AICARR HOURNAL NR. 8/2011 by AiCARR

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

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La rivista PEr i ProfEssionisti DEGLi iMPianti HvaC&r

dossier: analisi del quarto conto energia mercato del fotovoltaico integrato solar cooling, quale scegliere solare termico per la pompa di calore sistemi multienergia i costi del termodinamico

mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

imPiAnTi solari termici e fotovoltaici

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AiCARR JOURNAL # 8 – 2011 – Impianti solari termici e fotovoltaici

Organo Ufficiale AiCARR

AnnO 2 - maggio-giugno 2011

Progettare l’Efficienza è un’Arte Il Commissioning Il ponte tra l‘idea progettuale e la sua realizzazione

Ciclo di Convegni - Concorso di Idee 2011

Progettare l’Efficienza è un’Arte Il Ciclo di Convegni Progettare l’Efficienza è un’Arte prevede otto appuntamenti che avranno luogo in contesti prestigiosi che coniugano Arte, Progettazione e Riqualificazione: 18 maggio MamBo - Bologna 19 maggio Laguna Palace - Mestre (VE) 20 maggio EX3 - Firenze 23 maggio Lingotto - Torino 24 maggio Fondazione Arnaldo Pomodoro - Milano 26 maggio MART - Rovereto (TN)

Museo di Santa Giulia - Brescia 15 giugno MACRO - Roma 7 giugno

Al Ciclo di Convegni è legato il Concorso di Idee 2011 che premierà i progetti i cui contenuti tecnologici garantiscono prestazioni elevate e minime emissioni inquinanti. Per maggiori informazioni: www.viessmann.it

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L’IMPATTO DELLE NORME

IL NUMERO DELLE NORME DA RISPETTARE È

ECCESSIVO O SCARSO? Il loro impatto è troppo invasivo oppure no? L’argomento è delicato e vale la pena rifletterci un po’. LE NORME, COME OGNI ALTRA OPERA UMANA,

HANNO VARIA QUALITà: ve ne sono di ottime, di discrete, di pessime. Dipende da chi le ha pensate, dalla sua capacità, dalle sue motivazioni, ma anche dalla comune interpretazione che ne viene data. Una buona norma dovrebbe indicare delle vie da seguire, come i segnali per i sentieri in montagna, senza creare ostacoli. Le norme prestazionali indicano degli obiettivi, lasciando piena libertà su come raggiungerli. Quelle prescrittive/procedurali, invece, impongono una strada ben precisa, basata sullo stato dell’arte. NEL CASO DI SISTEMI COMPLESSI COME GLI

IMPIANTI, il solo approccio prescrittivo/procedurale è sbagliato: le norme non possono mai essere in sincronia con la realtà, perché il loro tempo di sviluppo e di successiva revisione è lungo, dell’ordine degli anni, mentre l’innovazione, per fortuna, viaggia più veloce. Si corre il rischio di tarpare idee nuove, applicando una tecnologia ormai superata. D’altra parte, se nel passato fosse stata sempre applicata la regola dell’arte, saremmo ancora all’età della pietra: l’innovazione è proprio andare oltre le umane concezioni, quindi oltre la stessa regola dell’arte. Di conseguenza, nei sistemi complessi l’approccio prescrittivo/procedurale va limitato solamente per fissare degli standard minimi, ma deve essere anche affiancato ad un approccio prestazionale per lasciare piena libertà a chi sia capace di raggiungere gli obiettivi previsti attraverso procedure più dettagliate e complesse. In caso contrario su uccide la cultura tecnico professionale. Le norme solamente prescrittive vanno limitate ai casi in cui esista una “consuetudine” accettata, quando sia necessario uno standard univoco per poter confrontare tra loro prodotti diversi. Tipico è il caso dei test per misurare le prestazioni degli apparecchi. Anche qui, però, bisogna stare molto attenti; capendo innanzitutto che il risultato prodotto non può che essere “convenzionale”, perché dipendente dalle specifiche condizioni di prova, mentre la realtà è spesso più complessa. Non avere coscienza della natura “convenzionale” dei risultati può portare ad errori gravi, a leggende metropolitane difficili da abbattere. Gli esempi si sprecano. Il radiatore è ritenuto un terminale funzionante ad alta temperatura solamente perché la UNI EN 442 impone il dato standard di prova con una temperatura di alimentazione di 75°C: è stata concepita oltre venti anni fa e la sua revisione tarda ad arrivare. A VOLTE L’IMPOSTAZIONE DELLA NORMA FAVORISCE ALCUNE TECNOLOGIE rispetto alle altre: è il caso della UNI EN 14240 sulle prestazioni dei soffitti radianti in funzionamento estivo. Apparentemente, i soffitti metallici hanno

prestazioni superiori rispetto a quelle di altri materiali, ma è un dato fittizio, dovuto alla natura “convenzionale” della norma che lega le prestazioni alla temperatura media dell’acqua, anziché alla temperatura superficiale del soffitto, dato molto più importante per il progettista. È un evidente dolo? Affatto: dipende solo dalla logica con cui la norma è stata pensata, per la quale è molto più facile misurare una temperatura dell’acqua piuttosto che la temperatura superficiale di un soffitto. Basta saperlo e interpretarne i risultati. SULLE NORME SI BUTTA A PESCE IL MARKETING DEI COSTRUTTORI, per dare nobiltà a un prodotto e tutto ciò è favorito anche dalla scarsa conoscenza di alcuni progettisti: ad esempio, nei cataloghi tutti i recuperatori di calore hanno un rendimento superiore al 90% secondo la UNI EN 308, ma non viene precisato in quale dei 7 punti imposti dalla norma il dato è misurato, a discapito dei costruttori più seri che invece lo precisano bene. “Lo dice la norma”, si sente rispondere, come se questa fosse l’undicesimo comandamento disceso con Mosè dal monte Sinai. Lo stesso discorso vale per le norme procedurali che sono apparentemente prestazionali, ma di fatto prescrittive. Il riferimento è ad esempio la UNI EN 13790, che serve per calcolare una prestazione, ma di fatto prescrive alcune procedure che vanno seguite pedissequamente. Questo ha un senso se si devono fare rapide verifiche ai sensi di legge, ma non può essere un’alternativa valida agli strumenti di progettazione. LA PROGETTAZIONE è FRUTTO DELL’INGEGNO E COME TALE NON PUò ESSERE NORMATA. È proprio questo il pericolo maggiore dell’uso distorto delle norme: che diventino il rifugio degli incompetenti, che pensano di poterle impiegare come unico strumento per la buona progettazione. Non può essere così: sarebbe come dire che la conoscenza di una grammatica elementare fa di chiunque uno scrittore. L’errore è cercare facili risposte nelle norme: un bravo progettista prima di tutto deve sapere porsi delle domande, giacché una discreta risposta ad un’ottima domanda porta ad una soluzione discreta, mentre un’ottima risposta ad una pessima domanda genera una soluzione pessima. IL FINE DELLE NORME È QUELLO DI SUPPORTARE IL PROGETTISTA NELLA PROPRIA ATTIVITà, ma ciò non significa che questi possa affidarsi completamente ad esse, abdicando alle proprie conoscenze e utilizzando facili scorciatoie standardizzate. Le norme prestazionali in parte lo fanno: indicano gli obiettivi da perseguire. Quelle prescrittive/procedurali rischiano di dare la falsa sicurezza delle risposte facili e, per quanto possibile, il loro uso va limitato. Compito dell’AiCARR è quello di contribuire ad una corretta informazione sulla funzione e l’uso delle norme, producendo e mettendo a disposizione dei Soci documenti utili a questo scopo: il lavoro impostato dalla nuova Giunta con i Comitati Tecnici va appunto in questa direzione. Michele Vio, Presidente AiCARR

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Editoriale 7

Novità prodotti 10

AiCARR Informa 78

PV TEST Ad ogni ambiente il suo modulo Confronto prestazionale tra differenti tecnologie di celle fotovoltaiche. Primi risultati a cura della redazione

Periodico mensile Organo ufficiale AiCARR Direttore responsabile ed editoriale Marco Zani Direttore scientifico Michele Vio

IV CONTO ENERGIA Quanto costerà e quanto renderà investire nel fotovoltaico Il Quarto conto energia sposterà gli impianti dal terreno agli edifici e obbligherà i produttori ad abbassare il costo delle celle di Marco Zani

Consulente scientifico Renato Lazzarin Comitato scientifico Paolo Cervio, Sergio Croce, Francesca Romana d’Ambrosio Alfano, Renato Lazzarin, Luca Alberto Piterà, Mara Portoso, Michele Vio, Marco Zani Redazione Alessandro Giraudi, Silvia Martellosio, Marzia Nicolini, Erika Seghetti, Cristina Zuccarini redazione@aicarrjournal.org Art Director Marco Nigris

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FOTOVOLTAICO INTEGRATO Lo stato dell’arte del mercato BIPV Valutazione comparativa dei sistemi fotovoltaici per l’integrazione architettonica di Isabel Cerón, Lorenzo Olivieri, E. Caamaño-Martín e F. Javier Neila

TECNOLOGIE PER IL SOLAR COOLING Progressi nel solar cooling Stato dell’arte e confronto economico tra solare elettrico, termomeccanico, tecnologie ad assorbimento e nuove tecnologie emergenti di Carlos Infante Ferreira

Grafica e Impaginazione Fuori Orario - MN Hanno collaborato a questo numero E. Caamaño-Martín, Massimo Calamai, Isabel Cerón, Franco Cotana, Enrico Fabrizio, Marco Filippi, Mirko Filipponi, Carlos Infante Ferreira, F. Javier Neila, Renato Lazzarin, Pier Luigi Maffei, Elisa Massano, Fabio Minchio, Lorenzo Olivieri, Federico Rossi Pubblicità Quine Srl 20123 Milano – Via Spadari, 3 – Italy Tel. +39 02 864105 – Fax +39 02 72016740 Traffico, Abbonamenti, Diffusione Rosaria Maiocchi Editore: Quine srl www.quine.it Presidente Andrea Notarbartolo Amministratore Delegato Marco Zani

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DOPPIA SORGENTE Solare termico per la pompa di calore I collettori solari come sorgente fredda per la pompa di calore di Renato Lazzarin e Fabio Minchio

SOLARE TERMODINAMICO Sistemi CSP. Soluzioni tecniche e valutazioni economiche Rassegna dei sistemi di captazione e concentrazione dell’energia solare e tecnologie per la conversione in energia elettrica di Franco Cotana, Federico Rossi e Mirko Filipponi

SOFTWARE MULTIENERGIA Modelli e strumenti informatici per il progetto di sistemi multienergia

CASE HISTORY La serra fotovoltaica bioclimatica dell’Ospedale Meyer, un anno dopo

Simulazione di tipo statistico basata sulle serie temporali per la progettazione di un sistema energetico di tipo multienergia di Enrico Fabrizio e Marco Filippi

Alcune criticità applicative a vantaggio di progetti futuri di Massimo Calamai, Pier Luigi Maffei ed Elisa Massano

Direzione, Redazione e Amministrazione 20123 Milano – Via Spadari, 3 – Italy Tel. +39 02 864105 – Fax +39 02 72016740 e-mail: redazione@aicarrjournal.org Servizio abbonamenti Quine srl, 20123 Milano – Via Spadari, 3 – Italy Tel. +39 02 864105 – Fax +39 02 70057190 e-mail: abbonamenti@quine.it Gli abbonamenti decorrono dal primo fascicolo raggiungibile.

Stampa Arti Grafiche Boccia - Salerno AiCARR journal è una testata di proprietà di AICARR – Associazione Italiana Condizionamento dell’Aria, Riscaldamento e Refrigerazione Via Melchiorre Gioia 168 – 20125 Milano Tel. +39 02 67479270 – Fax. +39 02 67479262 www.aicarr.org Posta target magazine - LO/CONV/020/2010. Iscrizione al Registro degli Operatori di Comunicazione n. 12191 Responsabilità Tutto il materiale pubblicato dalla rivista (articoli e loro traduzioni, nonché immagini e illustrazioni) non può essere riprodotto da terzi senza espressa autorizzazione dell’Editore. Manoscritti, testi, foto e altri materiali inviati alla redazione, anche se non pubblicati, non verranno restituiti. Tutti i marchi sono registrati. INFORMATIVA AI SENSI DEL D.LEGS.196/2003 Si rende noto che i dati in nostro possesso liberamente ottenuti per poter effettuare i servizi relativi a spedizioni, abbonamenti e similari, sono utilizzati secondo quanto previsto dal D.Legs.196/2003. Titolare del trattamento è Quine srl, via Spadari 3, 20122 Milano (info@quine. it). Si comunica inoltre che i dati personali sono contenuti presso la nostra sede in apposita banca dati di cui è responsabile Quine srl e cui è possibile rivolgersi per l’eventuale esercizio dei diritti previsti dal D.Legs 196/2003.

Aderente

Testata volontariamente sottoposta a certificazione di tiratura e diffusione in conformità al Regolamento C.S.S.T. Certificazione Stampa Specializzata Tecnica Per il periodo 01/01/2010-31/12/2010 Tiratura media n. 11.250 copie Diffusione media 11.079 copie Certificato CSST n. 2010-2115 del 28/02/2011 – Società di Revisione Metodo s.r.l.

Tiratura del presente numero: 10.000 copie

Novità Prodotti

Novità

Collettori solari per grandi impianti Kairos XP 2.5 V e Kairos XP 2.5 H di Ariston sono collettori solari adatti a impianti di grandi dimensioni a circolazione forzata, con numerose possibilità di installazione: verticale e orizzontale a terra, su tetto inclinato e a incasso. Lo scambiatore a serpentina, l’assorbitore in rame con trattamento superficiale blu e il vetro solare temperato antiriflesso garantiscono la captazione di energia solare, mentre la struttura scatolata in alluminio anodizzato, le connessioni a innesto rapido e il pozzetto porta sonda integrato semplificano la loro installazione. Il manifold di grande diametro permette di collegare i pannelli senza ulteriori opere idrauliche, affiancando facilmente i singoli moduli. Kairos XP 2.5 V e Kairos XP 2.5 H sono collettori Made in Italy che godono del programma Assistenza Italia Long Life 5 e degli incentivi per la detrazione Irpef del 55% secondo quanto previsto in finanziaria. www.aristonheating.it

Pannelli solari termici sottovuoto Junkers, marchio della divisione Bosch Termotecnica, presenta la nuova generazione di pannelli solari termici sottovuoto VK in tre versioni, rispettivamente da 6, 12 e 21 tubi. Il pannello solare VK è particolarmente adatto per applicazioni commerciali o edifici pluri-familiari. Ciascun tubo è sigillato con una doppia parete di vetro e contiene un rivestimento altamente selettivo da rendere i pannelli particolarmente resistenti e performanti. In particolare, i modelli da 6 e 12 tubi utilizzano la tecnologia CPC (Compound Parabolic Concentrator), attraverso la quale i raggi del sole vengono concentrati da uno specchio parabolico in un punto preciso dell’assorbitore all’interno del tubo sottovuoto, sfruttando così al massimo la produzione di energia termica dalla radiazione solare. I pannelli solari termici Junkers si avvalgono della certificazione europea di qualità Solar Keymark (EN12975). www.junkers.com

A Mantova il primo impianto “agrovoltaico” d’Europa Conciliare agricoltura e fotovoltaico non è un’utopia, tanto che a Mantova è stato inaugurato il primo impianto agrovoltaico d’Europa realizzato da REM (Revolution Energy Maker). L’impianto, installato presso l’azienda agricola Vostok di Virgilio (MN), ha una potenza di 2,4 MW e coniuga la produzione di energia rinnovabile mediante pannelli fotovoltaici a inseguimento solare sospesi a 5 metri da terra, che consentono il mantenimento della destinazione agricola originaria del terreno sottostante (15 ettari), dedicato alla coltura di frutti rossi, erbe officinali e verdure da tavola. Il sistema evita l’ombreggiamento del terreno e non occupa suolo. Inoltre, non è di ostacolo alla pioggia né all’agibilità ai mezzi agricoli e non impedisce l’installazione di un sistema di irrigazione automatico o di un sistema di protezione antigrandine. www.revolutionenergymaker.com

tà Prodotti Unità di recupero calore CFR-90 e CFR-90F Caratterizzate dall’adozione di uno speciale scambiatore aria-aria in alluminio con flussi in controcorrente, le nuove unità di rinnovo dell’aria delle serie CFR-90 e CFR-90F firmate SIC sono in grado di assicurare efficienze di recupero del calore superiori al 90%. Ciò permette di evitare, o comunque ridurre, l’impiego di sistemi di post-trattamento dell’aria di ricambio. Nella nuova gamma proposta si distinguono due modelli appartenenti alla serie ribassata CFR-90F, particolarmente idonei per applicazioni di tipo residenziale a controsoffitto ed equipaggiati all’origine di ventilatori a tecnologia EC a basso consumo. Coprono un fabbisogno di ventilazione da 400 a 1800 m³/h, sono in lamiera aluzink e rivestiti internamente di materassino termoacustico. I sei modelli della serie CFR-90, destinati ad applicazioni a tetto o similari, consentono diverse configurazioni di impianto. Coprono un fabbisogno di ventilazione da 300 a 8200 m³/h e sono realizzati in robusto profilo portante di alluminio e pannellatura di tipo sandwich a spessore nominale 23 mm con isolamento termoacustico intermedio in poliuretano iniettato. Tutti i modelli delle serie CFR90 e CFR-90F dispongono di filtri compatti F7 su ciascuna presa aria, quadro elettrico e regolazione elettronica atta al controllo della temperatura, del free-cooling e della ventilazione (secondo pressione differenziale o qualità dell’aria). www.sicsistemi.com

Compressori scroll HHP per pompe di calore Progettato per soluzioni a pompa di calore residenziali con R407C, il compressore scroll per pompa di calore Performer HHP Danfoss può essere usato per tutti i sistemi a pompa di calore, ma è ottimizzato appositamente per pompe di calore aria-acqua. Il compressore si distingue grazie al suo campo di funzionamento esteso, senza la necessità di aggiungere costosi componenti di iniezione. Ciò significa che si ha un risparmio di costi pur fornendo una pompa di calore efficiente che può funzionare anche con temperature esterne al di sotto di -20°C. Oltre all’aumento del campo di funzionamento esteso fino a -25°C di evaporazione, il compressore scroll ha anche la possibilità di funzionare a temperature di condensazione fino a 65°C con una temperatura di evaporazione pari a -13°C. www.danfoss.it

l’umidità, naturalmente.

I deumidificatori della serie SP sono stati studiati per deumidificare e riscaldare piccole piscine o grandi ambienti. Disponibili in due potenze, sia per l’installazione in ambiente che per l’installazione in locale tecnico, sono completati da un’ampia gamma di accessori opzionali. Deumidificatori SP: silenziosi, robusti, efficienti.

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Novità Prod Sistema fotovoltaico per tetti parzialmente ombreggiati Se fino ad oggi gli installatori raccomandavano di lasciare libere le superfici del tetto temporaneamente ombreggiate perché un singolo modulo poteva pregiudicare la resa totale dell’impianto, ora il sistema DC/DC SOLraise consente nuove possibilità. Infatti, l’ottimizzatore di potenza, integrato in tutti i moduli, aumenta la resa dell’impianto attraverso un MPP-Tracking continuo all’interno degli stessi moduli. Questo sistema permette di ovviare a perdite per disaccoppiamento dovute a capacità di rendimento diverse dei moduli collegati in serie, garantendo una maggiore efficienza dell’impianto, fino al 25%. Il sistema è costituito da moduli Solon con convertitore DC/DC ed MPP-tracker integrati, un inverter appositamente configurato e un sistema di monitoraggio web-based. All’interno dell’inverter è montata un’unità di comunicazione che trasmette ad un server i dati di rendimento specifici di ciascun modulo. Funzione e resa dell’impianto possono essere monitorati tramite un portale di controllo direttamente sul proprio computer o cellulare. SOLraise sarà disponibile per tutto il mercato europeo dall’inizio dell’estate e includerà anche la copertura assicurativa dell’azienda per impianti su tetto. Il sistema, infine, beneficerà della garanzia di prodotto per 10 anni e della garanzia sulla potenza a cinque livelli su 25 anni. Inoltre, l’inverter verrà garantito per 12 anni e l’ottimizzatore di potenza per 25. www.solon.com

odotti Fotovoltaico riposizionabile per tetti metallici

Strutture fotovoltaiche in cemento precompresso

Solyndra, produttore statunitense di sistemi fotovoltaici cilindrici per tetti di edifici commerciali, lancia una soluzione per tetti metallici basata sulla serie 200 Solyndra, tipici dei grandi tetti semi-piani commerciali, industriali ed agricoli. Si tratta di un sistema di supporti non perforante ed adattabile con un basso carico distribuito (soli 13,9 kg/m²), che consente una semplice installazione senza zavorre o perforazioni, con venti fino a 208 km/h, a patto di rispettare le linee guida per l’installazione. La semplicità d’installazione e di trasferimento dei supporti rende questo sistema una soluzione adatta a tutti quei casi nei quali la possibilità di riposizionamento rappresenta un’eventualità concreta, come spesso avviene nel settore commerciale. it.solyndra.com

Sono quasi terminati i lavori per il grande impianto fotovoltaico di Simeri Crichi in provincia di Catanzaro. Un impianto in campo aperto della potenza complessiva di 4 MW con 17.390 moduli fotovoltaici installati. La struttura di sostegno per i pannelli FV, in cemento armato precompresso, senza ancoraggi o fondazioni e con pali infissi nel terreno a circa 1,20 metri di profondità, è stata progettata, fornita e installata dall’azienda Strukture di Campodarsego (PD). Il cemento armato precompresso garantisce prestazioni di stabilità strutturale e durata nel tempo e, rispetto all’acciaio, evita la corrosione nel tempo, con elasticità e flessibilità in caso di sollecitazioni e vibrazioni. www.strukturefotovoltaico.com

CREDIT: EURAC/Othmar Seehauser

PV TEST

Ad ogni ambiente

il suo modulo

di moduli fotovoltaici provenienti da Europa, Stati Uniti, Canada, Giappone e Cina per monitorare la resa di silicio amorfo, monocristallino e multicristallino, ma anche di tellururo di cadmio e di altri materiali innovativi impiegati nella realizzazione di pannelli. Avviene all’aeroporto di Bolzano Dolomiti (ABD) dove lo scorso anno l’Istituto per le Energie Rinnovabili dell’Accademia Europea di Bolzano (Eurac), in collaborazione con il Fondo Europeo entiquattro tipologie

Struttura del parco sperimentale I moduli del parco sperimentale, che sviluppano 62 kW di potenza, sono suddivisi in 39 gruppi installati su strutture fisse e su inseguitori solari monoassiali e biassiali. Oltre all’area sperimentale, il nuovo impianto comprende anche una parte commerciale con potenza installata di 662 kW, destinata a fornire energia elettrica allo scalo bolzanino. L’energia verde generata potrebbe coprire il fabbisogno di circa 220 abitazioni. Si stima inoltre che l’impianto consentirà all’aeroporto di ridurre le emissioni di CO2 di 377 tonnellate all’anno, quantità che corrisponde a circa il 65% della CO2 emessa attualmente dallo scalo. Uno schermo posizionato nella hall dell’aeroporto mostra la potenza istantanea dell’impianto e ricorda ai viaggiatori in transito di aver scelto un aeroporto attento all’ambiente.

Confronto prestazionale tra differenti tecnologie di celle fotovoltaiche. Primi risultati a cura della redazione

di sviluppo Regionale, ha installato un parco fotovoltaico sperimentale multi-tecnologico con l’intento di monitorare le prestazioni effettive delle differenti tecnologie impiegate per capire quale si adatti meglio alle caratteristiche del territorio.

Valutazione comparativa delle prestazioni Ora, a quasi un anno di distanza dalla sua

installazione, Alessandra Colli, Lorenzo Fanni e Wolfram Sparber, membri Eurac, hanno messo a disposizione i primi dati raccolti in un periodo di 6 mesi. Nel grafico 1 vengono mostrati i dati dal mese di settembre 2010 a quello di febbraio 2011 su 4 diverse tecnologie fotovoltaiche, tutte montate su

GRAFICO 1 – Resa finale (Yf in kWh / kWp) di alcune tecnologie installate nel parco sperimentale dell’ABD. Dati monitorati su un periodo di 6 mesi

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Calcolo del rapporto di rendimento

In anticipo sul futuro

Il PR è calcolato secondo la seguente formula:

dove Yf è il Final Yield, dato dal rapporto tra l’energia Euse,τ prodotta nell’intervallo di tempo considerato τr misurata a valle dell’inverter e la potenza di picco dell’impianto oggetto di studio P0, e Yr è il Reference Yield, dato dal rapporto tra la radiazione solare nell’intervallo di tempo considerato sul piano dei moduli τr ∑day GI e l’irraggiamento solare in condizioni di prova standard GI,ref. Il valore di PR permette di valutare il comportamento dei moduli su diverse scale temporali (istantanea, giornaliera, mensile, annuale). Un confronto molto interessante è la dipendenza dell’irraggiamento dal comportamento del modulo, che può essere visualizzata riportando i valori istantanei del PR e d’irraggiamento. I PRs mensili vengono generalmente calcolati su step di 15 minuti e non solo nelle giornate di sole.

supporti con 30° di inclinazione. Si tratta del silicio cristallino (c-Si), del diseleniuro di indio-rame (CIS), del diseleniuro di indio-rame-gallio (CIGS) e, infine, del tellururo di cadmio (CdTe). La valutazione delle prestazioni delle diverse tecnologie FV è basata su indicatori quali il rapporto di rendimento (PR) e la resa finale (Yf) espressa in kWh/kWp. Seguendo le indicazioni della norma internazionale IEC 61724, la prestazione di un impianto fotovoltaico può essere espressa dal rapporto tra PR e la potenza d’uscita dell’impianto. L’analisi condotta mostra che di queste quattro tecnologie la performance migliore è data dai moduli in c-Si e CdTe; soprattutto quest’ultima era già stata valutata positivamente nella regione alpina poiché possiede un livello maggiore di irraggiamento diffuso. I valori di PR, riportati senza alcuna regolazione rispetto ai dati effettivamente monitorati, mostrano quindi come lavorano attualmente sia il sistema fotovoltaico che quello di monitoraggio.

Andare sul sicuro!

Misurare, analizzare e documentare con i manifold digitali testo 570 e 550 1. Calcolo simultaneo di surriscaldamento e sottoraffreddamento 2. Misura di pressione, corrente e vuoto, sonde di temperatura speciﬁche per tubazioni 3. Registrazione delle misure in continuo e prove di tenuta compensate in temperatura 4. 40 refrigeranti memorizzati nello strumento

Siamo solo all’inizio… Dato che il campo fotovoltaico installato all’interno dell’ABD è ancora nel suo primo anno di attività, nei prossimi mesi verranno effettuati altri test e monitoraggi sulle varie tecnologie FV impiegate. Anche i processi di stabilizzazione, negativi o positivi, verranno meglio compresi una volta raccolti i dati inerenti il periodo invernale e primaverile. Inoltre, si procederà nella discussione dell’influenza della temperatura sulle prestazioni dei moduli e verrà esaminato nel dettaglio anche l’effetto causato dalle radiazioni sulle diverse componenti. Una recente analisi comparativa condotta in collaborazione con RSE-GSE di Milano ha dimostrato che esiste un legame tra territorio e prestazioni. I ricercatori dell’Eurac ritengono dunque che se il comportamento di una tecnologia fotovoltaica viene studiata in stretta connessione con l’ambiente che la ospiterà i risultati saranno sicuramente migliori. n

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DOSSIER CONTO ENERGIA

Gli effetti del Quarto conto energia S

quella degli incentivi al fotovoltaico. Nel corso del mese di giugno 2011 in Italia rimangono operativi tre sistemi di incentivazione. Il Secondo conto energia appannaggio di quegli impianti che avvalendosi della legge Salva Alcoa (Legge 129/10), essendo terminati entro il 31 dicembre 2010 e allacciati entro il 30 giugno, possono beneficiare delle più vantaggiose tariffe del Secondo conto energia. Poi il Terzo conto energia, partito per forza del Salva Alcoa a gennaio, ma subito congelato dal decreto rinnovabili che sospendeva al 31 maggio il regime di incentivazione, decretando il blocco delle nuove installazioni. In ultimo il Quarto conto energia, pubblicato in Gazzetta Ufficiale n. 109 del 12 maggio 2011, partito ufficialmente il primo giugno con le tariffe, consente ai grandi impianti di usufruire delle regole del Terzo conto energia fino al 31 agosto, evitando l’iscrizione nel registro grandi impianti con il quale si concorre al diritto di accedere agli incentivi che d’ora in avanti avranno un tetto di spesa annuo definito fino al 2016. Da questo momento l’esecutivo si attende la grid parity del fotovoltaico e l’estinzione del sistema d’incentivazione. trana e complicata faccenda

Validità del Quarto conto energia Il Decreto interministeriale 5 maggio 2001 del Quarto conto energia si applica agli impianti fotovoltaici che entrano in esercizio in data successiva al 31 maggio 2011 e fino al 31 dicembre 2016, per un obiettivo indicativo di potenza installata a livello nazionale di circa 23.000 MW. Per il periodo 1 giugno 2011 – 31 dicembre 2012, i grandi impianti sono ammessi al regime di sostegno nei limiti di costo annuo di 300

Sposterà gli impianti dal terreno agli edifici e obbligherà i produttori ad abbassare il costo delle celle di Marco Zani

milioni per la rimanente parte del 2011. Qualora l’insieme dei costi di incentivazione relativi all’anno 2011 superi il limite di costo, l’eccedenza comporta una riduzione di pari importo del limite di costo del secondo semestre 2012, anno in cui il limite di incentivazione scende a 280 milioni. I piccoli impianti sono ammessi all’incentivo senza limiti di costo annuo. Piccoli e grandi impianti concorrono a raggiungere l’obiettivo di potenza installata di 2,69 GW. Il costo totale degli incentivi al fotovoltaico previsto per il periodo 2013-2016 è di 1,36 miliardi per un obiettivo di potenza di 9.700 MW.

Quale taglia d’impianti? Al di là di una sensibile rimoludazione delle tariffe, il conto energia, secondo il ministro Romani, colpisce la speculazione fotovoltaica incarnata dai grandi impianti che vengono fortemente penalizzati. Le regole definiscono “grandi impianti” come tutto ciò che non è un piccolo impianto: • gli impianti fotovoltaici realizzati su edifici che hanno una potenza superiore a 1000 kW; • gli altri impianti fotovoltaici con potenza superiore a 200 kW operanti in regime di scambio sul posto. Gli impianti fotovoltaici di qualsiasi potenza realizzati su edifici ed aree delle Amministrazioni pubbliche di cui all’articolo 1, comma 2, del Decreto

legislativo n. 165 del 2001 non sono considerati grandi impianti. Guardando alle statistiche del GSE, che fotografano la situazione ad oggi, apprendiamo che gli impianti fino a 200 KW rappresentano il 32% della potenza installata in Italia, mentre gli impianti su edifici sono il 55% della potenza installata. Dall’analisi del Quarto conto energia ci si attende conseguentemente una ridistribuzione significativa del mix di impianti verso taglie medio piccole e una proposta maggiore di pacchetti retail di impianti piccoli o dalle spiccate caratteristiche d’integrazione.

REGISTRO GRANDI IMPIANTI Il Decreto ha introdotto, per il periodo primo giugno 2011 – 31 dicembre 2012, limiti d’incentivazione all’energia prodotta dai cosiddetti “grandi impianti”, la cui ammissione agli incentivi è subordinata al rispetto di limiti di costo annuo, regolati attraverso l’iscrizione ad un apposito registro gestito dal Gestore dei Servizi Energetici S.p.A.

100,0% 23,3%

80,0% 60,0%

44,8%

40,0% 20,0%

31,9%

0,0% 2010 <=200 (kW)

200-1000 (kW)

45%

55%

Su Edificio A Terra

55%

>1000 (kW)

Su Edificio A Terra

temporali prestabilite, relative ai periodi giugno-dicembre 2011, primo semestre 2012 e secondo semestre 2012. L’iscrizione al registro non è cedibile a terzi. Ulteriore condizione per l’ammissione agli incentivi è l’invio al GSE della certificazione di fine lavori dell’impianto che deve pervenire entro 7 mesi (9 mesi per gli impianti oltre 1 MW) dalla data di pubblicazione della graduatoria. Il mancato rispetto di tale termine comporta la decadenza di iscrizione al registro.

Norme “anti truffa”

Poiché per i grandi impianti, superiori a 200 kW a terra, sono fisDistribuzione percentuale di taglia d’impianti e di tipologia sati dei limiti di installato e di speElaborazioni Energy & Strategy Group di dati GSE sa il Decreto prevede delle norme che non consentano di aggirare I grandi impianti che entrano in questi limiti di potenza attraverso impianti fraesercizio entro il 31 agosto 2011 poszionati sullo stesso sito. Questi verranno contegsono accedere direttamente alle giati come un unico impianto. Rimane però da tariffe incentivanti, previa comunichiarire come verranno conteggiati, soprattutto cazione al GSE dell’entrata in eserper quanto riguarda la realizzazione di impianti cizio. Invece, i grandi impianti che su edificio, gli impianti fotovoltaici realizzati da entrano in esercizio dopo il 31 agosto un unico soggetto responsabile localizzati nella 2011 e fino a tutto il 2012, per accemedesima particella catastale o su particelle cadere alle tariffe incentivanti devotastali contigue. no necessariamente essere iscritti Questa norma va ad aggiungersi alle limitanell’apposito registro informatico zioni già previste nel Decreto rinnovabili 28/2011. del GSE in posizione tale da rientraGli impianti realizzati in aree agricole non abbanre nei limiti di costo fissati dal dedonate da almeno cinque anni potranno godere creto per il periodo di riferimento. degli incentivi se di potenza sino a 1 MW. Il limite Il GSE ha reso disponibile, di distanza minima fra impianti dovrà essere di come previsto all’articolo 8, comdue chilometri e il rapporto fra superficie dell’imma 9 del Decreto, un documento pianto ed area asservita dovrà essere di almeno che descrive le modalità, i criteri uno a dieci. e le regole per l’iscrizione al registro e per la formazione e gestioContrarietà degli operatori ne delle graduatorie da parte del Le associazioni di settore rimarcano il fatto GSE. L’iscrizione al registro è possiche dopo due mesi di blocco del mercato dovubile esclusivamente entro finestre to al Decreto rinnovabili, l’introduzione del registro per i grandi impianti andrà a complicare ulteEvoluzione della composizione percentuale dei grandi impianti sul territorio italiano riormente gli iter burocraElaborazioni Energy & Strategy Group di dati GSE tici per l’accesso alle tariffe incentivanti. Francesca 100,0% Marchini (Segretario 14,1% 17,7% 26,3% 26 3% Generale di Assosolare) 80,0% commenta: «Il nuovo re36,0% >1000 (kW) gistro non dà modo a chi 40,2% 60,0% 35,9% 200-1000 (kW) investe di sapere in modo 20-200= (kW) certo se potrà avere ac40,0% 22,6% cesso alle tariffe e di pre<=20 (kW) 24,2% , 18 4% 18,4% vedere il livello tariffario 20,0% 27,3% su cui basare i propri piani 19,4% 17,9% di business. I tetti di spe0,0% 2009 2010 Aprile 2011 E 2012 E sa abbinati al registro ri2011 schiano di creare blocchi

dannosi, ad esempio nel II semestre 2012, e il boicottaggio degli impianti a terra non va certo nel senso di un lungimirante attento supporto alla produzione di energia elettrica da fotovoltaico». Secondo Vittorio Chiesa dell’Energy Strategy Group del Politecnico di Milano il registro penalizzerà la bancabilità dei progetti perché ci sarà incertezza fino alla pubblicazione della graduatoria. Questo metterà solo gli operatori con grande liquidità in condizione di procedere con l’installazione dei grandi impianti.

