Solar district heating with seasonal storage and auxiliary gas-driven absorption heat pump

The purpose of this thesis-work is the analysis of a solar district heating with s seasonal storage and a gas-fired absorption heat pump for the space heating purpose at high-temperature (80 °C) for the Bovisa Campus. This work proposes the implementation of two types of gas-fired absorption heat pump: Single-effect absorption heat pump and Single-effect Resorption heat pump. These two absorption heat pumps have been analyzed at different temperatures through a tailored model compiled in VBA on Excel. Successively, a Trnsys simulation of the proposed solutions have been performed computing the annual performances of the system at seasonal storage volume equal to 1000 m3, solar field area equal to 1000 m2 and nominal heat capacity of absorption heat pump of 600 kW. The system configuration with the Single-effect absorption heat pump reveals the most performant, more renewable and with less CO2 emissions, even if its heat pump works less time than the other configuration. From an economic point of view, the resorption heat pump configuration is the most affordable thanks to its lower investment and maintenance cost. Its lower cost is due to the absence of the rectifier. The most-effective sizing of the system within the analyzed variation ranges, found through sensitivity analysis on the LCOE, is at 200 kW, 1000 m3 and 1000 m2. The system has been also studied at delivery temperature equal to 60 °C, showing better results and lower LCOE.

Questo progetto si basa sull'analisi di una rete di teleriscaldamento alimentata da solare termico, provvista di accumulo stagionale e pompa di calore ad assorbimento alimentata a gas per il riscaldamento degli ambienti per il Campus di Bovisa. Questi ultimi richiedono una temperatura di 80 °C. Per l’analisi sono state prese in esame due diverse tipologie di AHP: pompa di calore ad assorbimento a singolo effetto e pompa di calore a riassorbimento a singolo effetto. Entrambe le tipologie sono state valutate a diverse temperature attraverso un modello su misura realizzato in VBA (Excel). Dopodiché, sono state eseguite simulazioni dinamiche del sistema in Trnsys, in modo da analizzare le prestazioni del sistema su base annuale. Le simulazioni sono state svolte ad un volume di accumulo stagionale di 1000 m3, area del campo solare pari a 1000 m2 e potenza nominale della pompa di calore di 600 kW. La pompa di calore ad assorbimento si è dimostrata la più efficiente e quella a meno impatto ambientale grazie alle più basse emissioni di CO2, sebbene abbia un numero di ore di funzionamento più basso. Questo ha comportato un maggiore utilizzo su base annuale dell’energia solare. Tuttavia, la configurazione avente la pompa di calore a riassorbimento risulta essere la più economica, con costo specifico attualizzato dell’energia termica più basso. Questo risulta essere una conseguenza del più basso costo di investimento e di manutenzione annuale, dovuto all’assenza del rettificatore, il quale risulta avere una incidenza maggiore rispetto al minor risparmio di gas rispetto all’altra soluzione. Dall’analisi di sensitività, si è potuta identificare il dimensionamento corrispondente all’ottimo economico per gli intervalli di valori analizzati. Infine, il sistema è stato valutato ad una temperatura di mandata pari a 60 ° C, ottenendo efficienze maggiori.