Analisi dinamica di generatori di nuova concezione per la

UNIVERSITÀ POLITECNICA DELLE MARCHE
SCUOLA DI DOTTORATO DI RICERCA IN SCIENZE
DELL’INGEGNERIA
CURRICULUM IN ENERGETICA
Analisi dinamica di generatori di nuova
concezione per la riqualificazione energetica
degli edifici
Ph.D. Dissertation of:
Guglielmo Magri
Advisor:
Prof. Costanzo Di Perna
Curriculum supervisor:
Prof. Massimo Paroncini
Anno Accademico 2010-2011
Al cerchio della fiducia
e a coloro che ci sono dentro
Il lungo cammino
Sono passati ormai diversi anni da quando scrivevo la prefazione alla mia tesi di laurea, ma mi
ricordo che in quell’occasione descrivevo le mie emozioni nel raggiungere quello che sentivo come
un grande traguardo, sia per l’importanza di quell’occasione, sia per la grande fatica fatta per
raggiungerlo.
In questi anni trascorsi ho maturato la consapevolezza di come la maggior parte delle volte non
contino questi traguardi, ma il percorso fatto nel frattempo e quello che in questo percorso si è
riusciti a provare, conoscere e far emergere. Come in ogni lungo cammino i segnavia sono punti
importanti per riflettere, ma la cosa fondamentale è la strada che si sta percorrendo e tutta
l’esperienza e la soddisfazione che si trae dall’essere in cammino.
Quindi ora la cosa che mi dà più soddisfazione non è il momento pur significativo dell’ottenimento
di un titolo comunque prestigioso, ma l’aver saputo sfruttare e onorare gli anni impiegati in questo
corso. Credo che durante questo tempo sono riuscito a vivere con entusiasmo la mia passione per lo
studio e l’approfondimento, ma soprattutto penso di essere riuscito in questo periodo a mettere a
frutto le mie capacità e questo ritengo che sia uno degli obiettivi più importanti che ogni persona
debba ricercare nella propria vita.
Alla fine di questo lavoro vorrei naturalmente ringraziare tutti coloro che mi hanno aiutato, con
entusiasmo, passione e capacità.
Innanzitutto ringrazio il Prof. Costanzo Di Perna per la fiducia che mi ha accordato facendomi da
tutor per questo Dottorato e per il costante aiuto e gli insegnamenti che mi ha saputo dare.
Poi sono grato al Dott. Paolo Pesavento, Direttore Marketing di Baxi SpA, che ha creduto nel
progetto, lo ha saputo sostenere in azienda e che ha ispirato con la sua curiosità e immaginazione la
maggior parte delle attività di studio e approfondimento che ho svolto in questi anni.
Dovendo dividere il mio tempo fra l’attività in Dipartimento e quella in azienda non avrei potuto
svolgere il lavoro che ho fatto in questo Dottorato senza l’aiuto dei tanti studenti che hanno svolto
la tesi con la mia collaborazione e che spesso hanno saputo mettere un forte entusiasmo, grande
capacità e ottima iniziativa e autonomia: quelli che vorrei maggiormente ricordare sono Leonardo
Luca, Sacha Procaccini, Giorgio Baioni e Matteo Giampieri.
Lascio per ultimo Giorgio Serenelli perché volevo riservargli un ringraziamento particolare, sia per
il profondo rapporto umano che si è creato lavorando insieme, ma soprattutto per il grande e
disinteressato aiuto che mi ha dato negli ultimi mesi proprio nel completamento di questo lavoro di
tesi.
Infine il pensiero più importante è per mia moglie Emanuela, la compagna nel cammino, che ha
saputo sostenermi, darmi entusiasmo e sopportare le difficoltà dovute alle mie assenze per svolgere
questo Dottorato di Ricerca: nulla di tutto questo sarebbe stato possibile senza di lei.
