Impianto solare termico in edificio residenziale

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N. Cardinale,
F. Ruggiero, A. Perago, V. Matarrese
Impianto solare termico
in edificio residenziale
Ottimizzazione tecnico-economica
G
li alloggi di residenza popolare hanno particolari problematiche dovute alle finalità assistenziali per i quali sono concepiti
che comportano un contenimento dei loro costi di edificazione e conseguentemente un aumento dei costi energetici di gestione. Eppure,
trascurando gli aspetti legati ai problemi tecnico-ambientali, questi
alloggi sono destinati a famiglie a basso reddito per le quali, spesso,
le spese energetiche rappresentano più del 10% del salario. In quest’ottica, ogni azione tesa alla razionalizzazione dei consumi energetici contribuisce al miglioramento delle condizioni economiche degli occupanti con innegabili vantaggi sociali. Il progetto dell’impianto
solare termico procederà, attraverso un iniziale ottimizzazione economica sulla superficie captante col metodo del Costo Globale Attualizzato (CGA)1 che sarà seguita da un’ottimizzazione tecnica mediante il TRNSYS per raggiungere un’ottimizzazione economica globale attraverso la minimizzazione dell’altra importante variabile economica (e centro di costo) dell’impianto: l’accumulo.
Il settore dell’edilizia residenziale pubblica in Italia
è l’esempio più evidente di come la scarsa attenzione verso un’architettura mirata alla riduzione dei
consumi energetici possa portare ad un risultato
edilizio scadente sotto il profilo energetico e della
vivibilità degli ambienti confinati. I diversi limiti imposti dalle leggi locali e nazionali proprie di questo
settore, sia nelle basse intenzioni di spesa che nelle
misure imposte a tali abitazioni, ne hanno ampiamente condizionato la qualità edilizia rendendo necessario un cambiamento drastico dei principi costruttivi soprattutto alla luce del recepimento della
Analisi del caso
Direttiva europea (Direttiva 2002/91/CE) nel no-
La simulazione dinamica del sistema solare attivo è applicata ad un
caso reale rappresentato da un edificio dell’Istituto Autonomo Case Popolari della Provincia di Bari sito in un quartiere periferico a Nord di
Bari. La costruzione ha una base di 84 x 11,5 metri mentre il volume
totale dell’edificio è di 11.666 m2 ed ospita 32 appartamenti, 16 dei
quali destinati alla polizia penitenziaria mentre i rimanenti a famiglie
con esigue risorse economiche. L’edificio ha uno schema modulare su
quattro piani con quattro vani scala e con due alloggi per piano, pertanto ogni scala darà accesso ad otto residenze. Dal punto di vista costruttivo è realizzato con una struttura portante in cemento armato ed
ha un’altezza per piano pari a 280 cm. I lati più stretti della costruzione sono dei muri ciechi mentre le pareti dotate di finestre sono sulle
facciate principali. L’impianto solare termico per la produzione di acqua calda sanitaria, ubicato sulle altane dell’edificio, sarà costruito per
moduli, pertanto ciascuno deve soddisfare le esigenze degli occupanti
delle otto abitazioni servite. Si ipotizzerà che ogni nucleo familiare sia
composto da quattro individui per un totale di 32 utenti. Normalmente
la progettazione di tali impianti prevede che l’acqua deve essere fornita alla temperatura di 45 °C con un consumo di 50 litri giornalieri pro
capite (comfort medio). Nella Tabella 1 sono riportati i valori dell’irraggiamento solare per la città di Bari.
stro Paese col Decreto Legislativo 19 agosto 2005
n. 192. In questo lavoro sarà proposta l’ottimizzazione tecnico-economica di un impianto solare termico per la produzione di acqua calda sanitaria
applicato ad un edificio di case popolari nel Comune di Bari, dimostrando che la produzione di acqua
calda per usi sanitari attraverso i pannelli solari costituisce un sistema di semplice realizzazione che,
se opportunamente progettato, associa alla riduzione dei consumi e alla tutela dell’ambiente una scelta economicamente vantaggiosa per gli utenti.