I TEMPI DI EROGAZIONE DEGLI INCENTIVI Per tutti gli impianti, al termine del procedimento di verifica delle istanze di ammissione agli incentivi (che può durare sino a 120 giorni), il GSE eroga gli incentivi a decorrere dalla data di entrata in esercizio, al livello tariffario applicabile alla medesima data. L’erogazione dell’incentivo parte dal momento in cui l’impianto viene allacciato alla rete; qualora sia stato superato il tempo massimo fissato per la connessione dall’Autorità per l’energia, il proprietario dell’impianto che ha subito il ritardo riceverà un incentivo più basso (quello del mese successivo), ma avrà comunque diritto a un indennizzo per quanto ha perso per via del ritardo. Tuttavia non sono ancora state rese note le procedure per richiedere ed accedere agli indennizzi previsti in caso di ritardo di connessione alla rete imputabili al gestore della rete locale.

La delibera ARG/elt 51/11 dell’AEEG Si terrebbe così conto della delibera ARG/elt 51/11 dell’AEEG, che in materia di Tica (Testo integrato delle connessioni attive) ha stabilito regole rigorose per l’allacciamento e imposto sanzioni alle società responsabili dei ritardi nelle connessioni alla rete degli impianti. Il provvedimento dell’Authority ha fornito anche un’interpretazione autentica della definizione di “data di completamento della connessione” alla rete di un impianto fotovoltaico. Ha infatti chiarito che si tratta della “data di invio del documento relativo al completamento della realizzazione e alla disponibilità all’entrata in esercizio della connessione. Ciò presuppone – si legge nella delibera – che il gestore di rete abbia completato tutte le attività preliminari di propria competenza, rendendosi reperibile per definire, d’accordo con il richiedente, la data dell’attivazione. Tra le attività preliminari necessarie ai fini dell’attivazione della connessione rientra anche la predisposizione e l’invio al richiedente del regolamento d’esercizio nonché, qualora tale attività non sia effettuata dal richiedente, l’installazione dei misuratori necessari”.

MODULI MADE IN EUROPE Dei 23 miliardi di euro spesi per gli impianti fotovoltaici nel 2010, appena il 50% sono andati ad

Serre fotovoltaiche e fabbricati rurali

DOSSIER CONTO ENERGIA

È da osservare che il decreto interministeriale sul Quarto conto energia ha parificato le tariffe incentivanti per gli impianti fotovoltaici installati sui fabbricati rurali con quelle più vantaggiose previste per gli impianti sugli edifici. Infatti il 4º conto energia equipara i fabbricati rurali agli edifici; tuttavia, per l’energia prodotta da serre fotovoltaiche non riconosce gli stessi incentivi concessi al fotovoltaico sugli edifici. La serra infatti non è considerata un volume chiuso registrato al catasto e non può godere delle stesse tariffe. Tuttavia le regole tecniche del GSE indicano specifiche caratteristiche per le serre fotovoltaiche: “struttura, di altezza minima dal suolo pari a 2 metri, nella

imprese italiane, riconosce il Solar Energy Report del Politecnico di Milano. Il fotovoltaico è una filiera strategica per il futuro e a tal fine va sostenuta. In questa direzione si colloca l’introduzione del premio del 10% (fortemente richiesto dalle Regioni) per chi installa pannelli la cui produzione, relativamente ai materiali, sia riconducibile, per non meno del 60% del 85% del costo complessivo dell’impianto, all’interno della Unione Europea. In questo caso, il certificato di ispezione delle fabbriche produttrici dei moduli e degli inverter attesterà che i componenti prodotti in tale fabbrica sono il risultato di una produzione comunitaria. Davide Chiaroni, dell’Energy Strategy Group del Politecnico, spiega a Quale Energia che «spendere almeno il 60% dei costi di investimento in prodotti europei significa che in pratica non si potranno comperare moduli fabbricati fuori dall’Unione. O il modulo e la struttura o il modulo e l’inverter, ma sicuramente il modulo dovrà essere acquistato in Europa». Bisogna però capire praticamente come questo meccanismo verrà applicato, quali sistemi di tracciabilità verranno introdotti e i relativi regolamenti. Per Assosolare non risulta chiara la definizione di componente né la tipologia di certificati richiesti per attestare il 60% della produzione europea, né i contenuti e i criteri del certificato di ispezione di fabbrica al fine di consentire il rilascio del certificato da parte di organi certificatori riconosciuti, né quali siano tali organi certificatori. Gli operatori temono che si comprino moduli extra UE e che poi vengano fatti risultare europei a seguito di minime rifiniture. E poi: «se un’azienda extra UE apre una linea di assemblaggio in Italia o acquisisce un produttore di pannelli in UE, il pannello è ammesso al premio?» si chiede Assosolare.

MECCANISMI PREMIANTI Il conto energia 2011-2016 conferma e accentua alcuni meccanismi premianti già introdotti nel passato. Di particolare rilievo e fortemente voluto dalle

quale i moduli fotovoltaici costituiscono gli elementi costruttivi della copertura o delle pareti di un manufatto adibito, per tutta la durata dell’erogazione della tariffa incentivante, a una serra dedicata alle coltivazioni agricole o alla floricoltura. La struttura della serra, in metallo, legno o muratura, deve essere fissa, ancorata al terreno e con chiusura eventualmente stagionalmente rimovibile. Al fine di garantire la coltivazione sottostante, le serre a seguito dell’intervento devono presentare un rapporto tra la proiezione al suolo della superficie totale dei moduli fotovoltaici installati sulla serra e della superficie totale della copertura della serra stessa non superiore al 50%.”

Moduli cilindrici Solyndra utilizzati per una serra fotovoltaica

Regioni è il premio di 5 cent di Euro/kWh per la bonifica dall’amianto nel momento in cui si installano pannelli solari. Sono previsti ulteriori premi: del 5 per cento per i pannelli fotovoltaici ubicati in zone industriali, cave o discariche esaurite, aree di pertinenza di discariche o di siti contaminati; del 5 per cento anche per i piccoli impianti realizzati da comuni con popolazione inferiore ai 5000 abitanti.

gestendo i sovraccarichi attraverso il distacco degli impianti. È questo un modo di migliorare le prestazioni della rete sul brevissimo termine senza investire nelle infrastrutture. Non è chiaro se verrà remunerata l’energia che non viene immessa in rete quando questi inverter vengono scollegati.

Premi per uso efficiente dell’energia

CERTIFICAZIONI

Bisognerà dotarsi di un attestato di certificazione energetica, dell’edificio su cui è ubicato l’impianto, per godere del premio maggiorativo per la contestuale riduzione del fabbisogno termico dell’involucro dell’edificio, che dovrà essere di almeno il 10 per cento. Il premio, che non deve eccedere il 30% e va riconosciuto nell’anno solare successivo, è pari alla “metà della percentuale di riduzione del fabbisogno di energia conseguita”.

Il legislatore ha previsto anche una serie di prescrizioni in merito alla qualità dei moduli che costituiscono l’impianto. Dal 29 marzo 2012 il produttore dei moduli fotovoltaici dovrà attestare che questi godono, per almeno dieci anni, di garanzia contro difetti di fabbricazione. Ma dal 1º luglio 2012 il fabbricante dovrà attestare anche la qualità del processo produttivo. Da questa data verrà richiesta la certificazione del sistema di gestione della qualità, del sistema di gestione della salute e sicurezza del lavoro e del sistema di gestione ambientale; oltre a un certificato di ispezione delle fabbriche rilasciato da ente terzo, notificato a livello europeo o nazionale che attesti il rispetto della qualità del processo produttivo e dei materiali utilizzati. Circa l’attenzione all’aspetto ambientale, sempre dal luglio 2012, il produttore dovrà attestare di aderire a un sistema o a un consorzio europeo che garantisca il riciclo dei moduli fotovoltaici utilizzati al termine della relativa vita utile. n

Impianti integrati architettonicamente Sul piano tecnologico il Quarto conto energia apre ottime prospettive per le soluzioni di integrazione architettonica innovativa. Dal 2013 per gli impianti integrati e per quelli a concentrazione è previsto un livello di incentivi da 19 a 22 mln per il primo semestre secondo la tipologia di impianto, tra 26 e 30 ml nel secondo semestre, dal primo semestre 2014 da 32 a 37 mln, da 38 a 44 mln nel secondo semestre. Gli obiettivi di potenza sono pari a 50 MW nel primo semestre e 70 MW nel secondo semestre 2013, 90 MW nel primo e 110 MW nel secondo semestre 2014.

INVERTER INTELLIGENTI Dal 1º gennaio 2013 per accedere al conto energia gli impianti dovranno utilizzare inverter “intelligenti”, in grado di poter esser scollegati dalla rete in remoto. Questo permetterebbe di stabilizzare in alcuni momenti la rete elettrica nelle aree in corrispondenza dei picchi di produzione,

Le tariffe si adeguano al costo dei moduli Cala la redditività con il calo degli incentivi

Chiesa, Direttore Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano, in occasione del convegno organizzato in collaborazione con MCE – Mostra Convegno Expocomfort – sul futuro del Quarto conto energia, ha presentato una prima analisi sulla redditività degli investimenti nel fotovoltaico effettuati con le nuove tariffe in vigore da luglio. Esse mantengono lo schema del Terzo conto energia (6 categorie di potenza e una distinzione tra fotovoltaico installato su edificio o su altro) con una ripartizione mensile, nel 2011, e una suddivisione in semestri nel 2012. Il calo della tariffa incentivante è graduale ma significativo. Prendendo ad esempio il comune impianto da 3 kW si vede che da un tariffa di 0,39 euro/kWh a giugno 2011 si scende nel secondo semestre 2012 a 0,25 euro/kWh. Il calo degli incentivi è inversamente proporzionale al crescere della taglia di impianto. Per gli impianti di grande taglia si passerà nel medesimo intervallo temporale da 0,26 euro/kWh a 0,13 con una decurtazione della metà. Sostanzialmente il taglio medio è stato del 25%, composto da un taglio del 21% per impianti su edifici fino a 1 MW e a terra fino a 200 KW, mentre per i grandi impianti il taglio e di circa il 30%. Nel 2012 si parla di tagli del 30% per i piccoli e al 40% per i grandi impianti. Un chiaro segnale, questo, inviato dal legislatore. ittorio

DAL 2013 – 2016 ADATTAMENTO DINAMICO DELLE TARIFFE Il decreto preordina l’andamento delle tariffe dal 2013-2016,

periodo in cui si passerà, con andamento semestrale, da una feed in premium ad una feed in comprensiva della cessione dell’energia, prevedendo a tale scopo una tariffa specifica per la

quota di energia che viene autoconsumata secondo il modello utilizzato in Germania. Il Governo ha fissato un limite di spesa per scaglioni temporali oltre il quale non si potrà andare. Qui l’interpretazione del decreto non è chiarissima perché secondo Chiesa non si comprende se i piccoli impianti incidano nel tetto di spesa 2011-2012. Nel 2013-2016, invece, al tetto di spesa contribuiscono tutti gli impianti, piccoli e grandi. Prendendo in esame il primo semestre 2013, Chiesa osserva che per ogni 100 MW di potenza di “sforo” dal tetto del semestre precedente si ha 1 punto percentuale in più di riduzione della tariffa nel semestre successivo.

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TARIFFE DA GIUGNO 2011 A DICEMBRE 2012

DOSSIER CONTO ENERGIA

Fonte: Energy & Strategy Group Giugno 2011

Luglio 2011

Agosto 2011

Settembre 2011

Ottobre 2011

Novembre 2011

Dicembre 2011

Taglia (kW)

Edificio

Altro

Edificio

Altro

Edificio

Altro

Edificio

Altro

Edificio

Altro

Edificio

Altro

Edificio

Altro

1<P<=3

0,387

0,344

0,379

0,337

0,368

0,327

0,361

0,316

0,345

0,302

0,320

0,281

0,298

0,261

3<P<=20

0,356

0,319

0,349

0,312

0,339

0,303

0,325

0,289

0,310

0,276

0,288

0,256

0,268

0,238

20<P<=20 20 P 20 0

0 338 0,338

0 306 0,306

0 331 0,331

0 300 0,300

0 321 0,321

0 291 0,291

0 307 0,307

0 271 0,271

0 293 0,293

0 258 0,258

0 272 0,272

0 240 0,240

0 253 0,253

0 224 0,224

200<P<=1 000

0,325

0,291

0,315

0,276

0,303

0,263

0,298

0,245

0,285

0,233

0,265

0,210

0,246

0,189

1000<P<= 5000

0,314

0,277

0,298

0,264

0,280

0,250

0,278

0,243

0,256

0,223

0,233

0,201

0,212

0,181

P>5000

0,299

0,264

0,284

0,251

0,269

0,238

0,264

0,231

0,243

0,212

0,221

0,191

0,199

0,172

2012 Taglia (kW)

I semestre 2012 Edificio

L’individuazione corretta della tariffa riconosciuta

II semestre 2012

Altro

Edificio

Altro

1<P<=3

0,274

0,240

0,252

0,221

3<P<=20

0,247

0,219

0,227

0,202

20<P<=200

0,233

0,206

0,214

0,189

200<P<=1000

0,224

0,172

0,202

0,155

1000<P<=5000

0,182

0,156

0,164

0,140

P>5000

0 171 0,171

0 148 0,148

0 154 0,154

0 133 0,133

CALO PERCENTUALE DEGLI INCENTIVI RISPETTO AL TERZO CONTO ENERGIA Fonte: Energy & Strategy Group

La diminuzione media delle tariffe a dicembre 2011 rispetto a quelle previste dal Terzo Conto Energia è pari al 24,5% per gli impianti su edificio e al 25,5% per gli altri impianti

Quarto C.E. vs Terzo C.E. Su edificio

Altro

1<P<=3

- 21,6%

3<P<=20

- 21,6%

- 21,7%

20<P<=200

- 21,7%

- 21,4%

200<P<=1000

- 21,7%

- 28,9%

1000<P<=5000

- 29,8%

- 29,6%

P 000 P>5000

- 30,7%

- 29,5%

Quarto C.E. vs Terzo C.E. Edificio

La diminuzione media delle tariffa a dicembre 2012 rispetto a quelle previste dal Terzo Conto Energia è pari al 34,2% per gli impianti su edificio e al 35% per gli altri impianti

Altro

1<P<=3

- 29,5%

- 29,4%

3<P<=20

- 29,4%

- 29,3%

20<P<=200

- 29,5%

200<P<=1000

- 31,6%

- 38,0%

1000<P<=5000 1000 P 5000

- 42 2% 42,2%

- 42,0% 42 0%

P>5000

- 42,9%

- 42,0%

Il Quarto conto riconosce testualmente la tariffa incentivante spettante vigente alla data di entrata in esercizio dell’impianto (art. 6 comma 4) senza ulteriori precisazioni. La conseguenza più immediata è che gli impianti entrati in esercizio nel 2011 o 2012, ma esclusi dalle graduatorie del GSE, potrebbero chiedere a gennaio 2013 la tariffa vigente alla data di entrata in esercizio. «Ovviamente una simile ipotesi annullerebbe lo sforzo complessivo del decreto che punta a contenere i costi fissando un limite massimo di spesa per il periodo transitorio», spiega Joel Zunato di APER. Allo scopo di colmare questo possibile vuoto normativo, il GSE ha introdotto nelle regole tecniche per l’iscrizione al registro una “data convenzionale” di entrata in esercizio per la determinazione della spettante tariffa. «Tuttavia l’interpretazione del GSE non può essere ritenuta autentica – continua Zunato – poiché non proviene dalla stessa fonte che ha posto la disciplina oggetto di interpretazione. Questa attività spetterebbe al Ministero; ma forse si tratterebbe di qualcosa di diverso dalla pura e semplice interpretazione, visto che la data convenzionale appare essere una novità».

venduta, ma consumata dal produttore, è demandata dal decreto ad un’ulteriore specificazione. Se per i piccoli impianti residenziali ciò non dovrebbe essere rilevante, per impianti commerciali di taglia media, per i quali l’autoconsumo rappresenta un vantaggio decisivo per il ritorno dell’investimento (ad esempio quelli sul tetto di un’industria) sarà invece fondamentale vedere come sarà remunerata l’energia non immessa in rete. «Se l’autoconsumo dovesse divenire meno conveniente rispetto al vecchio sistema poteremmo avere un’ulteriore riduzione della taglia media degli impianti», fa notare Davide Chiaroni dell’Energy Strategy Group del Politecnico di Milano.

Tornando all’esempio; • per un impianto da 3 kW su edifici con energia autoconsumata l’incentivo passa da 0,33 euro/ kWh a 0,23 euro/kWh; • per un impianto da 20 kW su edificio per autoconsumo l’incentivo passa da 0,28 a 0,19, • per un impianto da 200 kW destinato a vendita di energia l’incentivo passerà da 0,38 a 0,27, • per un impianto a terra da 1 MW passerà da 0,28 a 0,21

Incertezze sull’autoconsumo La tariffa per la parte di elettricità non

Modello tedesco? «Questo meccanismo guarda al modello tedesco ma di certo non lo è», spiega Joel Zunato, responsabile del settore FV APER. In Germania la riduzione della tariffa è determinata in funzione di quanta potenza viene installata in un dato periodo di tempo. Il modello italiano invece opera un taglio fisso programmato che può solo aumentare se vengono superati i limiti indicativi di costo. Un simile modello non è in grado di adattarsi rapidamente all’andamento del mercato; un errore di valutazione fatto oggi sul 2013 o sul 2014

TARIFFE 2013-2016

Fonte: Energy & Strategy Group

Tariffe del 1º semestre 2013

Impianti sugli edifici Tariffa omnicomprensiva

Tariffa autoconsumo

Altri impianti fotovoltaici

Anno

Tariffa omnicomprensiva

Tariffa autoconsumo

2013

I semestre

II semestre

13%

1<P<=3

0,375

0,230

0,346

0,201

2014

3<P<=20

0,352

0,207

0,329

0,184

2015

15%

20<P<=200

0,299

0,195

0,276

0,172

2016

30%

200<P<=1000 200 P 1000

0,281

0,183

0,239

0,141

Riduzione sulle tariffe del 2º semestre 2013

1000<P<=5000

0,227

0,149

0,205

0,127

P>5000

0,218

0,140

0,199

0,121

COSTO STIMATO DEI MODULI PER RENDIMENTI IPOTIZZATI 18,0% 16,0%

16,0% 15,5%

14,0%

14,0% 12,0% 12 0% 10,0%

13,5% 3.450 € 9,5%

8,0%

3.150 € 7,3%

6,0%

3.200 € 7,7%

0,0%

Su Edificio Autoconsumo

Dicembre 2011

Secondo semestre 2012

Su Edificio 100% vendita

IMPIANTO DA 200 KW SU EDIFICIO

Fonte: Energy & Strategy Group

renderà indispensabile rimettere mano al decreto con tutte le incognite ed i ritardi che abbiamo appena finito di sperimentare.

6,0%

10,0%

8,4% 3.280 €

7,3% 3.150 €

5,0%

8,2% 8 1% 8,1% 2.700 €

4,6%

4,0% 2.250 2 250 € 0,6%

1,8% 2.500 €

0,0% Settembre 2011

11,8%

6,0%

2.900 €

2,0% 2 0% Giugno 2011

12,4%

8,0%

3.000 € 6,2%

4,0% 2.400 2 400 € 1,1%

Settembre 2011

8,0%

14 6% 14,6%

12,0%

11,3% ,

10,0%

10,1%

2 0% 2,0% Giugno 2011

14,0%

12,0%

2.750 € 3,8%

4,0%

16,0% 13,5%

Dicembre 2011

A terra Autoconsumo

3 7% 3,7% 2.200 €

2,0% 0,0%

Secondo semestre 2012

Giugno 2011

Settembre 2011 Su Edificio

A Terra 100% vendita

IMPIANTO DA 200 KW A TERRA

Secondo semestre 2012

A Terra

IMPIANTO DA 1 MW A TERRA

Fonte: Energy & Strategy Group

(2250 per impianto a terra) per gli impianti destinati alla vendita. Grandi impianti Per l’impianto da 1 MW si dovrebbe

Dicembre 2011

1.900 € 1,0%

Fonte: Energy & Strategy Group

scendere dagli attuali 2950 euro a meno di 2000 euro a KW. Osserva Chiesa: «In assenza del riallineamento dei prezzi i rendimenti restano compresi tra 1 e 4 punti percentuali» . n

CAMBIANO I RENDIMENTI L’Energy & Strategy group si è chiesto, a fronte di questi cali, come si ridurranno i rendimenti degli impianti in assenza di un riallineamento del costo dei moduli. O meglio, «di quanto gli operatori dovranno ridurre il costo degli impianti per mantenere i rendimenti interessanti per l’investitore». Le simulazioni effettuate su tre impianti tipo attestano che: Impianti su edifici Relativamente ad un impianto da 3 kW su edificio, che attualmente ha un costo di circa 5000 euro a kW si vede che a giugno 2011 i rendimenti sono circa pari a 11-12%, ma nel primo semestre 2012, in assenza di riduzione del costo dell’impianto, il rendimento diventa negativo. Ecco che il costo stimato dovrebbe scendere a circa 4200 euro/kW per mantenere un rendimento del capitale almeno del 5%. «In questo caso serve un taglio del 16% del costo dei moduli», afferma Vittorio Chiesa. Impianti fino a 200 kW Passando all’impianto da 200 kW emerge un calo drastico del rendimento sia per impianti destinati all’autoconsumo che alla vendita. I rendimenti passerebbero dal 15 all’8%, nel caso dell’impianto per autoconsumo, e dal 9 all’1% per gli impianti destinati alla vendita. Secondo gli analisti del Politecnico di Milano per mantenere una redditività di circa il 10% servirebbe un calo pesante del costo dei moduli che dovrebbero raggiungere quota 3200 euro (3000 per impianto a terra) per gli impianti in autoconsumo e 2400

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GSE: nuove regole tecniche per lo scambio sul posto

DOSSIER CONTO ENERGIA

Approvato dall’Autorità l’aggiornamento delle regole sui criteri puntuali di calcolo per il contributo in conto scambio Il Gestore Servizi Energetici (GSE) comunica in una nota che e le imprese di vendita nonché le modalità di determinazione marzo dell’anno successivo a quello di riferimento. l’Autorità per l’energia ha recentemente approvato l’aggiorna- del contributo in conto scambio in acconto per l’anno 2011. Il Gestore precisa che nel caso in cui l’onere corrispondente alle mento delle Regole Tecniche relative ai criteri puntuali di calcolo Flussi informativi tra il GSE e le imprese di vendita bollette emesse nell’anno solare di riferimento dovesse risulper il contributo in conto scambio, predisposte dal GSE ai sen- Le imprese di vendita sono tenute a trasmettere al GSE: il det- tare negativo, l’impresa di vendita dovrà comunicare al GSE si dell’articolo 10 del Testo Integrato dello Scambio sul Posto. taglio mensile dei dati anagrafici e i dati caratteristici della for- un valore dell’OPR pari a zero. Nella sezione del sito del Gse su Le nuove Regole Tecniche sono state redatte anche con l’obiet- nitura, con cadenza al più annuale, entro il 31 marzo dell’anno Attività/Scambio sul Posto/Dati e pubblicazioni informative, tivo di introdurre un maggior livello di comprensibilità per l’u- successivo a quello di riferimento; i dati relativi all’energia elet- nell’area dedicata alle imprese di vendita sono presenti le spetente circa le modalità di calcolo dei corrispettivi. Le novità in- trica fatturata in prelievo e al relativo onere OPR, corrispondente cifiche di dettaglio per la trasmissione dei dati già a partire dalle trodotte riguardano principalmente i flussi informativi tra il GSE alle bollette emesse nell’anno solare di riferimento, entro il 31 competenze dell’anno 2010.

L’Italia e il fotovoltaico: costi e benefici Per le imprese italiane un giro d’affari di 7,6 miliardi nel 2010, ma un fardello di 3 miliardi per lo Stato

2 mila imprese per 18.500 addetti che raggiungono i 50 mila considerando l’indotto. Sono questi alcuni dei numeri della filiera italiana del fotovoltaico contenuti nella terza edizione del Solar Energy Report, realizzato dall’Energy & Strategy Group della School of Management del Politecnico di Milano. In termini di potenza fotovoltaica installata, l’Italia, con 6 GW installati nel 2010 di cui quasi 4 GW dovuti alla Legge Salva Alcoa, è seconda nel mondo dopo la Germania. In tre distretti – Brianza, padovano e Puglia – si è ormai raggiunta la saturazione degli impianti. Il volume di affari, cresciuto fino ai 21,5 mld di euro, si rivela caratterizzato da un vero e proprio boom di installazioni fv nel segmento dei grandi impianti – è del 26,3% la percentuale di impianti >1000 (kW) – e delle centrali. Dei 21,5 miliardi stimati per la filiera italiana nel 2010, 4.050 mln di euro sono dati dal settore del silicio e dei wafer, mentre gli inverter risultano per un valore di 2.700 mln. La restante parte vede, infine, una quota di 3.300 mln per altri componenti e 9.900 mln di euro in celle e moduli. ltre

Cresce il fatturato delle imprese italiane Nel 2010 i produttori italiani di celle e moduli hanno registrato un aumento di fatturato del 125%, arrivando a quota 3,2 miliardi. I ricavi dei produttori di silicio e wafer, pari a 1,4 miliardi, sono cresciuti del 37%, mentre gli investimenti in macchine e tecnologie di processo hanno superato lo scorso anno i 120 milioni di euro. Le piccole e medie imprese nostrane del settore guardano sempre più all’estero: secondo lo studio, ad esportare – soprattutto verso Francia, Israele, Germania e Grecia – è stato nel 2010 il 55% dei produttori di celle e moduli, in aumento rispetto al 40% del 2009.

Le imprese estere pesano ancora per il 58% In Italia tuttavia è ancora ingombrante la presenza straniera nella filiera del fotovoltaico: il 94% della lavorazione del silicio è in mano straniera, soprattutto tedesca; inoltre, nella produzione di celle e moduli, nella realizzazione di inverter e di altri componenti, le imprese estere in Italia pesano per oltre la metà del comparto. Solo nell’ultimo passaggio – la distribuzione e l’installazione dei pannelli – nove imprese su dieci sono nazionali. Parallelamente abbiamo però in Italia un comparto manifatturiero di tecnologie e macchine per la produzione dei componenti non strettamente fotovoltaici. Infatti l’industria elettronica (che produce inverter, controller, sistemi di monitoraggio, scatole di giunzione, cabine elettriche, quadri elettrici, cavi, vetri di grado solare, strutture / supporti in alluminio e sistemi di sicurezza) sta dando un contributo notevole all’economia nazionale con la creazione di molti posti di lavoro.

COSTI PER IL SISTEMA PAESE L’altra faccia della medaglia di queste 2000 imprese sorte nel settore fotovoltaico è rappresentato dal peso degli incentivi per le finanze pubbliche. Tra il 2010 e il 2020 gli incentivi alle energie rinnovabili avranno un costo pari a 100 miliardi di euro; solo nel 2011 i sussidi a tutte le fonti verdi costeranno 6 miliardi di euro, di cui oltre 3 miliardi per il fotovoltaico. Queste le stime fornite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas e illustrate dal presidente dell’Authority Guido Bortoni durante una recente audizione dinanzi alla Commissione Ambiente della Camera.

Nel 2020 costi per 10-12 mld «Il costo complessivo è prossimo ai 100 miliardi di euro per gli undici anni compresi nel periodo 2010-2020», ha dichiarato Bortoni. «Sulla base degli scenari elaborati dall’Autorità – ha spiegato – che considerano diversi sviluppi degli

impianti di elevata e piccola taglia e riduzioni progressive degli incentivi unitari medi per effetto dell’evoluzione tecnologica, i costi attesi per l’incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, per il solo anno 2020, sono compresi tra 10 e 12 miliardi di euro».

L’impatto sulle bollette Per quanto riguarda l’impatto degli incentivi sulle bollette pagate dai consumatori, l’Autorità calcola che nel 2020 “il costo unitario dell’incentivazione sarebbe pari a 2,7-3,3 centesimi di euro al kW/h, il doppio rispetto ad oggi, circa il 17-20% dell’attuale costo unitario del kW/h elettrico al lordo delle imposte”.

38 miliardi per il “Salva Alcoa” Nel settore del solare hanno pesantemente influito gli effetti del “Salva Alcoa” che avrebbe comportato richieste aggiuntive per 4 GW, portando nel 2010 la potenza fotovoltaica cumulata (se tutte le domande risulteranno reali e non solo speculazioni) a 7,2 GW. Secondo le stime degli economisti di Lavoce.info, i 7,2 GW installati nel 2010 genereranno elettricità per 9000 GWh, che godranno di una tariffa premium nell’arco dei 20 anni per circa 90 miliardi di euro di incentivi, il 5% del debito pubblico italiano. Di questi 90 miliardi, 38 sarebbero ascrivibili al Salva Alcoa, un fardello annuale di circa 1,9 miliardi. n

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Fotovoltaico integrato

Lo stato dell’arte del mercato BIPV

Foto: Torsten Masseck

Valutazione comparativa in termini di specifiche tecniche e di aspetti relativi all’integrazione architettonica dei sistemi fotovoltaici BIPV

mercato del settore Building Integrated Photovoltaic (BIPV) è il risultato degli sforzi congiunti fatti dalle industrie fotovoltaiche e da quelle delle costruzioni, volti a sviluppare prodotti destinati all’integrazione nell’involucro edilizio che rispettino gli standard vigenti e contribuiscano alla riduzione della domanda di energia primaria del settore edilizio. In questo contesto, si prospettano due sfide principali [1]: l’integrazione architettonica dei prodotti BIPV (multifunzionalità di moduli fotovoltaici, in modo che oltre alla loro funzione di generazione elettrica siano utilizzati come elementi costruttivi) e il contributo degli edifici ai nuovi modelli di generazione distribuita, dove l’elettricità è prodotta vicino al consumo in strutture di piccole dimensioni che interagiscono con le reti di l

di Isabel Cerón1, Lorenzo Olivieri2, E. Caamaño-Martín2 e F. Javier Neila1

distribuzione dell’energia elettrica. Nei prossimi anni si prevede che un segmento rilevante del mercato fotovoltaico sarà costituito da applicazioni in edilizia, soprattutto nei paesi caratterizzati da un’elevata densità demografica e da alti costi dei terreni edificabili [2]. Per sfruttare a pieno questo potenziale si richiede una conoscenza profonda delle possibilità dei prodotti BIPV e delle esigenze attuali del settore edile, in maniera che sia possibile sviluppare e implementare soluzioni adeguate. Questo è uno degli obiettivi del progetto ATON – “Ricerca e sviluppo di tecnologie di nuova generazione basate su cellule solari a film sottile”

– guidato dalla società spagnola Grupo Unisolar SA con la partecipazione di 12 aziende presenti in diversi settori dell’industria PV e finanziato dal Centro Spagnolo per lo sviluppo Industriale e Tecnologico (sottoprogramma di supporto ai consorzi nazionali di ricerca tecnica, CENIT-E, CEN20091009). In particolare, l’Attività 10, denominata “integrazione architettonica” e condotta dalla

società Acciona SA Instalaciones, mira allo sviluppo di innovativi elementi costruttivi fotovoltaici a film sottile e di soluzioni ad alto livello tecnologico, adottando un approccio olistico di integrazione che tiene in considerazione caratteristiche di comfort ambientale e di un efficiente uso dell’energia elettrica nell’edificio. Come punto di partenza, all’interno dell’Attività 10 del progetto ATON, è stato effettuato uno studio di mercato dalla Universidad Politécnica de Madrid (centro tecnologico a sostegno di Acciona Instalaciones all’interno del progetto nei settori dell’ingegneria dei sistemi fotovoltaici e dell’architettura sostenibile) dei prodotti BIPV derivanti dall’industria PV e da quella della costruzione.

Moduli integrabili e componenti innovativi In totale sono stati analizzati 238 prodotti BIPV commercializzati da 109 imprese [3]. I prodotti sono stati classificati in due gruppi principali. Nel primo, moduli BIPV (BIPV-M), sono stati inclusi i moduli fotovoltaici appositamente

CIGS. Gli elementi fotovoltaici che coprono le quattro facciate della tedesca SurPLUShome, casa vincitrice del Solar Decathlon 2009, sfruttano la tecnologia a film sottile CIGS. Hanno una resa dell’11% e nel complesso forniscono una potenza intorno a 11 kWp

progettati per l’integrazione in edifici, secondo quanto dichiarato dagli stessi produttori (prodotti che presentano caratteristiche fisiche e/o estetiche di interesse da un punto di vista costruttivo). Mentre i prodotti presenti nel secondo gruppo, elementi costruttivi fotovoltaici (PV-CE), provengono generalmente da imprese produttrici di materiali da costruzione (in cooperazione con l’industria PV) e si caratterizzano per essere elementi più innovativi in termini di design e funzionalità architettoniche. In generale consistono

in elementi costruttivi, che incorporano cellule solari o interi moduli fotovoltaici, che possono essere impiegati nelle strutture orizzontali e verticali. In questo gruppo sono stati considerati solo i prodotti standardizzati (nel mercato si trovano prodotti realizzati “su misura” secondo le specifiche definite dal progettista per una particolare utilizzazione). Nei paragrafi seguenti si propone una valutazione comparativa in termini di specifiche tecniche e di aspetti relativi all’integrazione architettonica.

SPECIFICHE TECNICHE Tecnologia fotovoltaica La Figura 1 mostra la distribuzione della tecnologia PV utilizzata nei 238 prodotti BIPV analizzati (157 moduli BIPV e 81 elementi costruttivi fotovoltaici). Il silicio multicristallino (Simulti) è di gran lunga la tecnologia più impiegata nei moduli BIPV: ciò si può spiegare tenendo in

FIGURA 1 – Tecnologia fotovoltaica dei BIPV-M e dei PV-CE considerazione il fatto che questa è una tecnologia matura che ha dimostrato buona affidabiltà e un rendimento relativamente elevato (tipicamente compreso tra l’11 e il 13%) [4].

The state of art of BIPV market

The market of Building Integrated Photovoltaic (BIPV) is the result of joint efforts made by the PV industry and the constructiom industry to develop products for integration into the building envelope that comply with established standards and contribute to demand reduction primary energy in the construction industry. There are two major challenges: architectural integration of BIPV products and the contribution of buildings to new models of distributed generation. To fully exploit this potential will require a fundamental knowledge of the possibilities of BIPV products and the current needs of the construction industry. This is one of the objectives of the ATON project we’re going to deepen in this article. Keywords: BIPV, architectural integration, PV industry

Le tecnologie di film sottile sono impiegate nel 35% dei moduli BIPV. In questa categoria sono stati inclusi il silicio amorfo (a-Si), il seleniuro di rame indio (CIS), diseleniuro di rame indio gallio (CIGS), tecnologie sferiche basate nell’utilizzo di silicio cristallino e CIGS (Spheral c-Si and Spheral CIGS) e cellule micromorfiche tandem (mc-/a-Si). Tra gli elementi costruttivi fotovoltaici il silicio amorfo è il materiale più utilizzato perché, anche se la sua efficienza è la più bassa (circa il 6%), è la tecnologia più economica e, per le sue caratteristiche fisiche, quella che offre le possibilità estetiche più interessanti.

