I sistemi BiPV/W - Facoltà di...

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I sistemi BiPV/W

Docente:

Prof. Ing. Antonio Ficarella

Studentessa:

Elisa Pescini

______________________________________________________________

ANNO ACCADEMICO 2008-2009

Energetica Industriale a.a.2008-2009 Elisa Pescini

1

Indice

Indice .................................................................................................................................................... 1

Introduzione ......................................................................................................................................... 4

CAPITOLO 1. La tecnologia BIPV/W ........................................................................................... 5

1.1 Dall’energia solare all’elettricità: boom del fotovoltaico nell’edilizia ................................ 5

1.1.1 Definizioni e limiti del BIPV, nozione di integrazione architettonica ........................... 7

1.1.2 Ruolo dell’architetto ...................................................................................................... 8

1.1.3 Requisiti indispensabili .................................................................................................. 9

1.1.3.1 Orientamento ........................................................................................................ 10

1.1.3.1.1 Inclinazione dei moduli .................................................................................... 10

1.1.3.1.2 Orientamento dei moduli .................................................................................. 10

1.1.3.2 Ombreggiatura ...................................................................................................... 11

1.1.3.3 Ventilazione .......................................................................................................... 12

1.2 La tecnologia PV/T: connubio tra fotovoltaico e solare termico ....................................... 13

1.2.1 Cogenerazione fotovoltaica.......................................................................................... 14

1.2.1.1 Daylighting ........................................................................................................... 14

1.2.1.2 PV ventilato .......................................................................................................... 15

1.2.1.3 Fotovoltaico Termico............................................................................................ 17

1.2.1.3.1 Sistemi raffreddati a liquido ............................................................................. 18

1.2.1.3.2 Raffreddamento ad aria .................................................................................... 21

1.2.1.3.3 Tecnologia dei PV/T a collettori piani: vantaggi ............................................. 23


2

1.2.1.3.4 Tecnologia dei PV/T a collettori piani: limiti .................................................. 23

1.2.1.3.5 PV/T a concentrazione ..................................................................................... 24

1.2.1.3.6 Efficienza termica del pannello ........................................................................ 27

1.2.1.4 Un mercato in espansione ..................................................................................... 28

CAPITOLO 2. Prestazioni annuali di un sistema ibrido integrato BIPV/W in climi caldi ........... 29

2.1 Introduzione ....................................................................................................................... 29

2.2 Analisi delle prestazioni di un sistema BiPV ..................................................................... 30

2.3 I sistemi BIPV/W: l’ Università di Hong Kong ................................................................. 31

2.3.1 Prestazioni di un sistema PV/W a circolazione naturale.............................................. 32

2.3.2 Confronto fra un sistema di collettori PV/W flat-box e a circolazione naturale ed un

sistema di collettori side-by-side. ............................................................................................... 35

2.3.3 Validazione del modello di simulazione dinamico di un sistema BiPV/W e

determinazione delle sue prestazioni annuali ............................................................................. 41

2.3.3.1 Apparato sperimentale .......................................................................................... 41

2.3.3.2 Risultati sperimentali ............................................................................................ 44

2.3.3.3 Modello dinamico di un sistema BiPV/W ............................................................ 47

2.3.3.4 Validazione del modello dinamico ....................................................................... 50

2.3.3.4.1 Conclusioni ....................................................................................................... 55

2.3.3.5 Determinazione delle prestazioni annuali di un sistema BiPV/W di

preriscaldamento dell’acqua di un edificio condizionato ...................................................... 55

2.3.3.5.1 Trasmissione del calore attraverso le pareti nei sistemi BiPV/W .................... 57

2.3.3.5.2 Output elettrico e termico dei sistemi PV/W .................................................... 58

2.3.3.5.3 Analisi economica ............................................................................................ 60


3

2.3.3.5.4 Conclusioni ....................................................................................................... 61

2.3.3.6 Applicazioni .......................................................................................................... 62

Conclusioni ........................................................................................................................................ 63

BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................... 67


4

Introduzione

In tale lavoro si presenteranno i sistemi BiPV/T ( ovvero building-integrated photovoltaic/thermal

system) ed in particolare quelli che utilizzano come fluido attivo l’acqua, detti BiPV/W (ovvero

building-integrated photovoltaic/ water-heating system). Il primo capitolo sarà dedicato alla

descrizione dettagliata di tali sistemi e, nel secondo capitolo si presenteranno degli esempi

applicativi eseguiti presso l’università di Hong Kong. In queste applicazioni pratiche si introducono

simulazioni dinamiche del modello di un sistema BiPV/W ( volte alla determinazione delle

prestazioni di questi ultimi) e, la validità di tale modello, è dimostrata mediante il confronto con dati

sperimentali. Nella modellazione numerica si utilizza uno schema multi - nodale, molto utile per

comprendere il processo di conversione dell’energia.

Vediamo brevemente in cosa consistono tali sistemi e le loro funzionalità. In primo luogo possiamo precisare che un sistema fotovoltaico/termico (PV/T) integra i moduli PV

con collettori solari termici in modo da produrre simultaneamente elettricità e calore. La struttura

più comune è composta da celle solari fissate sulla parte superiore si un assorbitore di pannello

solare termico piano. Per raffreddare le celle solari si utilizza poi un fluido ( o acqua o aria) e ciò

permette il recupero del calore altrimenti perso, rendendo l’output energetico totale ( per unità di

area del collettore) di un sistema ibrido più elevato di quello ottenibile utilizzando i due sistemi

separatamente. Questa tecnica solare ibrida è in corso di sviluppo e si può vedere come sia una

alternativa economicamente migliore dei sistemi caratterizzati solo da pannelli PV. Le sue

applicazioni per la produzione di acqua calda (e in tal caso si parla di collettori PV/W) hanno una

migliori prestazioni rispetto al riscaldamento di aria.

L’acronimo BiPV (Building integrated Photovoltaics) invece si riferisce esclusivamente a sistemi e

concetti nei quali l’elemento fotovoltaico assume, oltre alla funzione di produrre elettricità, il ruolo

di elemento di costruzione (doppia funzione).

Integrando i pannelli PV/W all’interno delle pereti di un edificio si ottiene un sistema BiPV/W. Più

precisamente, tale sistema fotovoltaico è costruito assemblando un insieme di collettori chiamati

moduli, elettricamente e meccanicamente connessi per creare un unico array.

Grazie alla più elevata capacità di trasferimento del calore, il sistema BiPV/W può essere

particolarmente utile in climi caldi per sostituire i sistemi fotovoltaici integrati BiPV.


5

CAPITOLO 1. La tecnologia BIPV/W

Come accennato nell’introduzione, integrando i pannelli PV/W all’interno delle pereti di un edificio

si ottiene un sistema BiPV/W. Descriviamo dettagliatamente tali tecnologie.

1.1 Dall’energia solare all’elettricità: boom del fotovoltaico nell’edilizia

Il settore dei sistemi fotovoltaici ad alta integrazione architettonica BIPV ( Building Integrated

PhotoVoltaics) è in forte crescita in un mercato alla ricerca di materiali per l’edilizia sempre più

focalizzato al risparmio energetico.

Nel 2007, il mercato fotovoltaico ha raggiunto il valore di circa 6.24 miliardi di euro, con un ritmo

di crescita del 46%. Il BIPV ha contribuito con circa 149 milioni di euro e un ritmo di crescita del

33%. L’attenzione dei consumatori e la preoccupazione per l’ambiente hanno contribuito

all’introduzione di metodi alternativi per la generazione di energia e, per via di queste ragioni, il

mercato del BIPV dimostra di avere grandi potenzialità.

BIPV si riferisce ai materiali fotovoltaici che possono essere usati nella struttura esterna degli

edifici per tetti, facciate e pozzi luce. I materiali usati sono adatti alle connessioni dirette alla rete

elettrica e non alle connessioni indirette di micro generazione. Grazie all’uso di moduli fotovoltaici,

l’energia solare viene catturata e poi utilizzata per generare elettricità. I sistemi BIPV potrebbero in

futuro anche essere utilizzati per la produzione di calore grazie all’uso di moduli trasparenti.

Tuttavia, questa applicazione non e’ stata ancora esplorata.

L’installazione dei sistemi BIPV può essere effettuata sia in fase di costruzione che in epoche

successive.

La sfida maggiore della tecnologia BIPV è legata alla sua economicità. Grazie ai sussidi e incentivi

fiscali dell’ Unione Europea, i prezzi di questi costosi sistemi si stanno riducendo.

Negli ultimi anni, diversi tipi di sistemi BIPV sono stati utilizzati per vari fini e varie applicazioni

estetiche.

I sistemi integrati per tetti incorporano i moduli fotovoltaici nelle stesse tegole, mentre quelli di

facciata possono agire da schermi per la pioggia e quindi sostituire altri costi di costruzione.


6

I sistemi semitrasparenti e a totale trasparenza possono permettere il passaggio della luce, mentre i

sistemi che vengono implementati in fasi successive presentano problemi maggiori dal punto di

vista estetico, rendendo il risultato finale meno attraente. Infine, possono essere utilizzati per fornire

ombra sia se utilizzati in fase di costruzione che nelle fasi successive. Questo metodo offre grande

efficienza a seconda del tipo di moduli fotovoltaici utilizzati. Due sono i tipi principali:

1. Thick crystal products: il silicio cristallino è utilizzato in strati collegati elettricamente e

poi connessi a un sottostrato rigido;

2. Thin-film products: la tecnologia “thin film” utilizza una pellicola sottile di silicio

cristallino che viene sviluppato su un sottostrato di vetro o acciaio, cosa che rende il sistema

meno efficiente ma sicuramente più attraente dal punto di vista estetico.

Un sistema fotovoltaico è costruito assemblando un insieme di collettori chiamati moduli,

elettricamente e meccanicamente connessi per creare un unico array.

Anche se il mercato dei sistemi BIPV è ancora limitato, gli analisti di mercato sono propensi a

credere che questa tecnologia ha un futuro molto promettente.

I sistemi BIPV possono sia esser interfacciati con l’utenza o essere usati stand-alone ( ovvero

autonomamente). Un sistema BIPV completo include (vedi Figura 1):

a) I moduli PV ( che possono essere a film sottile o cristallino, trasparente, semi-trasparente, o

opaco);

b) Un regolatore di carico;

c) Un sistema di conversione di energia che include un inverter per convertire l’output DC dei

moduli in AC compatibile con le utenze;

d) Fornitori di energia di riserva quali generatori diesel ( di solito usati nei sistemi stand-alone);

e) Un appropriato software di supporto e montaggio.

Figura 1:Diagramma di un sistema BIPV


7

1.1.1 Definizioni e limiti del BIPV, nozione di integrazione architettonica

Come accennato nel paragrafo 0, l’acronimo BiPV (Building integrated Photovoltaics) si riferisce

esclusivamente a sistemi nei quali l’elemento fotovoltaico assume, oltre alla funzione di produrre

elettricità, il ruolo di elemento di costruzione (doppia funzione) e rispetta i criteri d’integrazione

definiti da l’IEA1.

Con elemento di costruzione si intendono le parti d’involucro degli edifici (copertura di tetto,

rivestimento di facciata, superficie vetrata), i dispositivi di protezione solare (frangisole), elementi

architettonici “accessori” (pensiline, parapetto di balconi,…) e ogni altro elemento architettonico

necessario a garantire il confort abitativo all’interno dell’edificio (schermatura visiva e acustica).

Oltre a queste esigenze, il sistema PV deve mirare a un’elevata qualità architettonica in

particolare nel rispetto dei principali criteri d’integrazione definiti da IEA Task 72, come riassunto in

seguito:

• Integrazione naturale del sistema PV;

• Il sistema PV è architettonicamente piacevole nel contesto dell’edificio;

• Il sistema PV si adatta bene alla modularità dell’insieme;

• L’aspetto visivo della “griglia” è in armonia con l’edificio e forma una buona

composizione;

• Il sistema PV è appropriato al contesto dell’edificio;

• Il sistema e la sua integrazione sono ben disegnati;

• L’impiego del PV ha generato un concetto innovativo.