1
Il CGA è la somma dei: costo di promozione (fattibilità, progettazione ecc.); costo di costruzione (acquisto dell’area di intervento, impegno capitali, costruzione, spese tecniche ecc.); costo di gestione (esercizio e manutenzione) nel ciclo di
vita ipotizzato, attualizzato
al momento dell’entrata in
TABELLA 1 - Valori dell’irraggiamento solare per la città di Bari (UNI 10349)
Altezza = 5m
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
Longitudine = 16,83
Giu Lug
Ago
Set
Ott
Nov
esercizio; costo finale, ov-
Latitudine = 41,13
Dic
Totale
Media Tot. inv. Media inv.
10,1 14,5
20,6 25,3
28
28,6
25,2
19
13,2
8
5,7
6.243
17,1
per demolire o riqualificare
il bene alla fine del suo ciclo di vita, anch’esso attua-
Irradiazione solare media giornaliera media mensile globale sul piano orizzontale (MJ/m2)
6,6
vero la spesa da sostenere
lizzato al momento dell’en-
1002
8,3
trata in esercizio attualizzati alla data odierna.
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Dimensionamento dell’impianto solare termico
L’edificio IACP è composto da 4 moduli costruttivi, pertanto si propone di installare un impianto solare termico ad acqua per ogni modulo che soddisfi le esigenze degli occupanti. I componenti dell’impianto solare termico saranno ubicati all’interno dell’altana mentre i collettori ad acqua sul suo tetto. L’impianto avrà lo schema semplificato
illustrato in Figura 1. I componenti principali saranno:
- i collettori termici;
- il serbatoio di accumulo;
- lo scambiatore di calore;
- il riscaldatore ausiliario;
- le pompe di circolazione del circuito primario e secondario;
- l’interruttore differenziale.
I collettori solari ad acqua, adottati
per la simulazione dell’impianto; sono della società svizzera “Energie Solaire” [1], che ha messo a punto un
nuovo tipo di collettore che si basa su
uno scambiatore di calore piano con
una geometria a cuscino di acciaio
inossidabile coperto da uno strato di
una vernice selettiva e di lunga durata in nero di cromo. L’assorbitore è
costituito da due fogli di acciaio inossidabile spessi 0,6 mm stampati
e saldati. Essi concedono un drenaggio perfetto, il 98% della superficie esposta è a contatto col fluido, ed un flusso distribuito uniformemente. Vi è inoltre un eccellente trasferimento del calore ed una bassa inerzia termica. Dato che la superficie increspata è coperta di nero di cromo il valore del coefficiente di assorbimento è maggiore del
94% ed il coefficiente di emissione è inferiore al 7%. Le caratteristiche del pannello sono riportate nella Tabella 2.
Ai fini della simulazione col TRNSYS, con i valori disponibili dalla
documentazione tecnica fornita dal costruttore, non si può adottare
uno dei soliti modelli matematici di collettori solari termici [2] dato
che la struttura del collettore è completamente diversa da quella dei
normali collettori piani, allora per ovviare a tale problema si adotteranno i valori che descrivono la curva di efficienza forniti dalla SPF,
società svizzera che ha certificato i pannelli [3]. La curva di rendimento può essere rappresentata in diversi modi, in questo caso è
stato adottato un approccio quadratico:
η = a 0 + a1 ⋅ X + a 2 ⋅ X 2
con:
X=
( Tf , m − Ta ) ;
Gc
( )
a 0 = −FR ⋅ τα ;
a 1 = −FR ⋅ U L ;
a2 = −
FR ⋅ U L .
