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Progetto IEE 2008SDHtake-off - Solar DistrictHeating in Europe
Corso di formazione sulteleriscaldamento dasolare termico
The sole responsibility for the content of this document lies with the authors. It does not necessarily reflect the opinion of the funding authorities. The funding authorities are not responsible for any use that may be made of the information contained therein.
Queste diapositive sono state sviluppate nel contesto del progetto “SDHtake-off”, co-finanziato dal programma “Intelligent Energy Europe”.Esse non costituiscono necessariamente un insieme coerente ed esaustivo, quanto piuttosto un archivio di diapositive dal quale ogni ente di formazione può prendere informazioni.
Le diapositive originali possono essere fornite, sotto richiesta, dal coordinatore del progetto:Thomas Pauschinger, SFZ Solites: pauschinger@solites.de
Avvertenza
1. Perché il teleriscaldamento da solare termico (Solar DistrictHeating, SDH)?
2. Mercato
3. Tecnologia solare termica
4. Impianti SDH
5. Funzionamento e manutenzione
6. Regolamenti e iter amministrativi
7. Esempi e casi studio
Programma
Benefici per l’industria del teleriscaldamento:• Diversificazione delle fonti energetiche e riduzione del consumo di
combustibile• Rispetto delle nuove legislazioni sui requisiti minimi per la produzione di
energia da fonti rinnovabili• Aumento dell’accettabilità di nuovi impianti di teleriscaldamento da parte di
enti locali e singoli cittadini• Elevata affidabilità di funzionamento (bassa manutenzione)• Tempo di vita lungo• “Combustibile” gratuito e a emissioni zero
Perché il teleriscaldamento da solare termico (SDH)?
Benefici per l’industria solare termica:• Nessun costo di investimento iniziale sostenuto dall’utente finale• Basso costo di investimento specifico (€/m2) e possibilità di raggiungere
l’effetto scala• Aumento del know-how tecnico per l’integrazione del solare con altre fonti
energetiche in sistemi complessi• Stimolo per l’innovazione tecnologica e incremento del mercato
Perché il teleriscaldamento da solare termico (SDH)?
Fonte: www.estif.org
Dati per 1.000 abitanti
MercatoSituazione attuale
Dati aggiornati su:
www.estif.org
11
• Riscaldamento e raffrescamento
• Riscaldamento di ”isolato” e di quartiere per aree nuove ed esistenti
• Nuovi (o esistenti) complessi (industrie, alberghi, ecc.)
• Impianti di grande taglia: > 500 m2 (350 kWth)
Montaggio dei collettori per un impianto di ”solar cooling” a Qingdau, Cina, 2006
MercatoSituazione attuale
12
Analisi SWOT
• S (forza): Calore da rinnovabili si trova ovunque
• W (debolezza): Bassa densità energetica (dimensione, localizzazione), ma…area 30 volte più grande per biocombustibili
• O (opportunità): nuove opportunità di business per il teleriscaldamento in città e piccoli paesi…teleraffrescamento
• T (minacce): Mancanza di incentivi, interesse e know-how(politica, decisori, utility, ecc.), rete del gas, calore di scarto…
MercatoSituazione attuale
13
Nel 2007
• Solo 120 impianti > 500 m2 / 350 kWth
• > 30 impianti > 1 MWth / 1 400 m2
> 15 per teleriscaldamento di quartiere> 10 per teleriscaldamento di „isolato“> 5 con grandi accumuli stagionali> 5 di „solar cooling“
• > 20 anni di esperienza, ma pochi produttori e „service provider“ specializzati
MercatoSituazione attuale
DTU COP 14 Jan 2009 - SDH 2010 14
18
37 16
8
1
16
21
125 Impianti> 500 m2 / 350 kWth
(2009)
3
13
1
3
1414
12 10
3
1Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa
DTU COP 14 Jan 2009 - SDH 2010 15
7
4
3
13
5
~ 40 impianti > 1 MWth (2009)
1
2
1
1
1
66
1Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa
DTU COP 14 Jan 2009 - SDH 2010 16
