SmartNet è un progetto europeo che si propone di analizzare architetture per l’interazione ottimale tra gestore della rete di trasmissione o TSO (Transmission System Operator) e gestore della rete di distribuzione o DSO (Distribution System Operator) nella gestione dello scambio di informazioni per il monitoraggio e l’acquisizione di servizi ancillari (bilanciamento, regolazione di tensione, gestione delle congestioni), sia a livello nazionale sia in un contesto cross-border. Con una durata di 3 anni e finanziato nell’ambito del programma Horizon 2020, sotto l’area tematica “Low-Carbon Energy”, con oltre 12,6 milioni di euro, sarà realizzato da un consorzio di 22 partner (industriali e accademici di 9 Paesi europei) coordinato dal centro di ricerca italiano Ricerca sul Sistema Energetico (RSE).

SmartNet si inserisce in uno scenario in cui le risorse energetiche che si trovano a disposizione nei sistemi di distribuzione (in particolare la generazione distribuita e i carichi flessibili) concorrono alla prestazione di nuovi servizi, sia a livello locale sia di sistema, nel contesto del mercato dei servizi volti a garantire la sicurezza dell’intero sistema elettrico. Obiettivo del progetto è indagare le modalità ottimali per coordinare la partecipazione di queste risorse locali ai mercati dei servizi ancillari di sistema, mediante l’ottimizzazione dell’interazione tra le reti di trasmissione e di distribuzione. A tal fine risulta fondamentale la creazione di architetture di rete che possano implementare questa interazione.

SmartNet ne metterà a confronto tre basandosi su altrettanti casi nazionali rappresentativi delle diverse realtà: quelli italiano, danese e spagnolo. Il progetto svilupperà delle simulazioni su una piattaforma software e poi le implementerà in laboratorio con una parziale replica che prevede l’inclusione di elementi hardware di controllo forniti da un manufacturer. Saranno inoltre sviluppate tre demo fisiche che costituiranno altrettanti output del progetto. Una italiana centrata sull’acquisizione di misure per il coordinamento tra il TSO e il DSO in una zona “critica” come l’Alto Adige. Una danese sullo sfruttamento dell’inerzia termica fornita dalle piscine delle case vacanza. E infine una spagnola sull’analisi delle potenzialità di sfruttamento delle capacità di accumulo delle radio base station di Vodafone.

Testo redatto su fonte RSE del 26 gennaio 2016
Image credit: TebNad/iStockphoto

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

Con l’obiettivo di realizzare un rete interconnessa di laboratori e competenze al servizio dell’Energy Union, è stato creato un laboratorio di analisi e modellazione delle Smart Grid e delle reti energetiche organizzato su più nodi nazionali, in grado di condividere risorse hardware e software in tempo reale tramite un tunneling informatico. Si tratta del progetto, in fase di espansione, sviluppato Dipartimento Energia del Politecnico, in collaborazione con l’E.ON Energy Research Center (ERC) della RWTH Aachen University (Germania) e i due laboratori di Petten (Olanda) e Ispra (Italia) dell’Institute for Energy and Transport (JRC-IET) della Commissione Europea.

Il laboratorio virtuale ad esempio potrà modellare una parte della rete di trasmissione ad Aachen e la rete di distribuzione a Torino. Ad esse si potrà aggiungere il comportamento dei nuovi consumatori, i “prosumer” (produttori e consumatori di energia elettrica allo stesso tempo) che consumano e iniettano energia in rete a Petten e il monitoraggio dei risultati nei laboratori di Ispra della Commissione. Per consentire la condivisione e la messa a sistema di hardware, software, risorse di calcolo, competenze ed esperienze, in modo sincrono e in tempo reale tra i vari siti, i laboratori dell’Ateneo sono connessi “fisicamente” con quelli della Commissione da un tunnel di dati.

L’interconnessione fisica è realizzata utilizzando la rete GEANT, la banda europea dedicata alla connessione delle istituzioni di ricerca e formazione, il traffico dati viene criptato tramite un VPN comune fra i partner che consente di mettere in comune dispositivi e attrezzature presenti nei diversi siti in modo efficiente. Questo consente di mettere in comune le risorse HW e SW presenti in tutta Europea e condividerle per attività di test e verifica tra i vari paesi in modo efficace ed economico.
Frutto dell’accordo siglato tra Politecnico di Torino e Joint Research Centre (JRC) della Commissione Europea nel 2013, il progetto mira a portare a Torino un nodo di questo unico grande laboratorio real-time, al fine di cooperare sui vari ambiti del settore energetico: dalle smart grid alle energie rinnovabili, all’efficienza energetica degli edifici e dei processi, alle smart energy networks e ai sistemi energetici regionali.