T
Ottimizzazione dell’impianto solare termico
in funzione della superficie captante
Per effettuare l’ottimizzazione dell’impianto solare termico per la produzione dell’acqua calda sanitaria saranno avanzate delle ipotesi su
alcune delle variabili economiche coinvolte nei calcoli. Innanzitutto è
necessario calcolare il carico totale termico mensile ovvero l’energia
necessaria a soddisfare il fabbisogno di acqua calda di 32 persone (N)
FIGURA 1 - Schema impianto
TABELLA 2 - Dati del
collettore solare utilizzato
per la simulazione
cioè quelle che in media
abitano le 8 abitazioni che
ogni impianto dovrà servire. Quindi posto che il conSuperficie attiva
1,93 m2
sumo giornaliero di ciascun
Pressione massima
6 bar
utente (l) è pari a 50 litri,
Portata nominale
40 l/h m2
che la temperatura dell’acqua che arriva all’impianto
dalle tubazioni pubbliche (Tin) sia di 15 °C e che la stessa debba essere
riscaldata fino a 45 °C (Tf) allora il carico totale mensile L sarà:
(
)
L = l ⋅ N ⋅ c p ⋅ Tin − Tf ⋅ n
dove n rappresenta il numero di giorni del mese. Applicando la relazione si ottiene un carico totale di 20.372 kWh/anno. Nella Tabella 3 si riportano i costi e i parametri necessari per ricavare l’andamento del CGA che è mostrato in Figura 2. La Figura 2 mostra
una superficie captante ottimale di circa
TABELLA 3 - Costi e parametri per la simulazione
39 m2 che corrispondono a 21 collettori
Costo collettori (€/m2) fornito dalla ditta
265,00
qualora venissero
Costo serbatoio accumulo e scambiatore esterno (€/kg) – Catalogo Elbi 2004
1,10
adottati il tipo con suCosto dello scambiatore di calore esterno (€/m2)
10,50
perficie unitaria pari
Massa di accumulo (kg/m2)(2)
a 2 m2. Ciò che è im_ = frazione del costo iniziale anticipata dal committente
1
portante è che tale suf = frazione del costo iniziale ottenuta come mutuo
0
perficie richiesta è
M = frazione del costo iniziale pagata per manutenzione il 1° anno
0,02
perfettamente ospitata
dalla falda rivolta a
N = vita economica dell'impianto
20
Sud del tetto di ogni
0,031
ci = costo dell'energia d'integrazione (€/MJ) (gas metano)
altana che misura
0,053
ce = costo dell'energia elettrica (€/MJ)
11,5 m x 4.2 m per
Ec = consumo annuo d'energia elettrica parassitica per m2 di collettore (MJ/mq) (3)
un totale di 48,3 m2.
Avendo posto T f,m pari
alla temperatura media
nel collettore, Ta la temperatura ambientale e Gc la radiazione solare incidente (W/m2). I
dati forniti dalla società di certificazione SPF indicano a0 uguale a
0,937, a1 uguale a 15,65 mentre a2 è nullo.
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3
Ottimizzato con la simulazione dinamica al TRNSYS, varia per ogni impianto.
Calcolato mediante la simulazione al TRNSYS, varia per ogni impianto.
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all’unità, è lecito pensare che in realtà l’energia uscente
dal sistema è superiore a quella richiesta dal carico infatti
la frazione solare è calcolata come:
SF = 1−
FIGURA 2 - CGA al variare delle dimensioni dell’impianto
Ottimizzazione tecnico-economica
dell’impianto (CGA)
La simulazione fin qui svolta sull’impianto ha portato ad un numero di
21 collettori e, quindi, con una superficie captante attiva di circa 39
m2. Questo comporta una portata
nel circuito secondario (tra collettori
e scambiatore di calore) pari a
1680 kg/h (consigliata dalla casa
costruttrice), mentre quella nel primario è stata ottimizzata a 1.530
kg/h con un serbatoio di accumulo
singolo di 8,79 m3 di acqua. Il riscaldatore ausiliario naturalmente è
in grado di riscaldare la portata
massima di acqua richiesta dal carico pertanto avrà una potenza di
4,44 kW (con un rendimento del
80% fissato dal TRNSYS) e un profilo di carico di 110 kg/h dalle 7 alle
21 e di 5 kg/h nel resto del giorno.
Si fa notare come spostare il carico
nelle ore con radiazione solare ridotta se non del tutto assente comporta un decremento del valore della
frazione solare sopperita dall’impianto. Nel nostro caso la frazione
solare dell’impianto solare termico
per la produzione di acqua calda
sanitaria è pari a 0,8207, un ottimo
valore, mentre la restante parte del
fabbisogno è soddisfatta con
13156,3 MJ/anno (3655 kWh/anno) richiesti al riscaldatore ausiliario
esterno. La Figura 3 mostra la curva
della frazione solare mensile sopperita dall’impianto nei suoi primi due
anni di vita. Si può osservare come
nei mesi estivi l’impianto solare fornisca tutta l’energia necessaria anche perché l’inclinazione di 30° della falda dell’altana comporta un picco di produzione proprio nella stagione estiva. Se la frazione solare
dei mesi centrali dell’anno è pari
76
Q AUX
Q AUX
= 1−

 8760
Q NEED
˙ ⋅ 4, 19 ⋅ 45 − 15 ⋅ dh
 ∫ m

 0
(
)
Quindi si considera una temperatura massima di 45 °C
che è quella richiesta dal carico, tuttavia non è detto che
la temperatura superi tale soglia ed in tal caso la differenza di temperatura diviene proporzionale all’energia “superflua”. La simulazione delle temperature di esercizio
dell’impianto durante l’anno, riportata in Figura 4, evidenzia come durante la stagione estiva la temperatura in
uscita dal serbatoio di accumulo superi largamente i 45
FIGURA 3 - Curva della frazione solare mensile
FIGURA 4 - In blu sono mostrate la temperatura dell’acqua uscente dalla caldaia ausiliaria,
in verde quella uscente dal serbatoio di accumulo mentre in arancione è mostrata
la temperatura ambientale che raggiunge il suo minimo a circa -7,4 °C
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°C necessari per cui sarebbe opportuno effettuare
un’analisi di sensibilità sull’inclinazione del pannello al fine di ottimizzare la produzione nei periodi non estivi.