Svezia e Danimarca (2007)
> 350 kWth> 3 500 kWth
~ 50% della superficie in
impianti >350 kWth
Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa
17
1 m2 pro capite~ 5 % del teleriscaldamento in Svezia
Ærø ~ 4 m2 pro capite(Austria: 0.4 m2)
Marstal
Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa
I più grandi impianti solari con collettori montati a terra (Febbraio 2010)
Legend: B = Boiler; CHP = Combined Heat and Power; DH = District Heat; WP = Wood pellet; *Calculated
MercatoSituazione attuale
Legend: Heat = Net solar heat; BTES = Borehole Thermal Energy Storage; HP = Heat Pump; CWT = Concrete water tank; DH = District Heat
MercatoSituazione attuale
I più grandi impianti solari con collettori montati su tetto (Febbraio 2010)
MercatoSituazione attuale
I più grandi impianti solari per riscaldamento e raffrescamento in diverse applicazioni (Febbraio 2010)
Database degli impianti su:www.solar-district-heating.eu/SDH/LargeScaleSolarHeatingPlants.aspx
MercatoSituazione attuale
• Impianti pilota già in funzione dagli anni ‘80• Poche aziende specializzate• Molti impianti con collettori su tetto, ma Danimarca e Svezia utilizzano sempre il
terreno• 60% degli impianti sono stati connessi a reti e a edifici esistenti• Spesso integrati con impianti a biomassa• 80% degli impianti utilizzati collettori piani vetrati di grande dimensione• La maggior parte è dimensionata per coprire il carico estivo (solo acqua calda
sanitaria) e ha un acumulo giornaliero• 20 impianti presentano un accumulo stagionale e permettono di raggiungere fattori di
copertura più elevati
MercatoSituazione attuale
24
VISIONE
“Il calore solare può coprire più del 10% dell‘energiatermica da teleriscaldamento in Europa”
1% potrebbe essere realizzabile in 10÷20 anni
10% richiede l’utilizzo di accumuli stagionali
MercatoTendenze e potenziale
• Tecnologia fondamentale per raggiungere gli obiettivi al 2020
• Oggi il “calore venduto” rappresenta circa il 9% del fabbisogno termico in Europa
• Tendenze verso…• Integrazione tra diverse fonti energetiche• Frazioni solari elevate: 10÷20% con accumuli giornalieri e 50÷70% con
accumuli stagionali
MercatoTendenze e potenziale
• Obiettivo di 20 PJ (5.6 TWh) al 2020 (crescita necessaria: +35%) per arrivare a 1% del teleriscaldamento in Europa
MercatoTendenze e potenziale
Case monoe bi-familiari
CondominiQuartieri
Dimensione impianto
5 -10%
Fraz
ione
sola
re
50%
25%
Germania
Fonte: Solites
MercatoTendenze e potenziale
Maggiori informazioni su…
Solare termicowww.assolterm.itwww.estif.orgwww.rhc-platform.org
Teleriscaldamentowww.airu.itwww.euroheat.orgwww.ecoheat4.euwww.ecoheatcool.org
Mercato
Vetro
Fonte: Idaltermo
Scatola di contenimento
Isolamento
Assorbitore
Tubi
Tecnologia solare termicaFunzionamento
Fonte: Target/ISFH
Radiazione solare Rilfessione
Trasmissione
Assorbimento Riflessione Convezione
Perdite perPerdite per
Radiazione
Calore utile
Perdite per
Tecnologia solare termicaFunzionamento
• Resa: 300÷800 kWh/m2 anno• L’efficienza dipende dalla temperatura di funzionamento• Condizioni operative:
• Temperatura massima (stagnazione): p.es. 200 °C• Pressione massima: p.es, 8 bar (testati fino a 16 bar)• Portata: p.es. 50 l/h m2; portate tipiche per gli impianti a terra in Danimarca
sono 6÷35 l/min• Controllare scheda dati collettore solare
Tecnologia solare termicaCondizioni operative
0.0104.00.75
Piano vetrato a media prestazione
0.0083.00.80
Piano vetrato a elevata prestazione
0.0051.00.75
Tubi sottovuoto a elevata prestazione
[W/(K²·m²)][W/(K·m²)][-]
a2a1η0
Tecnologia
Sono qui riportati valori indicativi. I valori specifici per ogni modello di collettore sono reperibili sulla sua scheda dati.