Peso e densità di potenza Il peso dei prodotti BIPV costituisce una caratteristica fondamentale che influenza in maniera

che presenta una densità di potenza inferiore a 60 W/m².

Qualità, sicurezza e garanzia

William Rankine Building, University of Edinburgh. Il primo esempio di integrazione fotovoltaica in facciata realizzato in Scozia. I moduli sono integrati anche nella copertura come frangisole. Il surplus di energia è destinato al campus universitario. Foto: Hurd Rolland Architects

decisiva il dimensionamento delle strutture di supporto. Come mostrato in Figura 2, il peso per unità di superficie è inferiore a 20 kg/m² nel 48% dei moduli BIPV-M e nel 70% dei prodotti PV-CE. Sorprendentemente, il 12% dei moduli BIPV e il 7% degli elementi costruttivi PV mostrano un peso per unità di superficie superiore a 30 kg/ m², che può comportare considerevoli extra-costi nella progettazione strutturale dell’edificio. In termini di densità di potenza (Figura 3),

quasi il 60% dei moduli BIPV mostra valori notevolmente elevati compresi tra 100 e 150 W/m², mentre solo il 40% presenta valori inferiori ai 100 W/m². Per quanto riguarda gli elementi costruttivi PV, il 57% mostra una densità di potenza al di sotto dei 100 W/m² e solo il 30% si situa sopra questa soglia. La densità di potenza inferiore di questi prodotti può essere spiegata per le geometrie impiegate, più complesse rispetto a moduli BIPV, e per l’uso più diffuso del silicio amorfo,

FIGURA 2 – Peso per unità di superficie dei BIPV-M e dei PV-CE

FIGURA 3 – Densità di potenza dei BIPV-M e dei PV-CE

Gli standard di qualità relativi alla progettazione ed alla omologazione dei moduli fotovoltaici piani sono descritti nella normativa EN-IEC 61215 per le tecnologie del silicio cristallino (mono-cristallino e multi-cristallino) e nella normativa EN-IEC 61646 per le tecnologie a film sottile. Inoltre, la norma EN-IEC 61730 descrive i requisiti costruttivi che i moduli fotovoltaici devono rispettare per garantire la sicurezza elettrica e meccanica. In aggiunta, i produttori in genere forniscono una garanzia relativa alla potenza del prodotto, in cui si specifica la perdita di potenza massima dopo un certo numero di anni (per esempio, del 10% dopo i primi 10 anni e del 20% dopo 20 anni di funzionamento), e una garanzia generale dello stesso (per esempio di 5 anni). Nel caso dei moduli BIPV, il 54% dei prodotti è conforme con entrambi gli standard di qualità, il 25% solo con un tipo (in genere lo standard di qualità nella progettazione) mentre il 21% non offre nessuna informazione sulla conformità agli standard di qualità. La garanzia di perdita di potenza massima e quella generale del prodotto sono fornite rispettivamente nel 98% e nel 94% dei casi. Per quanto riguarda gli elementi costruttivi PV solo il 30% dei prodotti dimostra la conformità con entrambi i tipi di standard di qualità, mentre il 40% non fornisce nessuna informazione. Le garanzie di stabilità di potenza e generale sono previste rispettivamente nel 48% e nel 67% dei prodotti.

Manchester College of Arts and Technology. La facciata è composta da 482 moduli opachi multicristallini SHARP 80W Progettisti: Solar Century in collaborazione con Walker Simpson Architects I

INTEGRAZIONE ARCHITETTONICA Moduli BIPV A causa delle informazioni limitate fornite circa le peculiarità dei moduli FV, determinare il motivo per il quale i produttori considerano alcuni prodotti destinati all’integrazione architettonica è una compito arduo. La valutazione delle informazioni qualitative fornite dai produttori è molto soggettiva; per questo motivo, in questo studio, sono state classificate tutte le informazioni qualitative relative all’estetica, all’aspetto, alla composizione ed alle caratteristiche meccaniche dei moduli BIPV. Per quanto riguarda le proprietà estetiche e di composizione dei 157 prodotti presi in esame, i risultati indicano che il 55% dei moduli BIPV è semitrasparente (configurazione vetro-vetro) con geometria rettangolare, il 31% è opaco con geometria rettangolare, l’8% è costituito da membrane opache o film metallico e il 5% è rappresentato da moduli cilindrici. Infine, i moduli opachi e di forma quadrata costituiscono l’1% del totale. Se classifichiamo i prodotti in base alle caratteristiche meccaniche, i moduli BIPV senza telaio rappresentano il 55% del totale e il restante 45% è rappresentato da moduli con telaio (in alluminio,

FIGURA 4 – PV-CE: sistemi di integrazione in copertura (blu) e in facciata (arancione)

acciaio inox o plastica). Considerando l’importanza delle dimensioni dei componenti nel settore delle costruzioni, solo l’11% dei moduli BIPV presenta dimensioni multiple di 100 mm.

Elementi costruttivi fotovoltaici Diversamente dai moduli BIPV, gli elementi costruttivi PV solitamente sono accompagnati da informazioni specifiche sul metodo di installazione o di fissaggio e da informazioni generali sull’integrazione architettonica. La Figura 4 mostra le proprietà di integrazione architettonica degli 81 prodotti studiati, 67 dei quali sono stati progettati per essere installati principalmente nelle coperture (colore blu) e 14 per essere integrati in facciata (arancio e marrone). Per quanto

riguarda gli elementi per le coperture, si può osservare che l’elemento più comune è la tegola solare, che rappresenta il 58% degli elementi esaminati. Questo gruppo comprende sia tegole classiche ceramiche e lastre di ardesia che incorporano celle fotovoltaiche, sia mini-moduli che consentono di sostituire intere sezioni di tegole tradizionali. Gli elementi fotovoltaici costruttivi impermeabilizzanti progettati per tetti opachi, piani e inclinati, rappresentano il 36% dei prodotti, mentre gli elementi flessibili opachi costituiscono il 28% del totale. Solo il 3% degli elementi fotovoltaici trasparenti per coperture, generalmente usati nei lucernari e negli atri, sono venduti in un modo standard. Gli elementi flessibile trasparenti/traslucidi, costituiti da membrane

Palazzetto dello sport TüArena a Tübingen. La facciata è rivestita con moduli multicristallini, la superficie color verde brillante è il risultato dello spessore speciale del rivestimento antiriflettente che viene applicato sui moduli. Allmann Sattler Wappner Architekten. Installazione: SunTechnics, Solarfabrik AG

SILICIO AMORFO. Da novembre 2009 sono operativi entrambi gli impianti fotovoltaici realizzati da U.Jet nel comprensorio industriale di Bastia Umbra. I due impianti, uno in silicio amorfo, l’altro in silicio policristallino, hanno una potenza complessiva di circa 300 kW

strutturali gonfiabili (una tecnologia che è nuova nel settore delle costruzioni), rappresentano l’1%. Installabili in diversi tipi di coperture, i PV-CE costituiscono il 34% del totale, mentre il 5% dei prodotti può essere montato indistintamente sia sul tetto che in facciata. Per quanto riguarda le soluzioni tipicamente utilizzate in integrazione in facciata, l’86% è costituito da materiali opachi e traslucidi che incorporano moduli fotovoltaici e che possono essere utilizzati per sviluppare soluzioni costruttive come facciate ventilate, facciate

RIFERIMENTI

[1] Reijenga T, “Photovoltaics Building Integration Concepts – What do Architects need?”. Proc. IEA PVPS Task7 Workshop Lausanne, Halcrow Gilbert, Swindon, 2000. [2] Hughes E, “The rise of building-integrated photovoltaics: policy construction begins”. Photovoltaics International, Sixth edition, November 2009. [3] Universidad Politécnica de Madrid, report “Task 1: Stateof-the-art of thin-film PV integration in buildings – Application areas”, ATON Project (CEN-20091009, June 2010) (In Spanish) [4] Kreutzmann A., Siemer J., “Smooth sailing. Market survey on solar modules 2010”. Photon International, Nº 2, 2010, pp. 136-169.

continue, o per la realizzazione di finiture superficiali particolari. Gli elementi per superfici finestrate rappresentano il 57% dei prodotti mentre il 7% corrisponde a sistemi di protezione solare. Gli elementi costruttivi fotovoltaici installabili in diversi tipi di facciata sono il 57%, mentre il 27% degli elementi può essere montato indistintamente sia in copertura che in facciata.

CONCLUSIONI Allo stato attuale, il mercato BIPV offre due tipologie di prodotti: moduli che presentano caratteristiche fisiche e/o estetiche di interesse da un punto di vista architettonico (BIPV-M) ed elementi costruttivi fotovoltaici (PV-CE) che sono in genere più innovativi in termini di design e funzionalità architettonica. Per quanto riguarda la tecnologia PV, il silicio multicristallino è il materiale più utilizzato nel settore BIPV-M, mentre il silicio amorfo è il più diffuso tra i prodotti PVCE. In generale, il peso per unità di superficie dei prodotti BIPV-M è maggiore di quello dei sistemi PV-CE: si sono registrati valori superiori ai 30 kg/m² che possono implicare extra-costi strutturali. Anche la densità di potenza è maggiore nei moduli BIPV-M. Riguardo gli aspetti estetici dei

moduli BIPV-M, la categoria principale è rappresentata da elementi semitrasparenti e più della metà di questi moduli è venduta senza telaio. Le informazioni riguardanti le peculiarità architettoniche di questi prodotti sono limitate. Il prodotto PV-CE per copertura più diffuso è costituito dalla tegola solare, seguito dalle membrane impermeabilizzanti per tetti piani e inclinati. Per l’integrazione in facciata, gli elementi PV-CE sono utilizzati in prevalenza come materiali tradizionali per la realizzazione di facciate ventilate, continue o per l’integrazione nelle superfici vetrate. A differenza dei moduli BIPV-M, questi elementi sono venduti con le informazioni di installazione e di integrazione nell’edificio. Sebbene il numero di prodotti per l’integrazione architettonica stia crescendo, si può concludere che si deve rafforzare la collaborazione tra l’industria PV e quella delle costruzioni al fine di sviluppare prodotti appetibili, affidabili e convenienti che possano essere integrati in maniera diffusa negli involucri edilizi. n 1 Isabel Cerón, F. Javier Neila Departamento de Construcción Tecnología

Arquitectónicas,

Arquitectura – Universidad Politécnica de Madrid, Spain

2 LorenzoOlivieri,E.Caamaño-Martín Instituto de Energía Solar – Universidad Politécnica de Madrid, Spain Intervento presentato a Energy Forum 2010, tenutosi il 2 e 3 dicembre 2010 a Bressanone, in Alto Adige. La prossima edizione del convegno organizzato da EF Economic Forum è in programma il 6 e 7 dicembre 2011 – www.energy-forum.com

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Tecnologie per il solar cooling

Progressi Panoramica dello stato dell’arte e confronto economico delle soluzioni che permettono di convertire l’energia solare in effetto frigorifero: solare elettrico, termo-meccanico, tecnologie ad assorbimento e nuove tecnologie emergenti

nel

solar cooling

di Carlos Infante Ferreira *

L’

costituisce la maggiore fonte di energia del nostro pianeta, tanto che se tutti gli impianti di riscaldamento e raffrescamento fossero da essa alimentati si potrebbe potenzialmente contribuire a soddisfare il 20% dell’intero fabbisogno energetico europeo. È però da considerare che la maggior parte della radiazione solare che raggiunge l’ambiente terrestre viene dissipata e solo un quantitativo molto piccolo si converte in energia solare energia solare

utilizzabile (505 PJ/anno, mentre 1356048000 PJ vengono dissipati solamente per il riscaldamento superficiale). Da ciò ne consegue che il potenziale d’uso dell’energia solare è enorme. Dalla Figura 1, ad esempio, è possibile notare che tutti i settori considerati, eccetto quello dei trasporti, possono essere potenzialmente serviti dal solar cooling. Sebbene il solar cooling sia stato pensato principalmente per la rimozione dei carichi termici in raffrescamento, gli stessi cicli,

impiegati come pompa di calore, possono apportare vantaggi rispetto all’utilizzo dell’energia solare termica per il riscaldamento. Da uno studio condotto da Marcos (2008) si è evidenziato che in Spagna il consumo energetico per il raffrescamento rappresenta il 9,1% dei consumi elettrici degli edifici del terziario ed il 2%

di quelli degli edifici residenziali. Assumendo che i consumi elettrici rappresentino il 13,5% dei consumi energetici totali (dato valido per i Paesi Bassi), indicativamente, in Europa circa 72 PJ vengono impiegati per il raffrescamento degli edifici del terziario e 33 PJ per quello del settore residenziale. Il fabbisogno energetico per il riscaldamento nel settore residenziale è significativamente più elevato: circa 9200 PJ. Ciò indica che circa il 20% dei fabbisogni energetici in Europa può essere soddisfatto da cicli frigoriferi/pompa di calore ad energia solare.

Industria Trasporti Residenziale Servizi Agricoltura Altro Figura 1 – USI DELL’ENERGIA NELL’UNIONE EUROPEA, ANNO 2008. Il consumo energetico totale rappresenta solo una piccola frazione dell’energia che viene dissipata in riscaldamento superficiale. Il settore industriale è responsabile del 27% dei consumi totali, mentre il settore residenziale del 25%. Il settore “servizi”, che include gli edifici del terziario, è responsabile del 12% dei consumi energetici totali. Il settore che ha consumato di più nel 2008 è invece quello dei trasporti (32% dei consumi totali).

Identificazione della domanda Il primo passo verso la valutazione della fattibilità dell’impiego di impianti di solar cooling è sicuramente l’identificazione della domanda che consiste nello stabilire da un lato quali utenze potrebbero essere servite dal solar cooling, dall’altro come la domanda di raffrescamento varia nel tempo per queste utenze. In questo articolo viene fatta una distinzione tra condizionamento del settore residenziale, condizionamento del settore terziario ed applicazioni di congelamento. In Figura 2 si riportano i carichi termici estivi tipo per abitazioni di circa 150 m² ubicate nel centro della Spagna e nei Paesi Bassi (Hosseini, 2010). Il profilo del carico termico estivo di edifici ubicati nel Nord Europa, sempre rappresentato in Figura 2, è stato riportato da Paul (1995). La Figura 2 riporta anche il picco della radiazione solare delle zone

Figura 2 – CARICO TERMICO ESTIVO. Profili di carico termico estivo per edifici residenziali ubicati nel centro della Spagna (curva continua, di colore nero) e nei Paesi Bassi (curva a tratteggio corto, di colore nero) e per edifici del terziario ubicati nel nord Europa (curva a tratteggio lungo, di colore nero). Per il centro della Spagna e per i Paesi Bassi sono riportati anche i profili relativi alla radiazione solare di picco (rispettivamente curva continua e a tratteggio corto di colore rosso) Paesi Bassi

Spagna Centrale

3,0

4,0

Potenza di picco in raffrescamento [kW] per gli edifici del settore terziario

250,0

333,0

Radiazione solare di picco corrispondente [kW/m²]

0,800

0,910

Potenza di picco in raffrescamento [kW] per gli edifici residenziali

Temperatura ambientale corrispondente [°C]

Tabella 1 – REQUISITI DI PROGETTO PER IMPIANTI DI RAFFRESCAMENTO. Sono riportate, per le due zone considerate: la potenza di picco in raffrescamento [kW] per gli edifici residenziali, la potenza di picco in raffrescamento [kW] per gli edifici del settore terziario, la radiazione solare di picco corrispondente [kW/m²] e la temperatura ambientale corrispondente [°C]

Advancement in solar cooling

Solar energy can potentially contribute to 20% of the European energy demand if all cooling and heating systems would be driven by solar energy. This papar considers cooling systems for residential and utility buildings in both South and North Europe and investigates the most promising alternatives when solar energy is to be used to supply the cooling demand of these buildings while the heat rejection temperatures are high. Both the solar electric and solar thermal routes are considered. The discussion considers both concentrating and non-concentrating thermal technologies. It is concluded that solar concentrating system in combination with power cycles and vapour compression cooling systems lead to economically most attractive solutions. The cheapest thermal sorption technologies are about factor 1.25 more expensive. Photovoltaic systems in combination with vapour compression cooling are about a factor 3.0 more expensive. Desiccant systems in combination with flat-plate solar collectors, when feasible, are the most attractive sorption systems followed by double-effect H2O-LiBr absorption systems in combination with concentrating trough collectors. Keywords: cooling, residential, solar concentrating, power cycles. vapour compression

geografiche considerate durante lo stesso periodo. La scala è stata regolata per accentuare la corrispondenza tra la disponibilità di radiazione solare ed il carico termico in raffrescamento. I valori derivanti dalla Figura 2 e riportati in Tabella 1 fanno riferimento a condizioni di picco: si assumerà che gli impianti di raffrescamento siano progettati per fornire le potenze termiche frigorifere corrispondenti. Si è assunto che le temperature di espulsione del calore relative al processo siano di 10 K più elevate rispetto alle temperature ambientali; non saranno considerate le applicazioni di congelamento, perché queste ultime hanno requisiti molto specifici.

ALTERNATIVE TECNOLOGICHE PER IL SOLAR COOLING Energia solare Pannelli solari elettrici fotovoltaici Compressione di vapore

Alternative Termoacustico

Solare termico Piatti parabolici

Canali parabolici Motore Stirling

Figura 3 – Possibili alternative tecnologiche di conversione dell’energia solare in effetto refrigerante/di riscaldamento con l’uso di cicli termodinamici

Tipologie di solar cooling Considerato che il fabbisogno in raffrescamento aumenta all’aumentare dell’intensità della radiazione solare, il solar cooling può considerarsi sicuramente una soluzione logica per soddisfare le esigenze di raffrescamento degli ambienti. Sin dal 1980 il solar cooling è stato considerato un argomento di studio importante, tanto che sono stati sviluppati numerosi progetti per lo sviluppo e la divulgazione di questa classe di tecnologie (Lamp e Ziegler, 1998). Ad oggi sono state incrementate molte tecnologie di solar cooling, diverse delle quali sono disponibili

Tubi sotto vuoto Motore Rankine

Assorb. effetto singolo

Compress. di vapore

Assorb. effetto singolo

Assorb. bi-stadio

Alternative Termoacus.

Adsorb. Silica-Gel

Assorbimento a doppio effetto

sul nostro mercato (Barlas et al., 2007; Henning, 2004). Il primo scopo di questo articolo è quello di fornire una panoramica dello stato dell’arte delle diverse tecnologie disponibili per ottenere il raffrescamento sfruttando l’energia solare. Molti articoli del passato si limitavano al solare termico, in particolar modo facevano riferimento alle tecnologie di raffreddamento ad assorbimento (Lamp e Ziegler, 1998; Li e Sumathy, 2000; Grossman, 2002). Una raccolta più completa dovrebbe includere anche il solare elettrico, il termo-meccanico, le tecnologie ad assorbimento

Un impianto solare elettrico di raffrescamento consiste principalmente nell’impiego di pannelli fotovoltaici combinati con apparecchiature di raffrescamento. Le celle solari sono costituite da semiconduttori la cui efficienza ed il cui costo variano molto in funzione del materiale e delle metodologie produttive impiegate. Nel 2007 il 90% del mercato fotovoltaico era dominato dalle celle cristalline siliconiche a base d’acqua (van Zolingen et al., 2009) che hanno un’efficienza di picco tipica del 13% (dato riferito al 2010 ed ai Paesi Bassi). Il prezzo dei pannelli solari fotovoltaici varia in maniera molto ampia sul mercato. Per esempio, nel 2010, per piccoli impianti, il prezzo medio al consumatore di un pannello solare installato era di € 1300 per m² (€ 13,8 per Wp, per una produzione di picco di 117,5 W in condizioni di 1 kW/m² di radiazione solare). Questo prezzo comprende la conversione DC-AC e il collegamento alla rete

Assorb. doppio effetto

Compress. di vapore

Raffrescamento solare elettrico

Collettori piani

e le nuove tecnologie emergenti. Analogamente è interessante confrontare il potenziale di ottenimento di soluzioni competitive da queste diverse tecnologie. Infine, verrà valutato anche lo status commerciale delle diverse tecnologie di solar cooling confrontando i costi iniziali di investimento delle varie alternative. Le tecnologie considerate in questo articolo quali alternative possibili sono riassunte in Figura 3.

DETERMINAZIONE DELL’EFFICIENZA DI UNA CELLA SOLARE

Questa efficienza è descritta dall’equazione (1) come il rapporto tra la potenza elettrica W (kW) ed il prodotto tra l’area della superficie utile del pannello A s (m²) per il valore della radiazione solare diretta Ip (kWh/m²). Per il calcolo dell’efficienza nominale, il valore di Ip comunemente utilizzato è 1 kWh/m².

(1)

Huld et al. (2009) hanno proposto un metodo per il calcolo della prestazione e dell’efficienza delle celle siliconiche cristalline in funzione della radiazione solare. Questo metodo si basa sull’assunzione che la prestazione delle celle sia linearmente dipendente dalla radiazione solare (Ip), ma che dipenda anche dall’efficienza istantanea (ηsol-pow) che a sua volta dipende dalla temperatura del pannello: (2) Le condizioni di test standard (STC) di celle cristalline siliconiche sono: IpSTC = 1000 W/m² e WSTC = 150 W/m². L’efficienza si calcola utilizzando l’equazione (3):

(3)

In Tabella 2 sono riportati i valori dei coefficienti (da k1 a k6) applicabili nelle ipotesi di celle cristalline siliconiche. Le perdite dell’impianto (ηsystem) includono: le perdite dell’inverter, quelle dovute ai collegamenti e quelle dovute agli accumuli di sporco sulle superfici delle celle. Solitamente si assume ηsystem = 0,86. Nella (3) la temperatura del pannello (Tpanel) è espressa in °C. Per le condizioni climatiche tipiche dei Paesi Bassi si ottiene una produzione di energia pari a 106 kWh/m²anno ed una potenza di picco di 94 W/m².

Tabella 2 – Costanti da utilizzare per applicare l’equazione 3: caso delle celle cristalline siliconiche

elettrica. Il più grosso vantaggio che deriva dall’utilizzo di pannelli solari per il raffrescamento, quando sono accoppiati a cicli convenzionali a compressione di vapore, è la semplicità di costruzione e l’elevata efficienza globale. In Figura 4 viene mostrato uno schema di principio di tale tipo di impianto (Kim & Infante Ferreira, 2008). La potenza prodotta W viene fornita al compressore meccanico per produrre potenza frigorifera Qc. Il COP (Coefficient of Performance),

per questo impianto, viene definito come il rapporto tra la potenza frigorifera e la potenza elettrica in ingresso W: (4) Dalla combinazione delle due efficienze calcolate con le equazioni (1) e (4) si ottiene l’efficienza globale di conversione dell’energia solare in energia frigorifera: (5) Come noto, il COP è un termine alternativo, comunemente utilizzato in termodinamica per esprimere l’efficienza. L’efficienza dei cicli a

Schema funzionale di un impianto di raffrescamento solare elettrico a compressione di vapore Figura 4

Pannello solare

compressore

condensatore

motore DC evaporatore

compressione di vapore è limitata superiormente dal COP del ciclo di Carnot (ideale) che opera tra le stesse temperature superiore ed inferiore del ciclo reale. Per valutare il COP reale del ciclo si può utilizzare l’efficienza di secondo principio, definita come: (6) in cui COPCarnot è dato dalla (7): (7) con TM temperatura di sottrazione del calore e TC temperatura di adduzione (raffrescamento).

Cicli a compressione di vapore Il rendimento di secondo principio appena richiamato dipenderà dalle condizioni di funzionamento e dalla progettazione dei componenti. Nel caso di cicli a compressione di vapore, per i calcoli si assume α = 0,5: tale valore si può realizzare facilmente nella pratica senza implicare grossi investimenti. Gli impianti solari richiedono sempre una sorta di impianto di accumulo e/o riserva: nel caso degli impianti solari elettrici, si possono utilizzare batterie o, in alternativa, si può collegare l’impianto alla rete, in modo da importare o esportare energia a seconda dell’occorrenza. Se si utilizzano compressori DC si realizza un buon controllo della velocità di rotazione e contemporaneamente un efficiente funzionamento a carico parziale. Qualora, come è auspicabile, il prezzo dei pannelli fotovoltaici diminuisca progressivamente nel tempo la tecnologia del solar cooling potrebbe diventare più competitiva rispetto alle altre disponibili sul mercato.

solar cooling fotovoltaico

* Il costo al consumatore si riferisce ad applicazioni su scala industriale

Tabella 3 – Area della superficie dei collettori solari e corrispondente valore dell’investimento per un impianto di solar cooling fotovoltaico Assumendo un’efficienza dei pannelli pari al 13% (in corrispondenza della potenza di picco) e ipotizzando di accoppiare i pannelli con un ciclo a compressione di vapore in cui la temperatura di sottrazione del calore sia pari a 40°C (COP = 3,9) ed a 50°C (COP = 2,9), in Tabella 3 sono riportati i prezzi di questa applicazione con impianto installato rispettivamente nei Paesi Bassi e nella Spagna centrale. La potenza raggiante di picco per unità di area è stata assunta pari a 800 W/m² per i Paesi Bassi e a 910 W/m² per la Spagna centrale (si veda la Tabella 1). La richiesta di potenza elettrica, calcolata mantenendo il COP in refrigerazione nelle condizioni di carico di picco (considerando le condizioni di carico di picco riportate in Figura 2), risulta 0,77 kW e 1,38 kW per le applicazioni residenziali e 64,1 kW e 114,8 kW per gli edifici destinati ad uffici, rispettivamente per i Paesi Bassi e la Spagna centrale. In Tabella 3 sono riportate le aree dei collettori in m² e gli investimenti corrispondenti in k€.

Cicli alternativi ad energia elettrica In alternativa ai cicli a compressione di vapore sono stati proposti altri cicli frigoriferi. Ad oggi non sono state commercializzate alternative valide, in termini di rendimento di secondo principio,

che possano sostituire i cicli a compressione di vapore. Nel caso in cui i fluidi di sorgente e/o di pozzo presentano una viscosità significativa, per fluidi con viscosità simili tra loro risulta fattibile applicare cicli “Lorentz”. Quando applicabili, questi tipi

PIATTO PARABOLICO

Solar cooling termico

CANALE PARABOLICO

SUPERFICIE RIFLETTENTE RICEVITORE/MOTORE

di cicli sono più efficienti di quelli a compressione di vapore. Un’altra alternativa ai cicli a compressione di vapore è costituita dalle macchine frigorifere elettriche termo-acustiche che sfruttano la variazione di pressione associata alle onde sonore per trasferire energia termica tra due sorgenti a diversa temperatura. Siccome l’unica parte in movimento è costituita dal motore lineare utilizzato per produrre le onde sonore, questi impianti potrebbero essere più facilmente realizzabili e richiedere una minore manutenzione: in questo senso questi impianti sono stati definiti promettenti. Poese et al. (2004) hanno riportato i risultati delle prestazioni di piccoli impianti frigoriferi termo-acustici: questi raggiungevano un rendimento di secondo principio α = 0,19. Ciò mostra che questi impianti non hanno un funzionamento efficiente quanto quello dei cicli a compressione di vapore.

SUPERFICIE RIFLETTENTE TUBO ASSORBITORE

Gli impianti solari termici sfruttano il calore proveniente dal sole per produrre l’effetto friSISTEMA DI TUBI DEL CAMPO gorifero. Nella parte sinistra di Figura 3 sono riSOLARE portate le tecnologie solari termiche che preveFigura 5 dono la concentrazione dei raggi solari (schema SCHEMI DEI COLLETTORI SOLARI A CONCENTRAZIONE. Principio Fig.5) e che permettono di raggiungere tempedi funzionamento di concentratori a dischi parabolici (concentratori rature di esercizio dei fluidi molto elevate; menpuntuali, temperature di esercizio fino a 750°C) e di concentratori a tubi parabolici (concentratori lineari; temperature di esercizio fino a 400°C). tre nella parte destra sono contenute le tecnoloEntrambe le tipologie fanno uso di inseguitori solari: in questo modo si gie solari termiche senza concentratori (schema riescono a captare elevati valori della radiazione, se confrontati con le Fig.6). I tipi più comuni di collettore sono quelli tipologie di captazione non a concentrazione e ad inclinazione fissa piani che consistono in un assorbitore metallico ed una struttura termicamente isolata ricoperta da una o più lastre di vetro. I collettori a tubi sotto vuoto presentano minori dispersioni di calore acqua calda acqua calda acqua calda acqua calda e hanno prestazioni migliori ad elevate temperature. Questo tipo di collettore è tipicamente realizzato con tubi di vetro in cui sono inseriti assoracqua fredda acqua fredda bitori metallici a loro volta inseriti in tubi di vetro acqua fredda acqua fredda sotto vuoto. Questo per contrastare la differenza Copertura di vetro Copertura di vetro Piastra assorbente Piastra assorbente tubo di vetro tubo di vetro di pressione tra il tubo sotto vuoto e l’atmosfera. tubazioni del fluidotubazioni fluido Piastra assorbente Piastradel assorbente Per quanto riguarda il valore degli investitubo del fluido tubo del fluido isolante isolante menti, Richter et al. (2009) hanno riportato per a) Collettori b) Collettori a tubi sotto vuoto a) Collettori piani b) Collettori a tubi sotto vuoto Figura 6 piani collettori a concentrazione per la produzione di energia elettrica un valore di € 3,8 per Wp. Invece SCHEMA DEI COLLETTORI SOLARI SENZA CONCENTRAZIONE. Principio di funzionamento dei collettori piani e dei collettori a tubi sotto vuoto Geyer et al. (2002) riportano un valore di 206 €/

m² per collettori a canali parabolici applicati in campi solari di larga scala; a questo valore corrispondono circa 600 €/m² secondo le stime di Richter. Questo ultimo valore, poiché pare più ragionevole, verrà preso come riferimento nel seguito. I prezzi dei collettori non concentranti, invece, variano in maniera significativa. Gebreslassie et al. (2010) riportano un prezzo per i collettori a tubi sotto vuoto (ETC) di 777 €/m², mentre il prezzo riportato per i collettori solari piani (FPC) è di 271 €/m². Ciò vuol dire che i collettori a tubi sotto vuoto sono tre volte più costosi di quelli piani. Per fare un confronto con i prezzi riportati per gli impianti fotovoltaici, si è aggiunto un importo pari a 170 €/m² ai prezzi appena considerati, per poter tenere conto del costo di installazione e distribuzione: in totale si è ottenuto 770 €/m² per collettori concentratori a canali parabolici, 947 €/m² per collettori a tubi sotto vuoto e 441 €/m² per collettori piani.

Radiazione di “cut” Un parametro importante per le prestazioni dei collettori solari termici è la radiazione di “cut”, ossia quel valore della radiazione a partire dal quale il collettore

EFFICIENZA DEI Collettori solari

Un collettore solare fornisce calore al “motore termico” o al “compressore termico” in una macchina frigorifera. L’efficienza di un collettore solare si determina fondamentalmente in base alla sua temperatura di esercizio: all’aumentare della temperatura di esercizio, le dispersioni di calore del collettore verso l’ambiente esterno aumentano, diminuendo così l’energia termica trasferita. D’altro canto, però, il motore o il compressore termico lavorano meglio a temperature più elevate. Kalogirou (2004) fornisce una review di diversi metodi di previsione della prestazione dei collettori solari. Le equazioni (8) e (9) permettono di calcolare l’efficienza di un collettore solare, una volta considerate alcune proprietà specifiche. (8) con: (9) Con In è l’irradiazione globale per collettori non concentranti e l’irradiazione diretta per collettori concentranti. In Tabella 4 vengono riassunti i coefficienti per diverse tipologie di collettore (Gebreslassie et al., 2010). Il coefficiente di secondo ordine è generalmente trascurabile, pertanto non viene mai considerato nei calcoli.

TABELLA 4 – Efficienza di intercettazione di collettori solari e coefficienti di primo e secondo ordine per il calcolo dell’efficienza di captazione Legenda: CPDC = Collettori concentratori a dischi parabolici; CPTC = Collettori concentratori a canali parabolici;

effettivamente comincia a fornire calore alla temperatura desiderata. Van Leewen (2010), considerando il valore medio dell’irradiazione

Produzione di calore [kWh/giorno]

PRODUZIONE DI CALORE GIORNALIERA PER DIVERSE TEMPERATURE

Temperatura del fluido caldo [°C]

Figura 7 – I collettori a tubi sotto vuoto (ETC) hanno una produzione giornaliera superiore ai collettori piani (FPC). Tuttavia, a temperature basse questa differenza è solo del 25%, mentre, a temperature più elevate, essa diventa superiore anche al 60%. Siccome i collettori piani costano circa un terzo in meno di quelli a tubi sotto vuoto, il calore prodotto dai collettori piani è sempre a costo minore (queste considerazioni sono valide per la località considerata).

ETC = Collettori a tubi sotto vuoto; FPC = Collettori piani

solare per una specifica località del centro della Spagna in combinazione con la temperatura ambientale, ha valutato la produzione di calore di collettori solari per tre diverse temperature di consegna del calore. Questi risultati sono riportati in Figura 7.

Raffrescamento termo-meccanico In un impianto frigorifero termo-meccanico, il calore proveniente dal sole viene trasformato da un impianto motore termico in lavoro meccanico. Tale lavoro viene poi utilizzato da un compressore meccanico all’interno di un ciclo a compressione di vapore. Un diagramma di principio di tale tipologia di impianto è riportato in Figura 8 (Kim & Infante Ferreira, 2008). Come mostrato in Figura 3, i motori maggiormente considerati per la generazione di energia termica dall’energia solare, sono quello Stirling e quello Rankine. Quando si utilizzano concentratori a piatti parabolici sono preferibili i motori Stirling a causa delle elevate temperature di esercizio (temperatura del gas superiore a 700°C) a cui i motori Rankine non possono lavorare. L’impianto commerciale “Power Dish” prodotto da Infinia permette di ottenere una potenza elettrica di picco di 3,2 kW avendo a disposizione un’area di captazione di circa 17 m². L’efficienza di conversione solare-elettrica è 0,188. Un altro

impianto potenzialmente commerciale è il “Trinum” di Innova. Questo impianto permette di ottenere una potenza elettrica di picco di 1,0 kW con un’area di captazione di 11 m². L’efficienza di conversione però è bassa: 0,091. Tuttavia il “Trinum” permette di ottenere anche energia termica con un’efficienza pari a 0,273 pertanto può essere accoppiato ad impianti termici. Pitz-Paal (2007) ha riportato che la massima efficienza raggiunta da un motore Stirling solare a piatti concentranti è stata di 0,325. Ritcher et al. (2009) hanno riportato che nel 2009 erano installati circa 500 MW di impianti solari a canali parabolici destinati alla produzione di vapore per l’alimentazione di impianti Rankine convenzionali; gli stessi autori hanno rilevato che più di 10000 MW sarebbero stati installati nel futuro prossimo. Per tali impianti, il vapore viene riscaldato a circa 400°C. FernandezGarcia et al. (2010) forniscono una panoramica sui collettori a canali parabolici che sono stati costruiti

impianti frigoriferi elettrici con concentrazione

* In questo caso è stato considerato applicabile il prezzo industriale anche per piccole applicazioni

Tabella 5 – Area della superficie dei collettori solari e relativo livello di investimento per impianti frigoriferi elettrici solari con concentrazione I dati si riferiscono al settore residenziale ed al costruito e fanno riferimento a due zone, Spagna centrale e Paesi Bassi. Sono considerate le soluzioni relative a collettori solari parabolici a piatti (CPDC) e a canali (CPTC). Per ognuna delle soluzioni vengono riportate le aree di captazione richieste [m²] ed il livello di investimento [k€]

e commercializzati; l’area di apertura di questo tipo di collettore varia tra 2 m² e 570 m². Gli impianti su larga scala di tale tipologia, costruiti in Spagna, hanno un’efficienza di conversione solare-elettrica globale annua di 0,175. In Tabella 5 sono riassunti i costi per le applicazioni considerate, derivati a partire dai costi dei collettori, combinati con le efficienze (0,188 e 0,175, rispettivamente per collettori a piatti e canali) e considerando

di alimentare un condizionatore a compressione di vapore operante ad una temperatura di sottrazione del calore di 40°C (COP = 3,9) o 50°C (COP = 2,9), rispettivamente nei Paesi Bassi e nel centro Spagna. I dati elencati in Tabella 1 sono stati utilizzati in combinazione con i fabbisogni elettrici che provengono dai COP. La Tabella 5 contiene i valori corrispondenti delle aree dei collettori ed i relativi livelli di investimento.

