La Tecnologia Geotermica

A livello nazionale, la climatizzazione in caldo degli edifici costituisce il 30% del consumo di energia primaria totale. Per ridurre tale consumo energetico, le soluzioni sono essenzialmente due:

 

  • Ridurre i fabbisogni dell’edificio, agendo principalmente sull’involucro (migliore coibentazione).

  • Utilizzare impianti ad alta efficienza, se possibile sfruttando fonti rinnovabili di energia.

 

Da un punto di vista economico, prestazionale e non ultimo ambientale, le pompe di calore costituiscono la soluzione più vantaggiosa a questa problematica. In particolare, le pompe di calore geotermiche sono impianti per la climatizzazione degli edifici accoppiati con il terreno tramite un sistema di scambiatori di calore interrati (sonde geotermiche), che consentono di raggiungere prestazioni energetiche molto elevate. In Europa si stima vengano installate 80000 pompe di calore geotermiche ogni anno (dati riferiti agli anni 2016 e 2017), per un totale di circa un milione di impianti attualmente operativi in Europa (circa 2 milioni in Usa e Canada).

Nell’ottica della sostenibilità ambientale, la pompa di calore geotermica permette di immettere in atmosfera un quantitativo di CO2 equivalente pari a circa un terzo rispetto a quello emesso da una caldaia a gas metano di ultima generazione. Con riferimento alle emissioni di  CO2 associate  alla produzione del kWh elettrico in Italia, la sottostante tabella riporta le emissioni per kWh termico delle diverse tecnologie:

  • 0.315 kg/kWh per un riscaldatore a resistenza elettrica

  • 0.26 kg/kWh per una caldaia a gas

  • 0.072 kg/kWh per una pompa di calore geotermica con COP=4

 

Al di sotto della superficie terrestre la temperatura del terreno aumenta circa linearmente con la profondità, rispettando un gradiente geotermico compreso generalmente nell’intervallo 0.02-0.03 K/m, a meno di anomalie geotermiche eventualmente presenti (sacche magmatiche a profondità anche relativamente basse o terreni saturi di acqua). Le strategie per sfruttare il calore presente nel terreno possono essere differenti e generalmente vengono identificate 3 categorie in base alla profondità e alla temperatura di estrazione:

  • Riscaldamento con pompe di calore: 0 - 1 km (10°C – 30°C)

  • Riscaldamento diretto senza pompe di calore: 1 - 3.5 km (30°C – 100°C)

  • Produzione di energia termica ed elettrica: 3.5 - 6 km (100°C – 200°C)

La geotermia a bassa temperatura (10-30°C), dunque a bassa profondità (centinaia di metri fino a 1 km), utilizza la tecnologia delle pompe di calore costituite dal tradizionale ciclo termodinamico inverso a compressione di vapore (e più raramente ad assorbimento) interfacciato con un sistema di scambiatori interrati a circuito chiuso in cui evolve un fluido vettore (tipicamente acqua eventualmente additivata). Gli scambiatori interrati più frequentemente utilizzati sono quelli verticali (BHE, Borehole Heat Exchangers). Durante il funzionamento in riscaldamento (modalità invernale), il calore viene prelevato dalla sorgente inferiore (il terreno) e, fornendo l’energia meccanica necessaria al compressore, il calore utile viene reso disponibile alla sorgente superiore (l’edificio). Il circuito geotermico in cui evolve il fluido termovettore, si interfaccia quindi con l’evaporatore dell’impianto a pompa di calore, fornendo al fluido frigorigeno il calore necessario all’evaporazione. Durante il funzionamento in raffrescamento (modalità estiva) il fluido termovettore geotermico si interfaccia invece con il condensatore dell’impianto a pompa di calore, in modo da estrarre dal fluido frigorigeno il calore necessario alla sua condensazione.

Principio di funzionamento di una pompa di calore

Il COP (coefficiente di prestazione) dell’impianto risulta tanto più elevato quanto più le temperature di evaporatore e condensatore (e di conseguenze delle due sorgenti con cui essi realizzano lo scambio termico) sono tra loro vicine. Il terreno costituisce quindi una soluzione termodinamicamente molto vantaggiosa perché presenta, rispetto all’aria esterna, una temperatura mediamente più elevata durante l’inverno e più bassa durante la stagione estiva. Inoltre, a differenza della pompa di calore ad aria, che risente delle variazioni di temperatura dell’aria esterna, il sistema geotermico lavora in condizioni abbastanza stabili poiché la temperatura del terreno è circa costante nel tempo e, a partire da 10-20 metri di profondità, non risente delle fluttuazioni giornaliere e stagionali di temperatura. Infine, se si utilizzano, lato edificio, sistemi di distribuzione dell’acqua calda che lavorino a basse temperature (30-40°C), come a esempio i pavimenti radianti, si possono ottenere valori di COP in funzionamento invernale dell’ordine di 4 e anche superiori.

