Corso di formazione sul teleriscaldamento da solare termico Progetto IEE 2008 SDHtake-off - Solar District Heating in Europe

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1 Corso di formazione sul teleriscaldamento da solare termico Progetto IEE 2008 SDHtake-off - Solar District Heating in Europe 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.

2 Avvertenza 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:

3 Programma 1. Perché il teleriscaldamento da solare termico (Solar District Heating, SDH)? 2. Mercato 3. Tecnologia solare termica 4. Impianti SDH 5. Funzionamento e manutenzione 6. Regolamenti e iter amministrativi 7. Esempi e casi studio

4 Perché il teleriscaldamento da solare termico (SDH)? 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

5 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 ( /m 2 ) 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

6 Mercato Situazione attuale Dati aggiornati su: Fonte:

7 Mercato Situazione attuale Dati aggiornati su: Dati per abitanti Fonte:

8 Mercato Situazione attuale Dati aggiornati su: Fonte:

9 Mercato Situazione attuale Fonte:

10 Mercato Situazione attuale Interesse e mercato crescenti!? < 1% grandi impianti!? 10

11 Mercato Situazione attuale 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 m 2 (350 kw th ) Montaggio dei collettori per un impianto di solar cooling a Qingdau, Cina,

12 Mercato Situazione attuale 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 12

13 Mercato Situazione attuale Nel 2007 Solo 120 impianti > 500 m 2 / 350 kw th > 30 impianti > 1 MW th / m 2 > 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 13

14 Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa Impianti > 500 m 2 / 350 kw th (2009) DTU COP 14 Jan SDH

15 Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa ~ 40 impianti > 1 MW th (2009) DTU COP 14 Jan SDH

16 Svezia e Danimarca (2007) Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa ~ 50% della superficie in impianti >350 kw th > 350 kw th > kw th DTU COP 14 Jan SDH

17 Ærø ~ 4 m 2 pro capite (Austria: 0.4 m 2 ) Marstal 1 m 2 pro capite ~ 5 % del teleriscaldamento in Svezia Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa 17

18 Copre il 30% del fabbisogno termico Marstal Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa 18

19 Mercato Situazione attuale 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

20 Mercato Situazione attuale I più grandi impianti solari con collettori montati su tetto (Febbraio 2010) Legend: Heat = Net solar heat; BTES = Borehole Thermal Energy Storage; HP = Heat Pump; CWT = Concrete water tank; DH = District Heat

21 Mercato Situazione attuale I più grandi impianti solari per riscaldamento e raffrescamento in diverse applicazioni (Febbraio 2010)

22 Mercato Situazione attuale Database degli impianti su:

23 Mercato Situazione 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

24 Mercato Tendenze e potenziale VISIONE Il calore solare può coprire più del 10% dell energia termica da teleriscaldamento in Europa 1% potrebbe essere realizzabile in anni 10% richiede l utilizzo di accumuli stagionali 24

25 Mercato Tendenze 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

26 Mercato Tendenze e potenziale Obiettivo di 20 PJ (5.6 TWh) al 2020 (crescita necessaria: +35%) per arrivare a 1% del teleriscaldamento in Europa

27 Mercato Tendenze e potenziale 50% Germania Case mono e bi-familiari Condomini Quartieri Frazione solare 25% 5-10% Dimensione impianto Fonte: Solites

28 Mercato Tendenze e potenziale Germania Fonte: Solites

29 Mercato Maggiori informazioni su Solare termico Teleriscaldamento

30 Tecnologia solare termica Funzionamento Vetro Scatola di contenimento Fonte: Idaltermo Assorbitore Tubi Isolamento

31 Tecnologia solare termica Funzionamento Radiazione solare Rilfessione Perdite per Perdite per Trasmissione Assorbimento Riflessione Convezione Radiazione Calore utile Perdite per Fonte: Target/ISFH

32 Tecnologia solare termica Prodotti

33 Tecnologia solare termica Prodotti Fonte: Viessmann Fonte: Microtherm

34 Tecnologia solare termica Condizioni operative Resa: kwh/m 2 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 m 2 ; portate tipiche per gli impianti a terra in Danimarca sono 6 35 l/min Controllare scheda dati collettore solare