Nella figura, un collettore solare riceve dal sole l’irradiazione Qs e trasferisce Qg ad un impianto motore termico alla temperatura TH. Il rapporto tra Qg e Qs fornisce l’efficienza di captazione del collettore solare termico, ηsol-heat.

Collettore solare

(10) ηsol-heat assume valori inferiori ad 1 per effetto delle perdite ottiche e termiche. Un impianto motore termico produce potenza meccanica W e fornisce all’ambente calore Qa alla temperatura TM. L’efficienza del motore ηheat-pow, si definisce come la potenza meccanica prodotta per unità di potenza termica assorbita, così come definito dall’equazione (11):

MOTORE

Ambiente

(11)

Compressore

Carico in raffr. Figura 8 – Diagramma di funzionamento di un impianto frigorifero termo-meccanico

La potenza meccanica ottenuta alimenta il compressore del ciclo frigorifero che asporta calore dall’applicazione. Il calore di scarto QC, che è pari alla somma di Qe e W, viene reimmesso nell’ambiente alla temperatura TM. L’efficienza del ciclo frigorifero è la stessa definita nell’equazione (4). Quindi, l’efficienza globale di un impianto frigorifero termo-meccanico è dato dal prodotto delle tre

efficienze contenute nelle equazioni (10), (11) e (4), come segue: (12) L’efficienza massima raggiungibile da impianti motori e frigoriferi reali è limitata superiormente dall’efficienza dei cicli di Carnot evolventi tra le stesse temperature minima e massima. L’efficienza del ciclo di Carnot diretto che evolve tra TH e TM è data da:

(13)

Invece, l’efficienza del ciclo di Carnot frigorifero che evolve tra le temperature TM e TC, COPCarnot, è dato dall’equazione (7). Il prodotto delle due efficienze di Carnot espresse dalla (13) e dalla (7) fornisce l’efficienza globale di una macchina ideale frigorifera/ pompa di calore che lavora tra le tre temperature definite, come segue: (14) che limita superiormente il valore dell’efficienza raggiungibile con qualunque macchina frigorifera/ pompa di calore che lavori tra le stesse temperature.

Impianti frigoriferi ad assorbimento

il freddo a noleggio 24 Ore Service

In Figura 9 (Kim & Infante Ferreira, 2008) viene riportato un diagramma schematico di un impianto chiuso ad assorbimento. Il componente dove ha luogo l’assorbimento viene denominato assorbitore, mentre quello in cui ha luogo il desorbimento viene detto generatore. Il generatore riceve calore Qg dal collettore solare per rigenerare il materiale assorbente che ha assorbito il refrigerante nell’assorbitore. Il vapore refrigerante generato in questo processo condensa nel condensatore, cedendo il calore latente di condensazione Qc all’ambiente. Il materiale assorbente rigenerato dal generatore viene reimmesso nell’assorbitore, dove assorbe il vapore refrigerante dall’evaporatore, restituendo il calore di assorbimento Qa all’ambiente. Nell’evaporatore, il refrigerante liquefatto proveniente dal condensatore evapora rimuovendo il calore Qe che rappresenta il carico termico di raffreddamento. In un impianto ad adsorbimento, ognuno dei letti adsorbenti alterna la funzione di generatore ed assorbitore a causa della difficoltà di trasporto del materiale assorbente solido da una parte all’altra. Nelle macchine frigorifere ad assorbimento,

Impianto frigorifero ad assorbimento Figura 9

Collettore solare

Generatore Assorbitore

SETTORI DI APPLICAZIONE

PARCO MACCHINE

• alimentare • farmaceutico • petrolchimico • GDO • hotel/residence • ospedali

• gruppi frigoriferi (chiller) • pompe di calore • unità di trattamento aria • condizionatori roof top • condizionatori ad armadio • stazioni di pompaggio

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Valori tipici del COP di cicli ad assorbimento evolventi ad elevate temperature di espulsione del calore, per diversi tipi di impianto ad assorbimento

solitamente l’efficienza si definisce come:

Tabella 6 – Quando possibile è stato considerato un rapporto di circolazione (portata massica di soluzione forte divisa per la portata di refrigerante) pari a 5. I cicli a singolo e doppio effetto H2O-LiBr non possono lavorare a temperature di espulsione pari a 50°C a causa degli effetti di cristallizzazione a basse concentrazioni di acqua. Per temperature di espulsione (Trej) pari a 40°C è necessario un valore più elevato del rapporto di circolazione. Considerando le medesime condizioni di funzionamento assunte per i cicli elettrici a compressione di vapore, in Tabella 7 si riportano le soluzioni fattibili. Le temperature del mezzo scaldante richieste per diverse condizioni, Theating in Tabella 6, sono state utilizzate nelle equazioni (8) e (9), in combinazione con le temperature ambiente locali ed alla radiazione solare, per prevedere le efficienze dei collettori solari, ηsol-heat , elencate in Tabella 7.

impianti frigoriferi solari ad assorbimento

(15)

in cui Wel al denominatore rappresenta la potenza elettrica consumata per la pompa di circolazione. Solitamente questa efficienza viene confrontata con l’efficienza ideale riportata nell’equazione (14) per avere una misura di quanto l’impianto si discosta dall’efficienza ideale. L’assorbimento si riferisce ad un processo per il quale un materiale assorbente, liquido o solido che sia, assorbe le molecole di refrigerante al suo interno, modificandosi fisicamente o chimicamente durante il processo. L’adsorbimento, invece, riguarda un materiale assorbente che attrae le molecole di refrigerante sulla sua superficie per mezzo di forze di attrazione chimiche o fisiche: ad esempio, un dessiccante è capace di assorbire umidità dall’aria. Questo processo viene impiegato in cicli ad assorbimento di tipo aperto, classificati in cicli dessiccanti liquidi o solidi, a seconda della fase del dessiccante utilizzato.

Assorbimento

Tabella 7 – Area della superficie dei collettori solari [m²] e livello dell’investimento per impianti frigoriferi solari ad assorbimento. I collettori solari considerati sono del tipo a tubi sotto vuoto (evacuated tube), piani (flat plate), a canali parabolici (parabolic trough) Per tutti i casi considerati è possibile osservare che il più basso investimento possibile si ottiene sempre con l’impiego di collettori a canali parabolici in combinazione con macchine a doppio effetto H2O-LiBr. I collettori piani combinati con macchine ad assorbimento ad effetto singolo conducono a livelli di investimento accettabili: sono preferibili macchine H2OLiBr, ma quando il loro impiego non è possibile, le più competitive sono quelle NH3-H2O.

Il raffrescamento ad assorbimento, spesso utilizzato per il solar cooling, richiede un consumo di energia elettrica minimo, a volte nullo; inoltre, a parità di capacità, le dimensioni fisiche di una macchina ad assorbimento sono inferiori a quelle di una macchina ad adsorbimento, grazie agli elevati coefficienti di scambio termico del materiale assorbente. Inoltre, la fluidità del materiale assorbente è un elemento di grande flessibilità nella costruzione di macchine più compatte e/o efficienti. Kim & Infante Ferreira (2008) hanno riassunto un grande numero di studi riguardanti il solar cooling realizzato con macchine ad assorbimento. Il solar cooling implica temperature di espulsione del calore relativamente molto elevate. In maniera analoga a quanto fatto per i cicli a compressione di vapore, l’efficienza di una macchina frigorifera ad assorbimento può essere calcolata con l’equazione (6) assumendo

un valore fissato dell’efficienza di secondo principio, α. Utilizzando valori già pubblicati in precedenza (Kim & Infante Ferreira, 2008), van Leeuwen (2010) ha ottenuto i valori riportati in Tabella 6.

Tabella 8 – Studi recenti sull’adsorbimento e condizioni di esercizio

Adsorbimento Adsorbimento fisico Recentemente Choudhury et al. (2010) hanno presentato una raccolta degli sviluppi del condizionamento dell’aria per mezzo di ruote dessiccanti. Materiali adsorbenti quali zeolite, silica gel, carbone attivo e allumina sono adsorbenti di tipo fisico che, avendo strutture caratterizzate da un’elevata porosità e rapporti superficie/ volume dell’ordine delle diverse centinaia, possono selettivamente catturare e rilasciare refrigeranti. Quando si saturano, inoltre, si possono rigenerare semplicemente riscaldandoli. Se un adsorbente ed un refrigerante sono contenuti contemporaneamente nello stesso recipiente, l’adsorbente mantiene la stessa pressione adsorbendo il refrigerante che evapora. Il processo è intermittente perché il materiale adsorbente, quando si satura, deve essere rigenerato periodicamente. Per questa ragione, nel caso di processi in continuo si devono utilizzare letti adsorbenti multipli. Le macchine frigorifere ad adsorbimento mostrano densità di potenze in raffrescamento che sono molto più basse rispetto a quelle tipiche degli impianti ad assorbimento. Pertanto, la tecnologia ad adsorbimento può risultare competitiva in impianti solari su larga scala dove una densità di potenza bassa non costituisce un problema. Per impianti di solar cooling di taglia piccola o media questa tecnologia tende ad essere troppo ingombrante e costosa. Adsorbimento chimico L’adsorbimento chimico è caratterizzato dal forte legame chimico tra l’adsorbito e l’adsorbente; pertanto, risulta molto più difficile la rigenerazione, poiché essa comporta una richiesta energetica maggiore rispetto all’adsorbimento fisico. In Tabella 8 sono stati riportati i recenti studi riassunti da Choudhury et al. (2010) ed anche i

Tabella 9 – Valori tipici del COP di cicli ad adsorbimento che lavorano ad elevate temperature di espulsione del calore

impianti frigoriferi solari ad adsorbimento

Tabella 10 – Area dei collettori solari e livello dell’investimento per impianti frigoriferi solari ad adsorbimento. I collettori solari considerati sono del tipo a tubi sotto vuoto (evacuated tube), piani (flat plate), a canali parabolici (parabolic trough) Considerando le condizioni di esercizio riportate in Tabella 1, la Tabella 10 riassume i valori dell’area di captazione richiesta e il livello di investimento relativo. Le temperature del mezzo scaldante richieste per diverse condizioni, Theating in Tabella 9, sono state utilizzate nelle equazioni (8) e (9) in combinazione con le temperature ambiente locali ed alla radiazione solare per prevedere le efficienze dei collettori solari, ηsol-heat , elencate in Tabella 10. I collettori solari piani sembrano avere un modesto vantaggio economico rispetto ai collettori a concentrazione a canali parabolici.

dati ottenuti recentemente da Heuvel (2010). La tabella riporta l’efficienza di secondo principio (α) per diversi set sperimentali. L’impianto studiato da Saha et al. (2001) è a doppio stadio: probabilmente questa è la ragione per cui si è ottenuta un’efficienza di secondo principio più elevata. Da questa Tabella è stato dedotto il valore medio del coefficiente di efficienza di secondo principio medio per impianti ad adsorbimento silcagel, risultato essere 0,25. Questo valore è stato utilizzato per prevedere la prestazione di questi sistemi a diversi valori della temperatura di espulsione del calore. In Tabella 9 sono riportati i risultati di questa analisi. Muthukumar e Groll (2010) recentemente hanno valutato gli studi legati all’applicazione di impianti di riscaldamento

e raffrescamento ad assorbimento ad idruri metallici aventi come fluido refrigerante l’idrogeno. A scopo di confronto, alcuni degli studi riportati sono stati inclusi nella Tabella 8. L’efficienza di secondo principio degli impianti considerati è bassa, in particolare, per gli studi elencati in Tabella 8, essa è inferiore a 0,11 e di gran lunga non competitiva rispetto agli impianti H2O-silca gel. Raffrescamento a dessiccante Gli impianti frigoriferi ad assorbimento di tipo aperto vengono comunemente detti a dessicante perché il materiale assorbente viene utilizzato direttamente per deumidificare l’aria. I materiali dessiccanti sono disponibili sia in fase solida che liquida e, in linea di principio, tutti i materiali assorbenti possono essere utilizzati

impianto solare a dessiccante con collettore solare

Questo impianto è costituito da due elementi che ruotano lentamente e da molti altri componenti interposti tra le correnti d’aria da e per l’ambiente condizionato. L’aria estratta dall’ambiente condizionato dapprima viene immessa in un evaporatore diretto, arrivando alla ruota di scambio termico a temperatura ridotta (A— >B). La corrente, quindi, raffredda il segmento delle ruota di scambio termico attraverso cui passa (B— >C). La corrente riscaldata ed umidificata risultante è ulteriormente riscaldata nella batteria calda solare fino a temperatura elevata (C— >D). L’aria umida e calda così ottenuta rigenera la ruota dessiccante e poi viene espulsa verso l’ambiente esterno (D— >E). Dall’altra parte, l’aria fresca proveniente dall’ambiente esterno viene immessa nella parte rigenerata della ruota dessiccante (1— >2). All’uscita di essa si ottiene una corrente di aria secca e calda. Questa corrente viene poi raffreddata dalla ruota di scambio termico fino ad una certa temperatura (2— >3). A seconda

Figura 10

Collettore solare

evaporatore

espulsione

aria espulsa

scambiatore immissione

Ruota dessiccante

Ruota di scambio termico

Scambiatore di postraffreddamento

aria immessa

del livello di temperatura raggiunto, tale corrente viene immessa nell’ambiente condizionato o ulteriormente raffreddata in un post-raffreddatore (3— >4). Se non è previsto il post raffreddamento, l’effetto frigorifero viene creato solo dalla ruota che è stata precedentemente raffreddata dall’aria di ritorno al punto B della parte opposta.

Tabella 11 – Studi recenti e condizioni di esercizio sugli impianti a desiccante

Tabella 12 – Valori tipici del COP per cicli a dessiccante che operano ad elevate temperature di espulsione del calore

impianti frigoriferi solari a dessiccante

Tabella 13 – Area del collettore solare e livello dell’investimento per impianti frigoriferi solari a dessiccante. I collettori solari considerati sono del tipo a tubi sotto vuoto (evacuated tube), piani (flat plate), a canali parabolici (parabolic trough) A partire dalle condizioni di funzionamento elencate in Tabella 1, la Tabella 13 riporta le aree dei collettori ed il livello di investimento richiesto. Le temperature del mezzo richieste per le varie condizioni, Theating in Tabella 12, sono state utilizzate nelle equazioni (8) e (9) in combinazione con la temperatura ambientale esterna e alla radiazione solare al fine di ottenere la previsione dell’efficienza corrispondente del collettore solare ηsol-heat , i cui valori sono riportati in Tabella 13. I collettori solari piani, se confrontati con quelli a canali parabolici, sembrano avere un significativo vantaggio economico.

come dessiccanti. Alcuni esempi sono: silica gel, allumina attiva, zeolite, LiCl e LiBr. In Figura 10 (Kim & Infante Ferreira) è riportato uno schema di principio di impianti frigoriferi solari a dessiccante. Da un punto di vista termodinamico, il processo di deumidificazione non è molto diverso da un processo di assorbimento di tipo chiuso. Trascurando le variazioni di entalpia nella portata di aria, per rimuovere 1 kg di acqua da un materiale assorbente è necessaria la stessa energia, indipendentemente dal fatto che si tratti di un sistema chiuso o di una corrente di aria umida. Comunque, poiché la portata esterna è anche il fluido di lavoro, le perdite di energia associate al trasferimento di massa e di calore possono essere considerate più basse, così come ci si può aspettare un rendimento di secondo principio più elevato. Fong et al. (2010) hanno confrontato diverse alternative di impianti frigoriferi a dessiccante per alcuni edifici ubicati ad Hong Kong (clima sub-tropicale). Per l’impianto tipo base, che include fondamentalmente una ruota dessiccante, uno scambiatore di calore rotante e collettori solari, gli autori riportano

un COP di 1,06. Nella loro definizione però, gli autori non hanno tenuto in considerazione la potenza elettrica richiesta dai ventilatori su entrambi i lati dell’impianto (immissione ed estrazione): tale potenza elettrica, essendo dell’ordine del 7% della capacità frigorifera di tali tipologie di impianto, non è sicuramente trascurabile. Questo

porta il COP a circa 0,935. In Tabella 11 sono riassunte le condizioni di esercizio riportate da Fong et al. (2010). Nella stessa tabella sono riportati anche i dati recentemente riportati da Peters (2010). Un impianto frigorifero a dessiccante è a tutti gli effetti un impianto HVAC completo che contiene al suo interno componenti di ventilazione, controllo dell’umidità e della temperatura in un unico condotto. In Tabella 11 sono stati tralasciati gli umidificatori, poiché questi possono essere

aggiunti anche negli impianti alternativi. La deumidificazione a dessiccante offre un controllo più efficiente dell’umidità rispetto alle altre tecnologie disponibili. Quando c’è una richiesta di ventilazione e deumidificazione consistente, la deumidificazione solare a dessiccante rappresenta un’opzione molto buona. Come è possibile evincere dalla Tabella 11, il rendimento di secondo principio per questo tipo di impianti ad assorbimento a contatto diretto si attesta intorno a 0,5.

Accumulo di energia Il sistema di accumulo è di fondamentale importanza per rendere possibile, anche in assenza di radiazione solare, il funzionamento degli impianti che sfruttano l’energia solare. Un recente articolo di Sharma et al. (2009) introduce diversi metodi basati sull’utilizzo degli effetti del calore latente. La Figura 11 fornisce una panoramica dei metodi riportati da Sharma et al. (2009). Zalba et al. (2003) discutono molto più in dettaglio le potenzialità dei materiali a passaggio di fase (PCM) per l’accumulo energetico. A differenza dei materiali organici, i materiali

Serbatoio crioscopico presso Eidos, Chieri(TO) inorganici richiedono la supersaturazione perchè avvenga il passaggio di fase. I materiali inorganici sono caratterizzati generalmente dall’avere un calore latente di passaggio di fase superiore a quello

dei materiali organici. Per ragioni di spazio, nel seguito di questo articolo, non si tratteranno le problematiche legate all’accumulo di energia negli impianti solari termici.

Classificazione dei sistemi di accumulo di energia Accumulo energetico Termico

Chimico Calore sensibile

Calore latente Liquidi Solidi

Solido Liquido

Organici Inorganici

Composti paraffinici Composti non paraff. Sali idrati Metallici

Eutettici Organici-inorganici Inorganici-inorganici Inorganici-organici Figura 11

Liquido gassoso Solido-solido

Tecnologie ibride In molti studi sono stati valutati i vantaggi che possono provenire dalle tecnologie ibride. Molto spesso i pannelli fotovoltaici sono combinati con collettori solari termici. Come già riportato, il sistema “Trinum” di Innova combina anche la produzione di energia termica ed elettrica permettendo la combinazione di tecnologie tipiche del solare elettrico e del solare termico. Questi impianti sono generalmente molto complessi e

costosi pertanto non saranno trattati nel seguito. Molti autori (van den Heuvel, 2010) hanno recentemente proposto l’applicazione di cicli a compressione di vapore in combinazione con sistemi ad assorbimento. I compressori sono applicati nella direzione del flusso di vapore: tra evaporatore ed assorbitore (adsorbitore) e/o tra desorbitore e condensatore. I compressori vengono utilizzati per incrementare le forze spingenti nei cicli

di assorbimento e/o per ampliare l’intervallo di operatività del ciclo di assorbimento. Nel seguito di questo articolo non saranno discussi i vantaggi ed il valore aggiunto derivanti dall’applicazione di questo concetto.

Confronto economico Sebbene ad oggi numerose tecnologie di solar cooling siano considerate mature, la capacità refrigerante totale installata in Europa fino al 2005 era solo di 6 MW (Nick-Leptin, 2005). I valori derivati da Marcos (2008), riportati nell’introduzione, indicano che il raffrescamento degli edifici corrisponde a circa 3170 MW, cosicché l’energia solare copre solamente circa lo 0,2% del

fabbisogno di raffrescamento. Sebbene ogni tecnologia abbia i propri punti di forza ed i propri svantaggi, il problema comune è rappresentato dall’elevato livello dell’investimento iniziale. Nei paragrafi precedenti, per ogni tecnologia presentata, sono stati valutati gli investimenti richiesti per la conversione dell’energia solare in elettrica o termica. In Tabella 14 si riporta una stima

dei costi di investimento per le varie tecnologie frigorifere. In Figura 12 sono confrontate, in termini di costi iniziali, le varie tecnologie discusse nei precedenti paragrafi. L’analisi dei prezzi riguarda applicazioni residenziali nei Paesi Bassi. La soluzione più fattibile dal

settore residenziale

Paesi Bassi

Energia solare Pannelli solari elettrici fotovoltaici Compressione di vapore 11.3 k€

Alternative Termoacustico >11.3 k€

Solare termico Piatti parabolici

Canali parabolici Motore Stirling

Figura 12 – Confronto del livello di investimento di diverse tecnologie in riferimento ad applicazioni nel settore residenziale (Paesi Bassi)

Tubi sotto vuoto Motore Rankine

Collettori piani

Assorb. doppio effetto 11.1 k€

Assorb. effetto singolo 8.1 k€

Compress. di vapore 3.8 k€

Compress. di vapore 4.0 k€

Assorb. effetto singolo 11.6 k€

Assorb. bi-stadio 10.8 k€

Alternative Termoacus. >3.8 k€

Alternative Termoacus. >4.0 k€

Adsorb. Silica-Gel 20.6 k€

Adsorb. Silica-Gel 14.3 k€

Raffr. a dessiccante 7.7 k€

Raffr. a dessiccante 4.8 k€

Assorbimento a doppio effetto 5.4 k€ Assorbimento a singolo effetto 7.8 k€

punto di vista economico, per condizioni tipiche del Centro Europa, sembra essere quella del ciclo a compressione di vapore elettrico con collettori concentratori: collettori a piatti parabolici combinati con un motore Stirling o collettori a canali parabolici combinati con un motore Rankine. Gli impianti frigoriferi a dessiccante, in combinazione con collettori piani, costituiscono la seconda migliore opzione. Bisogna comunque sottolineare che i prezzi specifici riportati in Tabella 14 fanno riferimento ad applicazioni a dessiccante su scala industriale. Seguono, con una piccola differenza, i cicli a doppio effetto ad assorbimento combinati con collettori a canali parabolici. Altri tipi di opzioni mostrano livelli di investimento significativamente più elevati. In Figura 13 sono confrontate, in termini di costi iniziali, le varie tecnologie discusse nei precedenti paragrafi. Nel caso del centro della Spagna, l’analisi dei prezzi riguarda applicazioni nel settore residenziale. La soluzione più conveniente per questo tipo di applicazione è ancora una volta rappresentata

Prezzi specifici dei diversi cicli frigoriferi

Tabella 14 – Nelle colonne sono riportati i seguenti cicli: a compressione di vapore, ad assorbimento bi-stadio, ad assorbimento ad effetto singolo, ad assorbimento a doppio effetto, ad adsorbimento, a dessiccante

dall’uso di un impianto a compressione di vapore abbinato a collettori solari a concentrazione: collettori a piatti parabolici e motori Stirling o collettori a canali parabolici con motori Rankine. Per queste particolari condizioni di esercizio il ciclo ad assorbimento a doppio effetto H2O-LiBr non può funzionare, pertanto la seconda migliore opportunità è costituita dagli impianti frigoriferi a dessiccante in combinazione con collettori solari piani. Segue il ciclo ad assorbimento ad effetto singolo abbinato a collettori solari a canali parabolici. Il livello di investimento delle altre alternative aumenta significativamente rispetto a quello delle soluzioni menzionate. Ci si aspetta che i cicli alternativi a doppio effetto, il cui esercizio non è limitato dai problemi di cristallizzazione, possano assumere nella zona del centro

Spagna la stessa posizione che ad oggi assumono nel centro Europa. Siccome l’impiego su maggiori capacità potrebbe portare a modificare il rapporto tra l’investimento relativo all’impianto frigorifero e quello relativo al sistema di captazione solare, in queste condizioni, è stato fatto un confronto tra i vari livelli di investimento per le alternative trattate. Il confronto, che riguarda i Paesi Bassi, è mostrato in Figura 14. Anche per le applicazioni su scala industriale pare che i cicli a compressione di vapore combinati con collettori solari a concentrazione siano l’alternativa più favorevole: collettori solari a piatti parabolici accoppiati a motori Stirling o collettori a canali parabolici accoppiati a motori Rankine sembrano essere gli impianti con il minore livello di investimento iniziale. Al

settore residenziale

Spagna centrale

Energia solare Pannelli solari elettrici fotovoltaici Compressione di vapore 17.8 k€

Alternative Termoacustico >17.8 k€

Solare termico Piatti parabolici

Canali parabolici Motore Stirling

Figura 13 – Confronto del livello di investimento di diverse tecnologie in riferimento ad applicazioni nel settore residenziale (centro Spagna)

Tubi sotto vuoto Motore Rankine

Collettori piani

Assorb. doppio effetto N.A. k€

Assorb. effetto singolo 12.2 k€

Compress. di vapore 5.9 k€

Compress. di vapore 6.2 k€

Assorb. effetto singolo 15.5 k€

Assorb. bi-stadio 13.6 k€

Alternative Termoacus. >5.9 k€

Alternative Termoacus. >6.2 k€

Adsorb. Silica-Gel 28.2 k€

Adsorb. Silica-Gel 19.2 k€

Raffr. a dessiccante 13.2 k€

Raffr. a dessiccante 8.0 k€

Assorbimento a doppio effetto N.A. k€ Assorbimento a singolo effetto 10.2 k€

settore industriale

Paesi Bassi

Energia solare Pannelli solari elettrici fotovoltaici Compressione di vapore 0.95 M€

Alternative Termoacustico >0.95 M€

Solare termico Piatti parabolici

Canali parabolici Motore Stirling

Motore Rankine

BIBLIOGRAFIA

Assorb. doppio effetto 0.92 M€

Assorb. effetto singolo 0.67 M€

Compress. di vapore 0.34 M€

Assorb. effetto singolo 0.96 M€

Assorb. bi-stadio 0.90 M€

Alternative Termoacus. >0.32 M€

Alternative Termoacus. >0.34 M€

Adsorb. Silica-Gel 1.72 M€

Adsorb. Silica-Gel 1.19 M€

Raffr. a dessiccante 0.64 M€

Raffr. a dessiccante 0.40 M€

Assorbimento a doppio effetto 0.45 M€ Assorbimento a singolo effetto 0.64 M€

Dall’esame delle Figure da 12 a 14 si evince che le opzioni che sfruttano il solare fotovoltaico sono tre volte più costose rispetto alle opzioni solari elettriche che sfruttano le tecnologie dei collettori solari a concentrazione dei raggi

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Collettori piani

Compress. di vapore 0.32 M€

Figura 14 – Confronto tra i livelli di investimento relativamente alla diverse tecnologie per applicazioni industriali, Paesi Bassi

secondo posto si collocano gli impianti frigoriferi a dessiccante, combinati con collettori solari piani, seguiti a ruota dalle macchine frigorifere ad assorbimento a doppio effetto H2O-LiBr in combinazione con collettori solari a canali parabolici.

Tubi sotto vuoto

solari. In contraddizione rispetto a quanto affermato da Kim & Infante Ferreira (2008), le tecnologie solari con concentrazione oggi sono piuttosto competitive. L’opzione

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di solare termico più economica sembra essere 1,25 volte più costosa rispetto alle tecnologie elettriche con collettori concentranti. Per gli impianti considerati nel confronto, quelli ad adsorbimento mostrano le prestazioni peggiori. Le soluzioni con i collettori a tubi sotto vuoto sono generalmente meno fattibili. Anche i cicli ad assorbimento di tipo bi stadio sembrano essere più costosi rispetto agli altri. n * Carlos Infante Ferreira, Department Process & Energy/ Università della Tecnologia di Delft – Paesi Bassi

NOMENCLATURA A Area (m²) COP Coefficiente di prestazione CPDC Collettore a concentrazione a piatti parabolici CPTC Collettore a concentrazione a canali parabolici ETC Collettore a tubi sotto vuoto FPC Collettore piano Ip Radiazione solare perpendicolare alla superficie del collettore (Wm-2) PV Pannello fotovoltaico Q Potenza termica scambiata (W) TH Temperatura della sorgente ad alta temperatura (K) TC Temperatura della sorgente a bassa temperatura (K) TM Temperatura di espulsione del calore (K) Tpanel Temperatura del pannello fotovoltaico (K) W Potenza (W)

Greco α Efficienza di secondo principio η Efficienza Apici id Ideale Pedici a Assorbitore c Condensatore cool Raffreddamento e Evaporatore el Elettrico g Generatore heat Calore pow Potenza meccanica s,sol Radiazione solare, collettore solare STC Standard Test Conditions (condizioni di prova standard)

Traduzione e adattamento di Elvira Iannello, Dipartimento

Ingegneria

Industriale,

Università degli Studi di Salerno

Pagina AICARR Journal 235x165 CFR micro n°8_Pagina AICARR Journal 235x165 25/05/2011 18.33 Pagina 1

CFR-90

CFR-90 6 modelli 300 ÷ 8.200 m3/h

UNITA’ DI RECUPERO CALORE AD ALTIssImA EFFICIENZA SIC presenta le nuove unità di recupero calore serie CFR-90 e CFR-90F, caratterizzate dall’adozione di uno speciale scambiatore aria-aria in alluminio con flussi in controcorrente, per efficienze di recupero calore anche superiori al 90%. Ciò permette di evitare o ridurre notevolmente l’impiego di sistemi di post-trattamento dell’aria. La serie CFR-90 è costituita da sei modelli (300÷8.200 m3/h) esclusivamente in versione a due livelli e indicati per installazioni a tetto. La serie CFR-90F è costituita da due modelli (400÷1.800 m3/h) in versione ribassata da controsoffitto per applicazioni di tipo residenziale. Tutti i modelli CFR-90 e CFR-90F dispongono come standard di filtri compatti F7, quadro elettrico e regolazione elettronica, atta al controllo della temperatura, del free-cooling e della ventilazione (secondo pressione differenziale o qualità dell’aria). La serie CFR-90F adotta ventilatori con tecnologia EC a basso consumo, disponibili come optional anche per la serie CFR-90.

CFR-90F

CFR-90F 2 modelli 400 ÷ 1.800 m3/h

PLUs TECNOLOgICI •Serie CFR-90: profilo portante in alluminio estruso con giunzioni in nylon precaricato. Pannellatura di tipo sandwich (spessore 20 mm) con lamiera interna zincata ed esterna preverniciata. Isolamento termoacustico in poliuretano iniettato con densità 45 kg/m3 •Serie CFR-90F: struttura laterale e superiore in lamiera aluzink autoportante, coibentata internamente con materassino adesivo in schiuma termofonoisolante sp. 20 mm; pannelli inferiori di tipo sandwich sp. 15 mm, con lamiera interna ed esterna in aluzink e isolamento termoacustico in poliuretano iniettato con densità 45 kg/m3 • recuperatore di calore aria-aria in alluminio di tipo statico a flussi in controcorrente con efficienze fino ed oltre il 90% • vasca inferiore di raccolta del condensato in acciaio inox

• filtri in classe di efficienza F7, con media in polipropilene a bassa perdita di carico, estraibili lateralmente per la serie CFR-90 e inferiormente per la serie CFR-90F • elettroventilatori centrifughi a doppia aspirazione a pale avanti e motore elettrico direttamente accoppiato, con tecnologia EC standard per CFR-90F e opzionale per CFR90. • quadro elettrico con sezionatore principale ed elettronica di controllo; sonde di temperatura NTC su presa aria esterna, ripresa ambiente, espulsione. Funzioni regolate: portata aria - free-cooling automatico - sbrinamento - gestione batteria integrativa - gestione riscaldatore elettrico - segnalazione filtri sporchi - programmazione settimanale • Pannello di comando remoto, implementato di protocollo Modbus RTU per la comunicazione con sistema di supervisione (BMS)

Viale dell’Industria, 33 - 37044 Cologna Veneta (Verona) Italy tel. +39 0442 412741 - fax +39 0442 418400 E-mail: info@sicsistemi.com - www.sicsistemi.com

Doppia sorgente

Solare termico per la pompa di calore

ollegare l’impianto solare termico alla pompa

di calore con la possibilità di sfruttare tutta la radiazione solare al di sotto di una certa soglia, che potrebbe invece consentire l’impiego diretto dell’energia raccolta, permette di ottenere interessanti benefici energetici. La soglia di non impiego diretto dell’energia solare dipende dal tipo di collettore, dalla temperatura minima utile per l’impianto e dalla temperatura dell’aria esterna. Per fissare le idee potrebbe essere fra i 200 e i 300 Wm-2 incidenti sulla superficie del collettore. Dov’è il problema? Sta nel fatto che, in assenza di radiazione, il collettore solare non è un buon captatore di energia atmosferica perché isolato rispetto all’aria esterna. Risulta quindi essenziale una seconda sorgente per la pompa di calore, che poi dovrebbe essere la principale, sia essa aria esterna (una batteria) o il terreno. In

Il contributo del solare termico al riscaldamento invernale è assai scarso a causa della minore insolazione e delle più basse temperature dell’aria esterna. Vi è dunque il rischio che per molti giorni i collettori solari non diano alcun contributo energetico al riscaldamento, ma potrebbero egualmente fungere da sorgente fredda alla pompa di calore di Renato Lazzarin e Fabio Minchio *

altri termini in questi sistemi dual source, la parte di solare termico è finalizzata a sfruttare l’impianto solare anche in condizioni di insufficiente insolazione per un impiego diretto, con minime riduzioni nelle normali prestazioni dell’impianto solare termico. Per motivi in parte (ma solo in parte) analoghi si può collegare la sorgente solare termica con il terreno [1,2,3,4]. Se dal presente intervento esula il possibile impiego della pompa di calore azionata da un impianto fotovoltaico, non va dimenticata una delle nuove frontiere

del fotovoltaico: il fotovoltaico cogenerativo per il quale si avrebbe il doppio beneficio di una migliore efficienza di conversione in energia elettrica per il raffreddamento dei moduli e, al tempo stesso, un’eccellente temperatura per la sorgente fredda. Infine ci si può chiedere se il solare termico sia in grado e sotto quali condizioni di azionare una pompa di calore [5].

