ESTIVO) In base a questo ∆𝑇 la logica di controllo stabilisce l’accensione/spegnimento delle pompe di calore.

Tale ∆𝑇 infatti fornisce informazioni sul fatto se l’accumulo sia caldo/freddo e di con-seguenza stabilisce la logica di accensione delle pompe.

Se ad esempio la differenza (nel caso invernale) tra la parte più in alto (calda) e quella più in basso (fredda) è elevata, significa che l’accumulo è scarico e le PDC devono entrare in funzione per caricarlo.

Al contrario, se questo ∆𝑇 è basso, significa che l’accumulo è in temperatura e le PDC possono spegnersi; in questo caso l’effettiva richiesta del carico sarà coperta solo dal serbatoio di accumulo fino a quando questo inizierà nuovamente a scaricarsi e inter-verranno le PDC per ricaricarlo.

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47 FIGURA 3.15 - ANDAMENTO TIPICO DEL DT IN UNA DELLE CONFIGURAZIONI SIMULATE INVERNALI

FIGURA 3.16 - ANDAMENTO TIPICO DEL DT IN UNA DELLE CONFIGURAZIONI SIMULATE ESTIVE

Essendo che le PDC sono due, di diversa taglia e sorgente, e collegate in parallelo, la logica di controllo su questo ∆𝑇 stabilisce anche quando esse devono partire singo-larmente e quando insieme.

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