Schema funzionale ed impiantistico di una pompa di calore geotermica (GCHP, Ground Coupled Heat Pump)

Il corretto dimensionamento degli scambiatori di calore interrati è l’aspetto che incide maggiormente sulle prestazioni dell’impianto e, a causa dell’elevato costo per la realizzazione delle perforazioni, anche sulla sua sostenibilità economica.

Gli scambiatori di calore geotermici rappresentano una peculiarità unica: nessuna condizione di funzionamento in regime stazionario può essere considerata.  Questo fatto è intrinsicamente legato all'enorme inerzia termica del terreno e dall'estenione del campo sonde per applicazioni geotermiche. Inoltre l'edificio stesso e l'impianto a pompa di calore operano in regine dinamico essi stessi.  Per questi motivi tutti i metodi per la simulazione del comportamento degli scambiatori di calore geotermici si basano sulla soluzione della Equazione della Conduzione termica tempovariante, con tecniche di sovrapposizione degli effetti (nel tempo, nello spazio) e sono riferiti a opportuni numeri di Fourier ed assegnati orizzonti temporali di grandissimo (decennale) e breve (orario) orizzonte.

Se l’impianto a pompa di calore, e in particolare il campo sonde, è dimensionato correttamente, (non eccessiva intensità di estrazione di calore Q' [W/m]) la temperatura nelle vicinanze del singolo scambiatore interrato si assesta su qualche grado in meno rispetto al valore indisturbato e le prestazione dell’impianto si mantengono elevate; se al contrario il dimensionamento non risulta corretto si può anche arrivare al congelamento del terreno in prossimità dello scambiatore con il conseguente crollo del COP.

La conoscenza delle proprietà termofisiche e della risposta termica del terreno in cui il campo di sonde geotermiche opera risulta di fondamentale importanza. La modellazione dello scambio termico al terreno è necessariamente tempovariante, in funzione del carico termico variabile dell’edifico.

Gli scambiatori interrati possono essere verticali oppure orizzontali. Gli scambiatori di tipo verticale (borehole heat exchangers, BHEs) hanno il vantaggio di essere poco invasivi sul territorio e si installano realizzando una perforazione (solitamente profonda 100-150 m, con diametro circa 0.15 m) e calando al suo interno le tubazioni (singolo tubo a U, doppio tubo a U, o configurazione coassiale). Il volume compreso tra la tubazione e la parete della perforazione, viene riempito con materiale cementizio di riempimento (grout) che rimane plastico nel tempo e garantisce un buon contatto termico tra tubazioni e terreno, con una conducibilità termica fino a  1.5-2 W/mK.

Le tubazioni a U rappresentano la soluzione più frequentemente adottata per il fatto che esse vengono calate nella perforazione più agevolmente rispetto alle sonde coassiali, le quali in genere sono più rigide e indeformabili e presentano notevoli difficoltà associate a problematiche di tolleranze nel momento dell’installazione. A differenza dello scambiatore a U infatti, lo scambiatore coassiale si trova già a contatto col terreno senza bisogno di ricorrere alla malta di riempimento. Le tubazioni vengono calate nella perforazione con l’ausilio di un peso di circa 20 kg agganciato alla testa della sonda che contrasta le spinte di galleggiamento e riduce il rischio di impuntamento contro le pareti laterali della perforazione stessa.

Le tubazioni a U sono generalmente in polietilene (PN10, PN16 a seconda delle pressioni nominali di esercizio in bar) o, meno frequentemente, in polietilene rinforzato denominato PE-XA che garantisce migliori proprietà meccaniche alle alte temperature (fino a circa 60°C).

Le tubazioni vengono preferibilmente inserite nella perforazioni munite di appositi distanziali in plastica prestampati in modo che esse si mantengano il più possibile a contatto con il terreno circostante e si riducano gli effetti di thermal short circuiting, dannosi per le prestazioni dell’impianto.

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Il Thermal Response Test (TRT)

 

Il valore della conducibilità termica del terreno kgr influisce in maniera considerevole sulle prestazioni degli scambiatori interrati che scambiano calore con il terreno. Ancora più della densità e il calore specifico, la conducibilità termica del terreno rappresenta un parametro fondamentale in fase di dimensionamento dell’impianto e del campo sonde geotermiche. Purtroppo, mentre la densità ρ e il calore specifico c del terreno assumono un intervallo di valori piuttosto definito (2200≤ρ≤2900 [kg/m^3], c≃850 [J/kgK]), la conducibilità termica kgr presenta un’ampia variabilità (1÷5 W/mK) in base al tipo di roccia e pertanto si rende necessaria una misura in situ. Solitamente la conducibilità termica viene stimata sperimentalmente attraverso una procedura detta Thermal Response Test (TRT), per la prima volta proposta e attuata dall’ingegnere svedese Palne Mogensen nel 1983.