Per semplificare…

Parametri caratteristici di un collettore solare piano potrebbero essere un FR(τα) = 0,85 e un FRUc = 7,5 Wm-2K-1. A fronte di un'insolazione di 300 Wm-2 ad una temperatura operativa di 35°C e per una temperatura esterna di 0°C questo collettore potrebbe dare: Q = 300 ∙ 0,85 – (35 – 0) ∙ 7,5 ≈ 0 Lo stesso collettore, fatto funzionare a 5°C come sorgente fredda di una pompa di calore, potrebbe dare invece: Q = 300 ∙ 0,85 – (5 – 0) ∙ 7,5 ≈ 200 Wm-2 Si possono enumerare i seguenti vantaggi: 1. il collettore solare potrebbe risultare utile con un’efficienza del 66%, mentre risulterebbe altrimenti inattivo; 2. la temperatura di funzionamento sarebbe di 5°C più elevata di quanto l’aria esterna avrebbe consentito; 3. non si sarebbero dovuti considerare i cicli di sbrinamento;

4. per le proprietà più favorevoli di scambio termico di un liquido rispetto ad un aeriforme, le prestazioni della pompa di calore avrebbero potuto essere del 10% migliori che sorgente aria sia riguardo a COP che a capacità.

FIGURA 1 – COP orientativi di una stessa pompa di calore a pari temperatura della sorgente fredda con evaporatore ad aria o a liquido

La pompa di calore a doppia sorgente: aria + solare termico Quale motivo ci può essere per aggiungere all’aria esterna come sorgente della pompa di calore anche il solare termico? Una risposta che può sembrare paradossale è la seguente: perché entrambe le sorgenti danno in inverno cattive prestazioni. In inverno l’aria esterna presenta le temperature più basse con conseguenti valori ridotti sia di COP che di capacità per la pompa di calore con sorgente aria. Si è visto quanto mediocri possano essere le prestazioni del solare termico in impiego diretto durante l’inverno, ma come anche la situazione possa cambiare nel momento in cui si passa a temperature operative dei collettori solari molto più basse. Nella valutazione del sistema a doppia sorgente si può partire dalla disposizione cosiddetta in parallelo, dove al riscaldamento solare diretto si affianca la pompa di calore per bassi valori dell’insolazione. Riscaldamento ausiliario può essere richiesto, quando la temperatura

dell’aria esterna sia molto bassa, dal momento che la capacità della pompa di calore si riduce, mentre il fabbisogno di riscaldamento aumenta.

Configurazioni Sono possibili almeno due altre disposizioni. La disposizione in serie presenta le due sorgenti in serie, appunto. La prima innalza la temperatura prima di utilizzare l’energia termica della

Thermal solar for heat pumps

The contribution of solar thermal heating during the winter is very low because of minor sunshine and lower outside air temperatures. There is therefore a risk that for many days the solar panels don't give any energy contribution to warming, but could also serve as a cold source to the heat pump. Keywords: heat pump, thermal solar, solar panels

seconda. Invece nella configurazione dual source la pompa di calore riceve energia termica dall’una o dall’altra sorgente a seconda dei livelli di temperatura. La figura 2, tratta da interessanti articoli [6,7], illustra un possibile lay out del sistema. Il sistema è dotato anche di un serbatoio di accumulo nel caso di disponibilità di energia solare e di basso fabbisogno. Non è agevole una previsione delle prestazioni delle tre disposizioni qui considerate. Evidentemente la disposizione in parallelo è facile da mettere a punto. Il controllo del collettore solare è legato alla minima temperatura di fornitura del calore. La pompa di calore lavora pilotata da un termostato ambiente. Se la temperatura impostata non è soddisfatta, la pompa di calore entra in funzione. Se questo non basta a mantenere la temperatura desiderata, viene fornita energia ausiliaria da una resistenza elettrica o da una caldaia ausiliaria. La disposizione in serie richiede di stabilire la temperatura di transizione dal riscaldamento solare

FIGURA 2 – Schema di un possibile impianto a pompa di calore con disposizione dual source aria + solare

FIGURA 3 – Soglia di insolazione per una temperatura utile di 30°C per un collettore solare piano selettivo o non per differenti temperature dell’aria esterna. La figura riporta le soglie di insolazione per ottenere una temperatura utile di 30°C per differenti temperature dell’aria esterna nel caso di collettori solari piani a piastra selettiva e non. Le strategie seguite da differenti studiosi sia in analisi al computer che in lavori sperimentali sono generalmente legate ad una particolare temperatura di transizione, di solito prossima a 300 K. Il sistema dual source è certo il più complesso dei tre. La pompa di calore è dotata di due evaporatori. Il primo riceve energia dalla sezione solare, eventualmente per il tramite dell’accumulo termico; il secondo riceve energia dall’aria esterna ed è una batteria aria-refrigerante. diretto alla pompa di calore e viceversa. Queste due temperature (e sottolineo due!) vanno selezionate accuratamente. Se sono troppo vicine, questo può rendere assai difficile il riscaldamento solare diretto. Si ipotizzi che i collettori solari possano fornire una temperatura di 28°C che può essere troppo bassa anche per un pavimento radiante. Se la sezione solare viene allora deviata sulla pompa di calore, sarà molto arduo che la temperatura possa ritornare ad un valore sufficiente al riscaldamento diretto. Questo inconveniente può essere limitato scegliendo una temperatura di transizione molto più bassa di quella minima per il riscaldamento solare diretto. Probabilmente i risultati ottimali si possono ottenere fissando soglie di radiazione per il riscaldamento diretto o per la transizione tramite un microprocessore che contenga la curva di prestazione dei collettori solari in funzione dell’insolazione, della temperatura esterna e della temperatura di funzionamento. La maggiore complessità dovrebbe essere compensata da migliori prestazioni, dal momento che la pompa di calore è in grado di selezionare la sorgente più favorevole per avere il COP più alto.

FIGURA 4 – Frazione del fabbisogno annuale coperta da energia gratuita con le diverse disposizioni di impianto in funzione dell’area della sezione solare

FIGURA 5 – Efficienza annuale dei collettori solari per le diverse disposizioni di impianto considerate in funzione dell’area della sezione solare

Modalità operative Tre le modalità operative possibili. La prima è il riscaldamento solare diretto: la pompa di calore è spenta e l’energia solare viene utilizzata direttamente, o eventualmente accumulata. Quando la temperatura dell’accumulo non è sufficientemente elevata per il riscaldamento diretto, ma è più alta della temperatura dell’aria esterna, la pompa di calore preleva energia dall’accumulo: è la seconda modalità. Se la temperatura dell’accumulo scende sotto la temperatura dell’aria esterna di un certo intervallo, la pompa di calore passa all’evaporatore ad aria, mentre la sezione solare tenta nel frattempo di innalzare la temperatura dell’accumulo. Nella valutazione di un impianto solare un parametro fondamentale è la cosiddetta frazione gratuita F, cioè la frazione del carico annuo soddisfatta da sorgente gratuita ed è sovente espressa in funzione dell’area dei collettori solari. La frazione consentita da una pompa di calore convenzionale dipende dal COP stagionale.

Dual source o in parallelo? In figura 4 viene appunto rappresentato per un’applicazione in una certa località l’andamento

della frazione F in funzione dell’area di collettori solari piani. Nel mentre le disposizioni parallela e dual source consentono in ogni caso prestazioni migliori che per la pompa di calore convenzionale, questo non vale per la disposizione in serie. Qualora l’area di collettori sia inferiore a 10 m² non c’è abbastanza energia per la pompa di calore e si richiede spesso energia ausiliaria. Se si considera l’efficienza dei collettori solari la situazione appare contraddittoria, dal momento che i valori più elevati dell’efficienza sono raggiunti proprio dal sistema in serie, seguito dal sistema dual source (fig.5). Il sistema solare da solo e la disposizione in parallelo presentano un comportamento simile: sembra evidente che la presenza della pompa di calore non modifica il funzionamento della sezione solare. L’elevata efficienza consentita dalla disposizione in serie è dovuta alla bassa temperatura operativa. Questo consente di raccogliere più energia solare, ma

80 % total heating requirement

è il più alto raggiunto (4,0), ma il contributo di energia ausiliaria è di circa il 20%. Infine viene considerato il sistema dual source. Il contributo dell’energia solare è paragonabile alla disposizione in serie, ma questa energia è composta da riscaldamento solare diretto e della fornitura alla sorgente fredda della pompa di calore. Il totale è circa il 60% con un 20% fornito dall’aria esterna. Pertanto, anche se il COP stagionale è intermedio fra la disposizione in parallelo e quella in serie, cioè 3,5, il contributo di energia ausiliaria è solo del 6%. Queste conclusioni sono suffragate dall’analisi dalla distribuzione della frequenza di funzionamento della pompa di calore alle varie temperature. La distribuzione della disposizione in parallelo è centrata attorno alla temperatura più bassa, la distribuzione della disposizione dual source ha due massimi a due temperature differenti a seconda del tipo di sorgente. Infine la disposizione in serie presenta un massimo ad una temperature intermedia fra i due massimi del dual source. La questione relativa a quale sia la migliore disposizione dal punto di vista delle prestazioni complessive non presenta una risposta univoca, dal momento che dipende dalle prestazioni della pompa di calore e della sezione solare, dalla capacità della pompa di calore e dall’area della sezione solare, tenendo presente che un’ampia sezione solare tende a fornire sempre energia in eccesso, eccetto che nei mesi invernali. Ovviamente non va dimenticata una forte dipendenza dal clima e dal profilo del carico. Un’impostazione ragionevole potrebbe essere quella di selezionare un’area della sezione solare leggermente in eccesso rispetto ai fabbisogni di produzione dell’acqua calda sanitaria, operando poi secondo la disposizione in parallelo o dual source a seconda del clima e del profilo del carico.

Q aux W heat pump

60 50 40 30 20 10 0

Parallel

Series

Dual Source

Solar

FIGURA 6 – Frazione del fabbisogno annuale coperta da energia convenzionale per i 4 tipi di impianto considerato. L’energia convenzionale è composta da quella che aziona la pompa di calore e da quella richiesta dal riscaldamento ausiliario

% of total heating requirements

quasi mai per riscaldamento diretto. La pompa di calore viene viceversa “soffocata” dalla frequente scarsa disponibilità di energia solare. Di conseguenza si deve spesso ricorrere ad energia ausiliaria. La figura 6 rappresenta per una sezione solare fissata (30 m²) il contributo al riscaldamento dell’energia convenzionale per le 4 diverse disposizioni: si tratta di energia per azionare la pompa di calore ovvero di energia fornita dal sistema di riscaldamento ausiliario. La figura 7 rappresenta invece la frazione di carico soddisfatta da energia gratuita, sia questa energia tratta dal raffreddamento dell’aria esterna, ovvero energia solare. Il contributo del sistema solare da solo è di circa il 25% (ed infatti l’energia ausiliaria richiesta per tale sistema è del 75%). La disposizione in parallelo presenta un analogo contributo dalla sezione solare e circa il 50% dall’aria esterna: il rimanente 25% è fornito da energia convenzionale. Dal momento che il COP stagionale dichiarato è 3,0, esso è composto per il 17% di lavoro al compressore e per il rimanente 8% di energia ausiliaria. Si consideri poi il sistema in serie con il 60% di contributo solare: questo rappresenta la complessiva energia gratuita utilizzata e quindi il 40% è costituito da energia convenzionale. Il COP della pompa di calore

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Q solar Q air

Parallel 3.0

Series Dual source 4.0 3.5 SYSTEMS

Solar

FIGURA 7 – Frazione del fabbisogno annuale coperta da energia gratuita per i 4 tipi di impianto considerato. L’energia gratuita è costituita da energia solare e dall’energia tratta dall’aria esterna

La pompa di calore a doppia sorgente: terreno + solare termico

Rigenerazione del terreno Una possibile giustificazione per accoppiare il solare termico al terreno sta nel rischio di riscaldamento

eccessivo di un’ampia sezione solare, mentre invece questo surplus termico può “ricaricare” il terreno, specie quando il fabbisogno dell’impianto sia soprattutto il riscaldamento invernale piuttosto

che non il raffrescamento estivo. A prima vista, scrivendo terreno al posto di aria, l’analisi sembra simile alla precedente. Invece bisogna considerare una nuova modalità operativa, cioè la

FIGURA 8 – Possibile schema di una pompa di calore con disposizione dual source terreno + solare

FIGURA 9 – Immagine relativa a un tetto energetico

carica del terreno. Infatti d’inverno la temperatura del terreno nelle vicinanze delle termosonde si abbassa e il COP della pompa di calore viene penalizzato. Questo abbassamento di temperatura può proseguire nelle successive stagioni invernali, comportando una temperatura di equilibrio finale del terreno più bassa di 2-3°C. Il contributo della sorgente solare può ridurre il fabbisogno dal terreno e consentire un’utile ricarica estiva quando la richiesta di raffrescamento estivo sia bassa [8].

Riduzione delle perforazioni Un’ulteriore possibile giustificazione dell’accoppiamento è la possibile riduzione della lunghezza delle perforazioni dovuta al contributo solare sia alla pompa di calore che al riscaldamento diretto con una possibile riduzione da valutare della lunghezza complessiva delle termosonde a favore di una maggiore area della sezione solare. La figura 8 rappresenta un possibile schema di un sistema a pompa di calore terreno + solare [9]. I collettori solari forniscono energia al circuito dell’acqua calda sanitaria, al riscaldamento diretto (si considera un pavimento radiante), ma anche ad un accumulo da cui il calore può arrivare all’evaporatore della pompa di calore o al terreno. Il terreno alimenta l’evaporatore della pompa di calore, quando non è possibile né il riscaldamento solare diretto né conviene l’impiego della sezione solare come sorgente fredda della pompa di calore. Un’analisi dettagliata

che qui non può trovare spazio [10] ha mostrato che, rispetto al riferimento convenzionale (boiler a gas e chiller estivo), la soluzione con pompa di calore a terreno consente un risparmio in termini di energia primaria da un minimo poco sopra il 20% per climi caldi a valori superiori al 27% nei climi temperati del Nord Italia. L’inserimento della sezione solare comporta subito un vantaggio consistente anche con la dimensione ridotta di un paio di collettori solari per una villetta con un beneficio che, se per il clima di Milano arriva al 40% rispetto al sistema convenzionale, supera il 50% per Roma e il 60% per Trapani. Triplicare la sezione solare con la disposizione dual source incrementa questo vantaggio ulteriormente al 45% per Milano fino al 57% per Roma e al 63% per Trapani, pur tenendo conto dei costi energetici del pompaggio. Risulta evidente che i miglioramenti si attenuano quanto più il clima è caldo e quindi il carico di riscaldamento si riduce. Viceversa un dato significativo è che la soluzione dual source con triplicazione della sezione solare riduce contemporaneamente del 25% la lunghezza delle perforazioni e questo potrebbe essere uno degli elementi più vantaggiosi della disposizione dual source, confrontando i costi rispettivi di collettori solari e termosonde (comprensive degli oneri di perforazione). Il quesito se si possa limitare l’estensione delle perforazioni, aumentando la sezione solare trova dei dati in letteratura che indicano la

componente fondamentale del clima e suggeriscono che la possibile riduzione nella lunghezza delle termosonde a terreno per ogni m² di collettore solare in più possa oscillare da 4,5 a 7,7 m/m²[11]. Bisogna prestare attenzione al fatto che questa sostituzione non può procedere indefinitamente, nel senso che se quell’indice può presentare un valore attendibile per un certo dimensionamento rispettivo di sonde a terreno e sezione solare, a mano a mano che quest’ultima rimpiazza le sonde, ci si può aspettare che il valore dell’indice vada diminuendo. Uno studio di ottimizzazione ha considerato valori via via crescenti delle sezioni solari e decrescenti nella lunghezza delle perforazioni in un clima freddo del Nord Italia [12]. Lo studio ha suggerito che, una volta selezionata una lunghezza di scambiatori a terreno sufficiente ad evitare l’ice lensing (la formazione di uno spessore di ghiaccio tutto attorno alle termosonde per troppo ridotta lunghezza delle stesse rispetto al carico) l’equivalenza è di circa 7 m di termosonda per 1 m² di collettore solare. La

CONGELAMENTO DELLE TUBAZIONI. Le perforazioni devono essere di una lunghezza minima tale da evitare l'ice lensing

tematica della disposizione dual source per la pompa di calore, tenendo conto anche dell’eventuale obbligo di installare dei collettori solari termici, richiederebbe ulteriori approfondimenti, ad esempio

relativi all’interazione fra una pompa di calore a gas (con motore a c.i. o ad assorbimento) ed il terreno. Ovvero quali risultati tecnici ed economici possa fornire una sezione solare differente dai tradizionali collettori, ad esempio un tetto energetico (fig.9). L’energia che una pompa di calore a gas

richiede dalla sorgente fredda può essere valutata circa la metà di quanto richiesto da una pompa di calore elettrica. D’altro lato tale macchina comporta un raddoppio del calore da dissipare con il terreno nel funzionamento estivo.

La pompa di calore e il fotovoltaico cogenerativo Gran parte delle configurazioni impiantistiche viste in precedenza per l’accoppiamento delle sorgenti aria-sole e terreno-sole potrebbero senza dubbio essere applicate con successo anche a collettori ibridi fotovoltaico-termici (PV-T), di cui è possibile vedere un esempio in figura 10. Si tratta di moduli fotovoltaici a cui è accoppiato un circuito di raffreddamento (nel caso di interesse si tratta di circuiti ad acqua o refrigerante). L’obiettivo è duplice; raffreddando il modulo si consegue un incremento dell’efficienza e al tempo stesso è possibile ottenere energia termica utile: • il sistema produce energia elettrica e termica sfruttando il gradiente negativo dell’efficienza elettrica rispetto alla temperatura delle celle (per celle al silicio mono e poli cristallino circa 0,4%/°C); aumenta, cioè, l’efficienza elettrica al diminuire della temperatura delle celle; • l’efficienza termica non è paragonabile con quella di un collettore solare termico standard: si ha infatti una resistenza termica

superiore dovuta all’integrazione del sistema captante per l’energia termica e del sistema fotovoltaico, una minor energia solare incidente ed inoltre una riduzione del rendimento ottico dovuta all’assenza di una superficie selettiva. Complessivamente quindi si ottiene un sistema fotovoltaico con efficienza superiore e al contempo un sistema solare termico seppure caratterizzato da minore efficienza. L’efficienza globale del sistema è circa pari al 70-80%. Proprio per queste caratteristiche, questo tipo di moduli si presta ancor meglio del collettore solare tradizionale all’impiego come sorgente all’evaporatore: inferiori infatti sono le temperature operative maggiore sarà l’efficienza del fotovoltaico. Per altro, in particolare durante la stagione invernale, essendo l’efficienza termica del collettore inferiore rispetto a quella di un collettore solare tradizionale, l’impiego diretto dell’energia termica prodotta è possibile per periodi inferiori rispetto a quanto avviene per un sistema solare termico tradizionale. Un fattore importante da considerare è poi la superficie captante disponibile. Un impianto fotovoltaico di 3 kWp (soluzione tipica per un edificio residenziale) con moduli cristallini standard occupa una superficie di circa 21 m² di conseguenza se tutti i moduli installati sono del tipo PV-T si ha a disposizione una superficie captante complessiva pari a quella di circa 9-10 collettori solari termici di tipo piano. Si

ha quindi a disposizione una superficie captante estesa che garantisce una potenza termica potenzialmente sufficiente per fornire la potenza richiesta dall’evaporatore di una pompa di calore in grado di riscaldare un tipico edificio monofamiliare ben isolato.

Tipologie Le soluzioni oggi presenti sul mercato sono molteplici, raffreddato a liquido o ad aria oppure vetrati o non vetrati. Interessante sembra essere la realizzazione di sistemi ad espansione diretta (evaporatore direttamente sul modulo), con l’obiettivo in questo caso di avere un sistema con singola sorgente termica (proprio il PV-T) dedicato ad applicazioni specifiche, come ad esempio la produzione di acqua calda sanitaria. I sistemi PV-T più adatti ad essere utilizzati come sorgente termica per una pompa di calore sono senza dubbio i sistemi raffreddati a liquido non vetrati [13]. Naturalmente dovrà essere realizzato un accumulo da interporre fra l’evaporatore e l’impianto solare: le soluzioni proposte sono diverse fra cui le più interessanti sono l’impiego di un accumulo di ghiaccio (di circa 2 m³ per una tipica abitazione residenziale) o direttamente il terreno nell’ipotesi di realizzarne la cosiddetta “ricarica” sia durante la stagione invernale (per elevarne il livello termico medio) sia durante la stagione estiva [13]. La seconda opzione è tanto più efficace quanto

Modulo Energetico PVT Beghelli. Produce elettricità e ACS con l’ingombro di un normale pannello fotovoltaico.

FIGURA 10 – Moduli PV-T testati presso la sede di Vicenza del DTG dell’Università di Padova

Pannelli solari PVT in silicio amorfo

EVAPORATORE SOLARE. Il modulo bi-funzionale V-energy è già progettato per unire le caratteristiche di modulo fotovoltaico con quelle di evaporatore solare ad espansione in collegamento con la pompa di calore.

maggiore è il numero di sonde geotermiche necessarie (per far sì che si realizzi un effettivo accumulo a terreno) ed è possibile unicamente laddove gli effetti del moto dell’acqua di falda sono trascurabili [14].

Il problema delle basse temperature Alcune criticità sono emerse tuttavia nell’impiego di moduli PV-T come sorgente per una pompa di calore; in particolare si è

notato che a causa delle basse temperature raggiunte vi può essere formazione di condensa sui moduli sia frontalmente che sul retro con anche formazione di ghiaccio per lunghi periodi e possibili conseguenti problemi elettrici. Non si deve dimenticare infine il vantaggio dato dal fatto che i moduli producono energia elettrica che va ad alimentare la pompa di calore consentendo con adeguato dimensionamento di ottenere un sistema completamente rinnovabile.

La pompa di calore completamente rinnovabile Oggi è sempre più importante, in particolare per impianti realizzati su nuovi edifici, installare sistemi impiantistici in grado di assicurare la più

elevata quota di copertura percentuale da fonte rinnovabile possibile del fabbisogno di energia primaria per la climatizzazione

FIGURA 11 – Quota rinnovabile per la produzione di energia termica in funzione dell’SPF e parametrizzato rispetto al rendimento del sistema elettrico nazionale

estiva ed invernale e per la produzione di acqua calda sanitaria. La Direttiva Europea 2010/31/CE prevede infatti che tutti gli edifici di nuova realizzazione entro il 31 dicembre 2020 siano “Near Zero Energy Building”. In questo contesto le pompe di calore giocano un ruolo indubbiamente fondamentale nello sviluppo della climatizzazione del futuro. Poiché la cosiddetta quota rinnovabile di un sistema impiantistico deve essere valutata relativamente all’energia primaria, nel caso di pompe di calore elettriche alimentate da rete elettrica in assenza di impianti di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile, non è possibile ottenere un sistema 100% rinnovabile. Un kWh di energia elettrica prelevata infatti corrisponde a circa 2,2 kWh di energia primaria considerando il rendimento del sistema elettrico nazionale pari a circa il 46% così come definito dalla Delibera AEEG EEN03/08. In funzione del Seasonal Performance Factor della pompa di calore elettrica, la quota

rinnovabile rispetto all’energia primaria, con η pari al rendimento del sistema elettrico nazionale, è pari a: 1 renpdc = 1 – ———— η · SPF Se si rappresenta tale relazione in funzione di SPF ci si può rendere conto di quali siano i valori raggiungibili concretamente con un sistema alimentato dalla sola pompa di calore. In Figura 11 è possibile osservare tale valore sia con l’attuale rendimento del sistema elettrico nazionale (circa 46%) sia con un rendimento elettrico più elevato (50%) ipotizzabile in prospettiva. Emerge chiaramente che anche con un sistema in grado di ottenere un SPF pari a 4 (come ad esempio un impianto con pompa di calore geotermica), la quota rinnovabile non può eccedere il 50%. La realizzazione di un sistema dual source con accoppiamento di solare termico e pompa di calore elettrica può portare indubbi vantaggi in questo senso: • È possibile potenzialmente elevare il valore dell’SPF grazie a temperature medie all’evaporatore superiori; • Grazie al contributo diretto del solare termico è possibile aggiungere un ulteriore quota rinnovabile sia per il riscaldamento sia per la produzione di acqua calda sanitaria. Il contributo del solare termico specialmente per l’acqua calda sanitaria risulta particolarmente importante poiché consente di ridurre in modo consistente specialmente nella stagione estiva le ore di funzionamento della pompa di calore ad alta temperatura caratterizzate da COP chiaramente inferiori. Se si ha tuttavia l’ambizioso obiettivo di realizzare un sistema 100%

rinnovabile è necessario individuare una soluzione tecnica diversa. Ciò è possibile unicamente se anche la parte “nobile” dell’energia è alimentata da fonte rinnovabile. Escludendo il minidro e il minieolico, più improbabili in un impiego dedicato alla pompa di calore, restano il fotovoltaico e il solare termico. Il primo va collegato con pompe di calore elettriche, mentre il secondo potrebbe essere collegato con pompe di calore ad assorbimento.

Solo fotovoltaico? Il vantaggio del primo è il possibile interfacciamento con la rete elettrica e quindi, in un possibile rapporto di scambio (il cosiddetto net metering o scambio sul posto, in Italia disciplinato dalla Delibera AEEG 74/08 e s.m.i.), la valorizzazione d’inverno di energia raccolta in altre stagioni. In altri termini il bilancio energetico si può realizzare su base annuale, atteso che nei mesi invernali i moduli fotovoltaici potranno dare un esiguo

ammontare di energia. Nei mesi estivi il sistema fotovoltaico può fornire quote importanti per la climatizzazione, a patto che i carichi dell’edificio non presentino una variabilità molto importante. Da questo punto di vista l’applicazione dei sistemi PV-T consente di ottenere un duplice contributo rinnovabile che può essere risolutivo. In relazione a questa soluzione è opportuno sottolineare però come il Decreto Romani ponga un limite all’impiego di una soluzione di questo tipo per la copertura della quota rinnovabile richiesta per legge. Al punto 2 dell’Allegato 3 al Decreto si specifica, infatti, che gli obblighi “non possono essere assolti tramite impianti da fonti rinnovabili che producano esclusivamente energia elettrica la quale alimenti, a sua volta, dispositivi o impianti per la produzione di acqua calda sanitaria, il riscaldamento e il raffrescamento”. Se il provvedimento risulta opportuno ipotizzando un sistema di riscaldamento a resistenza elettrica accoppiato a fotovoltaico, appare tuttavia irragionevole se si ipotizza un sistema a pompa di calore.

Obblighi normativi di fonti rinnovabili negli edifici

La definizione di “Edificio ad Energia Quasi Zero” introdotta dalla Direttiva è la seguente: “edificio ad altissima prestazione energetica… Il fabbisogno energetico molto basso o quasi nullo dovrebbe essere coperto in misura molto significativa da energia da fonti rinnovabili, compresa l’energia da fonti rinnovabili prodotta in loco o nelle vicinanze”. In Italia tale Direttiva deve ancora essere recepita, tuttavia già il Decreto Legislativo n. 28/11 c.d. Decreto Romani si muove in questa direzione. Quest’ultimo infatti prevede che per progetti di edifici di nuova costruzione e progetti di ristrutturazioni rilevanti degli edifici esistenti dovrà essere prevista la copertura da fonti rinnovabili dei consumi di calore, di elettricità e per il raffrescamento secondo le seguenti percentuali: • copertura, tramite il ricorso ad energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili, del 50% dei consumi previsti per l’acqua calda sanitaria (esclusi

edifici allacciati alla rete di teleriscaldamento in cui il teleriscaldamento copre il 100% dei fabbisogni); • copertura delle percentuali della somma dei consumi previsti per l’acqua calda sanitaria, il riscaldamento e il raffrescamento (esclusi edifici allacciati alla rete di teleriscaldamento in cui il teleriscaldamento copre il 100% dei fabbisogni) secondo le seguenti scadenze: - il 20% quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è presentata dal 31 maggio 2012 al 31 dicembre 2013; - il 35% quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è presentata dal 1° gennaio 2014 al 31 dicembre 2016; - 50% quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è rilasciato dal 1° gennaio 2017.

FIGURA 12 – Collettori solari termici alimentano una pompa di calore ad assorbimento

Solo solare termico Per quanto riguarda il solare termico, i collettori solari a tubi evacuati o sottovuoto o a concentrazione possono alimentare una macchina ad assorbimento operante come pompa di calore e come macchina frigorifera nei mesi estivi (fig.12). Essendo improbabile un accumulo stagionale, il sistema risulterà semi-inutilizzato nelle stagioni intermedie (solo acqua calda sanitaria) e d’inverno potrà dare un contributo limitato, senza poterlo bilanciare su base annua come i sistemi fotovoltaici. In questa sede vale la pena proporre solo qualche valutazione numerica di larga massima per rendersi conto delle potenzialità e dei limiti di questi sistemi decentrati a sola energia rinnovabile. Per un sistema fotovoltaico si immagini di disporre di 3 kWp dedicati solo alla pompa di calore. Si tratta per il clima di Milano indicativamente di una superficie di 21-24 m² con un costo iniziale fra i 12.000 e i 18.000 € che potrebbe mettere a disposizione circa 3.500 kWhe/anno, sufficienti tramite la pompa di calore a riscaldare un villetta, purché in classe B o C in funzione delle sue dimensioni. Più complesso il calcolo relativo al solare termico [5]. Una pari superficie di collettori a tubi sottovuoto potrebbe costare circa 12.000 €. Durante la stagione invernale potrebbero rendere disponibili 3-4000 kWht che tramite pompa di calore ad assorbimento arriverebbero a, diciamo, 5000 kWht, con soddisfacimento di circa metà del fabbisogno. Il sistema di captazione darebbe il meglio di sé nei 4 mesi dell’estate (da giugno a settembre) mettendo a disposizione tramite la macchina frigorifera qualcosa come 4.000 kWhf, più che sufficienti probabilmente al fabbisogno della villetta e mettendo a disposizione acqua calda sanitaria o per riscaldamento piscina in quantità forse

esuberante. È evidente che queste sono solo delle esercitazioni numeriche. Sarebbero necessari dei dispositivi dedicati e delle valutazioni economiche più precise. Mostrano che dal punto di vista tecnico la pompa di calore potrebbe operare come sistema su base annua completamente di fonte rinnovabile. n

Bibliografia

* Renato Lazzarin, Dipartimento di Tecnica e Gestione dei Sistemi Industriali DTG Università di Padova Fabio Minchio, Studio 3F-Engineering Torri di Quartesolo (VI)

1. Rushenburg, J., Herkel, S., Henning, H.M., 2010, Simulations on solar-assisted heat pump heating systems, info.tuwien.ac.at/…/ruschenburg-2010-simulations_on_solar-assisted_heat_pump_heating_systems-184.pdf 2. Kjellsson E., 2009, Solar Collectors Combined with Ground-Source Heat Pumps in Dwellings Analyses of System Performance, Doctoral Thesis, Lund University 3. Freeman, T.L., Mitchell J.W., Audit, T.E., 1979, Performance of combined solar-heat pump systems, Solar Energy, 22: 125-135 4. Anderson, J.V., Mitchell, J.W., Beckman, W.A. 1980, A design method for parallel solar heat pump systems, Solar Energy, 25: 155-163 5. Lazzarin, R., 2010, Le energie rinnovabili e la pompa di calore. In: Atti Conferenze a tema IMPIANTI A POMPA DI CALORE. Milano, 25 marzo 2010, MILANO: AICARR, p. 1-15, ISBN/ISSN: 978-88-95620-59 6. Kaygusuz, K., 1995, Performance of solar-assisted heat pump systems, Applied Energy, 51:93-109 7. Kaygusuz, K., Ayhan, T., 1999, Experimental and theoretical investigation of combined solar heat pump system for residential heating, Energy Conversion & Management, 40: 1377-1396 8. Wang, X, Zheng, M., Zang, W., Zhang, S., Yang, T. 2010, Experimental study of a solar-assisted groundcoupled heat pump system with solar seasonal thermal storage in severe cold areas, Energy and Buildings, 42: 2104-2110 9. V. Trillat-Berdal, B. Souyri, G. Fraisse, 2006, Experimental study of a ground-coupled heat pump combined with thermal solar collectors, Energy and Buildings 38 (12):1477–1484 10. Lazzarin, R., Noro, M., Busato, F., 2009, Analisi stagionale di pompe di calore multisorgente (Seasonal analysis of multisource heat pumps), Technical Report produced for RHOSS SpA 11. Chiasson, A., Yavuzturk, C., 2003, Assessment of the viability of hybrid geothermal heat pump systems with solar thermal collectors, ASHRAE Transactions 109 (2) 487–500 12. Busato, F., Lazzarin, R., Noro, M., 2010, Ground or solar source for space heating: which is better? Energetic assessment based on a case history, Proceedings of the 10th REHVA World conference Clima 2010, 9-12 May 2010, Antalya, Turkey 13. AA.VV. PVT ROADMAP A European guide for the development and market introduction of PV-Thermal technology, ECN, 2006 14. Minchio F., 2010, Sorgenti alternative all’aria per le pompe di calore. Convegno nazionale AICARR, Bologna, Torino, Napoli pp. 81-11

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Solare termodinamico

Sistemi CSP

TORRE SOLARE – Siviglia (Spagna). L’impianto è composto da 1.255 eliostati, ognuno di 1.290 m², e una torre alta 160 m. La potenza complessiva di picco prodotta dall’impianto è pari a 20 MW

L’

energia solare sta progressivamente riacqui-

stando un ruolo di prim’ordine per la produzione diretta di energia elettrica grazie all’accoppiamento con sistemi di captazione e dispositivi di conversione energetica sempre più raffinati. Recentemente, alcune tipologie di sistemi solari, tra i quali i sistemi di captazione e concentrazione dell’energia solare diretta, denominati solare termodinamico a concentrazione (CSP – Concentrating Solar Power), sono stati oggetto di profonde innovazioni tecnologiche che hanno consentito di migliorarne sensibilmente sia le prestazioni che l’affidabilità. L’obiettivo degli impianti solari termici a concentrazione è quello di utilizzare la radiazione solare per produrre energia termica ad alta temperatura in modo da convertirla convenientemente in energia di prima specie; in accordo con Carnot, maggiore è la temperatura alla quale è disponibile il calore, maggiore è il rendimento di conversione. Il calore solare viene convertito in energia di prima specie attraverso l’impiego di cicli termodinamici tradizionali (Rankine, Stirling, ecc.) che tuttavia spesso vengono realizzati impiegando particolari fluidi (vedi Ciclo Rankine organico – ORC) o adottando specifici accorgimenti (impiego di Sali fusi come fluido termovettore) in

Soluzioni tecniche e valutazioni economiche

Rassegna dei sistemi di captazione e concentrazione dell’energia solare e tecnologie per la conversione in energia elettrica di Franco Cotana, Federico Rossi e Mirko Filipponi *

modo da renderli idonei allo sfruttamento dell’energia solare che per sua natura è discontinua e non direttamente accumulabile.

Tipologie e tecnologie d’impianto Una delle problematiche principali di taluni impianti riguarda proprio il sistema di

concentrazione, il cui rendimento e affidabilità ne possono determinare la resa energetica e la convenienza economica. A tale proposito si possono distinguere due tipologie principali di sistemi a concentrazione: lineari o puntuali.