Questa definizione esclude quindi gli impianti “indipendenti” dall’edificio, quali moduli montati su

supporti appoggiati o fissati ai tetti o altre parti di edificio atte esclusivamente alla produzione di

elettricità, soluzioni che rappresentano la maggior parte delle superficie fotovoltaiche installate

oggigiorno.

1 IEA : International Energy Agency

2 www.iea-pvps.org/tasks/task7.htm


8

Oltre all’edilizia nel senso stretto del termine, sono anche considerati impianti legati a strutture

“urbane” e di trasporto (pensiline indipendenti, ripari per veicoli, strutture sportive o di gioco,

fermate di bus, etc.).

L’impianto PV deve naturalmente soddisfare i criteri di redditività e di efficienza a livello della

produzione energetica, in particolare per quanto riguarda il posizionamento e l’orientamento dei

moduli e l’assenza di ombreggiamento.

Figura 2: Esempi di realizzazioni e classificazione BiPV / non BiPV

1.1.2 Ruolo dell’architetto

La riduzione dei consumi d’energia e l’utilizzazione delle energie rinnovabili sono temi divenuti

troppo importanti dal punto di vista dello sviluppo sostenibile per non tenerne conto nel settore

dell’architettura.In questo contesto l’architetto ha un ruolo molto importante poiché interviene quale

consulente presso la clientela e deve quindi atteggiarsi in modo imparziale e difendere gli interessi

tecnici, estetici e finanziari del suo cliente. Egli ha l’obbligo di informarli sui vantaggi di un edificio

a basso consumo e che utilizzi energie rinnovabili.

Oggigiorno, l'idea più diffusa é che si possa risolvere i problemi di confort in un edificio anche in

un secondo tempo utilizzando sistemi artificiali per il controllo ambientale. Ciò consente di ignorare

i fattori climatici del luogo in cui l’edifico si colloca e questo spesso aggrava i problemi climatici

anziché risolverli.


9

L'obbiettivo di un progetto sensibile al tema dell'energia è quello di ottimizzare i sistemi naturali di

controllo per regolare contemporaneamente i guadagni energetici naturali e le perdite attraverso il

suo involucro. Le decisioni riguardanti l’ottimizzazione dell’involucro termico dell’edificio e la

giusta scelta delle energie rinnovabili da utilizzare devono essere prese all’inizio della progettazione

al fine di integrare queste nozioni nel concetto progettuale. Occorre sottolineare che le decisioni che

maggiormente influenzano il comportamento energetico dell’edificio sono quelle prese all’inizio del

processo progettuale.

Nel caso di un'integrazione BiPV, tenerne conto sin dall’inizio del progetto permetterà una migliore

integrazione sia dal punto di vista estetico che energetico ed economico. L’architetto deve avere

quindi le conoscenze e gli strumenti necessari così da poter promuovere (in questo caso) il

fotovoltaico integrato nell’edificio. Per essere all'altezza di questo compito, l'architetto deve

conoscerne le possibilità, gli obblighi, i vantaggi e gli inconvenienti.

L’aspetto economico è spesso preponderante e penalizza il fotovoltaico. Questo succede poiché non

vengono considerati i costi esterni prodotti dalle energie fossili. Questi possono essere costi di

salute, ambientali o societari dovuti all’utilizzazione di una fonte energetica inquinante.

1.1.3 Requisiti indispensabili

Per potere usufruire al meglio dell’energia ricavata dai moduli fotovoltaici bisogna seguire alcune

semplici regole come l'orientamento, l'ombreggiatura, la ventilazione.


10

1.1.3.1 Orientamento

1.1.3.1.1 Inclinazione dei moduli

Di base i moduli dovrebbero essere montati con un’inclinazione

(tilt) ottimale fra 10° e 60° (senza perdita di energia prodotta

all'anno superiore al 10%). L'inclinazione ottimale dipende

della latitudine del luogo.

1.1.3.1.2 Orientamento dei moduli

Diversamente dai principi di architettura dove ci si riferisce al

nord, nel settore fotovoltaico il sud è considerato come punto di

riferimento e corrisponde ad un azimuth di 0°. L'orientamento

(azimuth) dovrebbe essere il più a Sud possibile, però un

orientamento tra 60° ovest e 60° est è possibile senza perdite

superiori al 10% (a dipendenza dell'inclinazione). Se il modulo

è orientato verso est, l’angolo prenderà un valore negativo, se

orientato a ovest, l'angolo sarà positivo.

Generalizzando per le nostre latitudini, si può affermare che:

• per i sistemi BIPV integrati nei tetti a falda inclinati

verso Sud, il rendimento è ottimale.

• per sistemi BIPV montati verticalmente in facciata, il

rendimento è di circa 70% se rivolti verso sud, mentre

scenderà al 50% se rivolti verso est o verso ovest.

• per sistemi BIPV montati orizzontalmente (tetto piatto),

il rendimento é comunque del 90%.

• un orientamento dei pannelli verso nord è assolutamente

da evitare.

Inclinazione dei moduli

Orientamento dei moduli

Percentuale di sfruttame

dell’insolazione incidente in funz

dell'inclinazione e dell'orientame

per Berna

Percentuale di sfruttame

dell’insolazione incidente in funz

dell'inclinazione e dell'orientame

per Lugano


11

1.1.3.2 Ombreggiatura

Per un utilizzo ottimale del fotovoltaico, si deve evitare l'ombreggiatura dei moduli. Un’ombra

parziale sul modulo è sufficiente per avere un notevole abbassamento del rendimento. Al momento

della progettazione di un impianto si deve quindi considerare la possibilità che altri stabili, alberi o i

pannelli stessi (per esempio per pannelli disposti a “shed” su tetti piani) possano provocare

un’ombreggiatura anche solo parziale della superficie fotovoltaica.

Figura 3: Esempi di ombre parziali


12

1.1.3.3 Ventilazione

All’aumentare della temperatura delle celle, quindi del modulo,

si ha una diminuzione della tensione e della potenza erogata.

Per moduli mono o multicristallini, la temperatura influenza

negativamente la potenza erogata con un coefficiente di

temperatura che varia da circa -0.4%/°C fino a -0.5%/°C.

Bisogna quindi prevedere nella misura del possibile una

ventilazione passiva sul retro del modulo che favorisca il

raffreddamento.

Per i moduli a film sottile vale lo stesso discorso però, di solito,

la temperatura influenza meno sulla potenza.

Il coefficiente della tecnologia in silicio amorfo varia da circa -

0.1%/°C fino a -0.2%/°C (a dipendenza della tipologia). Per altre

tecnologia come il CIS e CdTe, il coefficiente varia da -0.2%/°C

fino a -0.5%/°C.

Rispetto ad altre tecnologie a film sottile, il comportamento

termico della tecnologia in silicio amorfo si adatta meglio a un

sistema BIPV isolato.

Tecnologia Coefficiente di temperatura sulla potenza

[%/°C]

mc-Si o sc-

Si -0.4 fino a -0.5

CIS, CdTe -0.2 fino a -0.5

a-Si -0.1 fino a -0.2

Esempio di facciata ventilata:

facciata mista vetro/modulo

cristallino montato su supporti

che garantiscono una buona

ventilazione del retro del

modulo.


13

1.2 La tecnologia PV/T: connubio tra fotovoltaico e solare termico

Dallo sfruttamento della radiazione solare per la produzione di energia termica (con il solare

termico da un lato) ed elettrica (con il fotovoltaico dall’altro) si può quasi naturalmente arrivare al

fotovoltaico/termico (o “PV/T’, PhotoVoltaic-Thermal) che cerca di coniugare le due tecnologie in

un’unica soluzione.

In particolare, il termine Fotovoltaico-Termico (PV/T) si riferisce all’integrazione delle tecnologie

fotovoltaico e solare termico in un unico sistema, in modo che si produca sia calore che elettricità.

Soprattutto nelle regioni con clima caldo, la produzione di acqua calda è più importante del

riscaldamento degli edifici. La temperatura ambiente più elevata rende la tecnologia PV/T più

attrattiva che l’utilizzo dei singoli pannelli piani PV. Un arrangiamento tipico consiste

nell’inserimento del modulo PV all’interno di un collettore solare termico piano. Per una data area

della superficie di un collettore, l’energia totale prodotta dal sistema è più alta di quella prodotta dai

sistemi PV e solare termico separatamente. Le sue applicazioni riguardano un’estesa tipologia di

edifici, in particolare edifici domestici. La base razionale dietro il concetto di ibrido è nel fatto che

la cella solare converte solo il 9-11% della radiazione solare entrante in energia elettrica. Più

dell’89% dell’energia solare è o riflessa o convertita in calore. Ciò può causare un sostanziale

incremento della temperatura di esercizio delle celle. Raffreddando le celle solari con un flusso di

fluido come aria o acqua, si può incrementare l’output elettrico.

Figura 4: Vista frontale di un collettore PV/T vetrato


14

Obiettivo dei pannelli PV/T è quindi quello di operare l’integrazione tra le due forme di

trasformazione dell’energia solare traendone vantaggi sia energetici che economici. Anche se ad

oggi i produttori di pannelli fotovoltaici/termici si possono contare sulle dita di una mano, i primi

studi sull’argomento si possono far risalire agli anni ‘70, negli USA, per poi proseguire durante tutti

gli anni ‘80 anche in Europa.

1.2.1 Cogenerazione fotovoltaica

Volendo fare una classificazione più ad ampio respiro si può partire dal concetto di cogenerazione

fotovoltaica, cioè la contemporanea produzione di altre forme di energia oltre a quella elettrica da

fotovoltaico. Individuiamo le seguenti:

• Daylighting;

• PV ventilato;

• PV/T (PhotoVoltaic/thermal) o Fotovoltaico-Termico ( a)Piani, b)A concentrazione ).

Analizziamoli di seguito.

1.2.1.1 Daylighting

Con questo termine s’intende l’illuminazione diurna di locali mediante pannelli fotovoltaici,

utilizzando direttamente la luce solare non sfruttata dalle celle. Ciò è possibile adoperando celle del

tipo a film sottile che fanno uso del vetro come substrato; lasciando sufficiente spazio tra le celle è

possibile sfruttare parte della radiazione solare incidente sul vetro per l’illuminazione diretta degli

ambienti evitando, ad esempio, di illuminare mediante l’uso dell’energia elettrica prodotta, con

ovvie perdite di conversione. Viene utilizzata, ad esempio, dalla Schott North America Inc., la

tecnologia thin film, con silicio amorfo ed efficienze elettriche dichiarate del 4-5% con varie

soluzioni applicabili sia su tetto che in facciata. Variando la superficie coperta dallo strato attivo

fotovoltaico è possibile ottenere elementi vetrati più o meno trasparenti per le diverse esigenze.

Soluzioni di questo tipo ben si adattano a soddisfare particolari esigenze architettoniche ed estetiche

(cortili interni coperti, sale d’aspetto o coperture delle zone di accesso dei treni nelle stazioni

ferroviarie, uffici, serre) con la contemporanea produzione di energia elettrica.


15

Figura 5: Daylighting con tecnologia al silicio amorfo con e senza vetrocamera (sinistra); applicazioni su tetto e facciata (destra).

1.2.1.2 PV ventilato

Sfrutta il classico pannello PV senza modificarlo, ma semplicemente raffreddandolo attraverso un

flusso d’aria che lambisce il lato posteriore del pannello attraverso una opportuna intercapedine tra

PV ed edificio. Può essere installato su facciata (si parla di PV facade) o anche su tetto . Il sistema

può funzionare sia con circolazione forzata, mediante ventilatori, che naturale. L’aria calda

prodotta, anche se a livelli di temperatura generalmente bassi (20-40°C), può essere utilizzata per la

ventilazione interna o il preriscaldamento dell’aria di riscaldamento d’inverno con riduzione dei

consumi termici dell’edificio. D’estate, l’aria può essere espulsa o utilizzata qualora sia necessario

calore a bassa temperatura (es. post-riscaldamento per il condizionamento degli ambienti). Il

principale vantaggio di questa soluzione è quindi la semplicità (basta acquistare un classico


16

pannello PV e installarlo opportunamente), unita ad un costo aggiuntivo limitato rispetto ai sistemi

PVR dato dall’onere dei supporti di fissaggio, del ventilatore (nei sistemi a circolazione forzata),

delle canalizzazioni e dell’eventuale logica di controllo.