Introduzione
Il dibattito sul problema energetico emerso negli ultimi ha fatto emergere ormai in maniera chiara
quanto sia importante, per ottenere riduzioni consistenti del consumo di energia primaria,
intervenire nel settore civile, che rappresenta una quota pari al 40 % del fabbisogno totale. E’ inoltre
ormai ben noto come per fare ciò sia indispensabile diminuire il fabbisogno di energia per
riscaldamento nel parco edilizio esistente: i limiti di fabbisogno energetico sugli edifici nuovi infatti
non potranno contribuire in misura rilevante al raggiungimento degli obiettivi ambiziosi che
l’Unione Europea ha imposto, dato che la quota di edifici di nuova costruzione sul totale è molto
piccola e si riduce ogni anno per il rallentamento del settore edile.
Per effettuare opere di riqualificazione energetica sugli edifici esistenti si può intervenire sulle
strutture edili, sugli impianti o sui generatori di calore. In quest’ultimo caso si possono ottenere
risparmi energetici notevoli, dato che i generatori esistenti sono di solito caratterizzati da rendimenti
molto bassi e a volte anche dall’utilizzo di combustibili molto inquinanti e costosi (tipicamente
gasolio). Inoltre negli ultimi anni l’industria termotecnica ha lavorato molto allo sviluppo di
generatori di nuova concezione che consentissero di migliorare in maniera notevole in rendimento
di generazione stagionale: tali nuovi generatori sono spesso macchine che sfruttano i vantaggi
dovuti all’integrazione di tecnologie in uno stesso apparecchio o comunque con un unico controllo
elettronico.
In questa situazione è molto importante quantificare le riduzioni di energia primaria e i risparmi
economici ottenibili con l’adozione di questi generatori in relazione a un caso base.
Il primo aspetto è importante per valutazioni sul potenziale totale ottenibile con l’intervento sul
parco edilizio esistente oltre che per giustificare e quantificare eventuali incentivi economici per
favorire l’installazione di questi generatori.
Il secondo aspetto è invece importante per giustificare la spesa maggiore che un utente deve
sostenere per un simile apparecchio.
In questo lavoro si è perciò condotto uno studio mediante simulazioni dinamiche effettuate con il
programma Trnsys analizzando l’adozione di due generatori di ultima generazione su una villetta
villetta fine anni settanta priva di qualsiasi tipo di isolamento e situata nella periferia di Milano.
I generatori esaminati sono stati un’unità di microcogenerazione domestica con motore Stirling, una
pompa di calore aria-acqua con integrazione elettrica e un sistema ibrido costituito da una pompa di
calore aria-acqua e una caldaia a condensazione dotato di un controllo elettronico per stabilire le
priorità di funzionamento. Questi generatori sono stati poi confrontati con le prestazioni ottenibili
con una caldaia a condensazione assunta come caso base.
Mediante questo studio sono stati ricavati i consumi di energia primaria e il rendimento stagionale
nei vari casi.
Dalle analisi condotte è emerso che l’unità di micro cogenerazione domestica è in grado di produrre
significative riduzioni del consumo di energia primaria ed è in grado di ottenere risparmi
economici, ma che tali vantaggi possono essere massimizzati mediante l’adozione di sistemi di
termoregolazione sofisticati.
Nel caso dell’analisi del sistema ibrido si sono confrontate diverse configurazioni di sistema con
diversi tipi di logiche di controllo e si sono individuate quelle in grado di garantire i rendimenti
maggiori. Nel corso di questa analisi è anche emerso come la pompa di calore con integrazione solo
elettrica non è in grado di garantire in questo caso di studio alcun miglioramento del rendimento di
generazione.
Infine sono stati confrontati i generatori analizzati, prendendo in considerazione le configurazioni
migliori di funzionamento, e si è quantificato il beneficio che essi possono apportare nella riduzione
del fabbisogno di energia primaria.