Testo redatto su fonte Politecnico di Torino del 29 ottobre 2015
Per approfondimenti su Energy Union: ec.europa.eu/priorities/energy-union
Image credit: Austrian Institute of Technology (AIT), 2013

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

11 delle maggiori aziende elettriche mondiali aderenti alla Global Sustainable Electricity Partnership (GSEP), tra cui l’italiana ENEL, servono complessivamente 1,2 miliardi di consumatori, producono complessivamente circa 1/3 dell’energia elettrica mondiale, della quale il 60% è prodotta, senza emettere direttamente CO2, con centrali idroelettriche, nuove rinnovabili e nucleare.
In vista della “21st Session of the Conference of the Parties (COP21) to the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC)” di Parigi, la GSEP ha pubblicato il rapporto “Powering Innovation for a Sustainable Future“, nel quale si evidenzia la centralità del contributo delle grandi imprese elettriche sulla questione climatica. Il 69% delle emissioni umane di gas serra provengono dal settore energetico (industrie, trasporti, settore residenziale, generazione elettrica, altro): di queste il 42% è dovuto alla produzione di energia elettrica e calore, che quindi contribuisce con il 29% delle emissioni complessive.
Nel rapporto, le 11 grandi aziende elettriche indicano, tra gli altri, due indirizzi prioritari da perseguire per contribuire alla riduzione delle emissioni di gas serra:

1 – sviluppare un approccio sistemico ai sistemi elettrici che tenga conto delle interrelazioni e delle sinergie tra i vari elementi della catena del valore dell’energia elettrica, al fine di consentire ai fornitori di energia elettrica di pianificare, progettare, costruire e gestire sistemi elettrici più avanzati per realizzare infrastrutture elettriche meno inquinanti, più affidabili, sostenibili, sicure, flessibili e resilienti;
2 – compiere rapidi progressi nell’innovazione, sviluppo e dimostrazione di tecnologie avanzate ed economicamente sostenibili, in grado di stabilizzare e ridurre le emissioni di gas serra, rendendo più efficienti la generazione, la trasmissione e gli usi finali dell’energia elettrica.

Il rapporto descrive le prospettive di circa 50 tecnologie esistenti ed emergenti: 25 di esse riguardano la produzione, 11 i sistemi di distribuzione e stoccaggio elettrici (reti, smart grid, batterie, sistemi di accumulo, ecc) e 14 l’efficienza energetica a livello di consumo (illuminazione, veicoli elettrici, ecc). Vengono anche riportati i dati della produzione relativi alle diverse tecnologie (le “%” sono riferite alla produzione di elettricità mondiale, mentre i “GW installati” e “TWh prodotti” sono riferiti al 2014):
– IDROELETTRICO: 17%, 1.172 GW installati, 3.900 TWh prodotti;
– EOLICO ONSHORE: 3%, 361 GW installati, 700 TWh prodotti;
– FOTOVOLTAICO: 0,7%, 177 GW installati, 170 TWh prodotti;
– CARBONE: 40%, 1.800 GW installati, 9.200 TWh prodotti;
– GAS: 20%, 1.460 GW installati, 5.100 TWh prodotti;
– NUCLEARE: 11%, 394 GW installati, 2.460 TWh prodotti.

Il rapporto, inoltre, contiene informazioni anche sulla generazione da eolico offshore, biomasse, geotermoelettrico, solare termodinamico a concentrazione o CSP (Concentrated Solar Power), impianti a forza maremotrice (maree, onde), ecc.