Figura 6: PV ventilato. installazione su facciata presso l’istituto Tecnico Nautico “Giovanni Caboto”di Gaeta (Latina):25 moduli PV (fissati

sulla facciata sud dell’edificio con telai in alluminio) della potenza di 2,75 kWp elettrici. producono 3.500 kWh elettrici e 19.000 kWh termici

per il riscaldamento invernale. D’estate il calore asportato dall’aria non viene utilizzato, ma permette una migliore resa elettrica dei pannelli.

Ulteriore possibile vantaggio è la schermatura alla radiazione solare estiva con riduzione dei carichi termici di raffreddamento per sistemi

installati su pareti. L’energia elettrica annualmente resa sarà quella minima ottenibile visto il posizionamento non ottimale a 90° del

pannello. Le efficienze tipiche sono molto basse a causa del limitato scambio termico tra PV e aria e variano tra 10% e 20%. Inoltre, l’invio

dell’aria calda direttamente negli ambienti è sconsigliato a causa della possibile formazione di batteri o funghi lungo i condotti dell’aria: la

presenza di filtri può risolvere il problema anche se rimane l’onere della manutenzione e un maggior assorbimento del ventilatore.

Figura 7: PV ventilato Solarwall PV/T della Conserval Engineering (Canada)


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1.2.1.3 Fotovoltaico Termico

Volendo fare una macro suddivisione in funzione del principio di funzionamento, del bilanciamento

tra energia elettrica e calore prodotto, dell’ingombro, dei costi coinvolti, si possono individuare 2

famiglie di sistemi fotoltaici-termici: quelli piani e quelli a concentrazione.

La tecnologia PV/T più studiata nel passato è certamente quella dei collettori piani (1) di

derivazione solare termica o fotovoltaica. Infatti, il termine PV/T viene comunemente associato a

questa configurazione. Si possono individuare 4 tipologie principali in base al tipo di fluido

operativo utilizzato (liquido o aria) e alla presenza o meno di un vetro di copertura (vetrati “glazed”

o non vetrati “unglazed”).

Figura 8: Pannelli PV/raffreddati a liquido (a), (b) e ad aria (c), (d) con e senza vetro di copertura.

La radiazione solare, sia nella componente diretta che in quella diffusa, colpisce il vetro di

copertura e viene in parte riflessa (5-10% in funzione del tipo di vetro utilizzato) in parte trasmessa

(90-95%); trascurabile è invece la parte assorbita. Raggiunge quindi la superficie fotovoltaica, la

quale non riuscendo a convertire tutta l’energia solare in energia elettrica, tenderà a riscaldarsi

dissipando il calore generato verso l’ambiente esterno mediante radiazione nell’infrarosso,

convezione con l’aria esterna e conduzione attraverso le strutture di fissaggio.

Al fine di recuperare questa energia, altrimenti persa, le celle fotovoltaiche sono poste in contatto

con la superficie di un assorbitore generalmente in metallo (alluminio, rame) mediante, ad esempio,

incollaggio con speciali colle conduttive. Il calore trasmesso all’assorbitore dalle celle durante la

generazione di energia elettrica viene ceduto al fluido (liquido, tipicamente acqua o una miscela di

acqua e glicole, o aria) che è presente nei condotti sistemati nella parte inferiore dell’assorbitore,

che quindi si riscalda. Le dispersioni termiche verso l’esterno sono ridotte al minimo grazie

all’isolante posto nella parte inferiore e laterale del pannello. Se il pannello è vetrato (glazed) è


18

previsto un vetro temperato a basso contenuto di ferro di copertura con intercapedine di qualche

centimetro nella parte frontale. Questo maggior isolamento frontale e posteriore comporta

temperature medie annuali del pannello tra i 30 e i 50°C quando invece, nei semplici pannelli PV

variano tra 30 e 40°C. Inoltre, nel caso dei pannelli PV/T non vetrati (unglazed), solitamente è

presente un vetro temperato di protezione delle celle solari, che altrimenti rischierebbero di

danneggiarsi sotto l’azione degli eventi atmosferici (oltre che fungere da substrato).

Figura 9: Pannello PV/r: energia utile e perdite per riflessione, convezione con l’aria esterna, radiazione nell’infrarosso e conduzione

attraverso gli elementi di fissaggio del pannello

1.2.1.3.1 Sistemi raffreddati a liquido

Uno dei primi pannelli raffreddati a liquido è stato prodotto e pubblicizzato dalla Spectrum durante

gli anni ‘90, anche se oggi non è più in produzione.

La superficie di apertura (cioè quella utile alla captazione della radiazione solare e non quella lorda

di ingombro) era di 2,1 m2, le celle al silicio erano laminate direttamente sulla superficie

dell’assorbitore in alluminio mediante interposizione di uno strato di EVA con funzione di collante.

A sua volta, l’assorbitore era agganciato a tubi di rame in cui fluiva l’acqua di raffreddamento.

L’isolamento posteriore era garantito da 5 cm di lana di roccia. In questo caso non era presente il

vetro protettivo delle celle all’interno dell’intercapedine, avendo come supporto l’assorbitore di


19

alluminio. Questa soluzione può essere rischiosa per le celle al silicio, dato che il coefficiente di

dilatazione, non trascurabile, dell’alluminio può portare le celle a muoversi, con rischio di rottura

dei collegamenti elettrici. D’altra parte, in questo modo si riducono le perdite ottiche per riflessione

e radiazione dovute alla presenza del vetro interno all’intercapedine.

Si evidenziano 2 elementi critici per questi sistemi:

• Le celle fotovoltaiche devono essere in buon contatto con l’assorbitore sottostante, in modo da

ridurre al minimo le resistenze termiche di trasmissione (di conduzione e di contatto all’interfaccia

tra i diversi materiali, ad esempio silicio, colla, assorbitore); ciò risulta particolarmente critico per

pannelli senza vetro di copertura, che soffrono di maggiori dispersioni frontali mancando

dell’intercapedine tra vetro e celle. Le colle utilizzate per unire assorbitore e PV dovranno quindi

avere conduttività elevate.

• La presenza del vetro di copertura, se da un lato aumenta la resa termica, riducendo le dispersioni

frontali, dall’altro porta al rischio di de laminazione del sandwich fotovoltaico o riduzione della sua

vita utile a causa delle elevate temperature di stagnazione. Durante i periodi di elevata insolazione

(estate), infatti, se il pannello non viene alimentato con acqua (perché non ne necessita l’utenza e/o

per impossibilità di accumulo nel serbatoio), la temperatura interna del pannello tende a salire,

passando da valori massimi — del semplice fotovoltaico in climi caldi — di 80-90°C a valori ben

superiori ai 150°C.

Una possibile soluzione proposta, nel caso Europa, è quella di discriminare l’utilizzo del vetro di

copertura in funzione della radiazione solare incidente: vetrato dove vi è meno radiazione solare

(<l200kWh/(m2 anno)) e non vetrato dove è maggiore (>1 200kWh/(m2 anno)). In questo caso, in

Italia, si dovrebbero utilizzare solo pannelli non vetrati. Una tale soluzione risulterebbe tuttavia

molto limitante dal punto di vista della resa termica ottenibile dal pannello, vista la notevole

differenza di comportamento tra vetrato e non vetrato.

Applicazione principale per i sistemi piani raffreddati ad acqua è la produzione di ACS e

riscaldamento: il calore prodotto può essere accumulato in un serbatoio e prelevato per quanto

richiesto dall’utenza. Possono quindi costituire una buona alternativa ai pannelli solari piani,

soprattutto se vi è una buona richiesta di calore durante i periodi più caldi dell’anno.


20

Figura 10: PV/T: Pannello Spectrum: sezione del pannello (sinistra) e schema esploso (destra). Si tratta di pannello piano vetrato raffreddato

ad acqua (2,2 m2) prodotto dalla Solarwerk (Germania); non più in produzione.

Figura 11: Sistema da 2,2 m2 PV/T piano non vetrato ad aria: della Grammer Solar (Germania) TWINSOLAR (1,2 kWp termici, 26 Wp

elettrici).

Figura 12PV/T piano vetrato ad acqua: sistema PV/TWIN prodotto dall’azienda PV/TWINS (Olanda) della superficie di 2.5 m2 e 300 Wp e

1500 kWp termici.


21

Figura 13: Possibile utilizzo di pannelli piani vetrati e non vetrati in funzione dell’energia solare disponibile

1.2.1.3.2 Raffreddamento ad aria

Quanto detto per i sistemi raffreddati ad acqua può essere applicato anche ai sistemi raffreddati ad

aria. Tuttavia, avendo l’aria una minor densità (circa 1000 volte inferiore) e capacità termica (calore

specifico circa 4 volte inferiore), la quantità di calore asportata sarà ridotta, come pure l’efficienza

termica, come mostrato nelle figure 10 e 11, per collettori solari in condizioni standard (1000 W/m2,

25°C) e portate tipiche di liquido ed aria.

Inoltre le portate coinvolte saranno molto superiori, con problemi di ingombro dei condotti,

rumorosità del ventilatore e maggiori dimensioni del pannello. Per contro il flusso d’aria può

lambire direttamente la superficie delle celle fotovoltaiche senza impedire il corretto funzionamento

delle stesse. In questo modo viene evitato il problema di trasmissione del calore tra celle e

assorbitore e tra assorbitore e fluido, anche se la superficie disponibile in questo caso non sarà

ottimale. Inoltre, non vi sono problemi di congelamento del fluido o di ebollizione o rischi di fughe

con necessità di rabbocco. Non sono noti, ad oggi, sistemi a tubi evacuati PV/T probabilmente a

causa delle maggiori difficoltà costruttive o di assemblaggio. Inoltre questi sistemi tenderebbero a

soffrire di temperature di stagnazione più elevate rispetto ai sistemi piani vetrati, con ulteriori

complicazioni per l’integrità delle celle.


22

Figura 14: Efficienza istantanea di pannelli solari temici: confronto tra pannelli piani vetrati e non, ad aria e ad acqua e a tubi evacuati.

Figura 15: Efficienze termiche istantonee tipiche del sistema PV/T con celle al silicio cristallino, vetrato e non vetrato, raffreddati o liquido,

confrontote con i relativi pannelli solari termici piani e riferite a condizioni standard (1000W/ m2, 25°C). Importante è la scelta della portata

da utilizzare come già ricordato in precedenza: portate basse permettono incrementi di temperatura del fluido importanti mao prezzo una

minor efficienza (cioè viene asportato meno calore). Nell’ottica fi voler mantenere la temperatura delle celle più bassa possibile (e avere

efficienze istartanee maggiori,), si considerano portate elevate intorno 0170 Kg/ (h m2) per i sistemi a liquido.


23

1.2.1.3.3 Tecnologia dei PV/T a collettori piani: vantaggi

I principali vantaggi sono i seguenti:

• La superficie di captazione utilizzata è all’incirca dimezzata a parità di energia elettrica e calore

prodotti, se confrontata con quella necessaria per pannelli separati PV e termici; questo aspetto

assume particolare importanza ove vi sia penuria di spazio di installazione, ad esempio nel caso dei

tetti di abitazioni condominiali odi zone densamente popolate come in Giappone;

• Riduzione di costo per parti/operazioni comuni (cornice laterale, sistemi di fissaggio, vetro

temperato, installazione, collaudo, documentazione...) che non devono essere duplicate (si parla

anche di BOS, Balance Of System); in prospettiva ciò dovrebbe portare ad un minor costo dei

sistemi PV/T a parità di effetto utile (energia elettrica e calore) rispetto ai sistemi separati;

• Miglior sfruttamento della radiazione solare incidente (cioè maggior energia recuperata) e quindi

miglior impiego delle risorse disponibili rispetto al pannello PV;

• Miglioramento dell’efficienza elettrica delle celle fotovoltaiche nel caso di applicazioni in bassa

temperatura che permettono di far lavorare il pannello PV/T a temperature inferiori a quelle del

pannello PV;

• Uniformità architettonica (tutti i pannelli sono identici) con miglior impatto visivo e integrazione

con l’edificio;

• Possibilità di usufruire di agevolazioni o contributi statali, vista la contemporanea produzione di

calore ed energia termica, Tale possibilità viene meno nel caso di vincoli di non cumulabilità degli

incentivi. Comunque sarebbe utile spingere in questa direzione visti i numerosi vantaggi ottenibili.