Avendo cercato di modellare il caso esaminato su una tipologia molto comune nel parco edilizio
italiano le configurazioni esaminate possono indicare le modalità per ottimizzare questo tipo di
interventi di riqualificazione e la diminuzione del fabbisogno di energia primaria quantificata può
servire a stimare la riduzione possibile nel consumo di energia nel settore civile.
Indice
Introduzione
1
Capitolo 1- Il risparmio energetico nel recupero del patrimonio edilizio
1.1. L’esigenza della riqualificazione energetica
1.2. I numeri del risparmio
1.3. Risorse tecniche
1.3.1. Interventi sull’involucro edilizio
1.3.2. Impianti di riscaldamento per il settore residenziale
1.3.3. Impianti di climatizzazione
1.3.4. I sistemi di generazione dell’energia
1.3.5. I sistemi di regolazione
3
3
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4
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Capitolo 2- Cos’è la cogenerazione
2.1. La generazione distribuita
2.2. Significato della cogenerazione
2.3. Norme e direttive che definiscono la cogenerazione
2.3.1 La Deliberazione dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas n. 42/02
2.3.2 La direttiva 11 febbraio 2004 del Parlamento e del Consiglio europei, n. 2004/8/CE
2.3.3 Decreto Legislativo dell’ 8 febbraio 2007, n. 20
11
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2.4. I benefici ambientali della microcogenerazione
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2.5 Scambio sul posto
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2.5.1. Riferimenti normativi - Lo scambio sul posto per gli impianti da fonti rinnovabili
23
2.5.2 Riferimenti normativi - Lo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto rendimento
24
2.5.3 Le modalità e le condizioni tecnico-economiche inizialmente definite dall’Autorità per la regolazione
dello scambio sul posto e vigenti fino al 31 dicembre 2008
24
2.5.4. Le modalità e le condizioni tecnico-economiche definite dall’Autorità per la regolazione dello scambio
sul posto e vigenti dall’1 gennaio 2009
27
Capitolo 3- La microCHP Ecogen
3.1. Generalità
32
3.2. Principio di funzionamento
3.2.1. Principio di funzionamento dell’unità Ecogen
33
3.2.2. Principio di funzionamento del motore Stirling free-piston presente all’interno del sistema 35
Capitolo 4 – Il sistema ibrido pompa di calore-caldaia a condensazione
4.1. Generalità
4.2. Il problema del dimensionamento per le pompe di calore
4.3. Riduzione delle prestazioni delle pompe di calore aria-acqua
4.4. Specificità climatiche in Italia
4.5. Dati dei generatori
42
42
42
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Capitolo 5– Descrizione edificio e impianto
5.1. Descrizione edificio sul quale è stata eseguita la simulazione
5.2 Dimensionamento radiatori
5.2.1. Scelta dei radiatori
5.2.2. Dimensionamento impianto
52
52
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.
Capitolo 6- Creazione del modello edificio-impianto all’interno del software di simulazione
6.1. Il software TRNSYS
6.1.1 TRNBUILD: modellazione dell’edificio
6.1.2 Simulation Studio
.
6.2. Modellizzazione dell’impianto nel Simulation Studio
6.2.1. Introduzione
6.2.2. Analisi del flusso di dati
6.2.3. Analisi dei macro-componenti
6.2.4. Metodo di implementazione del rendimento della microCHP nel foglio di calcolo.
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61
62
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73
73
73
74
86
6.2.5. Metodo di implementazione del rendimento della caldaia a condens. nel foglio di calcolo 91
6.2.6. Metodo di implementazione del rendimento del sistema ibrido nel foglio di calcolo
91
6.2.7. Elaborazione degli output
96
Capitolo 7- Analisi dei risultati
7.1. Risultati simulazioni e confronto fra i vari regimi di funzionamento per la microCHP
7.2. Confronto in termini di domanda di energia primaria e di emissioni di CO2 per microCHP
7.3 Risultati simulazioni per il sistema ibrido
7.4 Confronto fra i generatori analizzati in termini di rendimento globale
99
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104
106
Capitolo 8- Conclusioni
108
Bibliografia
Capitolo 1
Il risparmio energetico nel recupero
del patrimonio edilizio
1.1 L’esigenza della riqualificazione energetica
In Italia il consumo dovuto alla climatizzazione e alla produzione di acqua calda sanitaria nel
comparto edilizio residenziale supera il 20% della richiesta totale di energia, per cui il risparmio
energetico passa necessariamente per il recupero del patrimonio edilizio.