Testo redatto su fonte ASSOELETTRICA del 13 ottobre 2015
Per approfondimenti: Powering Innovation for a Sustainable Future
Image credit: Kevin Schafer/WWF-Canon

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

Grazie a un nuovo impianto per la produzione di biometano da immettere in rete e da utilizzare per dare gas, luce e riscaldamento a circa 5.000 abitazioni del territorio, per un controvalore economico di 3,5 milioni di euro, sarà possibile produrre biometano dai rifiuti organici con costi inferiori a quelli attuali utilizzando composti a basso impatto ambientale in grado di catturare la CO2. Conclusa la fase sperimentale, condotta presso una ex discarica in provincia di Monza e Brianza, per l’estate sarà realizzato un prototipo di impianto industriale che utilizzerà “Smart upgrading”, una tecnologia sviluppata dai ricercatori del Dipartimento di Scienza dei Materiali dell’Università di Milano-Bicocca.

Sperimentata con un piccolo impianto prototipo, “Smart upgrading” consente il “lavaggio” del biogas ottenuto dalla fermentazione dei rifiuti della ex discarica. Rispetto alle tecnologie tedesche e statunitensi attualmente impiegate in questo campo, ha il vantaggio di lavorare con una sostanza di trasformazione biodegradabile e dal costo contenuto, e di richiedere, per il suo funzionamento, una quantità di energia molto bassa, producendo un “gas made in Italy”.
I risultati scientifici ottenuti dalla sperimentazione consentiranno di verificare “sul campo” la fattibilità della tecnologia messa a punto in 5 anni di lavoro di laboratorio, permettendo di realizzare il primo prototipo di impianto industriale, che sarà in grado di produrre biometano dai rifiuti organici con questa nuova tecnologia.
L’impianto pilota lavora attraverso un particolare “lavaggio” del biogas, in grado di trattenere solo le impurezze indesiderate lasciando fluire liberamente il metano pulito. In questo modo si ottiene un gas di qualità paragonabile, se non superiore, al metano che l’Italia acquista dalla Russia e dal Nord Africa.

Per Maurizio Acciarri, Prof. Associato di Fisica Sperimentale del Dipartimento di Scienza dei Materiali e responsabile del progetto per l’Università di Milano-Bicocca, è stato possibile verificare dal vivo l’efficacia di questa nuova tecnologia su un gas reale, ossia su una miscela di anidride carbonica, metano e altre sostanze che costituiscono normalmente il prodotto ottenuto dalla fermentazione batterica dei rifiuti umidi.
Si stima che il biometano prodotto dal trattamento di tutti i rifiuti organici e scarti vegetali sarebbe in grado di coprire più del 20% del fabbisogno nazionale con un notevole risparmio per le casse dello Stato. E tutto nel pieno rispetto degli impegni per la riduzione del gas serra.

Testo redatto su fonte Università di Milano-Bicocca del 27 aprile 2015
Image credit: MONZATODAY

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

Secondo i dati del Rapporto ISPRA (Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale)-Federambiente sul “Recupero energetico dai rifiuti urbani in Italia“, che rappresenta lo scenario del sistema industriale di valorizzazione energetica da rifiuti urbani (RU) sull’intero territorio nazionale, l’energia prodotta in Italia trattando questa tipologia di rifiuti è di oltre 5.000 GWh. Nell’ultimo anno, sono stati recuperati 4.193 GWh di elettricità e 1.508 GWh di energia termica, quantità che, sommate, potrebbero contribuire in maniera significativa al fabbisogno energetico di metropoli con quasi 1 milione di abitanti come Napoli o Torino. Nel 2013 il recupero di energia si è più che raddoppiato rispetto al 2003 (1.885 GWh di energia elettrica e 492 GWh di energia termica). Al 1° dicembre 2013 erano operativi in tutto il territorio 45 impianti di incenerimento per una capacità di trattamento di 7,3 milioni di tonnellate all’anno, una capacità termica di 3.045 MW e una potenza elettrica installata di 848 MW. Nessun impianto italiano tratta ormai i rifiuti senza recuperare energia.

A livello impiantistico, l’Italia è in linea con le realtà europee più avanzate, per ciò che riguarda le tecniche adottate e le prestazioni ambientali conseguite. L’analisi dei dati sulla gestione dei rifiuti urbani nei 28 Paesi dell’Unione mostra che il 15% dei RU gestiti da tutti gli Stati membri è avviato a compostaggio, il 28% a riciclaggio, mentre il 24% è avviato a incenerimento. Il 33%, infine, è smaltito in discarica. Inoltre, si può constatare come, nell’ambito di un equilibrato mix di forme di trattamento, l’incenerimento con recupero energetico dei rifiuti non si pone affatto in contrapposizione con il riciclaggio. Lo dimostrano le elevate percentuali di riciclaggio registrate nei Paesi che fanno maggiore ricorso all’incenerimento. È il caso, per esempio, della Germania, dove a fronte di una percentuale di rifiuti inceneriti del 35%, i rifiuti avviati al riciclaggio si attestano al 65%, o dei Paesi Bassi, dove a una percentuale d’incenerimento del 49% si accompagna una percentuale di riciclaggio pari al 50%.