1.2.1.3.4 Tecnologia dei PV/T a collettori piani: limiti

I punti critici sono:

• Le celle fotovoltaiche devono essere in buon contatto con l’assorbitore sottostante in maniera da

ridurre al minimo le resistenze termiche di trasmissione;

• La presenza del vetro di copertura, se da un lato aumenta la resa termica riducendo le dispersioni

frontali, dall’altro porta al rischio di de laminazione del sandwich fotovoltaico o riduzione della sua

vita utile a causa delle elevate temperature di stagnazione.


24

1.2.1.3.5 PV/T a concentrazione

I sistemi solari a concentrazione solo termici usano specchi parabolici in linea o

puntuali/indipendenti (gli impianti che utilizzano questa tecnologia vengono anche detti solari

termodinamici) per aumentare la quantità di radiazione solare incidente (Figura 16). Nei sistemi in

linea la radiazione solare incidente viene moltiplicata attraverso una serie di specchi parabolici

riflettenti affiancati che riflettono la radiazione solare sul ricevitore (tubazione) posto nella linea

focale.

Figura 16: Collettori solari a concentrazione in linea (sinistra), puntuali (centro), con torre solare (destra)

Il fluido (olio minerale) che scorre nel ricevitore si riscalda fino a temperature tipiche di 400°C per

la produzione di vapore di alimento di turbo-generatori elettrici con potenze dell’ordine dei 30-80

MW elettrici, I sistemi possono essere stazionari (cioè fissi) o ad inseguimento solare con 1 o 2 assi

mobili.

Nei sistemi puntuali il ricevitore è situato in un punto definito dal fuoco della parabola riflettente. Il

fluido utilizzato può essere olio minerale o miscele di sali fusi che permettono di superare il limite

dei 400°C. Le applicazioni tipiche sono le stesse dei sistemi in linea, visti anche i notevoli costi di

investimento. Esistono poi sistemi a torre solare in cui il ricevitore è posto su una torre e la

radiazione solare viene riflessa attraverso vane superfici riflettenti a 2 assi mobili (dette eliostati). In

questo caso le temperature raggiunte dal ricevente possono arrivare a 1000°C, con potenze degli

impianti dell’ordine di 100-200 MW elettrici. Un esempio di impianto puntuale a specchi parabolici

e a orre solare è presentato in Figura 17.

Figura 17: Concentrazione: Tipico sistema puntuale(in alto9 e a torre solare “ Solar Two” realizzato in California (in basso).


25

Il sistema PV/T a concentrazione è simile ai sistemi a concentrazione solo termici: le soluzioni

realizzate e disponili sul mercato sono tutte del tipo in linea (Figura 18). I raggi solari sono

concentrati nel fuoco del concentratore parabolico; qui vengono posizionate delle celle ad alta

efficienza (20-25gb) raffreddate mediante un fluido (acqua semplice o glicolata) che scorre

nell’assorbitore sottostante (verosimilmente a forma di condotto). L’assorbitore è comunque isolato

termicamente (es. lana di vetro densa) e le celle protette da uno strato di vetro per evitare

infiltrazioni di umidità. Le temperature in gioco sono di molto inferiori a quelle tipiche del solare

termico a concentrazione, con valori fino a 100°C a causa della presenza dello strato attivo

fo1o.dtaico, anche se esistono celle che riescono a lavorare fino a 200°C. Le superfici fotovoltaiche

coinvolte sono più limitate rispetto ai sistemi piani e ben si adattano a ridurre l’impatto degli alti

costi delle celle impiegate. Il sistema può essere fisso (o stazionario) o con sistema di inseguimento

solare a 1 o 2 assi per lavorare sempre in condizioni ottimali.

Figura 18: PV/T a concentrazione con inseguimento o i asse in linea: sistema CHAPS PV/T sviluppato presso la Austrolian National

University, con un fattore di concentrazione di 37; fa riferimento aduno installazione realizzata sul tetto di un edificio dell’A ustralian

National Unirsity. Il sistema completo è composto da 8 file da 24 m di specchi parabolici riflettenti e fornisce oltre all’energia elettrica anche

acqua calda per il riscaldamento dell’edificio e perla produzione di ACS. Vengono utilizzate celle ad alta efficienza con 21% di efficienza

nominale, 32 kWp elettrici (DC) e 160 kWp termici complessivi’. La temperatura massima di esercizio è 80°C e l’efficienza globale attesa a

temperatura ridotta nulla è di circa il 60%.

Le temperature elevate dell’acqua possono essere utili per integrare alcuni processi industriali (vi è

comunque dipendenza dalle condizioni climatiche esterne) o per il condizionamento estivo se

accoppiate a pompe di calore ad assorbimento.


26

1.2.1.3.5.1 PV/T a concentrazione: limiti

Tra i limiti di questi sistemi troviamo:

• Come per i sistemi PV/T piani, se il ricevitore non viene alimentato dal liquido di raffreddamento

si può incorrere in un aumento non accettabile della temperatura delle celle (condizione di

stagnazione). Una soluzione per ovviare a questo inconveniente è quella di utilizzare il sistema di

punta- mento o tracking (modelli a 1 o 2 assi mobili) per muovere il concentratore lontano dal

sole. Inoltre, la presenza di liquido può portare al rischio di congelamento invernale o di ebollizione

estiva.

• Risultano non facilmente integrabili con l’edificio, avendo bisogno di tetti piani per l’istallazione,

e sono di più difficile armonizzazione con l’edificio stesso.

• costo elevato.

1.2.1.3.5.2 PV/T a concentrazione: vantaggi

Tra i vantaggi di questi sistemi troviamo:

• Migliore efficienza elettrica grazie all’utilizzo di celle ad alta efficienza: valori limite ottenuti in

laboratorio con celle a film sottile arrivano fino a 40%;

• Miglior bilanciamento tra energia elettrica e termica rese con conseguente migliore sfruttamento

dell’energia globalmente prodotta;

• Livelli di temperatura di funzionamento notevolmente più elevati.

Figura 19: PV/Ta concentrazione ad inseguimento a 2 assi in linea: sistema Power-span della Menova energy inc. (U54): foto del singolo

modulo (sinistra) con schema (sopra) e confIgurazione a 9 moduli (sotto). in particolare, nel modello a destra viene riportata una

configurazione a 9 moduli con una potenzialità di 5,7 kWp termici e 3,5 kWp elettricP. Una particolarità di questi sistemi è la capacità di

ridurre lo sbilanci amento tra potenza elettrica e termica tipico dei sistemi PV/r non a concentrazione, potendo awalersi di celle con efficienze

elettriche maggiori.


27

1.2.1.3.6 Efficienza termica del pannello

La presenza delle celle fotovoltaiche riduce l’efficienza termica del pannello PV/T, a causa della

mancanza di una superficie selettiva o quanto meno ottimizzata per la captazione dell’energia solare

e della maggior resistenza termica alla trasmissione del calore tra celle e fluido. D’altra parte non va

dimenticato che parte della radiazione assorbita viene convertita in energia elettrica: nel nostro caso

circa il 9-11%. L’efficienza globale del pannello sarà allora la somma tra l’efficienza termica e

quella elettrica. In questo modo l’efficienza istantanea globale diviene confrontabile con quella solo

termica dei pannelli solari piani, anche se la qualità dell’energia prodotta è ovvia mente diversa. Nel

caso del PV/T l’energia elettrica prodotta, di per sé più pregiata dell’energia termica, può essere

facilmente immagazzinata attraverso accumulatori (nel caso di utenze isolate) o, meglio, immessa in

rete. Ovviamente esistono ancora margini di miglioramento per aumentare la quota di energia

termica e/o elettrica prodotta: nel primo caso è possibile pensare di aumentare la selettività della

superficie o ridurre le resistenze termiche di conduzione tra gli strati, nel secondo utilizzando celle

più efficienti, magari pensate per questo tipo di applicazione, visto che ad oggi vengono utilizzate

quelle già disponibili per sistemi PV.

1.2.1.3.6.1 PV/T: quanto rende 1 m2 di PV/T?

Nella zona della pianura padana: 1400 kWh/(m2 anno) circa di radiazione solare globale.


28

Energia prodotta

Se consideriamo un pannello PV/T vetrata di 1 m2 con un’efficienza media annuale del:

• 10%elettrica

• 40% termica lavorando a bassa temperatura (fino 40°C);

Energia ottenibile annualmente:

• 1400 kWh/(m2 anno) x 1 m2 x 10% =140 kWh elettrici

• 1400 kWh/(m2 anno) x 1 m2 x 40% =560 kWh termici

1.2.1.4 Un mercato in espansione

Il mercato delle energie rinnovabili è oggi in espansione. In particolare, il solare termico e il

fotovoltaico stanno di anno in anno aumentando la quota di mercato. Obiettivo dell’Europa per il

2010 è l’istallazione di 3 GWp di pannelli PV e 100 milioni di m2 di pannelli solari termici. In

questo scenario ben si inserisce la tecnologia del fotovoltaico-termico (RI/T) che cerca di

combinare le 2 tecnologie in un unico prodotto. Infatti, l’installazione di 3 GV4 di pannelli PV/T

risulterebbe in una contemporanea disponibilità di 30 milioni di m2 di solare termico. La tecnologia

è oggi in fase di sviluppo e sono già disponibili prodotti commerciali che potrebbero sostituire i

pannelli solari termici e fotovoltaici, sia in applicazioni residenziali civili o industriali che di

potenza per la produzione centralizzata di energia elettrica.

Purtroppo il vero punto critico in questa tecnologia è la corretta scelta dell’applicazione:

• Applicazioni a bassa temperatura;

• Bilanciamento ottimale tra energia termica ed elettrica;

• Richiesta costante di energia termica;

• Nuove celle fotovoltaiche studiate per alte temperature di esercizio.


29

CAPITOLO 2. Prestazioni annuali di un sistema ibrido

integrato BIPV/W in climi caldi

2.1 Introduzione

Tale capitolo è dedicato allo studio delle prestazioni dei sistemi BiPV/W.

Nei paragrafi successivi si presentano vari approfondimenti sul caso:

• il primo è relativo ad un’analisi condotta presso l’università di Surrey e volta a motivare la

convenienza economica di un sistema BiPV, piuttosto che un sistema PV;

• i successivi furono condotti presso l’università di Hong Kong per testare l’efficienza termica

ed elettrica dei sistemi PV/W e BiPV/W. Si riportano sia risultati sia sperimentali che di

simulazioni basate su un modelli dinamici.

Si fa riferimento a sei articoli, ed in particolare ai seguenti ( indicati in ordine cronologico di

pubblicazione):

[ 1 ]Oliver M., Jackson T., “Energy and economic evaluation of building integrated

photovoltaics.” Energy 26 (2001) 431–439.

[ 2 ]Chow T.T., Ji J., He W., “Photovoltaic-thermal collector system for domestic

application”, ASME Journal of Solar Energy Engineering 2007.

[ 3 ]Chow TT, He W, Ji J, Chan ALS. “Performance evaluation of photovoltaic

thermosyphon system for subtropical climate application.” Sol Energy 2007.

[ 4 ]Chow TT, He W, Ji J. “An experimental study of façade-integrated photovoltaic/ water-

heating system.” Appl Therm Eng 2007.

[ 5 ] Chow T.T., He W., Chan A.L.S., Fong K.F., Lin Z., Ji J. “Computer modeling and

experimental validation of a building-integrated photovoltaic and water heating system.”

Appl Therm Eng 2008.

[ 6 ]Chow T.T., Chan A.L.S., Fong K.F., Lin Z., He W., Ji J., “ Annual performance of

building-integrated photovoltaic/water-heating system for warm climate application.”