I sistemi lineari sono più semplici ma, a causa della minore concentrazione della radiazione, raggiungono temperature di funzionamento più basse. Quelli puntuali invece raggiungono temperature elevate rendendo possibile l’impiego di tecnologie di conversione energetica tradizionale, ma, di contro sono caratterizzati da maggiori perdite di energia. In base alla geometria ed alla disposizione del sistema di concentrazione rispetto al ricevitore, si possono invece distinguere tre principali tecnologie di impianto: la torre solare, anche nella variante a ventilazione, il collettore parabolico lineare e il sistema a disco parabolico. In aggiunta consideriamo anche la tecnologia fotovoltaica, associata anch’essa con sistemi a concentrazione. Nel presente lavoro si opera un confronto tecnico economico fra le diverse tipologie di sistemi a concentrazione discutendone vantaggi, limiti ed opportunità applicative. Il confronto viene effettuato prendendo a riferimento il fotovoltaico piano che ad oggi costituisce la tecnologia per lo sfruttamento e la conversione dell’energia solare più diffusa e matura.

Impianti fotovoltaici La tecnologia fotovoltaica consente di trasformare direttamente la luce solare in energia elettrica senza necessità dell’utilizzo di organi in movimento. Essa sfrutta l’effetto fotovoltaico che è basato sulle proprietà di alcuni materiali semiconduttori di generare elettricità quando sottoposti ad energia raggiante. Il fotovoltaico costituisce una tecnologia che

Costi di produzione dell’energia elettrica [3] Costo di produzione (€/MWh) Tecnologia

Costo del capitale

Costo O&M

Costo combustibile

Costo rete trasmissione

Costo totale

Convenzionale

47,0

2,6

16,2

2,4

68,3

Avanzato

55,2

3,6

13,9

2,4

75,1

Avanzato con CCS

63,0

4,3

17,9

2,7

87,9

Ciclo Combinato (CC)

15,6

1,2

37,3

2,4

56,5

CC avanzato

15,2

1,1

35,2

2,4

53,9

29,8

1,8

42,8

2,6

77,0

27,9

3,2

56,4

7,3

94,8

26,2

2,8

47,6

7,3

84,0

64,5

8,0

6,4

2,0

80,9

Onshore

88,7

7,1

0,0

5,7

101,5

Offshore

108,7

16,2

0,0

5,0

129,9

Fotovoltaico

256,2

4,4

0,0

8,8

269,3

Termico

152,6

14,8

0,0

7,1

174,5

Geotermico

59,8

15,6

0,0

3,3

78,7

Biomassa

49,8

6,2

16,9

2,6

75,5

Idro

70,5

2,4

4,8

3,9

81,5

Carbone

Gas naturale CC avanzato con CCS Ciclo Aperto Ciclo Aperto avanzato Nucleare Eolico Solare

TABELLA 1 ad oggi è già matura ed affidabile; tuttavia la sua convenienza economica è garantita solamente dai meccanismi di incentivazione introdotti dai vari Paesi [1]; basti pensare che il prezzo di un impianto fotovoltaico è quotato indicativamente a circa 3.000/3.500 €/kWp [2], con costo di produzione dell’energia pari a circa 27 c€/kWhe, non ancora competitivo quindi con le fonti di energia tradizionale (vedi Tabella 1).

Sistemi a Concentrazione I sistemi a concentrazione promettono di ridurre il costo di produzione del kWh in maniera sensibile fino a 0,06-0,07 €/kWhe, in modo da raggiungere eventualmente le cosiddette condizioni di “grid parity”. In generale, il rendimento globale di conversione di un impianto a concentrazione può essere calcolato come prodotto dei rendimenti dei principali componenti dell’impianto:

A technical and economical review on concentrated solar power tecnologies

Solar energy, the most immediate form of available energy, is gradually regaining a leading role for the direct production of electricity due to coupling with collection systems and energy conversion devices increasingly refined. The present article describes the technologies currently used or under development for conversion of solar energy, with emphasis on technical and economic aspects of each technology badges. Are particularly valued the advantages of using the Stirling engine coupled with collection of current concentration as technology to convert solar energy into electricity. Keywords: CSP, stirling engine, solar energy, electricity, conversion

ηTOT = ηCAPT ∙ ηRADTERM ∙ ηACC ∙ ηCONV ∙ ηSERV

(1)

Assegnando cautelativamente alle suddette efficienze i valori più bassi che queste possono assumere sperimentalmente [4]: ηCAPT ≈ 0,85 – 0,95 ηRADTERM ≈ 0,85 – 0,95 ηACC ≈ 0,85 – 0,95 (se presente) ηCONV ≈ 0,85 – 0,95 ηSERV ≈ 0,85 – 0,95 si ottiene che in assenza di sistema di accumulo ηTOT è compreso tra 0,10 e 0,23.

Torre solare I sistemi a torre solare utilizzano un insieme di grandi specchi riflettenti o eliostati che seguono il movimento del sole e concentrano la luce solare su un ricevitore collocato sulla sommità di una torre posta in posizione sopraelevata e baricentrica rispetto agli eliostati. Gli eliostati, di grandi dimensioni (oltre 100 m²), sono disposti in genere a cerchio o a emiciclo intorno alla torre (Figura 1). Il loro funzionamento si basa su un ricevitore (caldaia) all’interno del quale un fluido termovettore (aria, acqua o sali fusi) viene portato ad alte temperature (600°C) per produrre il vapore necessario ad alimentare una turbina per la produzione di energia elettrica. Il costo di realizzazione di tali sistemi è piuttosto alto: tra i 2.700 ed i 5.600 €/kW. Complessa risulta inoltre anche la gestione dell’impianto che comporta costi di esercizio mediamente superiori agli altri sistemi di captazione della radiazione solare. Per un impianto di taglia pari a 15 MW il costo di produzione

FIGURA 1 – Siviglia (Spagna). Negli impianti a torre il campo solare è costituito da specchi piani (eliostati) che inseguono il moto del sole, concentrando i raggi solari su di un ricevitore montato in cima

dell’energia risulta pari a 8 – 12 c€/kWh in funzione della latitudine di installazione [5]. Nel corso dei primi anni ’80, venne realizzato nel deserto californiano il primo impianto dimostrativo a torre centrale con potenza nominale elettrica di 10 MW. Successivamente, l’impianto venne ripensato e modificato in molti aspetti, rimanendo poi in attività fino al 1999. È proprio sulla scia di questi primi incoraggianti esperimenti che ora in molte parti del mondo (Spagna, Stati Uniti, ecc.) sono in fase di progettazione o di realizzazione diversi impianti a torre. Un esempio è quello di Siviglia composto da 1.255 eliostati, ognuno di 1.290 m², per un totale di superficie captante di 1,6 km² e una torre alta 160 m per una potenza complessiva di picco pari a 20 MW [6]. A parità di area occupata, la produttività di tali sistemi è in genere inferiore a quella del fotovoltaico a causa sia del minor rendimento dovuto alle perdite termiche, sia del minor tempo di esercizio utile, poiché la produzione è

praticamente nulla in condizioni di sola radiazione diffusa.

Torre solare a ventilazione La torre solare a ventilazione [7] (Figura 2) è una tipologia d’impianto di nuova concezione che prevede l’impiego di un’enorme torre per convogliare l’aria, riscaldata dal sole mediante una grande serra, dalla base verso la cima attraversando decine di turbine eoliche poste nella parte inferiore della torre e/o all’interno del camino. All’interno della serra, che può estendersi anche per decine di km², vi è inoltre la possibilità di realizzare coltivazioni di molteplici specie vegetali, impossibili da immaginare magari in zone desertiche, grazie al particolare microclima che si viene a creare. Le torri producono energia grazie alla luce del sole che riscalda l’aria (circa 70°C) all’interno della serra trasparente alla base del camino (Figura 3). Quando l’aria sale, trasferisce alle turbine

FIGURA 2 – Prototipo di torre solare a ventilazione

eoliche la sua energia cinetica che viene trasformata in energia elettrica. Come detto, la struttura della serra alla base fornisce un ambiente perfetto per la coltivazione di numerose colture, e questo permette all’impianto di produrre energia anche dopo che il sole sia tramontato. L’acqua utilizzata per le colture, infatti, viene riscaldata naturalmente durante il giorno trasferendola di notte alla torre. Le torri solari a ventilazione sono ancora nella fase progettuale, tuttavia le previsioni stimano un costo di realizzazione compreso tra i 1.700 – 2.000 €/kWe. A parità di area occupata, si prevede che la produttività di tali sistemi possa essere minore di quella del fotovoltaico poiché,

FIGURA 3 – Funzionamento di torre solare a ventilazione

FIGURA 4 – Collettore parabolico lineare

nonostante il funzionamento ininterrotto sulle 24 ore, il rendimento di conversione risulta molto basso (2 – 3%). Il progetto di un’opera da realizzarsi nel deserto australiano prevede un costo dell’impianto pari a circa 500 M€ per una potenza di 200 MW, con una superficie totale coperta di 40 km². Quindi il costo per unità di superficie risulta intorno a 15 €/m² [8].

Sistemi a collettore parabolico lineare Questi sistemi sono attualmente i più maturi dal punto di vista della tecnologia del solare termodinamico. Il loro funzionamento si basa su una struttura modulare costituita da collettori parabolici collegati in serie, disposti in file parallele anche molto lunghe (Figura 4). L’unità minima è realizzata mediante uno specchio di vetro ad alta riflettività a forma di cilindro parabolico, la cui apertura è generalmente compresa tra 5 e 6 metri, che concentra i raggi solari su un tubo ricevitore posizionato sul fuoco del profilo parabolico.

Il tubo ricevitore, di forma cilindrica, in genere contiene in posizione coassiale un secondo tubo cilindrico, entrambi di vetro, tra i quali è realizzato il vuoto. Un fluido termovettore, tipicamente olio minerale diatermico ma anche miscele di sali fusi (NaNO3 e KNO3), viene pompato attraverso i tubi ricevitori e alimenta una stazione di potenza localizzata al centro del campo solare. Il calore così prodotto viene trasformato in vapore allo scopo di alimentare un gruppo turbo-generatore elettrico. La temperatura tipica di funzionamento varia da i 390°C impianti ad olio diatermico, fino ai 550°C degli impianti a sali fusi. L’insieme dei collettori è fissato ad una struttura di supporto che ne consente la rotazione attorno ad un solo asse, permettendo così al sistema di adeguarsi alla traiettoria del sole. L’efficienza di questa tecnologia dipende dal rendimento ottico del concentratore (accuratezza della struttura e caratteristiche dei pannelli riflettenti) ma soprattutto dal rendimento di conversione del tubo ricevitore, che deve assorbire la massima energia solare concentrata e avere le minime dispersioni termiche. Nell’impianto può essere presente un sistema d’accumulo che consenta di immagazzinare il calore per renderlo disponibile in assenza di soleggiamento diretto. I costi di realizzazione per impianti di taglia intorno a 50 MW oscillano tra i 2.500 ed i 4.800 €/

kWe. Il costo di produzione dell’energia elettrica è funzione dell’intensità della radiazione solare sul sito di installazione dell’impianto: per valori di 2.100 – 2.600 kWh/m² anno il costo del kWh su 25 anni è stimabile in 8 – 12 c€. Il rendimento medio annuo netto di conversione è dell’ordine del 12 – 13% [9]. A parità di area occupata, la produttività di tali sistemi è in genere inferiore di quella del fotovoltaico a causa dei seguenti motivi: • potenza persa per servizi ausiliari, pompaggio sali fusi, ecc.; • minor tempo di esercizio utile poiché la produzione è praticamente nulla in condizioni di sola luce diffusa; • perdite di calore nel circuito del fluido vettore. Un’evoluzione del collettore parabolico lineare, ancora in fase di sperimentazione, è rappresentato dal collettore lineare Fresnel, che utilizza segmenti di specchi parabolici disposti secondo il principio della lente Fresnel. In questo caso il tubo ricevitore è posizionato nel punto focale ed è fisso, e la movimentazione riguarda esclusivamente il concentratore. Ciò rappresenta un vantaggio in quanto, per far circolare il fluido termovettore, si evita l’utilizzo di tubi flessibili nel collegamento tra i singoli collettori e tra questi e le tubazioni della rete di distribuzione. Inoltre, non essendo presente l’effetto ombra tra concentratori vicini, non è necessario distanziare le

FIGURA 5 – Sistema a disco parabolico

file di collettori e quindi si ha un miglior sfruttamento della radiazione che arriva sul terreno. Normalmente questo tipo di impianti impiega l’acqua come fluido termovettore, con produzione diretta di vapore all’interno del tubo ricevitore.

Sistema a disco parabolico Questo sistema utilizza pannelli riflettenti di forma parabolica che inseguono il sole, con un movimento di rotazione attorno a due assi ortogonali, e concentrano la radiazione solare su un ricevitore montato nel punto focale (Figura 5). Il calore ad alta temperatura viene normalmente

trasferito ad un fluido ed utilizzato in un motore, posizionato al di sopra del ricevitore, dove viene prodotta direttamente energia meccanica ed elettrica. Per ragioni economiche, la dimensione del concentratore non va oltre i 15 m di diametro, limitando quindi la sua potenza massima a circa 25 – 30 kWe. La tecnologia è comunque di tipo modulare e permette la realizzazione di centrali di produzione di piccola potenza per utenze isolate. Sono stati studiati diversi cicli termodinamici e differenti fluidi di lavoro ma le attuali applicazioni industriali si stanno indirizzando

FIGURA 6 – Componente fondamentale di un sistema fotovoltaico a concentrazione è il grande sistema di specchi che ha lo scopo di concentrare la luce proveniente dal sole sul ricevitore fotovoltaico posto nel fuoco ottico del sistema CREDIT: Solergy

sull’impiego dei motori Stirling (dish-Stirling). Nella quasi totalità delle realizzazioni lo scambiatore ad alta temperatura del motore Stirling viene posizionato direttamente nel fuoco del concentratore parabolico; questa soluzione consente di convertire l’energia solare in elettricità con maggiore efficienza e con costi notevolmente più bassi rispetto all’impiego di turbine a vapore. A parità di superficie captante, la produttività dei sistemi a disco parabolico è in genere maggiore di quella del fotovoltaico poiché i motori Stirling attualmente impiegati in questi impianti presentano rendimenti di conversione dell’energia solare in energia elettrica superiori al 30%. Il costo di produzione dell’energia elettrica è stimato in 15 – 25 c€/kWhe, valore interessante per la generazione distribuita e competitivo con il piccolo fotovoltaico. Con la costruzione in serie si prevede che il costo possa diminuire fino a diventare equivalente a quello dei grandi impianti solari termodinamici. Il rendimento medio annuo netto di questi sistemi è dell’ordine del 18%, con punte del 23-24% in aree con elevato soleggiamento.

Impianti fotovoltaici a concentrazione Il fotovoltaico a concentrazione (Figura 6) rappresenta una delle strade più promettenti per la riduzione dei costi di produzione dell’energia elettrica con celle fotovoltaiche. Concentrare la luce solare su una piccola zona di celle ad alta efficienza permette infatti, a parità di potenza installata, di ridurre sensibilmente la quantità di materiale semiconduttore impiegato che costituisce la voce di costo più importante di un impianto fotovoltaico. La potenza radiante raccolta mediante concentrazione risulta molto più alta rispetto a quella relativa alla tecnologia tradizionale. (Figura 7) [10]. In ogni caso, considerando le alte temperature raggiungibili dal ricevitore fotovoltaico, è necessario provvedere ad un efficace sistema di raffreddamento in grado

di mantenere la temperatura delle celle fotovoltaiche sotto i 90°C. In tabella 2 sono riportati i costi di realizzazione e di produzione dell’energia elettrica (LEC – Levelized Energy Cost) per le differenti tecnologie di conversione dell’energia solare. I costi sono desunti da dati relativi all’esercizio di impianti esistenti e da valutazioni previsionali di esercizio (torre solare a ventilazione).

Costi di produzione dell’energia elettrica (LEC) per le principali tecnologie di conversione dell’energia solare COSTO IMPIANTO (€/kW)

TAGLIA D’IMPIANTO (kW)

RENDIMENTO CONVERSIONE (%)

LEC (€/kWh)

TORRE SOLARE

2.700-5.600

>1000

13-15

0,08-0,11

TORRE SOLARE A VENTILAZIONE

1.700-2.000

>1000

2-3

0,06-0,07

COLLETTORI PARABOLICI LINEARI

2.500-4.800

>100

13-14

0,08-0,12

DISH STIRLING

10.000-12.000

<100

18-24

0,15-0,25

FOTOVOLTAICO

3.500

<10

13-17

0,25-0,28

FOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE

2.500

<10

20-22

0,14

TABELLA 2

MOTORE STIRLING

FIGURA 7 – Confronto sulla potenza raccolta tra sistema fotovoltaico tradizionale (Flat – Plate) ed a concentrazione

FIGURA 8 – Il concentratore parabolico dirige la radiazione solare verticale in un punto focale dove sono localizzati il motore Stirling e il suo scambiatore di calore solare. La radiazione solare è assorbita dallo scambiatore di calore del motore Stirling per riscaldare il fluido termovettore. Il calore è poi convertito in energia meccanica dal motore Stirling

La principale caratteristica del ciclo Stirling è la modalità di funzionamento a ciclo chiuso che ne consente l’alimentazione con qualsiasi fonte di calore per cui, ad esempio, può essere sfruttata l’energia solare durante i periodi di massimo soleggiamento ed evenSCHEMA MOTORE STIRLING. Una particolarità di questo tualmente altre fonti di motore è quella di funzionare energia termica per i resenza fare ricorso a valvole. stanti periodi, in modo Le sole parti in movimento da assicurare una prosono il pistone ed il dislocatore duzione continua. Per che agiscono collegati su la generazione solare una camma a 90 gradi elettrica nella gamma di 1–100 kWe, il motore Stirling sembra essere la migliore soluzione tecnologica disponibile [11]. Nonostante infatti la sua limitata efficienza (fino ad un massimo del 40%), il motore Stirling presenta un’affidabilità molto elevata e costi di realizzazione contenuti.

Dish-Stirling I motori Stirling impiegati con sistemi a concentrazione solare (dish-Stirling) sono caratterizzati da alte pressioni (200 bar) ed alte temperature di funzionamento (700°C); i fluidi di lavoro maggiormente utilizzati sono elio ed idrogeno. Il ricevitore, realizzato in ceramica ad alta conducibilità termica, è composto da tubi paralleli di piccolo diametro e pareti sottili nei quali passa il fluido di lavoro spinto dai pistoni. La temperatura del ricevitore viene regolata aumentando o diminuendo la quantità di fluido di lavoro al suo interno. Il rigeneratore è costituito da un materiale poroso realizzato con sottili aghi metallici molto fitti posizionati longitudinalmente o trasversalmente alla direzione di propagazione del gas. Il motore Stirling viene generalmente accoppiato con un generatore asincrono che può essere sfruttato per l’avviamento iniziale del sistema. Il transitorio di avviamento, infatti, è un momento delicato in quanto il motore, per poter erogare potenza, deve attendere che l’irraggiamento solare assuma un valore compreso tra i 300 ed i 400 W/m². Le parti meccaniche del motore devono quindi essere portate a regime prima che il paraboloide venga

posto nella posizione di massima captazione per evitare danni alla macchina dovuti alle alte temperature che il ricevitore raggiungerebbe in assenza di scambio termico con il gas di lavoro. Generalmente il fattore di concentrazione del disco parabolico è di circa 1.500 soli. Con un disco di 10 m di diametro può essere installato un motore Stirling con potenza elettrica di circa 25 kW.

Confronto economico

Valori previsti del LEC CI (€/m²)

CM (€/m²)

T (anni)

δ (%)

ηTOT (%)

LEC (€/kWhe)

TORRE SOLARE

200

150

0,09

TORRE SOLARE A VENTILAZIONE

0,05

COLLETTORI PARABOLICI LINEARI

450

100

0,12

DISH STIRLING

1.600

150

0,23

FOTOVOLTAICO

600

0,26

FOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE

400

0,11

Il confronto sulla convenienza economica dei vari sistemi con tecnologia solare termodinamica a concentrazione (CSP – Concentrating Solar Power) è stato effettuato in base al LEC che tiene conto di tutti i costi (realizzazione, gestione e manutenzione dell’impianto, ecc.) che incidono sul prezzo di generazione dell’energia elettrica. Al fine di operare un confronto omogeneo tra i costi di produzione dell’energia elettrica delle tecnologie prese in esame, il LEC è stato stimato mediante la relazione seguente [12] che tiene conto dei costi di realizzazione CI e gestione dell’impianto CM, del periodo di vita T e della taglia dello stesso nonché dell’intensità della radiazione solare β sul sito di realizzazione: CI + CM · r + δ LEC = ————————— (3) ηTOT · β · 1 – e– r + δ · T In Tabella 3 sono riportati i valori del costo di produzione dell’energia elettrica ottenuti mediante la relazione (3), imponendo per l’intensità della radiazione solare un valore di 2.000 W/m². I valori dei costi di realizzazione e gestione dei singoli impianti sono stati desunti da dati bibliografici [5, 6, 7, 8, 9, 10]. I valori del LEC così calcolati mostrano una buona corrispondenza con i costi reali di produzione di impianti già in esercizio (Tabella 2). La relazione (3) risulta pertanto uno strumento attendibile per la previsione dei costi al variare sia dei parametri che caratterizzano la tecnologia di impianto che di quelli del sito di installazione dell’impianto. In Figura 9 viene riportato l’andamento del LEC delle varie tecnologie al variare del soleggiamento. Il grafico mostra come che la tecnologia più conveniente è quella della torre solare a ventilazione (5 c€/kWhe). Tra le tecnologie che già trovano applicazione quella più economica risulta invece la torre solare con 9 c€/kWhe, seguita dal fotovoltaico a concentrazione (11 c€/ kWhe) e dai collettori parabolici lineari (12 c€/

TABELLA 3 – Valori previsti del LEC per le principali tecnologie di conversione dell’energia solare per β pari a 2.000 kWh/anno ed r pari al 5% FIGURA 9 – Andamento del LEC al variare del soleggiamento β

FIGURA 10 – Previsione dell’andamento del LEC dei i vari sistemi solari

Tempo di ritorno dell’investimento per le principali tecnologie di conversione dell’energia solare Tempo di ritorno (anni) TABELLA 4

TORRE SOLARE

COLLETTORI PARABOLICI LINEARI

DISH STIRLING

FOTOVOLTAICO

FOTOVOLTAICO A CONCENTRAZIONE

5,5

14,0

18,0

7,0

5,0

kWhe). La tecnologia del dish-Stirling con 23 c€/kWh, sebbene risulti più conveniente rispetto al fotovoltaico tradizionale, presenta tuttavia i costi di produzione dell’energia elettrica più elevati tra tutte le tecnologie emergenti indagate. In Figura 10 sono riportati gli andamenti previsti per i prossimi anni del LEC delle tecnologie CSP e delle tecnologie che impiegano fonti di origine fossile. L’analisi della previsione mostra che nel 2020 si potrebbe avere l’equivalenza economica delle due fonti energetiche in virtù sia della diminuzione dei costi di realizzazione di impianti CSP che dell’incremento progressivo dei costi di estrazione delle risorse fossili. La valutazione sulla convenienza economica di un impianto solare non può comunque prescindere anche dalle politiche di incentivazione presenti in molte nazioni per periodi variabili. In Italia dal 2008 sono ammessi incentivi connessi al Conto Energia anche per lo sviluppo di tutte le tecnologie a solare termodinamico, la cui superficie captante superi i 2.500 m². In particolare viene erogata, per un periodo di 25 anni, la tariffa incentivante che va da 0,22 a 0,28 € in funzione del tipo di impianto. A titolo di esempio, in tabella 4 si riporta il tempo di ritorno economico di ciascuna delle tecnologie prese in esame, calcolato mediante il metodo del Valore Attuale Netto (VAN).

CONCLUSIONI Alcune stime cautelative indicano che nel 2050 tra il 20 e il 25% della produzione globale di elettricità potrà venire dall’energia solare, con una riduzione di sei miliardi di tonnellate l’anno delle emissioni di anidride carbonica [13]. I bassi rendimenti di conversione costituiscono attualmente il limite principale alla diffusione delle tecnologie solari. Occorre inoltre considerare che, anche se in alcune zone (ad es. aree desertiche) può essere ritenuto trascurabile l’impatto ambientale dovuto

alla presenza di grandi superfici captanti, nella gran parte delle aree occidentali l’applicazione in maniera estensiva di queste tecnologie non è ancora oggi realizzabile. Allo stato attuale risulta difficile prevedere quali saranno le applicazioni che prenderanno il sopravvento sulle altre; dalle valutazioni effettuate risulta che le tecnologie che promettono i maggiori rendimenti di conversione sono i sistemi dish-Stirling ed il fotovoltaico a concentrazione. Queste presentano l’ulteriore vantaggio di essere modulari (anche di piccola taglia) e scalabili, cosa molto importante per la produzione elettrica in aree ad alta concentrazione umana e con superficie disponibile per la captazione distribuita a macchia di leopardo. Sulla base del costo di produzione del kWhe, invece, gli impianti di grande taglia, come le torri solari, possono realizzare i migliori risultati,

anche se i vincoli ed i costi realizzativi assumono un’importanza talmente rilevante da rientrare in programmi energetici di nazioni o società multinazionali operanti nel settore di produzioni energetiche su grande scala. In questo caso le tecnologie con cui si troverebbero a competere direttamente sono quella nucleare e quella di grandi impianti a combustibili fossili. Un’alternativa intermedia, per taglie da qualche centinaio di kWe a qualche decina di MWe, è rappresentata dai collettori parabolici lineari che permettono la realizzazione di impianti dai costi importanti ma non proibitivi, anche se vengono catalogati come tecnologia ormai matura e difficilmente migliorabile. n * Franco Cotana, Federico Rossi, Mirko Filipponi – Università degli Studi di Perugia – Dipartimento di Ingegneria Industriale

Simboli

β irradiazione media annua [kWh/(m²·anno)] δ decadimento annuo dell’efficienza di conversione ηCAPT efficienza del sistema ottico di captazione della radiazione solare diretta ηCONV efficienza di conversione termodinamica del calore in energia meccanica o elettrica ηRAD efficienza del sistema di conversione termica della radiazione concentrata ηSERV perdite di elettricità dovute all’alimentazione dei servizi della centrale ηTOT efficienza totale di conversione CI costo dell’impianto per m² captante [€/m²] CM costo globale di conduzione e manutenzione per tutta la vita tecnica dell’impianto per m² captante [€/m²] f frequenza di ciclo [Hz] P potenza meccanica [W] Pm pressione di ciclo medio [bar] r tasso d’interesse annuo Vp volume spazzato dal pistone di potenza [cm³] T periodo di vita tecnica dell’impianto [anni]

bibliografiA

1. Ministero dello Sviluppo Economico, Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell’articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, 2007. 2. U.S. Department of Energy, 2008 Solar Technologies Market Report, 2010. 3. DOE/EIA – Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2010, 2009. 4. D. Coiante, Sistemi solari termoelettrici. Alcune considerazioni tecniche per l’applicazione in Italia, http://www. aspoitalia.it, 2005. 5. D. Mills, Advances in solar thermal electricity technology, Solar Energy, vol. 76, pp. 19–31, 2004. 6. http://www.treehugger.com, World’s Largest Solar Tower Now Powers 10,000 Homes, 2009. 7. J. Schlaich, R. Bergermann, W. Schiel, G. Weinrebe Design of commercial solar tower systems – Utilization of solar induced convective flows for power generation, Proceedings of International Solar Energy Conference, 2003. 8. E. Gruenstein, Solar Tower Technology, http://www.brynmawr.edu/geology/206/gruenstein2.htm, 2008. 9. V. Quaschning, Technical and economical system comparison of photovoltaic and concentrating solar thermal power systems depending on annual global irradiation, Solar Energy, vol. 77, pp. 171–178, 2004. 10. Descrizione Sistemi Fotovoltaici a Concentrazione, http://www.scienzaegoverno.org, 2004. 11. B. Kongtragool, S. Wongwises, A review of solar-powered Stirling engines and low temperature differential Stirling engines, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 7, pp. 131-154, 2003. 12. D. L. Brito, J. Rosellon, Energy and Nanotechnology: Prospects for Solar Energy in the 21st Century, James A. Baker III Institute for Public Policy of Rice University, 2004. 13. IEA – International Energy Agency, Solar photovoltaic energy – Technology Roadmap, 2010

Software multienergia

Solar Decathlon 2007, Georgia Institute of technology

Modelli e strumenti

informatici per il progetto di sistemi multienergia Lo sfruttamento di una o più fonti rinnovabili richiede la creazione di un sistema energetico di tipo multienergia. I modelli di simulazione di tipo statistico sono stati i primi ad essere utilizzati per lo studio di semplici sistemi ibridi ma al crescere del numero di convertitori e di fonti energetiche utilizzati sono stati abbandonati in favore di modelli di calcolo basati sulle serie temporali di Enrico Fabrizio e Marco Filippi *

sistema multienergia [1] si intende un sistema energetico ibrido in cui si sfrutta una combinazione di due o più convertitori energetici e/o due o più fonti energetiche che alimentano il medesimo convertitore al fine di superare le limitazioni che sarebbero caratteristiche di ciascun convertitore e ciascuna fonte presi singolarmente [2]. Rispetto all’aggettivo ibrido, l’aggettivo multienergia è usato per enfatizzare l’aspetto per cui, in queste tipologie di sistemi, molteplici convertitori energetici sono utilizzati concorrentemente per eneralmente con il termine

coprire una o più richieste energetiche, distinguendoli da quelli convenzionali che tipicamente sono alimentati da un’unica fonte energetica. Di frequente nei sistemi multienergia una delle fonti energetiche è di tipo rinnovabile e tali tipologie di sistemi, anche a servizio degli edifici, stanno recentemente ricevendo sempre maggiore attenzione. Molto spesso è proprio lo sfruttamento di una o più fonti rinnovabili a richiedere la creazione di un sistema energetico di tipo multienergia, dovendo assicurare la copertura dei carichi che sono richiesti attraverso

opportuni convertitori di back-up basati su fonti energetiche non rinnovabili.

Caratteristiche dei sistemi multienergia Sono considerabili come multienergia i sistemi energetici a servizio delle Passivhaus (si veda lo schema nella figura 1), delle Zero Energy Home, degli edifici ZED (Zero Energy Development, figura

Produzione ACS con recupero totale di calore e compressore DC inverter per la nuova pompa di calore reversibile aria/acqua PRANA i-NRG di Climaveneta. Adatta per installazione interna o esterna. Potenza di 17,8 kW

Centro Ricerche Fiat (CRF) di Orbassano (TO), intervento di retrofit energetico per la realizzazione di una facciata ibrida fotovoltaicotermica. Il progetto è stato citato anche a livello europeo come uno dei più significativi utilizzi delle tecnologie fotovoltaiche Progetto: Unità di Ricerca Energia e Ambiente Costruito del Dipartimento BEST, Politecnico di Milano

2) e di tutti quegli edifici terziari (edifici per uffici, centri commerciali, ospedali) in cui si sfrutta una combinazione di fonti energetiche diverse per ridurre il consumo di energia primaria, per aumentare la sicurezza nell’approvvigionamento dell’energia e per produrre l’energia nello stesso luogo in cui viene consumata. Sistemi multienergia ricorrenti nella pratica e oggetto di ricerche teoriche o sperimentali comprendono, variamente aggregati, cogeneratori, captatori solari termici e fotovoltaici, turbine eoliche, pompe di calore geotermiche, caldaie a biomassa. Le caratteristiche che rendono complesso il progetto e l’esercizio di un sistema mutienergia sono: • la natura intermittente delle fonti rinnovabili e i relativi effetti sul sistema; • l’ampio numero di possibili convertitori energetici e di possibili configurazioni del sistema; • la necessità di adottare accurati modelli di calcolo finanziario per stimare il costo di esercizio del sistema ed il consumo energetico.

SISTEMA IBRIDO CON POMPE DI CALORE AD ARIA. È possibile ipotizzare un sistema ibrido, con caldaia a condensazione, per far operare la pompa di calore solo nelle condizioni in cui si prevede non si verifichi un significativo brinamento della batteria. Figura 1. Schema del sistema energetico tipo a servizio di una Passivhaus

Aria di rinnovo

scambiatore geotermico Recuperatore di calore aria-aria ripresa aria

Aria espulsa

mandata aria

micro-pompa di calore impianto solare termico acqua fredda

acqua calda sanitaria

Figura 2. Disegno di un edificio RuralZEDTM BDa ZEDfactory Ltd

Models, techniques and informatics tools for simulation and design of multi-energy systems

The optimization problem of a multi-energy system is complex and the skills of various disciplines contribute to its solution. Statistical models simulation were the first to be used for the study of simple hybrid systems (which matched few converters and some renewable energy systems, such as hybrid photovoltaic and wind power, wind and CHP), but, after the growth of converters and energy sources used, they have been abandoned in favor of computer models based on time series. KEYWORDS: multienergy, software, optimizations

MODELLI DI CALCOLO Risulta pertanto necessario disporre di modelli di calcolo sufficientemente dettagliati che consentano di simulare il comportamento di questi sistemi complessi e di valutare le possibili alternative progettuali, sia in termini di configurazioni di sistema, tipologie di convertitori (necessariamente variabili discrete) e potenze dei convertitori (variabili discrete o continue), sia in termini gestionali di strategie di funzionamento per ottimizzarne il controllo in fase di esercizio (lo stesso sistema multienergia può infatti dar luogo a consumi energetici e costi di esercizio diversi in funzione delle strategie di gestione). Sono due le famiglie di modelli di calcolo che possono essere adottate per simulare il comportamento di un sistema multienergia: quella dei modelli basati sulle serie temporali e quella dei modelli di tipo statistico [4].

Modelli delle serie temporali Nei modelli basati sulle serie temporali l’intervallo di tempo di analisi è suddiviso in sottointervalli finiti di tempo (time step) e la prestazione del sistema è simulata ad ogni time step. Usualmente il comportamento dinamico di ogni componente del sistema (convertitori, accumuli), quindi del sistema in generale, non è realmente modellato, ma approssimato attraverso una successione di condizioni di stazionarietà riferentisi ad ogni time step. La maggior parte dei modelli utilizza un time step pari ad 1 ora, che rappresenta un buon compromesso tra accuratezza delle calcolazioni, tempi di calcolo e disponibilità dei dati in ingresso. Un modello basato sulle serie temporali effettua il bilancio di energia su tutti i flussi in ingresso e in uscita da ciascun componente del sistema e può richiedere una o più informazioni riguardanti le strategie di funzionamento (ad es. priorità nel soddisfacimento dei carichi) per procedere da un time step all’altro. In alcuni casi l’applicazione di un modello basato sulle serie temporali necessita la creazione di valori orari di alcune variabili di ingresso, quando non disponibili, quali ad esempio fonti energetiche (radiazione solare, vento) e carichi a partire da valori sintetici (radiazione annua, velocità media del vento). Allo stesso modo, può essere necessario calcolare indicatori sintetici dai dati in uscita resi disponibili su base oraria per agevolare l’interpretazione dei risultati.