Il dato sulla temperatura minima (-7,4 °C per motivi di sicurezza) ha fornito un utile suggerimento per l’affinamento della miscela acqua-etilene glicole che fluisce nei collettori. Queste miscele posseggono un diverso punto di congelamento a seconda del contenuto di etilene glicole,
Dato che la temperatura minima di esercizio è pari a circa -7,4 °C si potrà adottare una miscela al 25% cautelandosi in ogni modo da possibili approssimazioni della simulazione dato che tale miscela congela ad una temperatura inferiore ai -10 °C. Nella progettazione dell’impianto
occorre in realtà assicurarsi che i termovettori adottino il
valore del calore specifico della miscela più idoneo ciò è
FIGURA 5 - Frazione solare dell’impianto da 21 collettori al variare dell’inclinazione
TABELLA 4 - Bilancio energetico
dell’impianto con 21 collettori
ed un accumulo di 8,79 m3
kJ/anno
Energia entrante:
acqua a 15°C dalla rete pubblica
guadagno utile dei collettori
richiesta alla caldaia ausiliaria
totale
Energia in uscita:
acqua calda uscente dall’impianto
perdite dal serbatoio d'accumulo
perdite dalla caldaia
totale
Accumulo al termine dell'anno simulato
scostamento
36678100
95975600
13156300
145810000
128747000
14666700
2631270
146044970
217380
0,012%
FIGURA 6 - Frazione solare mensile dell’impianto
da 21 collettori al variare della loro inclinazione
importante anche ai fini dello scambio termico col fluido del primario perché contribuisce in maniera determinante alla capacità termica del fluido; a tal proposito studi effettuati da M. Dayan [4] rivelano che se essi vengono considerati costanti al valore medio della
temperatura di esercizio l’errore commesso è trascurabile pertanto si
è ritenuto conveniente assumere un valore di esercizio di circa 25 °C
al quale corrisponde dall’interpolazione un calore specifico di circa
3,85 kJ/kgK [5] per una miscela al 25% di etilene glicole. Per verificare che il sistema sia stato ben configurato non resta che fare un bilancio termico, come in Tabella 4.
Variazione dell’inclinazione
dei collettori solari
FIGURA 7 - Andamento delle temperature con collettori inclinati di 0°
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L’ubicazione dei collettori solari sulle
altane del terrazzo impone una loro
inclinazione di 30°. È comunque
possibile simulare, così come precedentemente accennato, come varia
la producibilità del pannello al variare dell’inclinazione al fine di individuarne la soluzione ottimale.
La simulazione (Figura 5) mostra come la miglior inclinazione si verifichi
tra i 40° ed i 50°, in quanto un’inclinazione di 30° privilegia la produzione nei mesi estivi raggiungendo
temperature molto superiori ai 45 °C
richiesti. Dalla Figura 6 si nota come
alle inclinazioni più basse, la curva
della frazione solare mensile abbia
un massimo piuttosto pronunciato al
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di accumulo di 8,79 m3. L’incremento di temperatura necessario affinché
l’acqua in uscita dal serbatoio raggiunga i 45 °C viene fornito dalla
caldaia ausiliaria pertanto ne deriva
che l’energia da questa spesa è proporzionale all’area compresa tra le
due curve, evidenziando come nel
caso di 45° questa sia minima. Se si
decidesse di variare l’inclinazione di
installazione, nel caso specifico sarebbe necessario sottoporre il sistema ad un nuovo processo iterativo
che partendo dal nuovo dato porti
ad avere l’accumulo e le portate dei
termovettori ottimizzate, raggiungendo risultati migliori.