Applied Energy 2008.


30

2.2 Analisi delle prestazioni di un sistema BiPV

Le prestazioni energetiche dei sistemi BiPV sono stati esaminati da vari. In particolare, in tale

paragrafo, viene approfondita l’analisi riportata nell’articolo: “Energy and economic evaluation of

building integrated photovoltaics.” in quanto, in quest’ultimo si analizzò la convenienza

dell’utilizzo di tale impianto piuttosto che un sistema PV. Dagli studi condotti si dedusse, che

sebbene questi ultimi siano economicamente più costosi dei sistemi tradizionali volti alla

produzione di energia, sono più convenienti per quanto riguarda l’impatto ambientale. Inoltre,

osservando i dati sottostanti si può notare che fra un impianto PV e uno BiPV, si può notare che,

utilizzando un impianto integrato si riducono i costi.

Riportiamo ora conclusioni cui si giunse in tale articolo.

Figura 20: Energia impiegata per fornire 1 kWh al punto di utilizzo

Tabella 1: Analisi energetica dei sistemi PV


31

Figura 21 Costi per fornire 1 kWh al punto di utilizzo

Tabella 2: costi unitari dell’energia elettrica per i sistemi PV

2.3 I sistemi BIPV/W: l’ Università di Hong Kong

Riportiamo di seguito i vari passi che delineano i punti cardine dei paragrafi successivi.

a) Si procederà inizialmente con il giustificare la convenienza economica dell’utilizzo di un

sistema BiPV piuttosto che un sistema PV [ 1 ].

b) Prima della descrizione dei sistemi BiPVT/W analizzati si procederà con il motivare la

scelta della tipologia del collettore. Di ciò si discuterà allora nel paragrafo successivo [ 2 ].

c) Poi si procederà nel confronto fra le prestazioni di un sistema PV, di uno side-by-side e

quelle di un sistema PV/W, determinando quindi i relativi periodi di payback [ 3 ].


32

d) Si determineranno poi sperimentalmente le prestazioni di un sistema BiPV/W [ 4 ].

e) Successivamente , mediante i dati sperimentali, si cercherà di validare i modelli dinamici di

simulazione basati sul metodo delle differenze finite e spesso utilizzato nelle analisi delle

prestazioni di tali sistemi [ 5 ].

f) Infine si utilizzeranno tali modelli dinamici per valutare le prestazioni annuali di un sistema

BiPV/W, stabilire se funzioni meglio la circolazione naturale o quella forzatai e determinare

il suo periodo di payback [ 6 ]

2.3.1 Prestazioni di un sistema PV/W a circolazione naturale

Le prestazioni energetiche dei sistemi BiPV/T con circolazione d’acqua (BiPV/W), ed in particolare

circolazione naturale, sono state esaminate da vari studiosi sulla base delle condizioni

meteorologiche in Cina, Hong Kong e Hefei ([ 9 ]; [ 10 ]). In particolare, in tale paragrafo, viene

approfondita l’analisi riportata nell’articolo: “Photovoltaic-thermal collector system for domestic

Application” in quanto, in quest’ultimo si analizzò l’efficienza giornaliera di un collettore PV/W

con circolazione naturale, con struttura metallica flat-box (vedi Figura 22).

Riportiamo ora di seguito le linee guida e le conclusioni cui si giunse in tale articolo.

Si scelse tale collettore in quanto, vari studi precedenti alla redazione di tale articolo ( [ 7 ]; [ 8])

volti a migliorare le prestazioni dei collettori sheet-and-tube, avevano condotto alla conclusione che

fosse preferibile avere un PV/W con una struttura flat-box piuttosto che i tradizionali collettori piani

con una struttura sheet-and-tube in quanto era così possibile migliorare l’efficienza termica totale

del pannello(vedi Figura 23 e Figura 24).

Figura 22: Vista frontale del collettore flat-box studiato


33

Figura 23:Sezione di tre tubi adiacenti in un collettore sheet-and-tube

Figura 24: Sezione di un collettore PVT che mostra vari assorbitori flat-box

Inoltre l’ingresso e l’uscita dell’acqua nel collettore analizzato erano collocati come in Figura 25 e

si notò che un assorbitore termico piano così strutturato, operava in maniera molto efficiente con la

circolazione naturale ed era quindi molto adatto per climi caldi. Si concluse quindi che in Hong

Kong, per un unico sistema PV/W con celle solari monocristalline, l’efficienza totale3 giornaliera

stimata era del 48.3% in inverno e del 45.4% in estate (ciò corrispondeva ad un rapporto acqua

immagazzinata/area collettore M/AC pari a 96.6 kg/m2).

Ciò si calcolò per un collettore caratterizzato da un rapporto fra massa d’acqua di stoccaggio e area

(M/Ac) pari a 96.6 kg/m2 e ad un desiderato angolo di inclinazione del pannello.

3 Le prestazioni di un collettore PV/T si possono indicare in termini di efficienza termica ηth ed efficienza elettrica ηe. Esse sono , rispettivamente, il

rapporto fra il calore utile ottenuto, o il guadagno elettrico ottenuto, e la radiazione totale incidente il pannello in un determinato periodo.

La smma di questo due da l’efficienza totale η0 che rappresenta le prestazioni totali del colletore (η0= ηth + ηe).


34

Le linee di regressione furono:

Dove Ti è la temperature iniziale dell’acqua del sistema PVT system (alle ore 8), aT è la

temperature media dell’aria ambiente dalle 8 alle 16, and H è la radiazione solare totale giornaliera,

ricevuta per unità d’area del collettore durante le 8 ore.

Figura 25: Collettore PV/W flat-box


35

2.3.2 Confronto fra un sistema di collettori PV/W flat-box e a circolazione

naturale ed un sistema di collettori side-by-side.

In tale paragrafo si valutano le prestazioni energetiche del sistema integrato e il periodo di payback

(rispetto all’utilizzo separato di un pannello PV piano per la produzione di energia elettrica e di un

collettore solare per la produzione di acqua calda). Si analizzano allora i dati sperimentali e la

simulazione dinamica condotta su un modello di un PV/W [5], riportata nell’articolo “Performance

evaluation of photovoltaic–thermosyphon system for subtropical climate application”.

Riportiamo ora di seguito le linee guida e le conclusioni cui si giunse in tale articolo.

Inizialmente si confrontarono le prestazioni di un pannello PV/W (vedi Figura 24 e Figura 25 e

Tabella 4) e di un pannello PV ( vedi Figura 26 e Tabella 4) e, in seguito, si confrontarono anche le

prestazioni dello stesso pannello PVW ed di un pannello solare termico SWH.

Tabella 3:Componenti del collettore ibrido PV/T


36

Figura 26: Sezione trasversale di un modulo PV commerciale.

Tabella 4: componenti del modulo PV commerciale

Per eseguire ciò, si condusse una simulazione numerica (secondo il metodo delle differenze finite),

che ora accenneremo ma di cui ne parleremo più approfonditamente in seguito. In particolare, tale

modello dinamico fu così sviluppato:

• Per il pannello PV si considerò una rappresentazione caratterizzata un nodo e temperatura

uniforme per ogni strato costitutivo. Le equazioni di tale modello dinamico a tre nodi sono

riportate in Tabella 5.

Tabella 5: Equazioni di bilancio usate nel modello numerico del modulo PV


37

• Per quanto riguarda i pannelli PV/W, per tener conto della variazione di temperatura lungo il

flusso, il collettore fu considerato come la connessione di 10 segmenti di collettore in serie.

Ciascuno di questi collettori era rappresentato da 6 nodi. L’acqua nel serbatoio di accumulo

fu suddivisa in tre starti e rappresentata da tre nodi per rendere l’effetto della stratificazione.

Inoltre, ciascun tubo di collegamento fu rappresentato da 12 segmenti composti ciascuno da

un odo. Le equazioni di ogni tipo di nodo sono rappresentate in

Tabella 6: equazioni di bilancio di ciascun nodo, usate nel modello numerico del collettore PV/W

I risultati della simulazione , relativi alla produzione elettrica mensile, sono indicati in Figura 27,

mentre la produzione mensile di calore e l’efficienza termica media dei collettori PV/W e solare

termico SWH, sono indicati in Tabella 7. L’energia elettrica annuale ottenuta da un collettore

PV/W fu il 2.2% maggiore di quella ottenuta da un semplice pannello PV.

Figura 27: confronto fra gli output elettrici del pannello PV e del collettore PVW


38

Tabella 7: Risultati della simulazione delle prestazioni mensili si un sistema PV/W e di un collettore solare termico

Si può notare che l’efficienza termica media trovata fu intorno al 36-40% per il collettore PV/W e

41-44% per il collettore SWH, con valori più elevati in estate. Le efficienze termiche annuali medie

furono rispettivamente 38.1% e 43.2%, con una differenza del 5%. Il guadagno elettrico totale con

il sistema PV/W fu di 525.9 MJ all’anno. L’efficienza totale stimata per un sistema PV/W fu quindi

pari al 44.2%.

In Tabella 8 sono riportate l’energia termica ed elettrica di un pannello PV/W e di un sistema side-

by-side ( caratterizzati dalla stessa area per assorbitore termico e celle PV). Come si può notare, ,

con due collettori distinti di area totale pari a 2.87 m2, l’energia totale ottenuta è l’8.6% maggiore di

quella ricavabile con il sistema PV/W con area pari a 1.76 m2. Ma in termini di energia totale per

unità di area, il collettore PV/W ne produce il 50.1% in più di quella prodotta dal sistema side-by-

side.


39

Tabella 8: Energie ottenibili : sistema PVW vs sistema side-by-side

I vantaggi dell’utilizzo di un sistema PV/W invece che un sistema con pannelli PV si notarono

anche osservando i risultati riportati in Tabella 7, così come la variazione della temperatura delle

celle solari in un anno (vedi Figura 28): Essa mostrò che con il raffreddamento mediante acqua, la

variazione giornaliera della temperatura operativa era molto inferiore (è intorno ai 30°C). Nel caso

dei pannelli PV, il range di variabilità raddoppiava ( è intorno ai 60°C). Dalla Figura 28 a si osservò

che la temperatura operativa delle celle più elevata nel caso di utilizzo di un modulo PV è circa

81.5°C; nel caso di utilizzo di un pannello PV/W è circa 58.2°C.

Figura 28: Variazione della temperatura operativa (°C) delle celle solari, turante un tipico anno meteorologico


40

In Tabella 9 sono poi riportati i dati derivanti dall’analisi economica.

Tabella 9: Analisi economica

Dall’analisi economica si dedusse inoltre che l’investimento su un sistema side-by-side (ovvero

composto dalla somma del sistema PV/W e di quello PV) è circa l’11% maggiore del sistema

PV/W (a causa dei costi dei materiali e i costi di installazione). Quindi, si concluse che ad Hong

Kong fosse possibile stimare un periodo di payback pari a 4 anni per un pannello solare termico

e a 12 anni per il sistema con collettori PV/W, che è molto inferiore al periodo di payback pari a

52 anni, tipico di un sistema side-by-side (in cui si utilizzano pannelli PV per la produzione di

energia elettrica e pannelli solari termici invece per la produzione di acqua calda ). Inoltre

dall’analisi emerge che sebbene i periodi di payback di un sistema PV/W e un sistema side-by-

side, siano circa gli stessi, il primo è preferibile al secondo per il suo aspetto estetico e lo spazio

limitato necessario per la loro installazione, sia su tetti che su pareti.