Modelli statistici Nei modelli statistici la prestazione del sistema è determinata su un intervallo di tempo più ampio di quello adottato nel caso di un modello basato su serie temporali (ad esempio su base mensile) e gli effetti dovuti alla variabilità delle grandezze in ingresso che avvengono ad una scala temporale inferiore a quella adottata (ad

Ottimizzazione vs selezione

Nel caso di progetto del sistema, una tecnica di ottimizzazione può essere utilizzata per la ricerca della soluzione ottimale del problema, e tale tecnica dipende strettamente dal modello di calcolo adottato e dalla natura delle funzioni obiettivo e dei vincoli del problema. Tuttavia, nel campo del progetto di sistemi energetici a servizio degli edifici alcuni autori utilizzano il termine ottimizzazione per indicare sia un vero e proprio problema matematico di ottimizzazione che viene risolto attraverso un adeguato algoritmo di calcolo, sia la scelta di una configurazione del sistema all’interno di un numero finito di possibilità basata sull’applicazione di un criterio decisionale che consente di ordinare le configurazioni. Per evitare fraintendimenti, sarebbe opportuno utilizzare il termine ottimizzazione solo per il primo tipo di applicazioni e il termine selezione per il secondo tipo di applicazioni.

esempio inferiore al mese) sono presi in considerazione attraverso opportuni indicatori di tipo statistico dei dati in ingresso. In tal modo la numerosità dei dati di ingresso richiesti risulta molto contenuta: sono necessari esclusivamente dati medi mensili o annuali di carichi e fonti energetiche, parametri prestazionali dei componenti e i parametri statistici che esprimono la variabilità delle fonti (ad esempio lo scarto quadratico medio delle velocità del vento o il grado di correlazione di un dato carico con una data fonte energetica). Questi modelli sono più semplici e più speditivi nel calcolo, anche se meno accurati e flessibili di quelli basati sulle serie temporali, per la difficoltà di implementare configurazioni particolarmente complesse con un elevato numero di convertitori. Un esempio di modello di tipo statistico è quello denominato Loss of Power Supply Probability (LPSP), ovvero probabilità di non soddisfacimento del carico, una tecnica probabilistica introdotta da Abouzahr e Ramakumar per il progetto di sistemi ibridi eolici [5] e fotovoltaici [6] e successivamente applicata nel progetto e nell’ottimizzazione di sistemi isolati ibridi eolici-fotovoltaici [7], fino ad alcune applicazioni recenti [9]. Questa tecnica è basata sulla LPSP che è la probabilità che il sistema vada incontro ad un insufficiente soddisfacimento della domanda di energia in un certo time step del periodo di tempo di analisi, ovvero ad una condizione in cui il sistema non sia in grado di coprire il carico richiesto. Dalla conoscenza di parametri statistici che esprimano la variabilità delle fonti e la loro correlazione con la variabilità del carico richiesto, può essere calcolata la LPSP. Questo modello di calcolo risulta particolarmente efficiente allorquando si voglia valutare l’entità ed il comportamento di un accumulo di energia (al crescere dell’energia che è possibile accumulare, diminuisce la probabilità di non soddisfacimento del carico). Infine, va segnalato che un criterio di selezione basato sulla probabilità che il sistema non sia in grado di coprire il carico richiesto può essere utilizzato non solo all’interno di un modello di tipo statistico, ma anche quando si utilizza un

modello basato sulle serie temporali: in questo secondo caso la LPSP è calcolata numericamente a partire dai risultati della simulazione condotta nel dominio del tempo e non determinata dalla funzione densità di probabilità fS(s) che può essere di difficile espressione analitica nel caso di sistemi complessi.

Tecniche di ottimizzazione Sono molte le tecniche numeriche di ottimizzazione che possono essere utilizzate nel caso in cui si voglia ricercare la configurazione ottimale di un sistema multienergia. Per sistemi semplici si preferisce comunque non condurre un’ottimizzazione quanto piuttosto operare una selezione. L’algoritmo di ottimizzazione da adottare dipende dalla natura delle variabili decisionali (continue o discrete), della funzione obiettivo e dei vincoli del problema nonché dalla natura del modello di calcolo utilizzato per la simulazione del sistema. Nel caso in cui sia la funzione obiettivo, anche di più variabili, sia i vincoli siano funzioni lineari, possono essere utilizzati algoritmi di ottimizzazione basati su tecniche di programmazione lineare, ampiamente applicati sia nel caso di sistemi ibridi sia nel caso di sistemi di cogenerazione e trigenerazione. Alcuni tra i più usati sono basati sul metodo del simplesso e sul metodo del simplesso revisionato, ma altri algoritmi, destinati alla soluzione di problemi specifici in maniera più efficiente dei tradizionali possono essere oggetto di definizione originale [10]. Funzioni e vincoli non lineari sono frequentemente utilizzati

in problemi di ottimizzazione di tipo termoenergetico, in quanto molte proprietà che caratterizzano il sistema (ad esempio l’efficienza) presentano una variabilità quadratica o cubica rispetto alle variabili indipendenti. Si ricorre in questi casi a tecniche di programmazione non lineare (moltiplicatori di Lagrange, metodi iterativi di linearizzazione, ecc.) Anche gli algoritmi genetici sono stati ampiamente utilizzati nel progetto e nell’ottimizzazione di grandi impianti di conversione dell’energia e, recentemente, di sistemi energetici a scala di edificio e di quartiere [11]. Ciò è dovuto alle caratteristiche degli algoritmi

Una promettente ed interessante applicazione è perciò quella degli algoritmi di ottimizzazione robusta, che consente di ricercare una soluzione “robusta”, ovvero tale da rimanere ammissibile anche al variare di alcuni parametri di input (per esempio i profili di carico che interessano il sistema energetico, necessariamente variabili).

genetici di: • poter trattare funzioni obiettivo qualsiasi, anche molto complesse, che contengano variabili sia di tipo continuo che di tipo discreto; • condurre il processo di ottimizzazione solo a partire dai risultati del modello di simulazione del sistema energetico. Gli algoritmi genetici hanno anche il vantaggio di non richiedere particolari proprietà (quali ad esempio la continuità o l’esistenza delle derivate) della grandezza che deve essere minimizzata e sono anche efficienti allorquando vengono affrontati problemi di ottimizzazione multi-obiettivo. Una soluzione ottima non è tuttavia facilmente implementabile nelle applicazioni reali, in cui tutti i vincoli del sistema possono non assumere sempre i valori fissati e certi adottati per la soluzione del problema di ottimizzazione.

Tecniche di selezione Una tecnica di selezione è basata sull’applicazione di un criterio decisionale, e tale approccio è utilizzato da molti software dedicati al progetto di sistemi multienergia. Il criterio di selezione può essere basato sulle medesime funzioni obiettivo di un processo di ottimizzazione (per i criteri decisionali utilizzati nell’ottimizzazione/ selezione di un sistema multienergia a servizio di un edificio ci si può riferire a [12]). L’esigenza di prendere in considerazione

MODELLO STATISTICO PER LA SIMULAZIONE DI UN SISTEMA IBRIDO EOLICO-FOTOVOLTAICO

LPSL!

P min# L max

Figura 3. Variazione della Loss of Power Supply Probability (LPSP) di un sistema ibrido fotovoltaico-eolico in funzione del numero di pannelli e della taglia dell’aerogeneratore da 0,2 a 2 kW (da [8]) 1970

0.225

0,2 kW

1750

0.2

1530

0.175

1315

0.15

1095

0.125

875 655 440 220 0

0.1

0,8 kW

0.075 0.05

1,4 kW

0.025

2 kW

LPSP

Ore di non soddisfacimento del carico [h]

A titolo di esempio (sintesi dell’applicazione riportata in [7]), nel caso di un sistema ibrido eolico-fotovoltaico composto da una turbina eolica, un campo fotovoltaico e un accumulatore di energia elettrica, la potenza in ingresso al sistema di accumulo S(t) è funzione del tempo t e può essere espressa come S(t) = P(t) – L(t), ovvero come differenza tra la potenza fornita P(t), somma della potenza fornita dalla turbina eolica e della potenza fornita dal campo fotovoltaico a quel time step, e il carico richiesto L(t). La grandezza S(t) è variabile in un intervallo compreso tra il valore a cui il sistema non sarebbe più in grado di coprire il carico e un certo valore massimo. Assumendo che P(t) e L(t) siano statisticamente indipendenti e che le funzioni densità di probabilità di P e L, rispettivamente fP(p) e fL(l) siano note, la funzione densità di probabilità della potenza in ingresso all’accumulo di energia fS(s) è data dal prodotto di convoluzione delle funzioni densità di probabilità di P e L, e dalla fS(s) si può calcolare la LPSP come:

Numero di pannelli FV SISTEMA IBRIDO EOLICO-FOTOVOLTAICO. La potenza complessiva installata di questo sistema è di 600 Wp per il fotovoltaico e di 400 Wp per l’eolico, per un consumo medio di 3 kWh al giorno

f S s ds

Ai fini del progetto del sistema energetico si fissa un valore di LPSL, per esempio uguale a 1% (o un giorno in 10 anni), e si fa variare la capacità dell’accumulo o dei componenti del sistema fino a determinare il valore prefissato di LPSL (figura 3).

molteplici criteri decisionali, a volte anche tra loro divergenti, come i criteri di tipo economico e quelli di tipo energetico, ha portato da un lato all’applicazione di ottimizzazioni in cui la funzione obiettivo è una combinazione lineare di diverse funzioni obiettivo (e questo vale, in linea di principio, anche per le tecniche di ottimizzazione), ma anche all’applicazione di vere e proprie procedure di aiuto alla decisione di tipo multi-criteriali (multi-criteria decision making tools). Fra queste si possono citare i metodi della famiglia ELECTRE, molto diffusi in ambito francese e svizzero ma di minor comune applicazione in questo tipo di problemi in ambito internazionale; la Multi-Attribute Value Tehory (MAVT), applicata per la selezione del sistema energetico a servizio di edifici residenziali in [13] e l’Analitic Network Process (ANP). Lo schema ANP è di tipo gerarchico e deve perciò essere utilizzato quando vi siano relazioni di dipendenza tra gli obiettivi del problema di selezione; nello schema MAVT invece il problema decisionale è organizzato attorno ad un albero di obiettivi decisionali (dal principale a quelli inferiori) e si deve determinare in che misura gli obiettivi sono raggiunti.

Software di calcolo Alcuni dei software che vengono utilizzati per simulare il comportamento di un sistema multienergia ed ottimizzarne le prestazioni vengono presentati nel seguito. La gran parte di essi utilizzano modelli basati sulle serie temporali. I riferimenti di ciascun software sono indicati al termine della bibliografia. 1.1 TRNSYS TRaNsient SYstems Simulation engine nasce nel 1975 come codice di calcolo per la soluzione delle equazioni differenziali che consentono di modellizzare il comportamento di sistemi solari, basato su un approccio modulare, in cui i moduli (collettori solari, accumuli, controllori, scambiatori di calore, carichi dell’edificio) vengono chiamati type. Successivamente sono state vieppiù allargate le potenzialità del software alla simulazione dell’edificio e ad un maggior numero di componenti impiantistici. Molti types sono ora forniti insieme al software (a pagamento), alcuni sono liberamente scaricabili dal sito del software, altri possono essere acquistati. Sta per essere commercializzata la versione 17. In oltre 30 anni di utilizzo del software, numerose sono state le applicazioni di ricerca, soprattutto nel campo di sistemi multienergia alimentati ad energia solare, anche volte a proporre nuovi type successivamente messi a disposizione degli utenti. 1.2 EnergyPlus Il software di simulazione termoenergetica degli edifici EnergyPlus, di cui una descrizione di dettaglio della struttura, del motore di calcolo, delle potenzialità e dell’uso che ne viene fatto è fornita in [14], possiede molte funzionalità che

TRNSYS

consentono di modellare in dettaglio la prestazione di sistemi multienergia a servizio di un edificio. Tuttavia, dal momento che il software non è nato espressamente a tal fine, risulta meno immediata, rispetto ad altri software, l’implementazione di lay-out di sistemi energetici complessi

e l’inserimento di tutti i dati di input necessari alla modellazione di alcuni componenti, a meno di non utilizzare quelli di default ove presenti. Come discusso in [14], non risultano ancora numerose le

Interfaccia Design Builder (DesignBuilder Software ltd ) di EnergyPlus

temporali e risolve il bilancio orario dei flussi di energia all’interno dei singoli convertitori, e tra di essi all’interno del sistema energetico, per ogni configurazione del sistema inputata. Il risultato è una classificazione ordinata per costo attuale netto (che combina il costo di investimento – annualizzato rispetto alla vita utile di ciascun componente del sistema avendo assunto un tasso di sconto reale – e i costi di sostituzione, di esercizio e di manutenzione) delle configurazioni del sistema. Il loro numero è pari al prodotto tra il numero di taglie da considerare per ciascun convertitore, e coincide con il numero di configurazioni del sistema che il software simula in successione, ovvero: m

n sys ! HOMER

applicazioni di questo software ai fini della selezione di un sistema multienergia. 1.3 HOMER HOMER (Micropower and distributed generation optimization model) è un software di ottimizzazione dei sistemi di microgenerazione e generazione distribuita sviluppato dal NREL (National Renewable Energy Laboratory) statunitense. Consente di modellizzare una serie di convertitori

energetici sia connessi in rete sia isolati (off-grid) e di simularne il comportamento lungo un anno tipo. HOMER è particolarmente indicato, come chiaramente espresso dalla sua denominazione, per la simulazione dei sistemi di generazione distribuita e può essere utilizzato per verificare il dimensionamento di ogni componente del sistema. Devono essere inseriti come dati di input la disponibilità delle fonti energetiche, le caratteristiche dei convertitori ed i relative costi e i dati relativi alla domanda di energia cui il sistema deve far fronte. HOMER è basato su un modello delle serie

Figura 4. Schema di un sistema energetico e dei carichi in HOMER

" nK K=1

essendo nsys il numero di configurazioni del sistema oggetto di simulazione da parte del software, nK il numero di taglie (potenze) inputate per ciascun convertitore K del sistema ed m il numero di convertitori. I carichi (che possono essere primari e secondari elettrici, termici, ed anche sotto forma di idrogeno) vengono inseriti o sotto forma di profilo orario del giorno tipo di ogni mese (che il software assume costante per ciascun mese) o sotto forma di serie temporali complete riferite alle 8760 ore dell’anno attraverso una procedura di importazione di dati di ingresso in formato di testo. Tra i convertitori che possono essere modellati vi sono: pannelli fotovoltaici, turbine eoliche, generatori di energia elettrica e cogeneratori (a diesel, a gasolio, ecc…), accumulatori di energia elettrica, alternatori, elettrolizzatori, accumuli di energia sotto forma di idrogeno. L’elemento chiave del modello sono due dorsali in corrente continua ed alternata a cui ciascun convertitore viene connesso (figura 4). Riguardo alla caratterizzazione economica dei convertitori, sono assunte dal software delle funzioni di costo lineari per l’interpolazione tra i valori di costo forniti dall’utente per specifiche taglie delle macchine. È anche possibile condurre analisi di sensitività di alcune variabili caratterizzanti il sistema per identificare quando una configurazione del sistema è maggiormente conveniente di un’altra in funzione di due variabili e analisi dell’affidabilità del sistema attraverso la percentuale di copertura del carico. HOMER è ampiamente utilizzato e accettato come software di simulazione dei sistemi di generazione elettrica distribuita a livello sia internazionale sia nazionale. Molte analisi relative a sistemi ibridi pubblicate su riviste scientifiche (in special modo “Renewable Energy”) sono state condotte attraverso questo software, tra cui i lavori di Iqbal [15] per le applicazioni

nel Newfoundland, di Shaahid e Elhadidy [16] nel campo dei sistemi ibridi fotovoltaici e cogenerativi a motore endotermico, di Beccali et al. [17] nel campo dell’integrazione tra tecnologie alimentate a rinnovabili e sistemi ad idrogeno. 1.4 RETScreen International RETScreen International è uno strumento basato su un modello di tipo statistico per il progetto di sistemi alimentati a fonti rinnovabili formato da un insieme di fogli di calcolo e sviluppato dal Minister of Natural Resources canadese. Le applicazioni disponibili come singoli fogli di calcolo – relativi all’eolico, al minidraulico, al fotovoltaico, alla cogenerazione, alle biomasse per usi termici, ai sistemi solari attivi ad aria, ad acqua e passivi, alle pompe di calore geotermiche – sono state rese gratuitamente disponibili sul sito del Ministero canadese fino a che un’unica versione del software è stata pubblicata includendo e aggiornando tutti i sopracitati moduli. Il software è disponibile in varie lingue. Ogni modulo è strutturato in 5 fogli di calcolo principali: quello relativo alla prestazione energetica, quello relativo all’analisi economica, quello relativo alla determinazione delle emissioni di gas serra, quello relativo al consuntivo economico-finanziario e quello relativo alla analisi di sensitività e di rischio. L’aspetto principale che distingue RETScreen dagli altri software del campo è la particolare accuratezza delle analisi di tipo economico-finanziario. L’analisi di rischio è basata su una tecnica di simulazione di tipo Monte Carlo, in cui i parametri di input di tipo finanziario sono scelti a caso all’interno di un range predeterminato. Un completo e documentato manuale ingegneristico del software, che contiene tutti i modelli di calcolo adottati, è a disposizione e può essere consultato come utile repertorio di riferimento. Sebbene meno diffuso di HOMER nei lavori pubblicati su riviste internazionali, anche questo software ha guadagnato un vasto consenso ed è stato applicato in numerosi studi (ad es. [18] e [19]). 1.5 Altri software DER-CAM (Distributed Energy ResourcesCustomer Adoption Model) è un software di ottimizzazione di sistemi di generazione distribuita sviluppato dall’Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL). Vengono inseriti i profili orari del carichi termici ed elettrici, i costi delle tariffe energetiche e delle fonti energetiche, le prestazioni dei convertitori per la generazione distribuita e il risultato è rappresentato dalla scelta della migliore tecnologia e del miglior profilo di funzionamento unitamente ai dati relativi ai costi, ai consumi ed alle emissioni di inquinanti. Il processo di ottimizzazione prevede la minimizzazione del costo annuo per l’energia di un dato consumatore. È stato utilizzato da Zhou et al. [20] per la selezione delle tecnologie di generazione distribuita da utilizzare in applicazioni

RETScreen International

relative a varie tipologie di edifici (hotel, ospedali, scuole, edifici commerciali e ristoranti). HOGA (Hybrid Optimization by Genetic Algorithms) è un software per la simulazione e ottimizzazione di sistemi energetici ibridi sviluppato dal Dipartimento di Ingegneria Elettrica dell’Università di Saragozza (che comprende i componenti PV, accumulatori, turbine eoliche ed idrauliche, generatori elettrici, fuel cell, elettrolizzatori, accumuli di idrogeno e inverter) e ottimizza le strategie di controllo del sistema attraverso una ottimizzazione mono-obiettivo o multi-obiettivo condotta attraverso algoritmi genetici. Hybrid2 è stato sviluppato dal Renewable Energy Research Laboratory dell’Università del Massachussets per la simulazione di lungo periodo e l’analisi economica di sistemi energetici ibridi. Adotta un modello basato sulle serie temporali ed è dotato di una interfaccia grafica e di una libreria di componenti disponibili in DER-CAM Concept

commercio con le relative specifiche tecniche. FACES (Forecasts of Air Conditioning system’s Energy environmental and economical performance by Simulation) è un software sviluppato dalla Nikken Sekkei Ltd., dalla Chubu University e dalle compagnie elettriche di Tokyo, Chubu e Kansai con la collaborazione di quelle di numerose altre città (Hokkaido, Tohoku, Hokuriku, Chugoku, Shikoku, Okinawa), per la selezione della fonte energetica ottimale nello stadio iniziale del processo progettuale di un edificio [21]. È basato su una simulazione di dettaglio dell’impianto di climatizzazione dell’edificio in cui i numerosi

dati di input necessari sono calcolati da specifici algoritmi integrati nel software i quali richiedono l’inserimento di quei soli dati che sono disponibili nei primi stadi progettuali (ad esempio località, area di pavimento climatizzata, destinazione d’uso, numero di piani, tipologia di impianto di climatizzazione. MESSAGE (Model for Energy Supply Strategy Alternatives and their General Environmental impact) è un modello di ottimizzazione di sistemi energetici usato per la pianificazione energetica di medio e lungo termine e per l’analisi di scenari. È nato nel 1995 (correntemente aggiornato alla versione IV) per opera dell’organizzazione di ricerca non governativa International Institute for Applied Systems Analysis. MESSAGE consente di prendere in considerazione l’interdipendenza tra attività estrattiva, importazione ed esportazione delle risorse, conversione, trasporto, distribuzione e approvvigionamento dell’energia. Il modello, sviluppato in ambiente UNIX, fornisce scenari basati sulla minimizzazione del costo totale del sistema in funzione dei vincoli inseriti dall’utente. Il grado di dettaglio tecnologico nella modellazione dei sistemi energetici è flessibile in funzione dello scopo del problema. È principalmente utilizzato per modellare e ottimizzare sistemi energetici a scala di quartiere e regionale. Per applicazioni specificatamente nate per il settore primario, si segnalano infine i programmi di calcolo SIENA ed Alpiwatt, elaborati rispettivamente dall’Istituto di Ingegneria Agraria di Milano e dal DEIAFA dell’Università di Torino, destinati alla selezione del sistema energetico a servizio di una azienda agraria il primo e alla selezione del sistema energetico a servizio di un alpeggio il secondo. Entrambi sono scaricabili dal sito della Regione Piemonte.

ELEMENTI COMUNI E DIFFERENZE Come si può osservare dagli esempi presentati, gli strumenti informatici per la simulazione dei

sistemi multienergia sono molteplici. Per quanto riguarda lo scopo dello strumento, alcuni software sono stati espressamente concepiti come strumenti di ottimizzazione/selezione di sistemi energetici ibridi (come HOMER e RETScreen), mentre altri sono stati originariamente concepiti come strumenti di simulazione energetica dell’edificio e dei relativi impianti di climatizzazione e sono in seguito stati ampliati fino a comprendere la possibilità di simulare impianti di generazione dell’energia elettrica in situ e altri convertitori alimentati a fonti rinnovabili (è il caso di EnergyPlus). Un caso a sé risulta il software TRNSYS, che consente anche la costruzione di un type specifico per un particolare componente di un sistema multienergia (convertitore, regolatore, accumulo).

Tabella 1.

Per quanto riguarda l’applicazione dello strumento, molti di essi sono strumenti di simulazione, e perciò possono essere utilizzati per verificare uno scenario progettuale pre-impostato dall’utente ma non per operare una ottimizzazione/selezione del sistema energetico (quantomeno non all’interno del software stesso); altri sono degli strumenti di vera e propria ottimizzazione/selezione e restituiscono come risultato una particolare configurazione ottimizzata. Anche per i software che restituiscono uno scenario ottimizzato (ad eccezione di HOGA), la selezione usualmente non si riferisce alla soluzione di un problema numerico di ottimizzazione ma ad una scelta tra diversi scenari sulla base di un criterio decisionale. Per quanto riguarda l’uso dei software,

Confronto tra EnergyPlus, HOMER e RETScreen EnergyPlus

HOMER

RETScreen Int.

Serie temporali

Statistico

Sub-orario 1

Orario

Potenze/taglie convertitori

si 2

no 3

Lay-out del sistema

si 4

no 5

qualsiasi

Caldaie

Caldaie a legna

Cogeneratori

Fuel cells

Collettori solari

Modello Time step delle calcolazioni Simulazione dell’edificio Ottimizzazione di progetto Analisi di sensitività Scala del sistema

Convertitori

Turbine eoliche

x x

Turbine idrauliche x

Convertitori ca/cc

Gruppi frigoriferi

Pompe di calore

Variabili 7

Profili di carico orari annuali

Profili di carico orari giornalieri rappresentativi

TRY 8

Valori medi/TRY 8

Valori medi

Primary energy

Pollutants emissions

Financial indicators

Efficienze

Dati climatici Dati di output

Accumulatori

Analisi integrata 6

Dati di input

1 Fino ad 1 minuto per la simulazione degli impianti di climatizzazione, fino a 15 minuti per la simulazione dell’edificio. 2 Solo per alcune grandezze che possono essere autodimensionate sulla base di calcolazioni svolte in condizioni di progetto (invernale, estivo, definito dall’utente). 3 Le potenze/taglie dei convertitori devono essere inserite dall’utente; il software restituisce la potenza/taglia ottimale tra quelle inserite. 4 Così come affermato per le taglie dei convertitori alla nota 3, l’ottimizzazione del lay-out del sistema non è condotta attraverso un problema matematico di ottimizzazione bensì attraverso la selezione, sulla base di un criterio decisionale espresso attraverso una funzione numerica, tra diverse alternative inputate dall’utente. 5 Analisi di sensitività possono essere condotte off-line. 6 Si intende la possibilità di valutare l’impatto della variazione di una caratteristica del sistema su tutte le altre ad essa connesse. 7 Le equazioni che modellano il comportamento dei convertitori energetici variano tra i software. 8 Test Reference Year della località (serie temporale di 8760 valori delle grandezze climatiche).

generalmente la numerosità dei dati di input richiesti per la simulazione è elevata, ad esclusione di alcuni software espressamente concepiti per essere utilizzati anche in assenza di informazioni dettagliate (FACES). Nella tabella 1 viene effettuato un confronto fra tre dei più importanti software analizzati e scelti tra quelli liberamente scaricabili dai rispettivi siti internet. Si può osservare che il problema della selezione delle tipologie e delle taglie dei convertitori e del lay-out del sistema è trattato in maniera diversa tra i vari software. Per quanto riguarda i componenti del sistema, non tutti i convertitori energetici e gli accumuli sono presenti nei vari software, ma non va dimenticato che l’accuratezza nella modellazione del comportamento di un componente, sia a carico totale sia a carico parziale, può variare notevolmente tra un software e l’altro. Quest’ultimo aspetto è molto importante se si pensa che i convertitori energetici a servizio di un edificio, a differenza di quelli a servizio di un processo industriale, lavorano quasi sempre a carico parziale, e perciò l’accuratezza dello strumento di simulazione deve essere attentamente valutata in funzione dei costi (necessità di reperire dati di input, tempo impiegato nella costruzione e validazione del modello di simulazione) e dei benefici (maggiore accuratezza nella simulazione del comportamento del convertitore).

CONCLUSIONI Il problema dell’ottimizzazione di un sistema multienergia è complesso e alla sua soluzione concorrono le competenze di varie discipline. Riguardo ai modelli di simulazione, è possibile affermare che quelli di tipo statistico sono stati i primi ad essere utilizzati per lo studio di semplici sistemi ibridi (che accoppiavano pochi convertitori e alcune fonti energetiche come i sistemi ibridi fotovoltaici ed eolici, eolici e cogenerativi), ma a seguito della crescita del numero di convertitori e di fonti energetiche utilizzati sono stati abbandonati in favore di modelli di calcolo basati sulle serie temporali. Come risulta dalla bibliografia, le applicazioni di modelli statistici – sviluppatesi dal punto di vista teorico agli inizi degli anni ’90, ([5] e [6]) – sono oggi più rare [9] rispetto a quelle dei modelli delle serie temporali [15], [16] e [17]. Per quanto riguarda invece i software di simulazione e verifica, si nota come quelli specificatamente nati per la simulazione dei sistemi ibridi (HOMER, HOGA, Hybrid2 ma anche MERIT) non possiedano la varietà di convertitori energetici che sono utilizzati negli edifici, e tendano a concentrarsi sui sistemi di generazione elettrica distribuita, senza invece considerare le peculiarità della connessione ad un edificio dei convertitori; al contrario quelli specificatamente nati per la simulazione energetica degli edifici (EnergyPlus) non possiedono la flessibilità di implementazione di schemi propria dei software che sono nati

“

Gli studi effettuati si sono concentrati sulla generazione di energia elettrica piuttosto che su quelle di energia termica e frigorifera, e raramente è stata affrontata l’interazione tra il comportamento energetico dell’edificio e la prestazione del sistema energetico

per la simulazione dei sistemi ibridi. Inoltre gli studi effettuati si sono concentrati sulla generazione di energia elettrica piuttosto che su quelle di energia termica ed frigorifera, e raramente è stata affrontata l’interazione tra il comportamento energetico dell’edificio e la prestazione del sistema energetico. Un buon compromesso tra le esigenze evidenziate è stato proposto dagli Autori attraverso la procedura di ottimizzazione dei sistemi multienergia degli edifici basata sul concetto di

Energy Hub, applicabile sia in fase di analisi di fattibilità che di verifica dettagliata del sistema, illustrata nella tesi di dottorato [3] e sintetizzata nella relazione [22]. n * Enrico Fabrizio – Università di Torino, DEIAFA * Marco Filippi – Politecnico di Torino, DENER Gruppo di ricerca TEBE

Sitografia

TRNSYS http://sel.me.wisc.edu/trnsys/ EnergyPlus http://apps1.eere.energy.gov/buildings/energyplus/ (freeware) HOMER https://analysis.nrel.gov/homer/ (freeware) RETScreen http://www.retscreen.net/ (freeware) DER-CAM http://der.lbl.gov/new_site/Download.html HOGA http://www.unizar.es/rdufo/hoga-eng.htm (freeware) Hybrid2 http://www.ceere.org/rerl/projects/software/hybrid2/ (freeware) MESSAGE http://www.iiasa.ac.at/Research/ECS/docs/models.html SIENA ed Alpiwatt www.regione.piemonte.it/agri/agrienergia/software/index.htm (freeware)

Bibliografia

[1] [2] [3] [4]

Filippi, Corgnati, Fabrizio, Impiantistica sostenibile. Cda, n° 2, 2007, 42-6. Manwell, Hybrid energy systems. In: Cleveland (ed.), “Encyclopedia of Energy”, vol. 3, London, Elsevier, 2004, 215-29. Fabrizio, Modelling of multi-energy systems in buildings. PhD diss, Politecnico di Torino & INSA de Lyon, 2008, 167 p. Lilienthal, Lambert, Gilman, Computer modeling of renewable power systems. In: Cleveland (ed.), “Encyclopedia of Energy”, vol. 1, London, Elsevier, 2004, 633-47. [5] Abouzahr, Ramakumar, Loss of power supply probability of stand-alone wind electric conversion systems […]. IEEE Trans Energy Conv 1990 5(3), 445-52. [6] Abouzahr, Ramakumar, Loss of power supply probability of stand-alone photovoltaic systems: […]. IEEE Trans Energy Conv 1991 6(1), 1-11. [7] Ghali, Abd el Aziz, Syam, Simulation and analysis of hybrid systems using probabilistic techniques. Proc. IEEE Power Conv Conf, Nagaoka 1997, 831-5. [8] Yang, Lu, Burnett, Weather data and probability analysis of hybrid photovoltaic–wind […]. Renew Energy 2003 28, 1813-24. [9] Yang, Zhou, Lu, Fang, Optimal sizing method for stand-alone hybrid solar-wind system with LPSP technology by using genetic algorithm. Solar Energy 2008 82(4), 345-67. [10] Rong, Lahdelma, An efficient linear programming model and optimization algorithm for trigeneration. Appl Energy 2005 82(1), 40-63. [11] Ooka, Komamura, Optimal design method for building energy systems using genetic algorithms, Build Environ, 2009 44(7), 1538-44. [12] Fabrizio, Filippi, Virgone, Trade-off between environmental and economic objectives in the optimization of multi-energy systems. Building Simulation Int Jour 2009 2(1), 29-40. [13] Alanne, Salo, Saari, Gustafsson, Multi-criteria evalutation of residential energy supply systems. Energy Build 2007 39(12), 1218-26. [14] Fabrizio, Software per stimare i consumi energetici. Cda n° 2 2009, 14-21. [15] Iqbal, A feasibility study of a zero energy home in Newfoundland. Renew Energy 2004 29(2), 277-89. [16] Shaahid, Elhadidy, Technical and economic assessment of grid-independent hybrid photovoltaic-diesel-battery […]. Renewable Sust Energy Rev 2007 11(8), 1794-810. [17] Beccali, Brunone, Cellura, Franzitta, Energy, economic and environmental analysis on RET-hydrogen system in residential buildings. Ren Energy 2008 33(3), 366-82. [18] Rehman, Prospects of wind farm development in Saudi Arabia. Renew Energy 2005 30(3), 447-63. [19] Houri, Solar water heating in Lebanon: current status and prospects. Renew Energy 2006 31(5), 663-75. [20] Zhou, Marnay, Firestone et al., An analysis of the DER adoption climate in Japan […]. Energy Build 2006 39(12), 1423-33. [21] Sakurai, Inooka, Yanagihara et al., FACES. Proc. “Building Sim 2007”, 3-6 September 2007, Beijing, pp. 1661-68. [22] Fabrizio, Filippi, L’energy hub: uno strumento di analisi per la valutazione di tecnologie impiantistiche integrate. Seminario AICARR CTR Refr “Tecnologie integrate [..]”, Padova, 2008, 73-91.

Le soluzioni di oggi per i progetti di domani…

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Rinnovabili ed edifici. Integrazione delle fonti rinnovabili nel progetto

Robur_Aicarr_10-2010

27-09-2010

14:11

Pagina 1

riscaldamentoenergia

condizionamento

Evoluzione tecnologica nel generatore di calore

Riduzione dei fabbisogni nel commercio

Recupero del calore

Progettazione impianti solari termici e fotovoltaici

Impianti con mix di fonti energetiche

Sistemi efficienti nel settore alberghiero

Assorbimento

#10

Tendenze impiantistiche per edifici direzionali

Facciate innovative

#11

Generazione e cogenerazione distribuita

Building automation e monitoraggio

#12

Recupero energetico edifici esistenti

Regolazione

anno 1 GiuGno 2010

condizionamento

ECOINCENTIVI PER ROBUR vi co - i n c e n t i

a e t r ib i l e

ENERGIA AEROTERMICA

ENERGIA GEOTERMICA

Efficienza termica ottenibile calcolata su P.C.S. / P.C.I.

Energia rinnovabile

GAHP A LT condizioni funzionamento A7 - W 35 (Air temp. 7 °C - Outlet hot water temp. 35 °C)

ENERGIA IDROTERMICA

55%

lo c al i

t tu razio

zia ria 2 0

Ingressi di energia primaria

a e t r ib i l e

fin

ris

36%

MONOGRAFIA peRIOdIcA sul beNesseRe sOsteNIbIle

RIDUZIONE DEI FABBISOGNI NEL TERZIARIO

50/65 Energia Fossile

Efficienza totale

100

150/165

Pari al

32,7%/39,4% di en. rinnovabile

Energia rinnovabile

GAHP GS LT condizioni funzionamento B0 - W 35 (Inlet cold water temp. 0 °C Outlet hot water temp. 35 °C)

52/70 Energia Fossile

Efficienza totale

100

152/170

Pari al

34,2%/40,9% di en. rinnovabile

Energia rinnovabile

GAHP WS condizioni funzionamento W10 - W 35 (Water temp. 10 °C - Water temp. 35 °C) (a circuito chiuso)

ambiente

refrigerazione

AnnO 1 DICEMBRE 2010-GENNAIO 2011

La rivista dei professionisti deLL’HvaC&r

sustainablE BUilDing, loW energY BUilDing, nEt zEro energY BUilDing

57/75 Energia Fossile

100

Efficienza totale

157/175

Pari al

36,3%/42,6% di en. rinnovabile

GAHP (Gas Absorption Heat Pump): A (Air Source), GS (Ground Source), WS (Water Source) LT (Low Temperature)

modello

Analisi energetica territoriale Impianti negli2010 edifici storici 23-27 marzo Expocomfort

CASE STUDY

Gli effetti del cambio dei serramenti Vantaggi della portata variabile

Fieramilano, Nuovo Polo Rho-Pero Padiglione 15, Corsia G Stand 43, Corsia H Stand 38

Riqualificare la Città di Roma

ASHRAE: roadmap per l’efficienza www.sagicofi m.com Bimestrale – poste italiane spa – posta target magazine - lo/conV/020/2010.