In Italia una parte consistente degli impianti censiti (21 su 45) presenta una capacità di trattamento piuttosto ridotta, non superiore alle 300 t/g. La capacità nominale media di trattamento dell’intero parco, su base annua, risulta di circa 161.000 tonnellate, corrispondenti a quasi 490 t/g. Nel dettaglio 28 impianti (con 56 linee) si trovano nelle regioni del Nord, 9 (con 16 linee) in quelle del Centro e 8 (con 16 linee) in quelle del Sud. Complessivamente, nel corso dell’anno passato, è stato inviato a incenerimento il 18,2% dei rifiuti urbani prodotti in Italia. I combustori a griglia rappresentano la tipologia d’impianto di gran lunga più diffusa (87,3% della capacità di trattamento complessiva), seguiti dal letto fluido (10,8%) e dal tamburo rotante (2,0%). Il 49% dei rifiuti trattati è ascrivibile alle frazioni derivate dal trattamento dei rifiuti urbani (CSS, FS), seguite dai RU indifferenziati che incidono per il 44%, mentre i rifiuti speciali, comprensivi dei sanitari, costituiscono il restante 7,0% circa.

Le principali tecniche impiegate per il trattamento dei fumi – singolarmente o in combinazione tra loro – per la rimozione degli inquinanti sono la depolverazione (filtri elettrostatici, filtri a maniche, cicloni), i sistemi a “secco” e “semisecco” per la rimozione dei gas acidi e la riduzione selettiva catalitica o non catalitica per la rimozione degli ossidi di azoto. Per quel che riguarda infine i residui del trattamento, nel 2013 la produzione di scorie è stimata intorno a quasi 993.000 tonnellate, alle quali vanno aggiunte oltre 389.000 tonnellate di residui del trattamento fumi. L’82% delle scorie è stato avviato a recupero, mentre il restante 18% è stato smaltito.

Testo redatto su fonte ISPRA del 3 dicembre 2014
Image credit: A2A Ambiente

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

La rete elettrica europea si prepara all’integrazione massiccia delle energie rinnovabili. Un’importante e nuova iniziativa volta a favorire l’integrazione su larga scala delle reti e delle fonti rinnovabili nel mix energetico europeo vede la partecipazione di 39 tra organizzazioni leader della ricerca e dell’industria, utilities, gestori dei sistemi di trasmissione uniti dall’obiettivo di individuare i “best paths” per fornire energia conveniente e affidabile in Europa da “costa a costa”.

BEST PATHS (BEyond State-of-the-art Technologies for rePowering Ac corridors and multi-Terminal HVDC Systems), l’ambizioso progetto di ricerca che sarà co-finanziato dall’UE, si concentrerà sullo sviluppo di reti di trasporto a capacità elevata, necessarie per soddisfare gli obiettivi energetici a lungo termine dell’Europa e l’incorporazione delle energie rinnovabili. Il progetto riunisce partner esperti intorno a cinque aree dimostrative su larga scala, focalizzate sull’obiettivo di garantire una maggior capacità di rete e flessibilità di sistema grazie all’incorporazione di sistemi di trasmissione e soluzioni innovative per collegare i parchi eolici offshore e migliorare le interconnessioni dell’intera rete elettrica.

Tra i TSO coinvolti c’è Terna, il gestore del sistema elettrico italiano, che partecipa al progetto con la sua controllata Terna Rete Italia in qualità di presidente del consorzio che raggruppa i 39 partners. Terna Rete Italia è anche leader del filone di ricerca più grande tra i 5 in cui si articola il progetto BEST PATHS, e che vede la partecipazione anche di Toshiba, RSE, Nexans e DeAngeli. Si tratta di un’area di ricerca che punta allo sviluppo di tecnologie, componenti e sistemi ad elevate prestazioni tecniche, economiche ed ambientali, finalizzati al futuro ammodernamento del collegamento in corrente continua Sacoi (tra Sardegna, Corsica ed Italia continentale), ma utilizzabili, sia come componenti che come sistemi, anche in altri contesti quali ad esempio la possibilità di dare forma ad una super rete in corrente continua affidabile ed efficiente necessaria per trasferire grandi quantità di energia anche su lunghe distanze e permettere di conseguenza anche una migliore integrazione della generazione da fonti rinnovabili.