35 Tecnologia solare termica Condizioni operative a 0 1 T T T T m G a a 2 m G a 2 NB. Irraggiamento di 1000 W/m 2

36 Tecnologia solare termica Condizioni operative Sono qui riportati valori indicativi. I valori specifici per ogni modello di collettore sono reperibili sulla sua scheda dati. Tecnologia η 0 a 1 a 2 [-] [W/(K m²)] [W/(K² m²)] Tubi sottovuoto a elevata prestazione Piano vetrato a elevata prestazione Piano vetrato a media prestazione

37 Tecnologia solare termica Condizioni operative Il congelamento viene evitato utilizzando, come fluido termovettore, una miscela di acqua e glicole Il sovrariscaldamento viene evitato mediante un corretto dimensionamento. Se si verifica in condizioni straordinarie, gli impianti sono dotati di sistemi di sicurezza ch assicurano un intervento immediato

38 Tecnologia solare termica Qualità e certificazione EN Thermal solar systems and components - Solar collectors - Part 1: General requirements EN Thermal solar systems and components - Solar collectors - Part 2: Test methods CEN/TS Thermal solar systems and components Custom built systems Part 1: General requirements CEN/TS 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

39 Impianti SDH Schemi e integrazione C C Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa 39

40 Impianti SDH Schemi e integrazione Centralizzato Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa 40

41 Impianti SDH Schemi e integrazione Distribuito Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa 41

42 Impianti SDH Schemi e integrazione Distribuito Collettori su tetto Ritorno: C Fonte: Jan-Olof Dalenback, EnerMa 42

43 Impianti SDH Valutazione risorsa solare (sviluppato per il fotovoltaico, ma valido anche per il solare termico)

44 Impianti SDH Valutazione risorsa solare O N S = inclinazione (il valore ottimale dipende dal sito e dall utilizzo dell energia) = azimut E

45 Impianti SDH Valutazione risorsa solare Est Sud Ovest Fonte: Target/ISFH Ovest Sud Est

46 Impianti SDH Valutazione risorsa solare Fonte: ENEA

47 Impianti SDH Superficie dei collettori File parallele anche di 20 collectors di grande dimensione (10 15 m 2 ) Criteri: Superficie disponibile Costo Frazione solare Connessione serie / parallelo

48 Impianti SDH Superficie dei collettori

49 Impianti SDH Superficie dei collettori

50 Impianti SDH Resa Resa annuale di energia solare per m² dii terreno [kwh/m 2 anno]: q land = 0.15 * G 0 R T è un fattore di correzione in temperatura: resa solare alla temperatura di funzionamento divisa per la resa solare a 50 C: R T = Q solar,actual /Q solar,50 La resa dipende sostanzialmente dalla temperature operative della rete di teleriscaldamento.

51 Impianti SDH Resa

52 Impianti SDH Resa SF = Q solar,actual /Q total,production Per basse frazioni solare (< 20%), stima approssimativa: Q solar,low = 0.15 * G 0 * A land Per frazioni solari elevate, sono necessari approfondimenti con calcoli e simulazioni.

53 Impianti SDH Accumulo La taglia dell accumulo dipende da: superficie dei collettori frazione solare attesa presenza di altre fonti di generazione (pompa di calore, motore a gas, ecc.) carico termico complessivo Incertezza rilevante : - per elevate frazioni solari - in presenza di pompa di calore Fonte: Energistyrelsens Teknologikatalog

54 Impianti SDH Accumulo Fonte: Solites

55 Impianti SDH Accumulo Rapporto tra perdite di calore e volume Esempio di output di impianto

56 Impianti SDH Accumulo Tipologie di accumulo: Serbatoio - Tank thermal energy storage (TTES) Piscina - Pit storage (water pond) (PTES) Sonde - Borehole (BTES) Falda - Aquifer (ATES) Investment cost per m³ water equivalent [ /m³] Ilmenau Crailsheim Rottweil Stuttgart Steinfurt Hanover Eggenstein Neckarsulm (1. phase) Hamburg Munich Chemnitz Rostock 100 1,000 10, ,000 Storage volume in water equivalent [m³] Tank thermal energy storage Pit thermal energy storage Borehole thermal energy storage Aquifer thermal energy storage Friedrichshafen Marstal (DK) Crailsheim Costi specifici dell accumulo in impianti dimostrativi (IVA esclusa)

