Progettazione e dimensionamento di un sistema solare termico per la produzione di acqua calda sanitaria e potabilizzazione dell’acqua in contesto rurale

Abstract

L’accesso all’energia e all’acqua calda sanitaria è una sfida per le comunità rurali dei paesi in via di sviluppo, dove le infrastrutture sono spesso assenti o poco affidabili. Questo studio confronta due soluzioni per la produzione di acqua calda sanitaria (ACS) presso una scuola di Ruyigi, in Burundi, nell’ambito di un progetto di cooperazione condotto da Ingegneria Senza Frontiere Genova. Entrambe le soluzioni usano lo stesso campo di 12 collettori solari piani (31,2 m2) e differiscono per l’integrazione: una caldaia a gas alimentata a GPL (impianto GPL) oppure una resistenza elettrica alimentata da un campo foto- voltaico da 4,8 kWp con batteria da 4,8 kWh (impianto FV 20 moduli). Le prestazioni sono simulate con Polysun. La frazione solare netta è del 91,4% per l’impianto GPL e dell’89,8% per l’impianto FV 20 moduli. L’impianto GPL consuma circa 2.900 kWh/anno di combustibile, con emissioni dirette di circa 660 kg CO2/anno; l’impianto FV 20 moduli non ha emissioni dirette, ma in assenza di rete il fotovoltaico copre il 43% del consumo elettrico (59% con 40 moduli). L’analisi economica a 20 anni, con tasso di sconto del 5%, indica costi netti attualizzati equivalenti entro l’incertezza dei dati per l’impianto GPL e l’impianto FV 20 moduli (circa 41.100 e 41.400 €, praticamente uguali), con un vantaggio per la soluzione fotovoltaica se il GPL costa più di circa 1,55 €/m3. Lo studio è una prima analisi di fattibilità tecnica ed economica: i costi sono stime e non preventivi local

Access to energy and domestic hot water (DHW) is a challenge for rural commu- nities in developing countries, where infrastructure is often missing or unreliable. This study compares two solutions for producing DHW at a school in Ruyigi, Burundi, within a cooperation project led by Ingegneria Senza Frontiere Genova. Both solutions use the same field of 12 flat-plate solar collectors (31.2 m2) and differ in the backup heat source: either a gas boiler fuelled by LPG (LPG system) or an electric resistance heater powered by a 4.8 kWp photovoltaic array with a 4.8 kWh battery (PV 20-module system). Performance is simulated with Polysun. The net solar fraction is 91.4% for the LPG system and 89.8% for the PV 20-module system. The LPG system uses about 2,900 kWh/year of fuel, with direct emissions of about 660 kg CO2/year; the PV 20-module system has no direct emissions, but without a grid connection the photovoltaic array covers 43% of the electricity demand (59% with 40 modules). The 20-year economic analysis, with a 5% discount rate, gives equivalent net present costs within the uncertainty of the data for the LPG system and the PV 20-module system (about 41,100 € and 41,400 €, practically the same), with an advantage for the photovoltaic solution if LPG costs more than about 1.55 €/m3 . The study is a first technical and economic feasibility analysis: costs are estimates and not local quotations.