41

2.3.3 Validazione del modello di simulazione dinamico di un sistema BiPV/W e

determinazione delle sue prestazioni annuali

La determinazione delle prestazioni di un sistema BiPV/W mediante un modello di simulazione è

caratteristico di vari studi condotti negli ultimi anni. In questo paragrafo parliamo di alcuni di essi

ed in particolare dei seguenti articoli:

• “Computer modeling and experimental validation of a building-integrated photovoltaic and

water heating system”

In quest’ultimo sono essenzialmente riportati sia risultati sperimentali relativi all’ efficienza

dell’impianto e alla variazione della temperatura della superficie interna della PV/W e di

una parete di riferimento senza collettori PV/W, che i modelli di simulazione al fine della

validazione di questi ultimi mediante i dati misurati. I dati a disposizione sono però relativi

solo a tre giorni del periodo estivo e tre del periodo invernale;

• “An experimental study of façade-integrated photovoltaic/water-heating system” e “Annual

performance of building-integrated photovoltaic/water-heating system for warm climate

application”

Questi due ultimi articoli sono strettamente correlati: mentre nel primo sono riportati i dati

sperimentali relativi alla variazione dell’efficienza media in vari periodi e giorni dell’anno e

alla variazione della temperatura della superficie interna della parete PV/W e di una parete

di riferimento senza collettori PV/W; nel secondo si sono utilizzati questi ultimi per validare

e/o tarare i modelli di simulazione, i quali sono stati quindi utilizzati per valutare le

prestazioni annuali di un sistema BIPV/W.

2.3.3.1 Apparato sperimentale

La Figura 29 mostra il set-up sperimentale degli esperimenti analizzati nei tre articoli sopra

menzionati. Illustriamolo.


42

Per comparare le prestazioni termiche di due porzioni di una facciata di un edificio, si prese in

considerazione una camera, composta (a sua volta) da una camera esterna e due camere interne

identiche, con i muri esterni delle due camere interne (dette test cells) affacciati a SO (orientazione

richiesta sulla base dell’irradiazione presente ad Hong Kong tutto l’anno). Tutte le pareti interne

delle test cells erano isolate termicamente. Prima dell’inizio dell’esperimento, tutte le stanze furono

sottoposte ad una temperatura di 22±0.5°C, ottenendo quindi una trasmissione di calore trascurabile

attraverso i muri delle camere interne. Questo set-up permise un’accurata valutazione delle

prestazioni termiche delle pareti delle test cells.

Nella Figura 29 si nota che la porzione destra della parete della test cell esposta a SO, fu coperta

con una parete PV/W flat-box, e la parte restante a sinistra ( senza collettori PV/W) fu invece

utilizzata come test cell di riferimento.

Figura 29: Set-up sperimentale di un impianto BIPV/W, nell’università di Hong Kong, con muri esterni da testare, connessi a differenti test

cells.

La parete PV/W analizzata era composta da sei collettori PV/W, montatati su un muro di mattoni di

100 mm, con intonaco sulla restante facciata interiore ed esteriore (Il collettore PV/W era piatto ed


43

era dotato di celle PV in silicio policristallino). L’impianto idraulico dei collettori PV/W includeva

un serbatoio di accumulo e una pompa di circolazione con un bypass manuale collocato sul tetto

della camera principale (la camera esterna). Furono utilizzate alternativamente la circolazione

naturale e la circolazione forzata, in modo che si potessero confrontare le loro prestazioni stagionali.

La Figura 30 mostra più dettagliatamente il sistema BIPV/W analizzato. Quest’ultimo era così

composto: due file di collettori PV/W erano fissate all’interno di un muro esterno di un edificio

condizionato. Il circuito d’acqua del sistema PV/W includeva un serbatoio d’accumulo dell’acqua

(collocato al di sopra dei collettori PV) e un tubo di collegamento.

Figura 30. Sistema di un collettore BIPV/W che mostra anche i tubi di collegamento

La fila superiore e quella inferiore di assorbitori termici erano collegate in parallelo, in modo che

tutti i collettori ricevessero automaticamente l’acqua dal serbatoio d’accumulo alla stessa

temperatura. Una pompa di circolazione provvedeva alla circolazione forzata dell’acqua attraverso i

collettori. Era anche possibile la circolazione naturale, secondo il principio di funzionamento dei

termosifoni.

I moduli PV erano poi dotati di batterie, invertitore e collegamenti ad apparecchi elettrici.


44

2.3.3.2 Risultati sperimentali

Dalle analisi sperimentali condotte emerse che:

A. Sulla base dei dati misurati ad Hong Kong e relativi al periodo estivo, l’efficienza termica

del sistema BiPV/W fu stimata pari a 38.9% e la corrispondente efficienza media di

conversione dell’energia elettrica fu stimata pari a 8.56% [6].

B. Confrontando misurazioni relative a diversi periodi dell’anno, si notò inoltre che ad Hong

Kong, le prestazioni del collettore del sistema BiPV/W (per un insieme di collettori PV/W

posti verticalmente) con circolazione naturale, potessero essere così buone come nella

circolazione forzata. Ciò rese la circolazione naturale più attrattiva, dal momento che il

circuito forzato consuma energia elettrica extra per la pompa e richiede un investimento

addizionale sulla pompa e sul sistema di controllo [6].

C. Da ulteriori dati sperimentali si notò che la temperatura della superficie interna della

parete bel sistema BiPV/W era molto più bassa e fluttuava di un ampiezza inferiore,

rispetto ad una parete di riferimento (senza un PV/W integrato ) [6-7].

OSSERVAZIONI:

1. Le A e B , solo accennate nell’articolo “Annual performance of building-integrated

photovoltaic/water-heating system for warm climate application”, sono invece frutto

dell’analisi condotta in “An experimental study of façade-integrated photovoltaic/ water-

heating system”.

Nelle tabelle sottostanti sono allora presentati i risultati sperimentali, che indicano il trend

generale di crescita delle efficienze termiche medie di sei periodi temporali (da luglio a

dicembre) e che portarono alle suddette conclusioni. Si può notare che, per la circolazione

naturale, la crescita dell’efficienza fu dal 24.3% al 30.9% invece, per la circolazione forzata,

la crescita fu dal 25.3% al 28.6% ( vedi Figura 31). Da questi risultati si evince che non ci


45

furono molte differenze fra l’efficienza ottenuta con la circolazione naturale e quella

ottenuta con la circolazione forzata.

Per quanto riguarda l’efficienza elettrica invece si può notare che essa variò diversamente

rispetto a quella termica, a causa dell’ombreggiamento di uno o due collettori durante la

mattina presto o nel tardo pomeriggio, in alcuni periodi dell’anno, specialmente in inverno

Figura 31:Efficienza termica ed elettrica media giornaliera di un sistema BiPV/W

Tabella 10:Prestazioni giornaliere di un sistema BiPV/W a circolazione naturale


46

Tabella 11: Prestazioni giornaliere di un sistema BiPV/W a circolazione naturale

Inoltre, sulla base di dati relativi ad otto giorni del periodo di Settembre 2005, l’efficienza

termica del sistema BiPV/W fu stimata pari a 38.9% e la corrispondente efficienza media di

conversione dell’energia elettrica fu stimata pari a 8.56% ( vedi Figura 32). Il test fu

eseguito per otto giorni consecutivi nel mese di settembre dalle ore 8 alle ore 16. I dati

raccolti sono visualizzati in Figura 32, in accordo con i quali, la linea di regressione

determinata fu

Con un coefficient di correlazione pari a 0.903. Come ci si poteva aspettare, l’efficienza

termica determinata fu pari a38.9%, inferiore a quella determinata per un pannello PV/W

non integrato e posizionato con un angolo di inclinazione pari a 20°, a causa degli inferiori

angoli di incidenza dei raggi solari.


47

Figura 32 Variazione dell’efficienza termica di una parete PV/W nel periodo di settembre

Analoghe misurazioni furono eseguite per ricavare l’efficienza elettrica

2. La conclusione C, invece, è più facilmente visualizzabile se si fa riferimento ai grafici

riportati nell’articolo“Computer modeling and experimental validation of a building-

integrated photovoltaic and water heating system” piuttosto che a quelli di “An

experimental study of façade-integrated photovoltaic/ water-heating system” (vedi nel

paragrafo successivo Figura 35 e Figura 36).

2.3.3.3 Modello dinamico di un sistema BiPV/W

Come accennato, sia nell’articolo “Annual performance of building-integrated photovoltaic/water-

heating system for warm climate application” che in “Computer modeling and experimental

validation of a building-integrated photovoltaic and water heating system”, fu sviluppato un

modello numerico per studiare il comportamento termico ed elettrico del sistema BiPV/W in analisi.

La Figura 33 mostra gli strati costituenti la parete PV/W a partire dalla vetrata anteriore fino alla

parete strutturale. Il modulo PV includeva stati di TPT (tedlar-polyester-tedlar) e di EVA (

ethylene- vinyl acetate). Il TPT possiede buone proprietà di isolamento elettrico, l’EVA è un


48

materiale adesivo. L’assorbitore termico era composto da lega di alluminio estruso ed era inserito

negli interstizi fra i tubi che trasportavano l’acqua: la struttura modulare piana migliorò il

trasferimento di calore, la flessibilità e la durata.

Figura 33: (1) front glazing; (2) TPT; (3) EVA; (4) PV module; (5) silicon gel; (6) thermal absorber; (7) insulation material; (8) wall material.

In Figura 34 è anche mostrato lo schema nodale per l’analisi numerica.

Figura 34: Vista in sezione e schema nodale di un collettore BIPV/W


49

Nel modello, il collettore PV/W fu quindi diviso in un numero di segmenti lungo la direzione dei

canali di scorrimento dell’acqua, per esempio la direzione y4. Come mostrato sempre in Figura 34,

in ogni segmento si utilizzarono 5 nodi per rappresentare i sottocomponenti (per esempio: il nodo

del vetro “g”, il nodo della cella solare “c”, il nodo dell’assorbitore termico “p”, il nodo dell’acqua

“f” e il nodo dell’isolante “ins”). L’intero collettore era connesso con i nodi ambiente “a” e cielo

“sky” ( eccitazioni esterne) e alla parete dell’edificio “w” (rappresentata da altri 8 nodi da w-1 a w-

8), la cui superficie interna fu sottoposta ad una temperatura ambiente costante (il nodo “indoor”).

In accordo con la definizione del volume di controllo, secondo il metodo delle differenze finite,

tutte le sottoparti eterogenee ( se ce ne era qualcuna) in corrispondenza di ciascun nodo, furono

considerate quali contribuenti in proporzione per fornire di una stima delle proprietà medie del

componente che rappresentavano.

Nella Tabella 12 sono rappresentate le equazioni fondamentali del bilancio energetico per unità di

lunghezza5.

Tabella 12: Equazioni di bilancio energetico di ciascun nodo in un sistema BIPV/W.

4 Mentre la conduzione termica avviene nella direzione del flusso dell’acqua (direzione y), il trasferimento del calore convettivo avviene dalla superficie più esterna a quella più interna del vetro (direzione x).

5 Nel caso di circolazione naturale,la portata d’acqua .

fm e quindi la velocità fu in ciascun canale fu determinata dall’interazione fra la forza del

sistema a circolazione naturale e la forza di attrito del sistema. Nel caso di circolazione forzata, la portata d’acqua .

fm e la velocità fu in canali

identici, furono considerate governate dalla capacità delle pompe scelte e dallo schema di controllo. Il periodo di funzionamento della pompa fu

imposto dalle 7 am alle 7 pm e si stabilì che la pompa dovesse esser stata quando la temperatura differenziale era tale che TΔ < 2°C ed dovesse

esser riaccesa quando TΔ > 5°C ed .

fm fu imposta costante durante il periodo di funzionamento della pompa.


50

Le equazioni differenziali sono state convertite in formato numerico secondo il metodo delle

differenze finite. I segmenti del collettore sono stati interconnessi attraverso i nodi di vetro, i nodi

della cella solare, i nodi dell’assorbitore termico e i nodi dell’acqua.

I dati misurati sono stati usati per validare tale il modello numerico del sistema BIPV/W.

2.3.3.4 Validazione del modello dinamico

Per quanto riguarda la validazione ( articolo “Computer modeling and experimental validation of a

building-integrated photovoltaic and water heating system”), i risultati della simulazione furono

comparati con i dati (relativi alle misurazioni provenienti da tre giorni consecutivi) ricavati con

l’apparato sperimentale descritto nel paragrafo precedente6 ed, in particolare, con funzionamento a

circolazione naturale in estate (più precisamente dal 17 al 19 Luglio) e funzionamento a

circolazione forzata in inverno (più precisamente dall’1 al 3 dicembre).

I dati di input sono dati in Tabella 13.