57 Impianti SDH Accumulo Serbatoio: soluzione economicamente buona fino a circa m 3 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 m 3 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 ciò incrementa le perdite

58 Impianti SDH Altri componenti La pompa presenta spesso una portata regolabile per impostare la temperatura di uscita desiderata Solitamente si imposta un delta T nei collettori di 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 di investimento

59 Impianti SDH Altri componenti % di fluido antigelo* T fino alla quale èè assicuata la resistenza al congelamento ( C) * Glicole propilenico

60 Impianti SDH Analisi economica (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 /m 3 (3 /m 2 di collettore) Accumulo Dimensionamento, progettazione e ottimizzazione: 2 5 % dell investimento complessivo Varie (p.es. livellamento del terreno)

61 Impianti SDH Analisi economica (per impianti a terra) Costo di investimento [ ]: p land,location = A land * p land dove A land : Area del terreno [m²] circa 3 volte l area dei collettori p land : Costo del terreno [ /m²]

62 Impianti SDH Analisi economica ESEMPIO m 2 di collettori solari in Danimarca Costo del terreno ( m 2 ): Collettori ( m 2 ), tubazioni, pompe, liiquido antigelo e scambiatori di calore: Recinto, livellamento terreno, ecc.: Tubazioni di trasmissione (1.000 m): Regolazione e controllo: Consulenza: COSTO DI INVESTIMENTO TOTALE: Resa attesa: 4,500 MWh/anno Costo medio per ammortamento in 20 anni (tasso di interesse 5%, inflazione 2%): 6,7%/anno Capitale annuale: x 6,7%/anno = /anno Costo di manutenzione: 1 /MWh = /anno COSTO ANNUALE TOTALE: /anno COSTO DEL CALORE SOLARE (senza incentivi): ~ 40 /MWh

63 Impianti SDH Analisi economica Costo per m 2 di impianti a terra Costo dell accumulo

64 Impianti SDH Analisi economica Se disponibili, considerare: IVA agevolata per le rinnovabili incentivi sul costo di investimento o sul calore prodotto

65 Impianti SDH Analisi economica Strumento online: (menu Software )

66 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

67 Funzionamento e manutenzione 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

68 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

69 Regolamenti e iter amministrativi 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

70 Regolamenti e iter amministrativi

71 Esempi e casi studio Braedstrup (Danimarca) DATI PRINCIPALI combinazione con cogeneratore inizio funzionamento: 2007 superficie di apertura: m 2 potenza installata: kw th collettori solari: piani vetrati posizionamento collettori: terra accumulo: serbatoio (volume: m 3 ) carico: 42 GWh/anno output solare: 3.4 GWh/anno frazione solare: 8%

72 Esempi e casi studio Braedstrup (Danimarca) DETTAGLI OPERATIVI in periodi ventosi, non conviene far funzionare l unità cogenerativa; megilo utilizzare caldaie con accumuli di breve periodo per adattare il funzionamento al prezzo dell elettricità costi di teleriscaldamento relativamente alti e forte industria solare locale: impianti solari connessi agli accumuli di rete

73 Esempi e casi studio Braedstrup (Danimarca) DATI ECONOMICI costo di investimento totale: costo di investimento specifico: 205 /m 2 di collettori finanziamento: costo di funzionamento: 0,66 /MWh di calore solare costo del calore solare: 25 /MWh (31 /MWh senza sussidi)

74 Esempi e casi studio Berlinerring (Austria) DATI PRINCIPALI finanziato con modello ESCO inizio funzionamento: 2004 superficie di apertura: m 2 potenza installata: kw th collettori solari: piani vetrati posizionamento collettori: tetto accumulo: serbatoio (volume: 60 m 3 ) carico: 7,84 GWh/anno output solare: 1 GWh/anno frazione solare: 13% (100% in estate)