La nuova sfida con cui si deve confrontare il settore energetico europeo, sottolinea il coordinatore del progetto, Vicente Gonzßlez López di Red Eléctrica de España (REE), “va ben oltre l’intrinseca complessità dei singoli sviluppi proposti, poiché il progetto richiederà un importante sforzo di coordinamento per analizzare congiuntamente i risultati di ogni singolo sito e valutarne, su scala globale, l’impatto combinato sul futuro sistema energetico europeo”. Per colmare il divario dalla produzione di elettricità da fonti rinnovabili remota ai centri di grande consumo, BEST PATHS si focalizzerà sullo sviluppo di linee HVDC multi-terminal interoperabili e sulla modernizzazione/ potenziamento degli attuali corridoi AC. I risultati sperimentali di BEST PATHS saranno integrati in analisi di impatto europee volte a dimostrare la scalabilità delle soluzioni e saranno messi a disposizione già dal 2018 a beneficio di replica per la rete di trasmissione paneuropea e il mercato elettrico.

Testo redatto su fonte Terna S.p.A. del 30 ottobre 2014
Image credit: outcomesdelivered.com

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

Un nuovo metodo biotecnologico per la cattura dell’anidride carbonica e la sintesi di idrogeno mediante la fermentazione di materiali organici anche di scarto, che potrebbe avere un utilizzo industriale per la produzione di energie rinnovabili ed ecosostenibili, è stato ideato e brevettato da un team diretto da Angelo Fontana presso i laboratori di ricerca dell’Istituto di Chimica Biomolecolare del Consiglio Nazionale delle Ricerche (ICB-CNR) di Pozzuoli. Lo studio “Capnophilic lactic fermentation and hydrogen synthesis by Thermotoga neapolitana: An unexpected deviation from the dark fermentation model” è apparso sull’International Journal of Hydrogen Energy.

“Il metodo per la produzione di biogas è chiamato CLF (Capnophilic Lactic Fermentation), e si avvale di un batterio estremofilo (cioè che vive e prolifera in condizioni ambientali estreme), la Thermotoga neapolitana, che cresce a 80 gradi nelle solfatare marine a largo del litorale Flegreo”, spiega Fontana. “Le cellule della Thermotoga si comportano da micro reattori in grado di produrre idrogeno da fermentazione di substrati organici, inclusi materiale di scarto dell’industria agro-alimentare, permettendone una trasformazione in energia pulita”.

Un meccanismo assolutamente nuovo. “CLF rappresenta un inedito metodo che consente di avere simultaneamente tre vantaggi: la produzione di energia pulita, la cattura dell’anidride carbonica e il recupero di materiali di scarto”, prosegue il ricercatore dell’ICB-CNR. “Il metabolismo del batterio prendendo CO2 e acido acetico rilascia acido lattico con la completa eliminazione della CO2, inoltre, al contrario dei classici meccanismi di fissazione autotrofa, come ad esempio la fotosintesi, non comporta sintesi di composti del metabolismo cellulare. Anzi, l’utilizzo di anidride carbonica stimola la velocità di fermentazione determinando un miglioramento della produzione di idrogeno da cui potrebbe essere direttamente ottenuta energia elettrica”.

I vantaggi derivanti da tale processo sono intuitivi: “L’obiettivo del lavoro attualmente in corso è scientifico, ma i risultati aprono ora la possibilità dell’applicazione industriale della CLF, considerando che per la sola produzione di acido lattico esiste un mercato mondiale stimato in circa 1.200 milioni di dollari nel 2010”, conclude Fontana. “La produzione biologica di idrogeno mediante fermentazione batterica di substrati organici, incluso molti materiali di scarto, è una tematica scientifica caldissima e di grande prospettiva per la produzione di energia da fonti rinnovabili”.