 

La prova consiste nel far circolare, in uno scambiatore pilota interrato in sito, una portata di liquido, del quale viene misurata la temperatura di mandata e di ritorno e calcolata la temperatura media, con andamento tempovariante Tf,ave (τ).

Durante la prova viene somministrato fuori terra al fluido vettore un flusso termico costante nel tempo tramite un riscaldatore elettrico e si assume che tale flusso termico si distribuisca poi nel terreno uniformemente con la profondità. Lo stesso principio può essere applicato sottraendo calore al fluido vettore e al terreno (“TRT in freddo”), anche se l’apparecchiatura di misura diventa più complessa, soprattutto dal punto di vista della regolazione.

Le prime ore dell’esperimento sono dedicate alla circolazione del fluido in assenza di flusso termico fornito dal riscaldatore fuori terra. Questa prima fase ha una durata sufficiente (2 o più ore, a seconda della portata imposta) affinché il fluido vettore, miscelandosi, si porti alla temperatura indisturbata del terreno Tgr,∞, media lungo la profondità del borehole.

Successivamente inizia la somministrazione di calore tramite il riscaldatore elettrico; la fisica del fenomeno di diffusione termica tempovariante nel terreno entro la tipica durata temporale del TRT (circa un centinaio di ore) suggerisce che il campo di temperature nel terreno possa considerarsi monodimensionale e per questo viene scelta la soluzione analitica di sorgente lineare infinita (Infinite Line Source, ILS) quale modello interpretativo di riferimento delle misure di temperatura effettuate durante il test.

Durante la prima parte del transitorio termico (10 ore come valore indicativo, più correttamente da correlarsi al numero di Fourier associato alla volume costituito dal BHE medesimo) assume un ruolo importante la resistenza termica del borehole Rbhe, che in realtà è associata all’inerzia termica riguardante la massa di materiale costituente il grout, le tubazioni, il fluido vettore.

In accordo con il modello ILS, una volta esaurito il transitorio termico associato a Rbhe, la temperatura media del fluido Tf,ave (τ) assume un andamento lineare in funzione del tempo in scala semilogaritmica e la pendenza della retta di regressione dei punti sperimentali della Tf,ave (τ) consente di dedurre il valore della conducibilità termica del terreno kgr [6].

Infine, una volta dedotta la conducibilità termica del terreno kgr, la conoscenza di Tgr,∞ permette di stimare la resistenza termica del borehole Rbhe (al netto dei suoi effetti di capacità termica nel transitorio sopra menzionato).

Per poter applicare proficuamente il modello interpretativo ILS, durante la prova del TRT deve essere assicurata la stabilità nel tempo della potenza termica fornita al fluido vettore. Tale aspetto costituisce solitamente una criticità che può compromettere l’affidabilità delle misure sperimentali e dell’elaborazione delle stesse. Il gruppo di ricerca coordinato dal Prof. Fossa ha progettato, realizzato e brevettato (in collaborazione con l’Azienda Erde di Acqui Terme e grazie al fondamentale aiuto di Francesco Berti, Imola) una macchina del Thermal Response Test (TRT machine Dime, [6]) in grado di risolvere tale problematica, controllando costantemente il flusso termico fornito al fluido attraverso opportuna strumentazione elettronica a bordo della macchina.

 

Tale innovativa macchina TRT è a disposizione per eventuali collaborazioni al fine di realizzare misure delle proprietà termofisiche del terreno anche nella modalità “a flusso termico pulsato”, che la macchina e gli algoritmi di interpretazione delle misure consentono [6].

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Macchina TRT sviluppata presso il DIME.

La particolare configurazione di controllo a microcomputer e TRIAC trifase, consente alla macchina di operare a potenza elettrica (e portata) costante anche durante le variazioni giornaliere della tensione di rete e al variare della viscosità del fluido. Il micropc consente inoltre modalità pulsate della potenza termica e il controllo via connessione 3G

Il Distributed Thermal Response Test (DTRT)

La procedura del TRT classico viene eseguita misurando le temperature del fluido fuori terra. Esiste tuttavia anche la possibilità di svolgere tale campagna di misure rilevando le temperature del fluido e della parete delle tubazioni a diverse quote in profondità nel terreno durante il cosiddetto Distributed Thermal Response Test, DTRT. Per questo tipo di applicazione occorrono sensori robusti, affidabili e, se possibile, poco costosi.