A questo proposito, si deve tener conto del fatto che un'elevata percentuale degli edifici esistenti
presenta pregi di natura storica o architettonica, per cui non è pensabile procedere con un
abbattimento ed una ricostruzione ex novo (cosa che come molti Paesi, soprattutto gli Stati Uniti,
insegnano, è a volte economica ed efficace).
Più in generale, è molto difficile riuscire ad effettuare un intervento di recupero energetico in edifici
per residenze, anche non vincolati e comunque non di pregio, quando questi sono abitati, se non
altro perché ciò comporta generalmente che la ristrutturazione debba avvenire con le persone che
continuano ad abitarli, o che al massimo siano in grado di liberarli solo per pochi giorni,
possibilmente senza dover togliere il mobilio. A complicare ulteriormente la situazione, c'è il fatto
che i condomini hanno un numero di proprietari molto elevato per cui è spesso difficile intervenire
per effettuare un recupero energetico serio, anche laddove ciò potrebbe risultare economicamente
conveniente.
In definitiva, il recupero energetico si scontra con una serie di vincoli più o meno importanti,
soprattutto negli interventi riguardanti gli impianti di climatizzazione, ma ormai è chiaro che su
questo fronte si giocherà una grande battaglia nel prossimo futuro, dato che i numeri sono davvero
importanti, tanto è vero che l’industria termotecnica ha cominciato a proporre sistemi di
climatizzazione studiati apposta per essere installati in vecchi edifici.
1.2 I numeri del risparmio
Non è facile quantificare quale sia risparmio ottenibile da un massiccio recupero del patrimonio
edilizio, tuttavia è possibile dare alcune indicazioni di massima.
La maggior parte delle costruzioni è precedente alla metà degli anni 70 e richiede, per il solo
riscaldamento, un consumo annuo compreso tra 200 kWh/m2 e 250 kWh/m2. L'entrata in vigore
della legge 373/76 ha ridotto i consumi annui, portandoli a circa 170 kWh/m 2, ulteriormente limati
fino a 100 ÷ 140 kWh/m2 dalla legge 10/91. Le costruzioni più recenti consumano tra 30 kWh/m2 e
50 kWh/m2, con valori minimi inferiori a 15 kWh/m2 per le case passive: vi sono quindi larghi
margini di miglioramento.
Se nel solo settore residenziale, limitatamente al riscaldamento, ci si ponesse l'obiettivo di ridurre i
consumi di 50 kWh/m2 all'anno si otterrebbero elevatissimi risparmi in termini di energia: infatti,
stimando una superficie di 30 m2 mediamente a disposizione di ogni abitante, anche coinvolgendo
solo 40 milioni di cittadini, si avrebbe un risparmio di energia termica pari a 60.000 GWh all'anno.
Già così il numero è impressionante, ma lo diventa ancora di più se viene tradotto in altri termini.
Infatti, un risparmio di 60.000 GWh all’anno comporta una riduzione delle emissioni di anidride
carbonica di 14 milioni di tonnellate, equivalenti a ciò che si otterrebbe togliendo dalla strada 9
milioni di automobili che percorrono 10.000 km l'anno.
1.3 Risorse tecniche
Va detto che, a fronte di tutti i problemi fin qui esaminati, in Italia abbondano le risorse e le
competenze tecniche per un totale recupero del patrimonio edilizio. Siamo leader in Europa nella
produzione correlata al settore energetico, a partire dalle pompe di calore dei gruppi frigoriferi ad
alta efficienza e dalle caldaie per arrivare ai sistemi impiantistici e alle tecnologie per l'edilizia.