Variazione della
massa di accumulo
FIGURA 8 - Andamento delle temperature con collettori inclinati di 45°
FIGURA 9 - Andamento delle temperature con collettori inclinati di 90°
suo centro ovvero nei mesi estivi, mentre con l’aumentare dell’inclinazione si venga a perdere quel massimo in luogo di una depressione sempre più pronunciata. È evidente che l’ipotesi di inclinazione
dei pannelli a 30° non è quindi necessariamente la migliore in tutte
le applicazioni. In particolare essa è inadeguata per le finalità
dell’impianto in costruzione perché questo è destinato a produrre acqua calda sanitaria per tutto l’anno quindi non deve avere un picco di produzione nel solo periodo estivo, occorre, invece,
che abbia una produzione che sia quanto più
possibile costante durante l’anno. Tali considerazioni si possono distinguere chiaramente
dall’andamento della temperatura dell’acqua in
uscita dal serbatoio di accumulo (curva verde) e
dalla caldaia ausiliaria (curva blu) per tre inclinazioni di installazione: orizzontale (Figura 7),
a 45° (Figura 8) e verticale (Figura 9), tutte ottenute con 21 collettori Solar Roof ed un serbatoio
78
Si vuole ora analizzare la sensibilità
dell’impianto al variare della capacità di accumulo effettiva, cioè il volume reale occupato dall’acqua nel
serbatoio. [6,7]. Le simulazioni effettuate variando il solo dato di accumulo hanno evidenziato un aumento
delle perdite al diminuire del volume
di accumulo. Anche l’andamento della curva della frazione solare mostra
lo stesso risultato dovuto al fatto che
un serbatoio favorisce il ricircolo
dell’acqua. Infatti la curva in Figura
10, ha pendenza maggiore a sinistra
del massimo ciò vuol dire che volumi
maggiori del valore ottimo indurrebbero perdite minori di quanto invece
farebbero volumi inferiori allo stesso.
In ogni caso se il dimensionamento
statico prevedeva dai 50 l ai 70 l a
persona ovvero dagli 1,6 m3 ai 2,24
m3 di acqua con le simulazioni dinamiche si vede invece che l’impianto
tecnicamente migliore prevede che la massa di accumulo sia di
274,7 l a persona e, quindi, 8,79 m3 per 32 persone. Si fa osservare
che anche con grossi decrementi del volume di accumulo vi sono perdite di prestazioni meno accentuate di quanto si potesse immaginare,
ovvero, se si passa da 8 m3 a 4 m3 dimezzando l’accumulo, la riduzione della frazione solare è trascurabile dell’ordine dei centesimi, pertanto il risultato migliore è quello che
consente la minimizzazione del Costo Globale Attualizzato.
L’ottimizzazione potrebbe essere fatta con la condizione di tenere costante la superficie captante e quindi
i 21 collettori fin qui suggeriti, ma
non può essere esclusa a priori la
possibilità che, se v’è convenienza
nel ridurre il volume di accumulo, essa possa essere tanto accentuata da
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spostare il minimo del CGA ed indicare come migliore
soluzione d’impianto un numero diverso di collettori. Pertanto le simulazioni del TRNSYS hanno consentito di costruire una curva del CGA per ogni livello percentuale di
riduzione del serbatoio di accumulo (Figura 11).
L’altro importante centro di costo dell’impianto è lo scambiatore di calore esterno, ma essendo il suo costo proporzionale alla superficie captante la sua ottimizzazione è
implicita in quella del numero di collettori. La curva che
indica la miglior soluzione corrisponde ad un volume di
accumulo del 30% rispetto al suo valore ottimo. Un’ulteriore riduzione dell’accumulo, infatti, fornisce una curva
più alta quindi comporta dei costi maggiori perché il risparmio economico sul serbatoio di accumulo non compensa le perdite di prestazioni dell’impianto.