Tecnologia solare termicaCondizioni operative
• Il congelamento viene evitato utilizzando, come fluido termovettore, una miscela diacqua e glicole
• Il sovrariscaldamento viene evitato mediante un corretto dimensionamento. Se siverifica in condizioni straordinarie, gli impianti sono dotati di sistemi di sicurezza chassicurano un intervento immediato
Tecnologia solare termicaCondizioni operative
• EN 12975-1 Thermal solar systems and components - Solar collectors - Part 1: General requirements
• EN 12975-2 Thermal solar systems and components - Solar collectors - Part 2: Test methods
• CEN/TS 12977-1 Thermal solar systems and components – Custom built systems –Part 1: General requirements
• CEN/TS 12977-2 Thermal solar systems and components – Custom built systems -Part 2: Test methods (Annex C and D)
• Prova di resa ed efficienza
• Durabilità e affidabilità
• Monitoraggio
• Sicurezza
www.solarkeymark.org
Tecnologia solare termicaQualità e certificazione
42
Distribuito
Ritorno: 40-50 °C
Collettori su tetto
Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa
Impianti SDHSchemi e integrazione
• www.meteonorm.com
• http://sunbird.jrc.it/pvgis(sviluppato per il fotovoltaico, ma valido anche per il solare termico)
Impianti SDHValutazione risorsa solare
O
E
N
S
O
E
N
S
= inclinazione (il valore ottimale dipende dal sito e dall’utilizzo dell’energia)
= azimut
O
Impianti SDHValutazione risorsa solare
File parallele anche di 20 collectors di grandedimensione (10÷15 m2)
Criteri:• Superficie disponibile• Costo• Frazione solare• Connessione serie / parallelo
Impianti SDHSuperficie dei collettori
Resa annuale di energia solare per m² diiterreno [kWh/m2 anno]:qland = 0.15 * G0
RT è un fattore di correzione in temperatura: resa solare alla temperaturadi funzionamento divisa per la resa solarea 50 °C:RT = Qsolar,actual/Qsolar,50
La resa dipende sostanzialmente dallatemperature operative della rete diteleriscaldamento.
Impianti SDHResa
SF = Qsolar,actual/Qtotal,production
Per basse frazioni solare (< 20%), stima approssimativa:Qsolar,low = 0.15 * G0 * Aland
Per frazioni solari elevate, sono necessari approfondimenti con calcoli e simulazioni.
Impianti SDHResa
La taglia dell’accumulo dipende da:• superficie dei collettori• frazione solare attesa• presenza di altre fonti di generazione (pompa dicalore, motore a gas, ecc.)• carico termico complessivo
Fonte: Energistyrelsens Teknologikatalogwww.ens.dk/Documents/Netboghandel%20-%20publikationer/2010/Technology_data_for_energy_plants.pdf
Incertezza rilevante :- per elevate frazioni solari- in presenza di pompa di calore
Impianti SDHAccumulo
Tipologie di accumulo: • Serbatoio - Tank thermal energy storage (TTES)• Piscina - Pit storage (water pond) (PTES)• Sonde - Borehole (BTES)• Falda - Aquifer (ATES)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
100 1,000 10,000 100,000
Inve
stm
ent c
ost p
er m
³ wat
er e
quiv
alen
t [€/
m³]
Storage volume in water equivalent [m³]
Tank thermal energy storagePit thermal energy storageBorehole thermal energy storageAquifer thermal energy storage
Neckarsulm(1. phase)
Rottweil
Stuttgart
Hamburg
Friedrichshafen Chemnitz
Rostock
Steinfurt
Hanover
Ilmenau
Crailsheim
Munich
Crailsheim
Eggenstein
Marstal (DK) Costi specifici dell’accumulo in impiantidimostrativi (IVA esclusa)
Impianti SDHAccumulo
Serbatoio: soluzione economicamente buona fino a circa 10.000 m3 di acqua equivalente, secondo il materiale (acciaio o cemento).