L'unico settore nel quale non siamo leader è forse quello del fotovoltaico, dal momento che
importiamo la cella, cioè la parte più importante del sistema.
Per ottenere i risparmi energetici bisogna operare a 360 gradi, senza blocchi mentali e pregiudizi,
mettendo in campo tutte le capacità per riuscire a trovare la soluzione migliore per ciascun caso.
Questo è un punto fondamentale, perché a volte si pensa che solo determinate soluzioni possano
essere positive, soluzioni magari nate in altri contesti climatici e poco adattabili alla realtà italiana. “
La perfezione è fatta di dettagli”, sosteneva Michelangelo Buonarroti: il risparmio energetico è
come la perfezione e non ammette facili soluzioni preconfezionate, soprattutto in un paese come
l'Italia con un clima mite ma variegato sul territorio nazionale.
1.3.1. Interventi sull’involucro edilizio
Il caso più eclatante è quello dell'involucro, per il quale si tende a pensare che solamente un
isolamento spinto possa portare benefici. Questo non è assolutamente vero perché l'isolamento è
molto positivo in inverno, quando il salto termico tra l'aria in ambiente e quella esterna è molto
elevato, ma non lo è d'estate e soprattutto non lo è nella mezza stagione nel caso di edifici con
elevati carichi endogeni, che devono essere smaltiti dall'involucro oppure attraverso mezzi
meccanici il cui funzionamento comporta un consumo di energia.
Il sole è un amico in inverno, perché con il suo apporto gratuito diminuisce il fabbisogno termico,
ma diventa un nemico in estate, quando fa aumentare la richiesta di energia per la climatizzazione
estiva. Pertanto, il carico termico dovuto al sole deve essere ridotto nella stagione estiva utilizzando
opportuni schermi solari, non strettamente necessari nel clima del Nord Europa, dove un eccessivo
irraggiamento solare può portare a un leggero surriscaldamento degli ambienti, ma importantissimi
in un clima prettamente mediterraneo come il nostro, dove può portare ad ambienti invivibili dal
punto di vista del comfort termico. Purtroppo negli ultimi anni questi aspetti non sono stati molto
considerati, complice anche una legislazione sulla certificazione energetica basata esclusivamente
sul funzionamento invernale, che non tiene conto della climatizzazione annuale.
Gli interventi sull'involucro sono abbastanza facili da realizzare, anche quando bisogna operare in
edifici che continuano ad essere abitati, come nel caso del residenziale. Infatti, è sempre possibile
operare esternamente agli ambienti, con sistemi di isolamento a cappotto. In questo caso, assunto
che l'intervento va ben valutato e progettato per evitare problemi di condensa interna, il disagio per
l'inquilino è simile a quello dovuto ad un normale rifacimento dell'intonaco: per alcuni mesi si trova
solamente delle impalcature di fronte alle finestre di casa. Gli unici interventi che possono
richiedere la presenza di operai all'interno dell'abitazione riguardano al massimo la sostituzione
degli infissi.
1.3.2. Impianti di riscaldamento per il settore residenziale
Completamente diverso è il discorso degli impianti di climatizzazione, perché è assolutamente
impossibile operare interventi di sostituzione senza andare a intaccare le strutture interne. È tuttavia
possibile limitare al massimo i disagi, ad esempio utilizzando sistemi che permettono di limitare al
massimo il diametro delle tubazioni. Da questo punto di vista, i vecchi radiatori, tanto bistrattati,
possono conoscere una nuova vita, se utilizzati nel modo migliore: il radiatore nasce per lavorare
con portate d’acqua estremamente basse, in impianti a circolazione naturale che funzionano a causa
dell’elevato salto termico tra tubazione di mandata e tubazione di ritorno. Questa particolarità può
essere facilmente sfruttata anche nella ristrutturazione degli edifici, oltre che nelle nuove
costruzioni, per limitare il consumo di energia elettrica necessaria per il pompaggio, oltre che per
limitare le tubazioni in modo da ridurre al massimo gli interventi sulle opere murarie all'interno
dell'abitazione.