In tale ambito vengono utilizzati per esempio i sensori a fibra ottica (Optical Fiber T sensors), che presentano però lo svantaggio di necessitare di un’apparecchiatura di lettura molto costosa; si rimanda ai lavori svolti da Acuña [16] per un approfondimento riguardante le problematiche di carattere tecnico, le metodologie di installazione dei sensori e l’analisi delle misure di temperatura di tipo DTRT.

Il principio di funzionamento alla base delle misurazioni di temperatura tramite i sensori a fibra ottica consiste nel Back Scattering (Raman Scattering) ottenuto tramite l'utilizzo di un laser pulsato (un impulso di luce monocromatica) che viene inviato e percorre tutta la fibra ottica. Tramite l’acquisizione del segnale e conoscendo quindi il tempo che intercorre tra l’invio e il ritorno del segnale stesso, si risale alla quota in profondità in cui si è registrata la temperatura. Misurando inoltre la differenza di temperatura tra due punti successivi lungo la tubazione, è possibile stimare il flusso termico localmente scambiato dal fluido vettore nel tratto di tubazione. 

Le misure locali con fibre ottiche richiedono strumentazione specifica di costo elevato (40k€ tipico) e sono soggette a errori sistematici legati alle connessioni tra diverse parti di fibra. Queste due ragioni sono alla base di nuove tecniche DTRT basate sull’utilizzo di sensori di temperatura digitali di cui si parla in questo sito web.

Bibliografia

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3.     M. Abramovitz, I. Stegun, Handbook of Mathematical Functions with Formulas, Graphs, and Mathematical Tables, Nat. Bureau of Standards, 1964, pp. 228–233.

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5.     M. Fossa, Correct design of vertical BHE systems through the improvement of the ASHRAE method, Science and Technology for the Built Environment, 2017, Volume 23 (Issue 7) 1080-1089. https://doi.org/10.1080/23744731.2016.1208537

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7.     Fossa, M.; Rolando, D.; Priarone, A.; Vaccaro, J. Numerical evaluation of the Ground Response to a Thermal Response Test experiment, European Geothermal Congress 2013, Proceedings of EGC 2013 Pisa June 3, 2013.

8.     Monzo P, Acuña J., Fossa M., Palm B. (2013). Numerical generation of the temperature response factors for a Borehole Heat Exchangers field. In: Proceedings EGC 2013. p. 1-8, ISBN: 9782805202261[MF2] , Pisa, 3/6/2013

9.     M.Fossa, D.Rolando, A.Priarone, An Investigation on the Effects of Different Time Resolutions in the Design and Simulation of BHE Fields. Proc. IGSHPA Conference, Denver (CO) 14-16 march 2017. DOI: http://dx.doi.org/10.22488/okstate.17.000542

10.     Morchio, S.; Fossa, M. Thermal modeling of deep borehole heat exchangers for geothermal applications in densely populated urban areas, Thermal Science Engineering Progress, 2019, Volume 13, ISSN 2451-9049, https://doi.org/10.1016/j.tsep.2019.100363.

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12.  Beier, R. A.; Fossa, M.; Morchio, S. Models of thermal response tests on deep coaxial borehole heat exchangers through multiple ground layers, Applied Thermal Engineering, 2020, Volume 184, ISSN 1359-4311, https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.116241.

13.  Morchio, S; Fossa, M.; Beier, R. A. Study on the best heat transfer rate in Thermal Response Test experiments with coaxial and U-pipe Borehole Heat Exchangers, Applied Thermal Engineering, 2022, Volume 200, ISSN 1359-4311, https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2021.117621

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17.  Fossa, M., Dalla Pietà, D., Geotermia, analisi tempovariante, Aicarr Journal Gennaio-Febbraio 2012 nr 12, pag. 60-64

18. Marcotte, D., Pasquier, P., On the estimation of thermal resistance in borehole thermal conductivity test, Renewable Energy, 2008, Volume 33, Issue 11, 2407 - 2415

19. Galgaro, A., Pasquier, P., Schenato, L., Cultrera, M., Dalla Santa, G., Soil thermal conductivity from early TRT logs using an active hybrid optic fibre system, Proceedings of the IGSHPA Research Track 2018, Stockholm 2018, 10.22488/okstate.18.000023

20. Fossa, M., , Rolando, D., Pasquier, P., Pulsated Thermal Response Test experiments and modelling for ground thermal property estimation. DOI:10.22488/okstate.18.000021. pp.220-228, Proceedings International Ground Source Heat Pump Association Research Conference, Stockholm, Sept. 2018

21. Lamarche, L. Beauchamp, B. A New Contribution to the Finite Line-Source Model for Geothermal Boreholes. Energy and Buildings, 2008, 39, 188-198