Piscina: riduce le perdite termiche dell’accumulo, quando opera assieme a una pompa di calore
Sonde:• Grande scambiatore di calore verticale e impiego del terreno come accumulo• Circa lo stesso costo della piscina per m3 di acqua equivalente• Spesso più economico del serbatoio, ma non è possibile realizzarlo ovunque• Il costo dipende dalle condizioni del suolo
Falda:• Presenza di falde acquifere naturali• L’acqua viene pompata in superficie, riscaldata e inviata di nuovo nel sottosuolo• Necessità di studi approfonditi• Importante controllare se ci sono flussi di liquido in contatto con l’accumulo, perché ciòincrementa le perdite
Impianti SDHAccumulo
• La pompa presenta spesso una portata regolabile per impostare la temperatura diuscita desiderata
• Solitamente si imposta un delta T nei collettori di 25÷45 °C
• Le perdite di carico dipendono anche dalla configurazione del circuito idraulico del campo collettori: il collegamento in serie implica una maggiore perdita di carico. Il parallelo, tuttavia, richiede altri tubi di distribuzione, che aumentano perdite e costi diinvestimento
Impianti SDHAltri componenti
-3050
-2440
-1735
-1330
T fino alla quale èèassicuata la resistenza al congelamento (°C)
% di fluido antigelo*
* Glicole propilenico
Impianti SDHAltri componenti
(per impianti a terra):• Terreno• Collettori• Installazione (tubazioni incluse)• Scambiatori di calore (comprese pompe, vasi di espansione,
controllo, ecc.)• Tubazioni di trasmissione tra campo collettori, accumulo e rete• Fluido antigelo: 1000 €/m3 (3 €/m2 di collettore)• Accumulo• Dimensionamento, progettazione e ottimizzazione: 2÷5 %
dell’investimento complessivo• Varie (p.es. livellamento del terreno)
Impianti SDHAnalisi economica
(per impianti a terra)
Costo di investimento [€]:pland,location = Aland* pland
dove Aland: Area del terreno [m²] – circa 3 volte l’area dei collettoripland: Costo del terreno [€/m²]
Impianti SDHAnalisi economica
ESEMPIO
10.000 m2 di collettori solari in DanimarcaCosto del terreno (30.000 m2): 80.000 €Collettori (10.000 m2), tubazioni, pompe, liiquido antigelo e scambiatori di calore: 2.000.000 €Recinto, livellamento terreno, ecc.: 80.000 €Tubazioni di trasmissione (1.000 m): 300.000 €Regolazione e controllo: 80.000 €Consulenza: 40.000 €COSTO DI INVESTIMENTO TOTALE: 2.580.000 €
Resa attesa: 4,500 MWh/annoCosto medio per ammortamento in 20 anni (tasso di interesse 5%, inflazione 2%): 6,7%/annoCapitale annuale: 2.580.000 € x 6,7%/anno = 173.000 €/annoCosto di manutenzione: 1 €/MWh = 4.500 €/annoCOSTO ANNUALE TOTALE: 177.500 €/anno
COSTO DEL CALORE SOLARE (senza incentivi): ~ 40 € /MWh
Impianti SDHAnalisi economica
Se disponibili, considerare:• IVA agevolata per le rinnovabili• incentivi sul costo di investimento o sul calore prodotto
Impianti SDHAnalisi economica
Funzionamento e manutenzione
Aspetti fondamentali:• condizioni di stop/start e sensori
• sistemi di rilevazioni dei guasti e relativi allarmi al di sopra di determinati valori (pressione, temperatura, umiditià, ecc.)