6 Nell’equipaggiamento sperimentale (vedi Figura 29), il rubinetto nel serbatoio dell’acqua non era al livello superiore del serbatoio cilindrico. Ciò portò all’impossibilità di estrarre l’acqua dal serbatoio alla temperatura di stoccaggio più alta possibile. Allora durante i test fu abbassata l’efficienza termica. Questa parte del programma di simulazione fu modificata per avere lo scarico dell’acqua situato nella zona superiore del serbatoio.


51

Tabella 13: Dati tecnici di un sistema di collettori PV/W

La Tabella 14 mostra i risultati del confronto dell’efficienza termica giornaliera del sistema in

circolazione naturale estiva e in circolazione forzata invernale (in ogni caso, come già accennato,

sono presentatati i risultati delle tre misurazioni giornaliere consecutive). Si può vedere che i dati

che derivarono dal modello di simulazione diedero una previsione molto buona prestazioni quali

il riscaldamento e il raffreddamento in quanto si evidenziarono differenze molto piccole fra

l’efficienza termica derivante dai dati sperimentali e quella ricavata con la simulazione.

Tabella 14: Confronto delle efficienze giornaliere di un sistema PVW


52

La più grande differenza è di solo l’1%. Ciononostante, c’è una notevole discrepanza nella

previsione dell’output elettrico giornaliero. La differenza è di circa il 28% in media nel periodo

estivo, e di circa il 13% per il periodo invernale. Verranno successivamente spiegate le ragioni di

tali differenze. Comunque, in assenza dell’effetto di ombreggiatura, la previsione accurata delle

prestazioni termiche di un sistema PVW è generalmente più difficile, complicata e impegnativa che

predire le prestazioni elettriche: questo modello basato sul’approccio del volume di controllo alle

differenze finite sembra quindi essere molto utile per predire le risposte dinamiche così come le

prestazioni a lungo termine del sistema BiPV/W.

Il confronto analizzato incluse anche le variazioni temporali delle temperature della superficie della

parete PV/W e del muro di rifermento, nei tre giorni consecutivi.

La misura delle temperatura delle superfici interne dei due muri fu effettuata mediante l’attacco

diretto di due termocoppie poste su ciascuna superficie in due diverse posizioni (collocate al livello

medio, ovvero a 1.4 m dal livello del pavimento finito). In Figura 35 e Figura 36 si mostra il

confronto dei due set di dati misurati con i risultati della simulazione condotta sulla PV/W e sulla

parete di riferimento, rispettivamente.

Si può vedere che le curve sono ben tracciate per entrambi i muri, sia per condizioni invernali (1-3

Dicembre, circolazione forzata) che estive ( 17-19 Luglio, circolazione naturale). Si ricorda che la

temperatura ambiente dell’aria nella stanze fu mantenuta a 22± 0.5°C per entrambi i casi.


53

Figura 35: Temperature della superficie interna del muro PV/W

Figura 36: Temperatura della superficie interiore del muro di riferimento


54

Come si accenna nel paragrafo 2.3.3.2, in tale analisi, si può notare che la temperatura della

superficie interna della parete PV/W era molto più bassa di quella della parete di riferimento e

fluttuava di un ampiezza inferiore.

Furono anche confrontati gli output elettrici ottenuti con la simulazione e sperimentalmente (vedi

Figura 37).

Figura 37: Output elettrici

Comunque, la potenza elettrica in uscita risultò inferiore a quella predetta dal modello di

simulazione. Le deviazioni furono principalmente dovute alla parziale ombreggiatura dei moduli

PV da parte delle strutture confinanti. Poiché i collettori PV/W furono affacciati a SO, il

problema dell’ombra fu più elevato la mattina che il pomeriggio tardi. La situazione fu

particolarmente peggiore nel periodo estivo quando l’altezza solare è elevata e la variazione

giornaliera dell’angolo di azimut del sole era elevata. Le previsioni migliori sono state trovate nel

periodo 1-3 pm, quando l’effetto di ombreggiatura è al livello minimo.


55

2.3.3.4.1 Conclusioni

Nell’articolo “Computer modeling and experimental validation of a building-integrated

photovoltaic and water heating system” fu introdotto un sistema fotovoltaico integrato a

circolazione d’acqua e fu descritto il modello di simulazione dinamica corrispondente.

L’uso di uno schema multi - nodale fu considerato il più utile per apprendere ed individuare i

processi fisici. L’uso integrato del bilancio energetico e l’analisi del flusso del fluido permise

quindi di prevedere il comportamento del sistema.

La validità del modello di simulazione fu dimostrata confrontando le condizioni operative del

sistema e le efficienze giornaliere derivate dai dati sperimentali, sia nel periodo estivo che

invernale, sia per la circolazione naturale che forzata. Oltre che le prestazioni elettriche, affette da

un lato dal problema dell’ombra, gli output che vennero fuori dal modello mostrarono un buon

accordo con le osservazioni sperimentali. I risultati del modello di simulazione diedero una

previsione molto buona delle prestazioni quali il riscaldamento dell’acqua e la temperatura delle

pareti. Il modello di simulazione dinamica fu quindi provato essere utile nel predire il

comportamento dinamico cosi come le prestazioni energetiche a lungo termine.

2.3.3.5 Determinazione delle prestazioni annuali di un sistema BiPV/W di preriscaldamento

dell’acqua di un edificio condizionato

In “Annual performance of building-integrated photovoltaic/water-heating system for warm climate

application”, utilizzando il modello dinamico descritto e sulla base dei risultati meteorologici di

Hong Kong ora per ora7, furono eseguite delle simulazioni sulle prestazioni annuali nelle modalità

di circolazione naturale e forzata.

Le caratteristiche tecniche del muro PV/W utilizzato, decritto in Figura 33 (sulla base dei materiali

comunemente utilizzati ad Hong Kong), sono riportati in Tabella 15.

7 Nell’equipaggiamento sperimentale (vedi Figura 29), il rubinetto nel serbatoio dell’acqua non era al livello superiore del serbatoio cilindrico. Ciò portò all’impossibilità di estrarre l’acqua dal serbatoio alla temperatura di stoccaggio più alta possibile. Allora durante i test fu abbassata l’efficienza termica. Questa parte del programma di simulazione fu modificata per avere lo scarico dell’acqua situato nella zona superiore del serbatoio.


56

Tabella 15: Dati relativi al disegno di un collettore

Le caratteristiche del serbatoio d’accumulo dell’acqua e i tubi di collegamento sono in Tabella 16.

Tabella 16: Dati relativi al disegno di un serbatoio d’accumulo cilindrico e del tubo di collegamento

La temperatura interna dell’edificio fu settata a 24°C nei mesi estivi (Maggio-Ottobre) e 21°C nei

rimanenti 6 mesi. Si assunse di condizionare la stanza avente la parete PV/W 24 ore su 24.

Riportiamo ora di seguito le conclusioni cui si giunse in tale articolo.


57

2.3.3.5.1 Trasmissione del calore attraverso le pareti nei sistemi BiPV/W

Le variazioni mensili della trasmissione del calore attraverso la parete PV/W e il muro di

riferimento, sono illustrate in Figura 38.

Figura 38: Confronto della trasmissione di calore mensile fra una parete PV/W e una parete di confronto

La Figura 38 a mostra il calore ottenuto e la Figura 38b illustra le perdite di calore.

Si può vedere che le domande di raffreddamento sono in genere richieste da Aprile a Novembre,

con un picco della domanda in Luglio, e le domande di riscaldamento risalgono al periodo che va da

Ottobre ad Aprile dell’anno successivo, con un picco della domanda in Gennaio. La Tabella 17

fornisce un sommario dei carichi termici annuali della parete PV/W (sia nella modalità di

riscaldamento che di raffreddamento) così come per la parete di riferimento.


58

Tabella 17. Previsione numerica della domanda del carico termico annuale

Per quanto riguarda il carico di raffreddamento, si può osservare che la parete PV/W, con la

modalità di circolazione naturale e forzata rispettivamente, riduce la domanda di raffreddamento del

57.2% e 61.6% rispetto al caso di riferimento. Per il picco del mese estivo (Luglio), questa è ridotta

al 42.3% e 45.1% rispettivamente. Il più alto carico estivo di raffreddamento richiesto nel caso di

circolazione forzata, deriva da una maggiore perdita di calore verso l’interno (per trasmissione

attraverso la superficie dell’edificio) dall’acqua calda circolante nei collettori. Ciò emerge da un

maggiore coefficiente di trasmissione del calore convettivo nel caso di circolazione forzata. Con

tale circolazione, anche in inverno si nota molto ingresso di calore dall’acqua calda verso l’interno,

nel caso di circolazione forzata. Ciò permette di concludere che con la circolazione forzata si ottiene

una riduzione della domanda di riscaldamento, rispetto alla circolazione naturale, per esempio del

13.5%, rispetto al 15.8%. Quindi, in un anno, la circolazione naturale riduce la domanda termica

totale al 37.9% del caso di riferimento e ciò è leggermente inferiore al 39.2%, caratteristico della

circolazione forzata. Si fa notare che, nella suddetta analisi, le fonti di calore interne ( che in

particolare alterano la domanda di riscaldamento) non sono state prese in considerazione.

2.3.3.5.2 Output elettrico e termico dei sistemi PV/W

Le variazioni mensili dell’output elettrico ( ottenimento di calore dall’acqua immagazzinata) e

l’output termico ( ottenimento di elettricità dai PV e consumo di elettricità nella pompa), sono

mostrate in Figura 39.


59

Figura 39: Risultati numerici di un sistema BiPV/W: circolazione naturale versus circolazione forzata

Questi risultati della simulazione indicano che, la circolazione naturale funziona meglio

dell’ottima circolazione forzata: in termini di ottenimento di calore dall’acqua immagazzinata.

Infatti, mentre nei mesi estivi la circolazione forzata è vicina alla circolazione naturale ( esclusa

l’energia di pompaggio), quest’ultima è migliore rispetto a quella forzata nei rimanenti periodi

dell’ anno.

In particolare si è scoperto che i giorni soleggiati sono favorevoli alla circolazione forzata, invece

quelli nuvolosi alla circolazione naturale.


60

In un anno, il calore ottenuto dall’acqua mediante circolazione naturale e circolazione forzata

sono rispettivamente 8127 MJ e 7757 MJ. Quindi la circolazione naturale, da un output termico

extra di circa il 5%, per esempio 1011 MJ/m2, contro 965 MJ/ m2 in termini di unità di area del

collettore. La perdita di calore nell’ambiente dalla superficie posteriore del collettore, costituisce

una parte della ragione per cui il miglior modo per ottenere calore dall’acqua è con la circolazione

naturale piuttosto che con quella forzata.

Le efficienze termiche annuali medie sono 37.5% e 35.8% rispettivamente.

In termini di ottenimento di energia elettrica dal PV, come mostrato in Figura 39 b, le curve della

circolazione naturale e forzata sono in genere sovrapposte. Le efficienze delle celle PV sono

entrambe del 9.39%. ciò indica che, in entrambi i casi, l’effetto di raffreddamento delle PV è

relativamente lo stesso. Comunque, quando il consumo della pompa di circolazione è sottratto

dall’energia elettrica ottenuta dai PV, l’ottenimento annuale con la circolazione naturale e la

circolazione forzata sono rispettivamente 1162 MJ e 811 MJ. Quindi, la circolazione naturale da

un extra di energia elettrica del 43% rispetto alla circolazione forzata ( per esempio 239 MJ/ m2in

termine di aera delle celle del collettore PV).

2.3.3.5.3 Analisi economica

La Tabella 18 fornisce una stima del periodo di payback (all’epoca della redazione dell’articolo [7])

utilizzando la circolazione naturale, che è più economica.

Tabella 18:Stima del periodo di payback


61

I costi di investimento per il sistema BIPV/T indicati, furono basati sui costi stimati per le

attrezzature in Mainland China e i costi di installazione ad Hong Kong, assumendo che fossero in

uso prodotti commerciali obsoleti. La produzione elettrica era per uso diretto e quindi non

erarichiesta una batteria d’accumulo. Ad Hong Kong, il costo del gas era circa HK$ 0.2/MJ e la

richiesta elettrica era HK$0.35/KWh. Il coefficiente di prestazione (COP) del sistema di

condizionamento dell’aria fu assunto paria 3.