Testo redatto su fonte CNR del 2 luglio 2014
Per approfondimenti: Capnophilic lactic fermentation and hydrogen synthesis by Thermotoga neapolitana: An unexpected deviation from the dark fermentation model – International Journal of Hydrogen Energy | 26.03.2014

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

FENICE, il primo impianto dimostrativo italiano per la trasformazione di CO2 in combustibile è entrato in funzione presso il Centro Ricerche Casaccia. La possibilità di convertire la CO2 in combustibile è una delle soluzioni per limitare le emissioni in atmosfera di anidride carbonica (CO2). L’ENEA è tra i principali attori nello studio sul trattamento della CO2, e in particolare, presso il Laboratorio Processi per la Combustione Sostenibile è da tempo attivo un gruppo di ricerca che studia la conversione di CO2 in metano, combustibile fra i meno inquinanti.

FENICE è stato realizzato dopo attività condotte su piccoli sistemi sperimentali in scala laboratorio. Si tratta di un impianto che, lavorando ad alte pressioni e a temperature di circa 200 °C, rivitalizza il carbonio presente nella CO2 attraverso la sua riduzione con idrogeno: dalla reazione si ottiene metano ed acqua. L’elettrolizzatore, che l’impianto FENICE utilizza per la produzione di idrogeno, può essere alimentato da fonte rinnovabile, come i pannelli fotovoltaici o i generatori eolici, consentendo l’immagazzinamento dell’energia solare sotto forma chimica. Questa metodologia di stoccaggio presenta, oltre ai benefici di natura ambientale, significativi vantaggi in termini di versatilità, in quanto il metano prodotto può essere utilizzato in vari modi sia per uso locale che per la distribuzione in rete. Attualmente l’impianto può produrre 250 NL/h di metano, ma le sue potenzialità sono molto superiori.

Inoltre, nello stesso impianto, utilizzando opportuni catalizzatori, si può produrre anche metanolo e dimetil-etere (DME). Questi ultimi sono considerati combustibili alternativi per autoveicoli dalle ottime qualità e dal basso impatto ambientale. Il sistema è caratterizzato da un’elevata flessibilità ed è in grado di sperimentare la tecnologia per diverse applicazioni, tra cui la valorizzazione energetica di siti di rilascio spontaneo delle CO2, di cui l’Italia è ricca per presenza di vulcani sul suo territorio.

Testo redatto su fonte ENEA del 15 aprile 2014
Image credit: ENEA

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

L’ENEA è uno dei partner del progetto europeo NxtHPG (Next Heat Pump Generation working with natural fluids) che mira alla realizzazione di nuovi prototipi di pompe di calore che utilizzano fluidi refrigeranti naturali per un minor impatto ambientale. I partner di questo progetto sono costituiti da università, centri di ricerca, ma anche aziende leader nel settore delle pompe di calore di diversi paesi europei. Il progetto mira allo sviluppo di un sistema sicuro, affidabile e ad alta efficienza basato sull’utilizzo di pompe di calore a propano e CO2. Per discutere delle varie fasi riguardanti la progettazione e la realizzazione di cinque nuovi prototipi di pompe di calore si è recentemente tenuto il meeting annuale del progetto presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia.

L’ENEA è stata direttamente coinvolta nella progettazione e realizzazione dei due prototipi a CO2, il primo da 30 kW per la produzione di acqua calda sanitaria ed il secondo da 50 kW pensato per il riscaldamento degli ambienti in sostituzione delle tradizionali caldaie a gas, abbinate ad impianti esistenti del tipo a radiatori. L’intera campagna sperimentale dei due prototipi a CO2 si svolgerà all’interno del nuovo calorimetro realizzato dall’ENEA, appena inaugurato presso il Centro Ricerche della Casaccia, che ha dimensioni interne tali da consentire test di pompe di calore di potenza termica prossima a 50 kW. Tali prove sono in grado di certificare il COP (Coefficient Of Performance) delle pompe di calore aria–acqua simulando una temperatura dell’ambiente esterno compresa tra -15°C e +35°C, in accordo alle norme UNI EN 14511:2011 ed UNI EN 14825:2013.

Al fine di certificare le performance alle diverse condizioni reali di funzionamento, l’ENEA ha la possibilità di rilasciare un test report delle prove effettuate sia per pompe di calore di tipo commerciale che prototipale.