• piccoli impianti con sistemi di telecontrollo; grandi impianti con allarmi e monitoraggio costante sul sito stesso
• l’esperienza dell’operatore è cruciale
• verifica dell’efficienza reale rispetto a quella attesa
• temperatura sui due lati dello scambiatore di calore
• funzionamento delle pompe
• capacità dell’accumulo in confronto alla produzione il giorno seguente
Aspetti fondamentali per la manutenzione (su base regolare, almeno annuale):• perdite di fluido termovettore e aria
• qualità del fluido termovettore (anche dopo svuotamenti): PH, inibitori di corrosione, contenuto di glicole
• componenti: valvole di sicurezza, vasi di espansione, sensori, ecc.
• tagliare l’erba o…farlo fare alle pecore
Funzionamento e manutenzione
Costi di O&M (“Operation & Maintenance”):
• funnzionamento: 0,50 Euro/MWh (5 kWh di elettricità / MWh di calore)
• manutenzione annuale: 1÷2% dell’investimento (0,25÷0,5 Euro/MWh)
• costi per la sicurezza non inclusi
Funzionamento e manutenzione
• investitore: utility oppure investitore esterno• se la proprietà del tetto non è dell’investitore, la situazione è più complessa• possibile il coinvolgimento economico degli utilizzatori finali• leggi sulla pianificazione e sull’uso del territorio• leggi sulla protezione del paesaggio• permessi speciali necessari in caso di accumulo stagionale
Regolamenti e iteramministrativi
DATI PRINCIPALI
• combinazione con cogeneratore• inizio funzionamento: 2007• superficie di apertura: 8.012 m2
• potenza installata: 5.608 kWth• collettori solari: piani vetrati• posizionamento collettori: terra• accumulo: serbatoio (volume: 2.000 m3)• carico: 42 GWh/anno• output solare: 3.4 GWh/anno• frazione solare: 8%
Esempi e casi studioBraedstrup (Danimarca)
DETTAGLI OPERATIVI
• in periodi ventosi, non conviene far funzionare l’unità cogenerativa; megilo utilizzare caldaie con accumuli di breve periodo per adattare ilfunzionamento al prezzo dell’elettricità• costi di teleriscaldamento relativamente alti e forte industria solarelocale: impianti solari connessi agli accumuli di rete
Esempi e casi studioBraedstrup (Danimarca)
DATI ECONOMICI
• costo di investimento totale: 1.640.000 €• costo di investimento specifico: 205 €/m2 di collettori• finanziamento: 320.000 €• costo di funzionamento: 0,66 €/MWh di calore solare• costo del calore solare: 25 €/MWh (31 €/MWh senza sussidi)
Esempi e casi studioBraedstrup (Danimarca)
Esempi e casi studioBerlinerring (Austria)
DATI PRINCIPALI
• finanziato con modello ESCO• inizio funzionamento: 2004• superficie di apertura: 2.480 m2
• potenza installata: 1.736 kWth• collettori solari: piani vetrati• posizionamento collettori: tetto• accumulo: serbatoio (volume: 60 m3)• carico: 7,84 GWh/anno• output solare: 1 GWh/anno• frazione solare: 13% (100% in estate)
DETTAGLI OPERATIVI
• impianto su tetto per acqua calda sanitaria e riscaldamento ambienti dicondomini (350÷500 m² di collettori su ogni condominio)• in concomitanza con i lavori di ristrutturazione del tetto e dell’isolamento• l’impianto alimenta la rete degli edifici e il surplus di calore va nella rete locale e all’accumulo di “buffer”; la rete locale a bassa pressione èconnessa alla rete cittadina tramite scambiatore di calore• modello ESCO: il calore viene venduto ai residenti allo stesso prezzo del calore da teleriscaldamento della utility
Esempi e casi studioBerlinerring (Austria)
Esempi e casi studioBerlinerring (Austria)