75 Esempi e casi studio Berlinerring (Austria) DETTAGLI OPERATIVI impianto su tetto per acqua calda sanitaria e riscaldamento ambienti di condomini ( 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 è connessa alla rete cittadina tramite scambiatore di calore modello ESCO: il calore viene venduto ai residenti allo stesso prezzo del calore da teleriscaldamento della utility

76 Esempi e casi studio Berlinerring (Austria) DATI ECONOMICI costo di investimento totale: costo di investimento specifico: 521 /m 2 di collettori finanziamento: costo del calore solare: 48 /MWh (80 /MWh senza sussidi)

77 Esempi e casi studio Crailsheim (Germania) DATI PRINCIPALI elevata frazione solare inizio funzionamento: 2003 superficie di apertura: m 2 potenza installata: kw th collettori solari: piani vetrati posizionamento collettori: terra e tetto accumulo: sonde - BTES (volume: m 3 ) carico: 4,1 GWh/anno output solare: 2,05 GWh/anno frazione solare: 50% Source:

78 Esempi e casi studio Crailsheim (Germania) DETTAGLI OPERATIVI impianto solare con accumulo stagionale, con integrazione di una pompa di calore collettori installati su barriere anti-rumore e tetti degli edifici 260 unità abitative, scuola e palestra riconversione di un area militare

79 Esempi e casi studio Crailsheim (Germania) DATI ECONOMICI costo di investimento totale: costo di investimento specifico: 959 /m 2 di collettori finanziamento: costo del calore solare: 112 /MWh (219 /MWh senza sussidi) Source:

80 Esempi e casi studio Vislanda (Svezia) DATI PRINCIPALI net-metering del calore solare inizio funzionamento: 2009 superficie di apertura: 345 m 2 potenza installata: 241,5 kw th collettori solari: piani vetrati posizionamento collettori: tetto output solare: 0,138 GWh/anno

81 Esempi e casi studio Vislanda (Svezia) DETTAGLI OPERATIVI collettori integrati nel tetto su un condominio con m 2 di area da riscaldare fabbisogno termico annuale: 150 MWh utilizzo di acqua annuale: m 3 impianto connesso alla rete di teleriscaldamento con stazione pre-assemblata (scambiatore di calore, vaso di espansione, pompe, controlli, ecc.) l associazione dei proprietari degli appartamenti ha siglato un contratto di net-metering con la utility

82 Esempi e casi studio Vislanda (Svezia) DATI ECONOMICI costo di investimento totale: costo di investimento specifico: 516 /m 2 di collettori finanziamento: costo del calore solare: 63 /MWh (83 /MWh senza sussidi)

83 Casi studio Hotel Duo (Repubblica Ceca) DATI PRINCIPALI riscaldamento e raffrescamento inizio funzionamento: 2007 superficie di apertura: 536 m 2 potenza installata: 375,2 kw th collettori solari: tubi sottovuoto posizionamento collettori: tetto accumulo: serbatoio (volume: 16 m 3 ) output solare: 0,27 GWh/anno frazione solare: 66% (per raffrescamento)

84 Casi studio Hotel Duo (Repubblica Ceca) DETTAGLI OPERATIVI impianto di solar cooling con unità ad assorbimento di 560 kw e per acqua calda sanitaria accumulo di acqua refrigerata(4 m 3 ) fonte integrativa: teleriscaldamento (4 scambiatori di calore per un totale di kw) fonte di back-up: 6 caldaie a gas naturale per un totale di 480 kw

85 Casi studio Hotel Duo (Repubblica Ceca) DATI ECONOMICI costo di investimento totale: costo di investimento specifico: 597 /m 2 di collettori finanziamento: 0 costo del calore solare: 76 /MWh

86 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

87 Strumenti

88 Strumenti

89 Strumenti

90 Strumenti

91 Grazie mille per l attenzione e......non dimenticate di riempire il questionario! (in inglese e in italiano)