Testo redatto su fonte ENEA del 5 marzo 2014
Per approfondimenti: www.nxthpg.eu
Image credit: EHPA

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata

Inaugurata 12 febbraio 2014, la Smart Polygeneration Microgrid (SPM) realizzata presso il Campus Universitario di Savona rappresenta il primo esempio di microrete energetica intelligente in Italia e funge da laboratorio per sperimentare la smart city, in futuro replicabile su più ampia scala. Il progetto beneficia del finanziamento di 2,4 milioni di Euro del MIUR, Ministero dell’Istruzione, dell’Università e della Ricerca, nell’ambito degli interventi speciali di sviluppo nel settore dell’energia.

Progettata dall’Università di Genova e sviluppata da Siemens la microgrid di Savona è in grado di gestire in modo efficiente l’energia prodotta al suo interno, bilanciando generazione e carichi con conseguenti risparmi economici e riducendo l’impatto ambientale dal punto di vista delle emissioni di CO2. Paragonabile a un quartiere cittadino con funzioni urbanistiche differenziate, il Campus è ora quasi completamente autonomo per consumi elettrici e riscaldamento, grazie al collegamento di diversi impianti di generazione, rinnovabili e ad alta efficienza, governati da un software centrale, per una capacità complessiva di 250 kW elettrici e 300 kW termici.
“La rete intelligente di Savona rappresenta un’infrastruttura sperimentale e dimostrativa di generazione di energia elettrica e termica unica nel panorama italiano – dichiara Giacomo Deferrari, Magnifico Rettore dell’Università degli Studi Genova – “Sarà in grado di innalzare ulteriormente il livello di qualità della didattica e della ricerca scientifica dell’Ateneo genovese in campo energetico e di innescare processi virtuosi di collaborazione, su di un tema di grande rilevanza come quello della sostenibilità degli approvvigionamenti energetici, tra il mondo universitario e quello aziendale“.

All’impatto positivo sull’ambiente, con 120 t/anno in meno di emissioni di CO2, si uniscono vantaggi economici: grazie all’energia elettrica e termica autoprodotte, è possibile ridurre i prelievi di elettricità dalla rete esterna e il consumo di gas nelle caldaie tradizionali per il riscaldamento degli ambienti. L’Università può così impiegare più risorse nel finanziamento di integrazioni tecnologiche e impiantistiche, così come in attività di ricerca sperimentale e dimostrativa.
“Questa micro rete è il laboratorio ideale per sperimentare quella che un giorno potrà essere l’alimentazione intelligente di un’intera città – aggiunge Federico Golla, Amministratore delegato di Siemens Italia – Molti gli elementi della smart city. Colonnine per la ricarica di veicoli elettrici, un sistema di stoccaggio dell’energia elettrica e uno di generazione distribuita che mette in comunicazione fonti di produzione diverse. L’insieme di queste tecnologie contribuisce a gestire i consumi in maniera efficiente e sostenibile, sia dal punto di vista economico che ambientale, senza trascurare comfort e sicurezza delle presone, in questo caso, studenti, docenti e personale universitario”.

Le componenti della micro rete sono tre microturbine a gas ad alta efficienza, un chiller ad assorbimento per la produzione contemporanea di elettricità, calore per il riscaldamento in inverno ed energia frigorifera per il raffrescamento in estate. A esse si aggiungono una rete di teleriscaldamento, due colonnine di ricarica, due veicoli elettrici e due biciclette elettriche, tre parabole per la produzione di energia da solare a concentrazione, quattro quadri elettrici collegati tra loro ad anello, un sistema di accumulo elettrochimico in grado di bilanciare generazione e carichi e, se necessario, compensare gli sbilanciamenti dovuti alla variabilità della generazione da fonte rinnovabile, una dorsale di comunicazione basata su unità di raccolta dati, collocate nei quadri principali. Conclude Alessandro Schiesaro, Presidente di SPES ScpA, “La strategia di investimenti sulla ricerca, soprattutto in campo energetico, consente oggi di proporre il Campus come centro avanzato in un settore strategico per l’Italia e per l’Europa. Siamo convinti che questi investimenti avranno ricadute importanti sia per la didattica e la ricerca sia per il rapporto con il sistema industriale del nostro paese”.

Testo redatto su fonte CENS, Università di Genova
Image credit: SIEMENS

© Copyright ADEPRON – Riproduzione riservata