I ricercatori dell’Istituto di ricerca tedesco Fraunhofer per le infrastrutture energetiche e i sistemi geotermici (IEG) hanno studiato come le pompe di calore a energia solare termica o le pompe di calore ad aria alimentate da impianti fotovoltaici a terra (PV-ASHP) possano essere combinate con sistemi di accumulo di energia termica a fossa (PTES) in una rete di teleriscaldamento (DHN) in diversi scenari e hanno scoperto che i sistemi PV-ASHP possono offrire maggiori vantaggi nelle aree densamente popolate.
Utilizzando il software open-source Python, il gruppo ha condotto una serie di simulazioni nella Germania orientale ipotizzando diverse opzioni di ricarica per i PTES. Sono stati presi in considerazione anche i costi totali del sistema, compresi gli Opex e i Capex, nonché il design del sistema e la capacità di stoccaggio della rete durante il funzionamento. “Il modello separa i calcoli idraulici da quelli termici e costruisce un processo a più stadi per considerare le temperature all’interno della rete e del PTES”, si specifica.
Gli scienziati hanno detto che la loro modellazione si è basata sulla programmazione lineare intera mista (MILP), che è un approccio matematico per risolvere compiti di ottimizzazione complessi e identificare i potenziali compromessi tra obiettivi contrastanti. Secondo quanto riferito, è stato possibile progettare PTES collegati a una DHN avendo come variabili il volume e le superfici per stimare accuratamente le perdite di calore. “L’obiettivo principale di questo studio è sviluppare un metodo in grado di progettare una struttura di approvvigionamento complessa e applicarlo a un caso di studio su larga scala”, hanno aggiunto.
Il progetto di sistema proposto considera l’uso di diversi sistemi di fornitura collegati alla DHN per una domanda prevista di 38 GWh in 806 nodi nel 2030. Sono stati presi in considerazione anche tre scenari di temperatura, otto di elettricità e otto di prezzo dell’area. In totale sono stati creati 90 scenari. “Lo strumento introdotto è in grado di rappresentare le temperature all’interno della DHN e del PTES”, spiegano gli studiosi. “Questo vantaggio cruciale permette di decidere quando lo stoccaggio può iniettare direttamente il calore nella rete, quando è necessaria una pompa di calore o quanti stadi di compressione sono necessari”.
Gli scienziati hanno anche ipotizzato che la pompa di calore assistita dal solare termico abbia una capacità di 10,95 MW e sia alimentata da un campo solare termico di 74.829 m2. Per quanto riguarda il sistema PV-ASHP, la capacità della pompa di calore era di 8,37 MW e il sistema PV copriva una superficie di 71.518 m2.
Attraverso l’analisi, il gruppo è giunto a tre conclusioni principali. In primo luogo, un eventuale aumento dei prezzi dell’elettricità non influisce sulla redditività di entrambi gli schemi. In secondo luogo, è emerso che le PTES sono più adatte per le reti con temperature superiori a 70 C. Infine, è stato accertato che sarebbero necessarie più superfici per implementare i campi solari termici rispetto agli impianti fotovoltaici a terra. “Il rapporto di volume delle PTES rispetto ai campi solari termici e fotovoltaici è di 2,54 m3/m2 e 2,9 m3/m2”, hanno spiegato. “Entrambi i concetti occupano grandi quantità di superficie; pertanto, reagiscono in modo sensibile a un aumento del prezzo della superficie”.
“Il concetto di FV con ASHP è più adatto alle regioni densamente popolate”, hanno concluso i ricercatori.
I risultati sono disponibili nel documento “Solar thermal vs. PV with a heat pump: A comparison of different charging technologies for seasonal storage systems in district heating networks”, pubblicato su Energy Conversion and Management X.
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