Flessibilità nel controllo di umidità

Interventi per il condominio Riqualificazione nel terziario Gestione impianti nel recupero

IL PROGETTO

Nuovo cuore e nuova pelle per la Torre Garibaldi

Potenza termica

energia rinnovabile utilizzata (P.C.S./P.C.I)

energia rinnovabile utilizzata %

efficienza % (P.C.S./P.C.I)

GAHP A fino a 39 kW aerotermica 32,7/39,4 150/165 Hybrid Ventilated Façade GAHP GS fino a 43 kW geotermica 34,2/40,9 152/170 GAHP WS fino a 44 kW idrotermica 157/175 Solare termIco NeI36,3/42,6 ceNtrI commercIalI DImENsIONARE I pALI ENERgEtICI Robur è certificata da prestigiosi enti internazionali e da più dibiomaSSe 4.000 impianti già funzionanti per riScaldamento Solarcooling di piccola taglia conviene www.RoburPerTe.it Tel. 035 888 333 informa@robur.it mCHp.Documentarsi CONVIENE NELLA CAsE A BAssO CONsumO? bIMeStrale – poSte ItalIane Spa – poSta target MagazIne - lo/Conv/020/2010.

VERSO UN SUpERmERcAtO IN clASSE A OSpEDAlI DI tERZA GENERAZIONE il peSo Dei refrigeranti SUl global Warming Una nUova norma per le eSCo clImAtIZZARE GlI EDIFIcI pER l’INtRAttENImENtO pIù EFFIcIENZA NEI mUSEI effiCienza nelle Stazioni Doppia pelle attiva per palazzo lombarDia BIMESTRALE – POSTE ITALIANE SPA – POSTA TARgET MAgAZINE - LO/CONV/020/2010.

Edifici nEt zEro, quanto si può andarE in alto? Divario tra prestazioni attese e prestazioni reali dossiEr • protocolli di sostEnibilità a confronto sostenibilità Degli eDifici. cosa significa? comfort tErmico Ed Edifici ad alta EfficiEnza software per il progetto sostenibile mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

Per richiedere arretrati: abbonamenti@quine.it Editore: Quine srl · Via Spadari, 3 · 20123 Milano - Italia · Tel. +39 02 864105 · Fax. +39 02 72016740

ABBONATI! INVIA SUBITO QUESTO TAGLIANDO VIA FAX AL NUMERO 02 72016740 INSIEME ALLA COPIA DEL PAGAMENTO Desidero abbonarmi ad AiCARR journal al costo di: 70 euro (8 numeri all’anno) Pagamento * Il CVV2 è il codice di tre cifre posizionato sul Versamento su c/c postale N.60473477 intestato a Quine srl - Via Spadari,3 I 20123 Milano (Allegare copia) retro della carta di credito dopo i numeri che Bonifico a favore di Quine srl - Credito Artigiano,ag.1 di Milano - IBAN: IT87L0351201602000000000855 (Allegare copia) identificano la carta stessa per il circuito VISA. Carta di credito N. CVV2* Visa Mastercard Cartasì Titolare Scadenza NOME COGNOME PROFESSIONE AZIENDA INDIRIZZO CAP PROV. CITTÀ TEL FAX EMAIL DATA FIRMA Privacy: con la comunicazione dei dati personali si acconsente al trattamento di tali dati da parte di Quine srl,ai sensi della legge 196/2003,ai fini dello svolgimento del servizio,per fini imposti da obblighi normativi e per fini di marketing estatistici.Quine srl non comunicherà i dati all’esterno. L’utente può esercitare i diritti legge (accesso correzione,cancellazione,opposizione al trattamento) rivolgendosi a Quine srl,via Spadari 3,20123 Milano.

eUrO15

• Ideale integrazione di impianti nuovi o esistenti, Robur GAHP è la soluzione perfetta per le utenze commerciali, industriali, ricettive e per gli edifici residenziali collettivi. Inoltre è l'investimento più conveniente per valorizzare gli immobili.

condizionamento

refrigerazione

AiCARR JOURNAL # 4 – 2010-2011 – SUSTAINABLE BUILDING, LOW ENERGY BUILDING, NET ZERO ENERGY BUILDING

IntegrazIone delle fontI rInnovabIlI nel progetto

• Con Robur GAHP, ogni anno si evita l'emissione di 4,2 tonnellate di CO2, equivalenti a quanto viene assorbito da 599 alberi. 4.768* Pompe di Calore ad Assorbimento alimentate a metano con utilizzo di Energie Rinnovabili Autosostenibili già installate fanno risparmiare ogni anno 7.629 TEP e evitano l'emissione di 20.026 tonnellate di CO2.

ambienterefrigerazione gia riscaldamento ener condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento

ambiente

ANNO 1 ottobre 2010

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento

ambienterefrigerazione gia riscaldamento ener condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento EURO15

CO2 equivalente alle emissioni di 9.536 automobili ecologiche o a quanto viene assorbito da 2.856.032 alberi che coprono una superficie di 39.991.970 mq superiore a quella del Comune di Bergamo. * dati aggiornati al 1 Agosto 2010.

• Per ogni kW di metano utilizzato e reso sottoforma di calore ne aggiungono 0,5 di energia rinnovabile aerotermica, geotermica o idrotermica.

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento

AicARR JOURNAL # 3 – 2010 – RIDUZIONE DEI FABBISOGNI NEl tERZIARIO

RINNOVABILI ED EDIFICI

eUro15

euro15

MONOGRAFIA peRIOdIcA sul beNesseRe sOsteNIbIle

Sustainable Building, Low Energy Building, Net Zero Energy Building

Riduzione dei fabbisogni nel terziario

refrigerazione

GAS ABSORPTION HEAT PUMP

POMPE DI CALORE AD ASSORBIMENTO A METANO + FINO AL 40% DI ENERGIE RINNOVABILI AUTOSOSTENIBILI PER IL RISCALDAMENTO

strategie per la riqualificazione impiantistica

Strutture sanitarie

ambiente

refrigerazione

RICOSTRUIRE IL PASSATO

ambienterefrigerazione gia riscaldamento ener condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento ROBUR GAHP

condizionamento

MONOGRAFIA peRIOdIcA sul beNesseRe sOsteNIbIle

condizionamento

uomo enerambiente gia riscaldamento

anno 1 APRILE 2010

FOCUS TECNOLOGICO

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento ambienterefrigerazione gia riscaldamento ener ambiente condizionamento

DOSSIER MONOGRAFICO

organo Ufficiale aiCarr

Ricostruire il passato. Strategie per la riqualificazione impiantistica

Fascicolo

CASE History

La serra fotovoltaica bioclimatica dell’Ospedale Meyer un anno dopo

che gli impianti tecnologici-biomedici dei vari reparti ospedalieri richiedono, ogni giorno, 24 ore su 24, rendono gli Ospedali tra le realtà di gran lunga più energivore. Ecco perché, dalla programmazione alla gestione, il processo edilizio di questi edifici richiede una particolare attenzione in ogni sua fase. Se guidati da una buona strategia che punti all’efficienza energetica e all’utilizzo di fonti rinnovabili anche una struttura complessa ed estesa come un ospedale può diventare un edificio architettonicamente sostenibile. È il caso dell’Ospedale Pediatrico Meyer, con sede a Firenze, il quale, per raggiungere il traguardo dell’efficienza energetica reale, ha deciso di partire dalla formazione degli operatori, attraverso una vera e propria educazione alla sostenibilità: informazione ai tecnici per eliminare gli sprechi, aggiornamento per implementare le conoscenze e cercare impianti tecnologici sempre più efficienti, comunicazione del messaggio di produzione di energia da rinnovabili. Un esempio di come questo tipo di lavori dia i suoi frutti è dato dalla grande serra fotovoltaica che troviamo posizionata nell’atrio principale dell’Ospedale.

a quantità di energia

Progettata con l’intento di rendere la struttura ospedaliera energeticamente più sostenibile, la serra fotovoltaica ha contribuito alla bolletta energetica dell’ospedale ma ha evidenziato alcune criticità applicative a vantaggio di progetti futuri di Massimo Calamai, Pier Luigi Maffei ed Elisa Massano *

Nuove esigenze, nuova struttura Per rispondere alle nuove esigenze maturate sia a livello di spazi che di dislocazione, medici e progettisti hanno lavorato mesi a stretto contatto, cercando di capire, attraverso un’attenta indagine, quelle che erano diventate le necessità

L’Ospedale dei bambini

dei fruitori e le mancanze dell’ospedale. Il nuovo polo è frutto della ristrutturazione della Villa Ognisssanti, cui sono stati successivamente incorporati nuovi corpi inseriti nel contesto paesaggistico

L’Ospedale pediatrico Anna Meyer nasce quando l’architetto Giovanni Meyer, filantropo nella Firenze di fine ’800, decise di costruire uno “spedalino” per i bambini in memoria della moglie Anna, che aveva espresso come ultima volontà che venisse creata una struttura per “raccogliere i piccoli bambini poveri convalescenti”. Fondata nel 1884 presso la barriera delle Querce, attuale via Giordano a Firenze, l’Ospedale Pediatrico sorge oggi in una nuova zona, vicino all’Ospedale Careggi di Firenze.

CASE History Ospedale Pediatrico Meyer

con una soluzione parzialmente ipogea. I vari livelli della struttura sono adibiti a differenti funzioni, compatibili tra loro, che rendono più semplice la gestione impiantistica dei vari settori: al piano interrato sono collocati, infatti, i servizi e il luogo del culto, mentre al piano terra troviamo l’atrio principale con serra, la Fondazione Meyer, il pronto soccorso, gli ambulatori, la radiologia, la libreria e il servizio ristorazione. Il primo piano è destinato alle sale operatorie e alla terapia intensiva, mentre le aree di degenza sono dislocate sui due piani superiori.

Paese

Italia

Città

Firenze

Via

Pieraccini 24, 50139

Utenti

Personale medico e paramedico Assistiti di varie fasce d’età di varie nazionalità (bambini, adolescenti, adulti) con bacino d’utenza regionale, nazionale ed internazionale

Anno completamento

2008

Numero di piani sopra il terreno 2 Numero di piani sotto il terreno 1 Superficie riscaldata

21.600 m²

Volume climatizzato

60.238 m³

Superficie dell’involucro edilizio 32.671 m²

LA SERRA FOTOVOLTAICA Accedendo da uno dei due corridoi curvilinei che abbracciano il giardino, connettendo gli edifici della Villa preesistente, si giunge direttamente nell’atrio principale, dove il vero elemento di innovazione è rappresentato dalla serra fotovoltaica. L’innovativa serra bioclimatica è stata progettata in modo da risultare perfettamente integrata architettonicamente con la Villa Ognissanti, accordandosi in particolare con la facciata su cui poggia. Orientata a sud, la serra è caratterizzata da un sistema di arcate che, quasi come fossero alberi, sostengono una sovrastruttura metallica reticolare cui i pannelli di tamponamento si agganciano assecondando l’andamento curvilineo. Composto da 181 vetrocamere speciali con funzione anche di moduli fotovoltaici in diverse dimensioni, l’impianto raggiunge una potenza nominale complessiva di 32 kWp.

Vetrata Nord

Benessere psicofisico igrotermico, criticità Dal punto di vista del benessere psicofisico igrotermico la struttura ha nel tempo evidenziato benefici e alcune criticità. Tra i benefici maggiori quello visivo e psicologico, dato dall’estrema cura dei dettagli e dall’effetto cromatico conferito dalla tessitura delle celle fotovoltaiche, con il bianco del legno lamellare e i pilastri in acciaio come supporto. Tra le criticità, va però citata l’impossibilità di far ricircolare l’aria in modo adeguato per quegli uffici che si affacciano sulla serra e la necessità di intervenire con l’impianto di climatizzazione nei periodi estivi per l’eccessivo “effetto serra”. L’attivazione della serra fotovoltaica ha richiesto iter burocratici con il GSE di oltre un anno, organismo che, per un breve periodo, ha fornito incentivi.

Dettaglio del raccordo della serra con la struttura preesistente

The solar greenhouse architecturally integrated

When guided by a strategy that points to energy efficiency and use of renewable sources, even a complex structure like a hospital can become architecturally sustainable. Is this the case of Meyer Hospital. Settled in Florence, it launched a strategy focused on sustainabilty, first informing the operators and secondly by developing a solar greenhouse architecturally integrated with a power rating of 32 kWp. Despite some problems have emerged, such as the difficulty to clean the windows and the bad air circulation, the greenhouse is the first step towards the sustainability of the whole clinic. Keywords: Photovoltaic, greenhouse, Hospital, maintenance

CASE History

GRUPPO DI CONVERSIONE. Nella parte superiore del tetto della serra, con accesso diretto dalla terrazza esterna, è stato collocato il gruppo di conversione in grado di trasformare la corrente continua in corrente alternata. Una scelta che, se da una parte garantisce la possibilità di intervenire sugli inverter senza interferire con le attività dell’Ospedale, dall’altra crea però disagi manutentivi, lasciando il sistema esposto alle intemperie, con rischio per gli apparecchi.

VETROCAMERA FOTOVOLTAICO. La maggior parte dei vetrocamera, in silicio monocristallino, presenta dimensioni di 220 x 938 mm ed una potenza di 201 Wp ciascuno, mentre le celle, collocate distanziate tra loro, permettono il passaggio di luce. Il sistema di pannelli è caratterizzato da due laminati trasparenti; in vetro e con interposta intercapedine d’aria (6+16+6) delle dimensioni di 2,2 x 1,0 m, i due laminati sono ricoperti da un rivestimento solare basso emissivo, magnetronico e strato temperato.

Innovazioni e manutenzione nel tempo La serra fotovoltaica è inserita in un contesto verde chiuso in cui nessun veicolo può accedere. Questo aspetto, ben visibile in pianta o da una

Servizi di manutenzione

INFORMARE PER EDUCARE. Il display di controllo è posizionato all’interno della reception: un monitor informa i fruitori in merito alla produzione di energia in atto, facendo della serra non solo una sorta di piccola centrale solare per la produzione di energia elettrica, ma anche uno strumento educativo delle possibilità di produzione energetica.

vista aerea, comporta dei problemi logistici per quanto riguarda la pulizia dei vetri. Per una produzione quanto più efficace di energia, ai vetri della serra si richiede una trasparenza e un igiene particolarmente elevati. Una soluzione applicabile è quella di ricorrere a scelte di vetri autopulenti, riducendo nell’arco di tempo gli interventi di pulizia necessari. Altro rimedio potrebbe venire dall’applicazione di spray capaci, grazie alle

nanotecnologie, di non far aderire lo sporco e permettere una pulizia uniforme nel momento della caduta d’acqua, senza necessità di dover asciugare. Ulteriore strumento utile per il monitoraggio delle serre fotovoltaiche è rappresentato dalla termo camera, che – attraverso semplici

• Servizio pulizia e verifica staticità del generatore fotovoltaico • Lavaggio moduli con getto d’acqua a pressione • Controllo ed eventuale serraggio delle bullonerie di ancoraggio dei moduli fotovoltaici alla struttura e verifica a vista della buona tenuta della struttura • Servizio manutenzione e controllo parti elettriche e rendimenti • Controllo a vista delle apparecchiature elettriche • Controllo e serraggio dei collegamenti elettrici • Prove di funzionamento degli interruttori di protezione • Pulizia delle apparecchiature • Prove di funzionamento elettriche • Verifica della produzione dell’impianto in funzione dell’irraggiamento istantaneo mediante solarimetro FOTOVOLTAICO DATI INVIATI AL GSE ANNO 2010

gennaio

febbraio

marzo

Aprile

maggio

giugno

luglio

settembre

ottobre

Kwh

597,86

556,88

1677,22

3045,26

2541,85

3057,43

3382,40

2141,23

1071,27

novembre dicembre 382,09

280,18

TOTALE 22.004,16

Costo al kWh GSE 0,443 9.747,84 €

CASE History

immagini e indagini eseguibili da tecnici con specializzazione minima – tiene sotto stretto controllo il funzionamento delle celle, individuando in tempo possibili guasti. Utile nella scelta delle soluzioni innovative o per confrontare soluzioni tecnologiche, il metodo dell’Analisi del Valore è previsto dal DPR 207/ 2010, attuativo del Dlgs 163/200, art. 15 c. 13 e art. 162 comma 4: “possono formare oggetto di proposta le modifiche dirette a migliorare gli aspetti funzionali, nonché singoli elementi tecnologici o singole componenti del progetto, che non comportano riduzione delle prestazioni qualitative e quantitative stabilite nel progetto stesso e che mantengono inalterate il tempo di esecuzione dei lavori e le condizioni di sicurezza dei lavoratori. La idoneità delle proposte è dimostrata attraverso specifiche tecniche di valutazione, quali ad esempio l’analisi del valore”. L’indice di Valore, dato dal rapporto tra utilità e costo globale, permette di valutare le soluzioni da comparare evidenziando le risposte nel parametro tempo e considerando i benefici apportabili da determinate scelte. Importante, inoltre, la valutazione del costo globale, che in una struttura ospedaliera permette di mettere in evidenza i benefici futuri di impianti tecnologici il cui ritorno economico è visibile solo nel tempo.

VERSO L’AUTOSUFFICIENZA ENERGETICA Come si evince ponendo a confronto i dati della produzione di energia e il consumo energetico di un edificio ospedaliero nel tempo, quello dato dalla serra fotovoltaica non è che un contributo minimo per la salvaguardia dell’ambiente. Tuttavia, esso rappresenta un primo, importante passo verso ulteriori scelte tese a rendere la struttura quanto più possibile autonoma dal punto di vista energetico ed attenta alla salute dell’uomo e dell’ambiente. Ma quali ulteriori fonti rinnovabili potrebbero essere studiate e sperimentate sulla struttura Meyer? Interrogativi che lo staff medico e i progettisti collaboratori si sono posti, e continuano a chiedersi, sulla strada del benessere dei pazienti, dell’ambiente e della città. Tra le ipotesi attualmente al vaglio, l’inserimento di una pedana piezoelettrica all’interno della sala d’attesa che, permettendo ai bambini di giocare e saltare, produrrebbe al contempo quantità di energia, che pur minime porterebbero avanti la strategia di educazione a una cultura energetica. Ulteriore ipotesi potrebbe essere ricoprire in parte la copertura a verde con pannelli fotovoltaici e con sistemi di produzione di energia dal vento. Secondo la filosofia dell’integrazione, fil rouge di questa tipologia di interventi, essi dovranno però essere studiati in modo da tutelare il bene paesaggistico di inserimento dell’opera, conciliando la funzionalità con l’estetica. n

Focus on

scelte di Valore I costi della serra fotovoltaica Cifra finanziata dal Ministero*

330.668,00 euro

Cifra autofinanziata dal Meyer

80.000,00 euro

Ulteriori costi Display – monitoraggio TOTALE

7.020,00 euro 417.688,00 euro

* La commissione di valutazione del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio ha selezionato per il 1º posto nel “Programma Fotovoltaico ad alta valenza architettonica” il progetto Serra bioclimatica dell’Ospedale Pediatrico Meyer

* Massimo Calamai, Azienda Ospedaliero Universitaria Meyer Firenze Pier Luigi Maffei, Università di Pisa; AIAV Associazione Italiana per la Gestione e l’Analisi del Valore Elisa Massano, Università di Pisa Controllo del funzionamento delle celle attraverso la termocamera

AiCARR informa

a cura di Lucia Kern

La formazione … senza costi

In un panorama sempre più complesso e difficile, curare la formazione e l’aggiornamento professionale significa essere competitivi e vincenti. In particolare nel nostro settore, la costante evoluzione della tecnologia, il continuo fiorire di normative nazionali e locali, l’attenzione sempre più pressante alla sostenibilità e al risparmio energetico richiedono, tanto ai neo diplomati e laureati quanto ai professionisti affermati, nuove conoscenze e competenze interdisciplinari. Si tratta di un contesto sicuramente stimolante, ma anche ricco di problematiche: non ultime le spese che aziende e studi professionali devono affrontare per offrire una formazione adeguata ai propri dipendenti. Se una risposta sicura alle esigenze di qualità nella formazione e aggiornamento degli operatori di settore è offerta dai corsi della Scuola AiCARR, l’aspetto economico – altrettanto importante – può essere affrontato grazie a uno strumento validissimo, ma ancora troppo poco conosciuto e utilizzato: la formazione finanziata, che permette alle aziende di qualunque dimensione di formare il personale a costo zero, eccettuato il costo orario del lavoratore nelle ore di formazione.

Mariapia Colella, Presidente della Commissione Formazione di AiCARR

Lucia Parisi, Consulente Finanziamenti e Formazione professionale

Di formazione finanziata parliamo con Lucia Parisi, Consulente Finanziamenti e Formazione professionale, e Mariapia Colella, Presidente della Commissione Formazione di AiCARR. Che cosa sono i Fondi interprofessionali?

Parisi: I Fondi paritetici interprofessionali nazionali per la formazione continua

– questa è la definizione completa – sono organismi di natura associativa promossi da organizzazioni di rappresentanza delle Parti Sociali (datoriali e sindacali). Sono stati istituiti dalla legge 388/2000 e attualmente sono 19, per ciascuno dei settori economici esistenti: dall’industria all’agricoltura, dal terziario all’artigianato. L’appartenenza al settore tuttavia non è vincolante. È possibile per esempio far parte del settore metalmeccanico ed essere iscritti al Fondo per il terziario. Le aziende quindi possono scegliere il Fondo più coerente con le proprie esigenze e hanno anche la possibilità di cambiare Fondo di appartenenza purché non ci siano progetti finanziati in corso. A partire dal 2003, anno in cui sono stati creati i primi Fondi, le aziende hanno la possibilità di destinare a un Fondo a scelta la quota dello 0,30% dei contributi obbligatoriamente versati all’INPS per ciascun dipendente: il cosiddetto “contributo obbligatorio per la disoccupazione involontaria”. Le quote versate – che, ripeto, sono obbligatorie e andrebbero comunque all’INPS – se destinate a un Fondo interprofessionale possono “ritornare” all’azienda sotto forma di formazione finanziata a costo zero. Quindi si tratta di un’opportunità che qualunque realtà, dalla grande azienda al piccolo studio professionale, dovrebbe cogliere. Come si realizza concretamente questa opportunità? Parisi: I Fondi, pur con le differenze che li caratterizzano, operano generalmente in base a due diverse modalità: l’emanazione periodica di bandi o avvisi e l’accantonamento delle quote versate, che è previsto solo da alcuni Fondi interprofessionali, come per esempio Fondimpresa, Fonarcom e For.Te. La prima modalità prevede che il Fondo pubblichi queste comunicazioni, chiamate bandi o avvisi, dove vengono indicati alcuni limiti – temporale, tematico, ecc. – per la presentazione di un piano formativo. L’azienda elabora il progetto e lo presenta al Fondo che, valutati tutti i piani formativi ricevuti, pubblica una graduatoria assegnando un punteggio a ciascun piano per l’attribuzione del finanziamento. Il metodo dell’accantonamento è ancora più semplice: il Fondo permette all’azienda di accantonare le risorse su un conto che resta a disposizione per finanziare attività di formazione senza i vincoli posti dai bandi e dagli avvisi. È interessante notare nella pratica come spesso le aziende tendano a non utilizzare i fondi accantonati, quasi si trattasse di un conto in banca da non “erodere”. Niente di più sbagliato: periodicamente i Fondi stabiliscono una deadline per l’utilizzo delle risorse accantonate che, se non utilizzate, vengono stornate sul conto comune. Accanto a questi due metodi esiste inoltre presso alcuni Fondi l’opportunità dei vaucher, buoni formativi individuali che permettono ai singoli lavoratori la partecipazione a costo zero ad attività di formazione personalizzate. Qual è il primo passo per accedere alla formazione finanziata? Parisi: Come prima cosa, l’azienda deve iscriversi a un Fondo, o meglio ancora verificare se per caso sia già iscritta. Spesso, infatti, questa scelta viene fatta autonomamente dal Consulente del Lavoro e l’impresa non ne è neppure a conoscenza. Una volta verificato questo dato, ci si può iscrivere scegliendo il Fondo più adatto alla propria realtà aziendale: l’adesione avviene in modo

volontario e gratuito, attraverso il modello DM10 (oggi chiamato UNIEMENS) pubblicato sul sito dell’INPS. Vediamo più nel particolare le opportunità per la grandi e medie aziende.  Parisi: I Fondi più idonei sono Fondimpresa, costituito a seguito dell’accordo nazionale fra Confindustria, CGIL, CISL e UIL, e For.Te, il Fondo paritetico per la formazione continua dei dipendenti delle imprese che operano nel terziario. Questi Fondi permettono di operare in base agli avvisi, oppure attingendo il finanziamento dalle quote accantonate. Bisogna avere una competenza tecnica nella gestione dei fondi per capire quale fondo possa convenire di più alla realtà aziendale. Nel caso in cui l’azienda non abbia tali competenze al suo interno entriamo in gioco noi consulenti, che aiutiamo l’azienda ad orientarsi verso la soluzione migliore e possiamo fornire il finanziamento praticamente “chiavi in mano”. È importante sottolineare che il costo dell’intervento del consulente è coperto dal finanziamento richiesto per il piano formativo e non grava quindi sull’azienda. Come possono fruire dei finanziamenti a fondo perduto le piccole aziende e gli studi professionali? Parisi: Per queste realtà è indicato Fondoprofessioni che emana periodicamente avvisi che permettono di partecipare ai corsi compresi nel catalogo degli Enti di formazione accreditati presso il Fondo stesso oppure di progettare un percorso formativo personalizzato. In entrambi i casi le procedure da seguire sono semplicissime poiché consistono praticamente nella compilazione di alcuni moduli ma, se necessario, il consulente può indirizzare al meglio l’azienda o lo Studio professionale verso la scelta più coerente con il profilo aziendale. Qual è il ruolo di AiCARR nelle attività di formazione finanziata? colella: La consolidata esperienza di AiCARR nelle attività di formazione – ricordo che la Scuola AiCARR forma e aggiorna da oltre vent’anni gli specialisti di settore – può essere oggi trasferita nell’ambito della formazione finanziata. La nostra Associazione è in possesso della certificazione di qualità nel settore EA 39-37 “Organizzazione di eventi ed erogazione di corsi di formazione”, è accreditata come Ente di formazione presso Regione Lombardia e sta svolgendo le pratiche di accreditamento presso i Fondi che richiedono tale procedura. Queste attestazioni di qualità e un catalogo di corsi molto ampio e sempre aggiornato sono le “carte vincenti” che ci consentono di muoverci con sicurezza anche nell’ambito della formazione finanziata. Le aziende nostre socie e, in generale, le grandi e piccole imprese di settore interessate a fruire di questa opportunità possono scegliere i corsi AiCARR sicure di offrire, a costo zero, il meglio della formazione tecnica ai propri dipendenti. Le aziende interessate ad approfondire l’argomento possono contattare direttamente AiCARR oppure compilare e inviare il modulo pubblicato nella sezione Scuola/Formazione finanziata sul nostro sito. Affiancati dalla nostra consulente, siamo in grado di studiare il profilo formativo più adeguato, verificare le migliori opportunità di finanziamento e aiutare a muovere i primi passi in questo mondo che può risultare piuttosto complesso per i non “addetti ai lavori”.

AiCARR vicina ai sindaci “sostenibili”

AiCARR è vicina alle Istituzioni e sempre più attiva sul territorio con azioni mirate a offrire un supporto altamente competente per la definizione di strategie e politiche energetiche orientate alla sostenibilità e al risparmio energetico. La più recente iniziativa è la lettera indirizzata dal Presidente Michele Vio ai Sindaci che, dimostrando sensibilità al tema della sostenibilità energetica e ambientale, hanno aderito volontariamente al Patto dei Sindaci promosso dall’Unione Europea. Sono circa 700 i Comuni italiani che si sono volontariamente impegnati per il raggiungimento dell’obiettivo minimo posto a livello europeo: la riduzione del 20% delle emissioni di anidride carbonica entro il 2020, attraverso una maggiore efficienza energetica, un più incisivo ricorso all’utilizzo di fonti di energia rinnovabili e un razionale uso dell’energia. Per affiancare e supportare i Comuni in questo percorso, AiCARR sta sviluppando una serie di attività mirate. La prima azione in programma riguarda la realizzazione di seminari sull’audit energetico dedicati ai responsabili degli uffici tecnici comunali: l’obiettivo è porli nella condizione di valutare in modo appropriato gli aspetti legati al consumo energetico degli edifici al fine di effettuare le scelte più adeguate sotto il profilo costi-benefici nella riqualificazione degli immobili di proprietà del Comune. Un’ulteriore attività individuata per supporto ai Comuni è la predisposizione di una serie di osservazioni, accorgimenti e suggerimenti su aspetti energetici che dovrebbero essere considerati con particolare attenzione nell’aggiornamento dei Regolamenti Edilizi Comunali e sui Piani Energetici, e che saranno formulati in modo conforme con le più recenti disposizioni nazionali ed europee in tema di contenimento dei consumi energetici e utilizzo delle fonti rinnovabili. Altre azioni sono in fase di studio e saranno sviluppate in base alle esigenze che emergeranno dal contatto con gli interessati. Attraverso un’intensa campagna di comunicazione a livello locale, le attività intraprese potranno poi essere proposte sotto forma di case-history per la sensibilizzazione dei Comuni al tema della sostenibilità energetica. A questo proposito, tutti i Soci sono invitati a collaborare segnalando all’Associazione eventuali iniziative o problematiche in ambito territoriale che possano trarre giovamento dall’esperienza tecnica, scientifica e normativa di AiCARR.

Il 28º Convegno AiCARR di Padova anche a Genova, Matera e Torino

Il 28ºConvegno Nazionale di Padova “Innovazione tecnologica nella climatizzazione degli edifici nuovi e ristrutturati”, in programma il 16 giugno presso il centro congressuale di Villa Ottoboni, inaugura un’importante novità. L’evento, che sviluppa un tema articolato e di attualità nei suoi molteplici aspetti tecnici e normativi, potrà essere seguito in streaming da Genova, Matera e Torino. Questa soluzione, resa possibile dalla collaborazione dei Delegati territoriali di Liguria, Basilicata e Piemonte, permetterà di ottimizzare la propria presenza all’evento, riducendo i tempi e gli oneri legati agli spostamenti fuori sede. I presenti potranno non solo seguire i lavori dalla viva voce dei relatori ma avranno anche l’opportunità di partecipare attivamente al dibattito attraverso domande scritte che verranno gestite da un moderatore, presente in ciascuna sede. L’ingresso al Convegno in streaming è riservato ai soci AiCARR ed è gratuito. Ai non soci che desiderano partecipare viene richiesto di iscriversi all’Associazione, ottenendo oltre ai benefici tradizionali (Manuale d’ausilio alla progettazione termotecnica in omaggio, abbonamento gratuito ad AiCARR Journal, sconti sugli eventi AiCARR) anche la possibilità di partecipare ai prossimi eventi in streaming, come il 29º Convegno di Bologna in autunno.

Sono aperte le iscrizioni al 48º Convegno Internazionale AiCARR

È già possibile iscriversi on-line al 48º Convegno Internazionale AiCARR dal titolo “Il recupero energetico degli edifici esistenti: quali soluzioni per un sistema integrato. L’involucro, gli impianti e la regolazione”, che si terrà a Baveno, sul Lago Maggiore, il 22 e 23 settembre prossimi. La sostenibilità energetica e l’innovazione sugli edifici e i loro impianti, con particolare riferimento agli edifici esistenti, sono le tematiche che verranno affrontate dai migliori esperti di settore. Il Convegno focalizzerà l’attenzione anche sul tema delle fonti energetiche rinnovabili, nell’ottica della sostenibilità ambientale, e sull’approfondimento del concetto, troppo spesso disatteso, di corretta gestione e manutenzione del sistema edificio-impianto, anche attraverso sistemi di automazione. Alla sessione plenaria, che avrà come Chairman Michael Schmidt, Presidente eletto REHVA, seguiranno quattro sessioni tecniche aperte anche a professionisti ed aziende. La sede esclusiva e tranquilla scelta per l’evento permetterà ai partecipanti di riservare la migliore attenzione ai lavori, ritagliandosi qualche piacevole momento di relax. Informazioni dettagliate e aggiornate sono pubblicate sul sito nella sezione dedicata all’evento.

Le informazioni e i moduli per le iscrizioni a tutti gli eventi AICARR sono pubblicati sul sito www.aicarr.org

Energia “quasi-zero” al 29º Convegno AiCARR di Bologna

Secondo una sinergia ormai consolidata nel tempo, il 29º Convegno AiCARR di Bologna si terrà il 6 ottobre prossimo nel corso di SAIE (Salone Internazionale dell’Edilizia) e Saienergia. Il tema scelto quest’anno dal Comitato Scientifico è “Verso gli edifici a energia “quasi-zero”: le tecnologie disponibili”. Un argomento particolarmente attuale, dato che il termine energia “quasi-zero” è stato introdotto dalla recente Direttiva Europea 2010/31/UE per definire edifici a prestazioni energetiche elevatissime. Con questo Convegno AiCARR fornisce un supporto concreto alle scelte progettuali tanto per la realizzazione di nuovi edifici – che entro il 2020 dovranno rispettare appunto il requisito energia “quasi zero” – quanto per la riqualificazione di edifici esistenti.

L’assemblea dei Soci AiCARR

L’assemblea generale ordinaria dei Soci AiCARR si terrà il 16 giugno alle ore 17.00 a Padova, presso il Centro Congressi di Villa Ottoboni.

AiCARR informa Scuola AiCARR di Milano: i sistemi a espansione diretta VRV/VRF Si terrà il 21 giugno il corso della Scuola AiCARR di Milano dedicato ai sistemi ad espansione diretta VRV/VRF. Si tratta di sistemi di climatizzazione a volume di refrigerante variabile, caratterizzati da elevata flessibilità e basso impatto architettonico dovuto alle ridotte sezioni delle tubazione frigorifere. Particolarmente interessante è la loro nuova configurazione “mista”, in grado di produrre anche acqua calda ad alta temperatura per usi sanitari e radiatori tradizionali, acqua calda a media-bassa temperatura per l’alimentazione di terminali, acqua refrigerata per la climatizzazione radiante estiva, il tutto in parallelo alla climatizzazione ad espansione diretta realizzata mediante terminali ad aria ed UTA dedicata al trattamento dell’aria di rinnovo. È importante apprendere tutte le peculiarità dei sistemi ad espansione

diretta VRV/VRF per progettarli in modo da ottenere la massima efficienza del sistema edificio-impianto. A questo proposito, il corso illustra i principi generali di funzionamento di tali sistemi, ne definisce dettagliatamente le peculiarità sia dal punto di vista frigorifero che dal punto di vista della regolazione del sistema e illustra le opportunità offerte del sistema “misto” (che utilizza due fluidi vettori: aria ed acqua). Al termine della giornata i partecipanti conosceranno le caratteristiche di tali sistemi e le loro prestazioni in relazione ai diversi campi di applicazione. Per informazioni su tutti i corsi in programma nei mesi di giugno e luglio, invitiamo a visitare il sito.

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AiCARR JOURNAL # 8 – 2011 – Impianti solari termici e fotovoltaici

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Massimo risparmio energetico Minime emissioni Rapidità e semplicità dell’installazione Ingombri ridotti Potenza da 51 a 960 kW