DATI ECONOMICI
• costo di investimento totale: 1.250.000 €• costo di investimento specifico: 521 €/m2 dicollettori• finanziamento: 500.000 €• costo del calore solare: 48 €/MWh (80 €/MWhsenza sussidi)
Esempi e casi studioCrailsheim (Germania)
Source: www.stw-crailsheim.de
DATI PRINCIPALI
• elevata frazione solare• inizio funzionamento: 2003• superficie di apertura: 7.300 m2
• potenza installata: 5.110 kWth• collettori solari: piani vetrati• posizionamento collettori: terra e tetto• accumulo: sonde - BTES (volume: 73.500 m3)• carico: 4,1 GWh/anno• output solare: 2,05 GWh/anno• frazione solare: 50%
DETTAGLI OPERATIVI
• impianto solare con accumulo stagionale, con integrazione di unapompa di calore• collettori installati su barriere anti-rumore e tetti degli edifici• 260 unità abitative, scuola e palestra• riconversione di un’area militare
Esempi e casi studioCrailsheim (Germania)
Source: www.stw-crailsheim.de
Esempi e casi studioCrailsheim (Germania)
DATI ECONOMICI
• costo di investimento totale: 7.000.000 €• costo di investimento specifico: 959 €/m2 di collettori• finanziamento: 3.400.000 €• costo del calore solare: 112 €/MWh (219 €/MWh senza sussidi)
Esempi e casi studioVislanda (Svezia)
DATI PRINCIPALI
• “net-metering del calore solare”• inizio funzionamento: 2009• superficie di apertura: 345 m2
• potenza installata: 241,5 kWth• collettori solari: piani vetrati• posizionamento collettori: tetto• output solare: 0,138 GWh/anno
DETTAGLI OPERATIVI
• collettori integrati nel tetto su un condominio con 1.069 m2
di area da riscaldare• fabbisogno termico annuale: 150 MWh• utilizzo di acqua annuale: 1.500 m3
• impianto connesso alla rete di teleriscaldamento con stazione pre-assemblata (scambiatore di calore, vaso diespansione, pompe, controlli, ecc.)• l’associazione dei proprietari degli appartamenti ha siglatoun contratto di “net-metering” con la utility
Esempi e casi studioVislanda (Svezia)
Esempi e casi studioVislanda (Svezia)
DATI ECONOMICI
• costo di investimento totale: 178.000 €• costo di investimento specifico: 516 €/m2 di collettori• finanziamento: 43.000 €• costo del calore solare: 63 €/MWh (83 €/MWh senza sussidi)
Casi studioHotel Duo (Repubblica Ceca)
DATI PRINCIPALI
• riscaldamento e raffrescamento• inizio funzionamento: 2007• superficie di apertura: 536 m2
• potenza installata: 375,2 kWth• collettori solari: tubi sottovuoto• posizionamento collettori: tetto• accumulo: serbatoio (volume: 16 m3)• output solare: 0,27 GWh/anno• frazione solare: 66% (per raffrescamento)
DETTAGLI OPERATIVI
• impianto di “solar cooling” con unità ad assorbimento di 560 kW e per acqua calda sanitaria • accumulo di acqua refrigerata(4 m3)• fonte integrativa: teleriscaldamento (4 scambiatori di calore per un totaledi 1.250 kW)• fonte di back-up: 6 caldaie a gas naturale per un totale di 480 kW
Casi studioHotel Duo (Repubblica Ceca)
Casi studioHotel Duo (Repubblica Ceca)
DATI ECONOMICI
• costo di investimento totale: 320.000 €• costo di investimento specifico: 597 €/m2 di collettori• finanziamento: 0 €• costo del calore solare: 76 €/MWh
Strumenti
• Diapositive: in italiano e in inglese• Questionario per la fattibilità di un impianto SDH• Condizioni di mercato in Italia• Database degli impianti• Schede tecniche degli impianti• Schede (tecniche e non) di approfondimento• “Trova i professionisti”• Help desk
• Questionario di valutazione
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