In conclusione la soluzione ottenuta tiene in conto sia l’ottimizzazione tecnica che economica globale dell’impianto
e non solo minimizzando i costi della superficie captante
come viene di solito effettuato. La configurazione d’impianto ottenuta ottimizzando solo rispetto alla superficie
captante indicava un impianto da 21 collettori con un serbatoio di 8,79 m3 e una frazione solare di 0,8207. L’ottimizzazione del costo globale attualizzato indica una soluzione sempre con 21 collettori ma con un volume di accumulo di soli 2,637 m 3 ed una frazione solare di
0.7888. In tal modo è possibile ridurre il costo globale attualizzato da 21.620,52 euro a 18.788,00 euro con un
risparmio del 13% sull’ipotesi iniziale.
FIGURA 10 - Frazione solare dell’impianto da 21 collettori
al variare del volume di accumulo
Conclusione
In questo lavoro si è proposto l’ottimizzazione di un tecni- FIGURA 11 - Variazione del CGA con il numero di collettori e con l’accumulo
ca-economica di un impianto solare termico progettato per
un intervento di edilizia popolare in Bari utilizzando un programma
6.702 kg nel caso di uso di gasolio. La tecnologia del solare termico
di simulazione dinamica (TRNSYS). Partendo dall’ottimizzazione ecoper scopi sanitari è anche ormai matura e presenta costi recuperabili
nomica sulla sola superficie captante col metodo del Costo Globale
in pochi anni, come anche dimostra questo lavoro, per cui il suo uso
Attualizzato si è estesa tale procedura ad un’altra variabile economipuò essere reso obbligatorio nei nuovi edifici, come del resto si è deca (e centro di costo) dell’impianto: l’accumulo. Il risultato indica che,
ciso di procedere ultimamente nella città di Roma.
■
sebbene riducendo il volume di accumulo si perda di fatto in efficienza d’impianto, tuttavia questa operazione conviene sempre in termini
economici. L’impianto progettato con 21 collettori è più conveniente
Bibliografia
se il serbatoio di accumulo è ridotto al 30% del valore tecnicamente
ottimo (quello che offre le migliori prestazioni possibili) ciò perché il
[1] Fonte www.EnergieSolaire.com.
risparmio economico sulla spesa iniziale compensa la perdita nelle
[2] S. A. Klein et al., TRNSYS 15: A Transient System Simulation Proprestazioni. L’analisi dell’impianto ha anche evidenziato come le sue
gram, User’s manual, University of Wisconsin-Madison 2000.
prestazioni sono fortemente legate alla modalità di installazione. Nel
[3] Fonte www.solarenergy.ch.
caso in esame le falde del tetto delle altane imponevano un’inclina[4] M. Dayan, High performance in low-flow solar domestic hot wazione di installazione di 30° con il quale si ottengono picchi di proter system, degree thesis of Master of Science Mechanical Engiduzione nei mesi estivi dell’anno, mentre le finalità dell’impianto eraneering at the University of Wisconsin-Madison 1997.
no quelle di produrre acqua calda sanitaria per tutto l’anno, il ché
[5] Fonte www.EngineeringToolBox.com.
avrebbe consigliato un’inclinazione di 40°-50°. Questo conferma la
[6] Fanney A.H., Klein S.A., Thermal Performance Comparisons for
necessità di una progettazione integrata del sistema impianto-edifiSolar Hot Water Systems Subjected to Various Collector and
cio, specie nel caso di nuovo edificio, mentre un semplice kit di instalHeat Exchanger Flow Rates, Solar Energy Laboratory, 1988.
lazione non potrebbe sfruttare appieno sia le potenzialità dell’im[7] B. J. Newton, Modelling a solar storage tank, degree thesis of
pianto sia la risorsa solare a disposizione.
Master of Science Mechanical Engineering at the University of
Infine è possibile affermare che l’utilizzo del solare termico nell’ottica
Wisconsin-Madison 1995.
del Protocollo di Kyoto, ai fini della riduzione del consumo dei combustibili fossili con relativa minore emissione del gas serra CO2, è siProf. Nicola Cardinale, Ing. Vito Matarrese, Dip. Ingegneria e Fisica dell’Ambiente, Facoltà di Ingegneria, Università della Basilicata; prof. Francuramente una tecnologia efficace. Nel nostro caso, in particolare nel
caso di utilizzo per la fornitura di calore con solo metano, avremmo
cesco Ruggiero, Facoltà di Architettura, Politecnico di Bari; ing. Alessandro
una riduzione di emissioni di CO2 pari a 4.877 kg che salgono a
Perago, Dipartimento Ingegneria dell’Innovazione, Università di Lecce.
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