Quindi il periodo di payback ottenuto fu di 13.8 anni per un sistema BiPV/W. Questo periodo

è leggermente maggiore dei 12.1 anni stimati per un impianto PV/W. Se all’interno del

serbatoio d’acqua fossero state inserite delle bobine ( per il trasferimento del calore) per separare il

circuito d’acqua di riscaldamento e il circuito d’acqua potabile, l’efficienza termica del sistema

sarebbe quindi ridotta e ci si sarebbe aspettati un periodo di payback più lungo.

Nelle stime fatte , si assunse che durante l’installazione del sistema, i collettori PV/W fossero

interamente integrati con il materiale da costruzione , in modo che non ci fosse spesa sostanziale per

fissare i collettori alla facciata esterna.

Si considerò anche che la riduzione della domanda di riscaldamento nell’inverno mite potesse

essere compensata dall’emissione di calore dagli elementi preseti nell’abitazione quali:

illuminazione, persone etc…in modo che ogni risparmio nel riscaldamento non fosse incluso.

D’altra parte, le spese extra per il carburante e l’elettricità, dovute alle perdite per

l’immagazzinamento dell’acqua calda e le perdite dell’invertitore, non sono considerate.

2.3.3.5.4 Conclusioni

Furono quindi analizzate le prestazioni energetiche annuali di un sistema BIPV/W. La previsione

riguardò l’uso di modelli numerici verificati con dati sperimentali. Utilizzando un collettore di area

pari a 8.04m2 istallato sulla facciata a sud- est e i dati meteorologici di Hong Kong, furono

esaminate sia la circolazione forzata che la circolazione naturale. I risultati della simulazione

indicarono che in tali sistemi , la circolazione naturale funziona meglio della circolazione forzata,

dal momento che si risparmia la potenza per il pompaggio. Riportiamo di seguito le conclusioni più

importanti.


62

Nel corso dell’anno, il calore ottenuto dall’acqua per la circolazione naturale e forzata sono

rispettivamente 1011 MJ/ m2 e 965 MJ/ m2 (5% di differenza) basato sull’unità d’area del

collettore, e il guadagno elettrico dopo aver sottratto i consumi della pompa sono rispettivamente

239 MJ/ m2 e 167 MJ/ m2 ( 43% di differenza) basato sull’unità d’area delle celle PV.

L’efficienza annuale media totale ( termica più elettrica) del collettore sono rispettivamente

37.5% e 9.33%. Confrontate con la parete normale di un edificio, i due modelli sono in grado di

ridurre la trasmissione termica attraverso la parete dei PV/W di circa il 72% e 71%

rispettivamente. Per la via più economica, ovvero al circolazione naturale,il periodo di payback è

stimato attorno ai 14 anni. Il vantaggio economico del sistema BiPV/W è molto migliore di quello

ottenibile dal sistema PV/W, il cui periodo di payback è stato stimato pari a 12 anni.

Sebbene in periodi di payback del sistema PV/W e del sistema side-by-side sono circa gli stessi, il

sistema ibrido è migliore, considerando la limitata porzione di parete o tetto degli edifici

necessaria e l’aspetto estetico.

2.3.3.6 Applicazioni

Nella calda Asia Pacifica, la maggior parte della grandi città, sono dominate da edifici condizionati,

dove sono enormi le domande di raffreddamento. In questi edifici , le pareti esterne forniscono un

buon alloggio per i sistemi BIPV/W. A seconda dell’utilizzo degli edifici, l’acqua calda generata nel

serbatoio d’accumulo può essere usata come acqua preriscaldata da usare nei bagni, cucine, piscine

etc… Gli approvvigionamenti saranno particolarmente buoni per i centri sportivi, case di riposo,

Hotels, asili e ospedali. I PV/T possono soddisfare un’ampia fascia di applicazioni e settori di

mercato. Poiché i prezzi dei PV continuano a diminuire, il vantaggio economico del sistema

BIPV/W diverrà molto attrattivo è ciò accadrà prima dei sistemi BIPV. Si richiede quindi lo

sviluppo di prodotti (integrati negli edifici) innovativi per ottenere risparmio nei costi del materiale

e di installazione.


63

Conclusioni

Al termine dell’analisi di tali sistemi innovativi PV/W e BiPVT/W, possiamo così riassumere le

loro prestazioni determinate da numerosi studi condotti ad Hong Kong.

• Confrontando un impianto PV con uno BiPV si nota che il secondo è più conveniente

economicamente [ 1 ].

• Ad Hong Kong, per un unico sistema PV/W a circolazione naturale con celle solari

monocristalline, l’efficienza totale giornaliera stimata è del 48.3% in inverno e del 45.4% in

estate ( ciò corrisponde ad un rapporto acqua immagazzinata/area collettore M/AC pari a

96.6 kg/m2) [ 2 ].

• Il sistema PV/W (ovvero Building Integrated Photovoltaic/Water Heating), produce più

energia elettrica dei sistemi solari fotovoltaici convenzionali PV e, sebbene necessiti di

simulazioni al calcolatore, presenta quindi vantaggi economici rispetto ai sistemi PV stessi.

L’energia elettrica annuale ottenuta da un collettore PV/W è il 2.2% maggiore di quella

ottenuta da un semplice pannello PV [ 3 ].

• Con due collettori distinti ( solare termico e PV) di area totale pari a 2.87 m2, l’energia

totale ottenuta è l’8.6% maggiore di quella ricavabile con il sistema PV/W con area pari a

1.76 m2. Ma in termini di energia totale per unità di area, il collettore PV/W ne produce il

50.1% in più di quella prodotta dal sistema side-by-side [ 3 ].

• L’integrazione del PV con i collettori solari termici fa sì che si riduca il periodo di payback.

Dall’analisi economica si è dedotto infatti che l’investimento su un sistema side-by-side (

ovvero composto dalla somma del sistema PV/W e di quello PV) è circa l’11% maggiore del

sistema PV/W, a causa dei costi dei materiali e i costi di installazione. Quindi, ad Hong

Kong, è possibile stimare un periodo di payback pari a 4 anni per un pannello solare


64

termico e a 12 anni per il sistema con collettori PV/W, che è molto inferiore al periodo di

payback pari a 52 anni, se si utilizzano invece pannelli PV per la produzione di energia

elettrica e pannelli solari termici invece per la produzione di acqua calda. Sebbene in

periodi di payback del sistema PV/W e del sistema side-by-side sono circa gli stessi, il

sistema ibrido è migliore, considerando la limitata porzione di parete o tetto degli edifici

necessaria per la loro installazione e l’aspetto estetico [ 3 ].

• Sulla base dei dati misurati ad Hong Kong e relativi al periodo estivo, l’efficienza termica

del sistema BiPV/W fu stimata pari a 38.9% e la corrispondente efficienza media di

conversione dell’energia elettrica fu stimata pari a 8.56%. Tali efficienze sono inferiori a

quelle ricavate per un pannello PV/W non integrato posto con un angolo di inclinazione

favorevole [ 2 ] ma ciò si deduce chiaramente dal fatto che i raggi solari, in tal caso,

incidono il pannello con un angolo inferiore [ 4 ].

• Confrontando misurazioni relative a diversi periodi dell’anno, si notò inoltre che ad Hong

Kong, le prestazioni del collettore del sistema BiPV/W (per un insieme di collettori PV/W

posti verticalmente) con circolazione naturale, potessero essere così buone come nella

circolazione forzata. Ciò rese la circolazione naturale più attrattiva, dal momento che il

circuito forzato consuma energia elettrica extra per la pompa e richiede un investimento

addizionale sulla pompa e sul sistema di controllo [ 4 ].

• Confrontando una parete BiPV/W con una di riferimento ( ovvero senza un pannelli PV/W

integrato), si può notare che la temperatura della superficie interna della parete BiPV/W è

molto più bassa e fluttua di un ampiezza inferiore ( [ 4 ]; [ 5 ] ).

• Si può vedere che i dati che derivarono dal modello di simulazione diedero una previsione

molto buona prestazioni quali il riscaldamento e il raffreddamento in quanto si

evidenziarono differenze molto piccole fra l’efficienza termica giornaliera derivante dai dati

sperimentali e quella ricavata con la simulazione. Analoga considerazione si può fare

riguardo la determinazione della temperatura della superficie interna delle parete BiPV/W

e di quella di riferimento. La potenza elettrica in uscita risultò però inferiore a quella


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predetta dal modello di simulazione. Le deviazioni furono principalmente dovute alla

parziale ombreggiatura dei moduli PV da parte delle strutture confinanti. Poiché i collettori

PV/W furono affacciati a SO, il problema dell’ombra fu più elevato la mattina che il

pomeriggio tardi. La situazione fu particolarmente peggiore nel periodo estivo quando

l’altezza solare è elevata e la variazione giornaliera dell’angolo di azimut del sole era

elevata. Le previsioni migliori sono state trovate nel periodo 1-3 pm, quando l’effetto di

ombreggiatura è al livello minimo. In virtù di ciò si è notata infatti una notevole

discrepanza nella previsione dell’output elettrico giornaliero [ 5 ].

• In un sistema BiPV/W, il riscaldamento e la produzione di energia elettrica con la

circolazione naturale è migliore di quello con circolazione forzata. Nel corso dell’anno

infatti, il calore ottenuto dall’acqua per la circolazione naturale e forzata sono

rispettivamente 1011 MJ/ m2 e 965 MJ/ m2 (5% di differenza) basato sull’unità d’area del

collettore e, il guadagno elettrico dopo aver sottratto i consumi della pompa è

rispettivamente 239 MJ/ m2 e 167 MJ/ m2 ( 43% di differenza) basato sull’unità d’area delle

celle [ 6 ].

• L’efficienza annuale media totale (termica più elettrica) del collettore BiPV/W a

circolazione naturale e forzata è rispettivamente 37.5% e 9.33% [ 6 ].

• Utilizzando i sistemi BiPV/W si riduce la trasmissione attraverso la facciata esterna

dell’edificio ( poiché una parte della radiazione solare che investe la facciata dell’edificio è

direttamente convertita in energia termica ed elettrica). Confrontati con la parete normale

di un edificio, i due modelli BiPV/W a circolazione naturale e forzata, sono in grado di

ridurre la trasmissione termica attraverso la parete di circa il 72% e 71% rispettivamente [

6 ].


66

• Utilizzando la strategia più economica, quale la circolazione naturale, il periodo di payback

è stimato attorno ai 14 anni. Il vantaggio economico del sistema BiPV/W è molto migliore

di quello ottenibile dal sistema BiPV. [ 6 ].


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BIBLIOGRAFIA

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residential application”, Solar Energy 80 (2006) 298–306.

i La circolazione del fluido vettore

La circolazione del fluido vettore, cioè del fluido che ha il compito di portare l’energia termica captata dai pannelli ai serbatoi d’accumulo, può essere

di tipo naturale o forzato.

Circolazione naturale

È una circolazione che avviene senza aiuto di pompe.

Il fluido vettore riscaldandosi all’interno dei pannelli diventa più leggero del fluido contenuto nei serbatoi. Può pertanto attivare una circolazione

naturale uguale a quella con cui funzionano i vecchi impianti a termosifoni.

Naturalmente affinché una simile circolazione possa avvenire i serbatoi di accumulo devono essere posti più in alto dei pannelli.

Il principale limite di questi impianti consiste proprio nel dover installare i serbatoi più in alto dei collettori: cosa che li rende, in pratica, proponibili

solo in impianti di piccole dimensioni.

Circolazione forzata

È una circolazione che avviene con l’aiuto di pompe, attivate (come già visto) solo quando nei pannelli il fluido vettore si trova ad una temperatura

più elevata rispetto a quella dell’acqua contenuta nei serbatoi d’accumulo.

Ovviamente in questi impianti non ci sono vincoli per l’ubicazione dei serbatoi.

Lo schema che segue riporta i principali componenti di un impianto solare con funzionamento a circolazione forzata.

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