Qualcuno potrebbe obiettare che i radiatori non sono sistemi a bassa temperatura, per cui non si
adattano bene ai generatori ad alta efficienza quali le caldaia a condensazione: nulla di più errato.
Innanzitutto, la dizione “bassa temperatura” non è corretta quando ci si riferisce alla caldaia a
condensazione, perché il rendimento dipende esclusivamente dalla temperatura dell'acqua di
ritorno, non da quella dell'acqua di mandata: pertanto, molto meglio avere un impianto ad elevato
salto termico, che ad esempio lavori con temperatura dell'acqua pari a 70 °C in mandata e a 30 °C in
ritorno, piuttosto che uno tradizionale che lavori tra 55 °C e 45 °C, la temperatura media
dell'impianto è la stessa (50 °C), così come la potenza resa dei radiatori, ma nel primo caso la
caldaia ha un rendimento maggiore perché maggiore è la condensazione.
Si potrebbe ulteriormente obiettare che questo ragionamento non vale per le pompe di calore, ma
anche questo non è del tutto vero. Lo è sicuramente per le pompe di calore tradizionali,
dimensionate per lavorare con salto termico di 5 °C, ma niente e nessuno vieta di costruire pompe
di calore in grado di lavorare con salti termici maggiori, in modo da sfruttare maggiormente il
surriscaldamento e il sottoraffreddamento del ciclo frigorifero. Va ricordato che il valore di 5 °C per
il salto termico nello scambiatore di una pompa di calore, e più in generale di un gruppo frigorifero,
non nasce da esigenze termodinamiche, ma dalle necessità della regolazione elettromeccanica,
superate completamente dalla regolazione elettronica. Addirittura, un elevato salto termico è
fondamentale per il funzionamento delle pompe di calore a CO2, che permettono da un lato di
produrre acqua a temperatura molto elevata e dall'altro hanno la necessità di lavorare con una
temperatura di ritorno bassa, al massimo 30 °C, per raggiungere un'efficienza energetica elevata.
Per quanto riguarda i sistemi radianti, nel caso in cui la ristrutturazione interessi un edificio abitato,
non è possibile utilizzare sistemi radianti a pavimento, che sono invece molto apprezzati nei nuovi
edifici. Anche questa è una moda, perché maggiore è l'isolamento dell'edificio, minore è la
differenza tra le condizioni di benessere che si ottengono utilizzando un sistema radiante a
pavimento o un tradizionale impianto a radiatori.
Questo dipende dal fatto che i valori ottimali di temperatura media radiante all'interno degli
ambienti sono già assicurati dalla presenza dell'isolamento termico. Addirittura, in alcuni casi il
sistema radiante a pavimento può avere conseguenze negative a causa della sua inerzia termica.
Molto interessante, invece, è l'utilizzo di un sistema radiante a soffitto, che può essere facilmente
installato anche nel caso di appartamento abitato, benché comporti delle complicazioni maggiori
rispetto ai radiatori, e che permette di mantenere lo stesso livello di benessere con una temperatura
dell'aria in ambiente leggermente più elevata rispetto a tutti gli altri sistemi impiantistici. Nella
climatizzazione estiva la potenza resa da un sistema radiante a soffitto è nettamente maggiore
rispetto a quella di un sistema radiante a pavimento, per cui il sistema a soffitto è utilizzabile in
tutto il territorio italiano, anche nelle regioni con clima più caldo.
Dal punto di vista del benessere i sistemi radianti sono molto più efficienti in estate piuttosto che in
inverno. Questo apparente paradosso dipende sostanzialmente da due fattori: in estate le persone
hanno un abbigliamento più leggero e quindi sono più sensibili alla variazione di temperatura media
radiante e la differenza tra la temperatura delle pareti e la temperatura dell'aria è molto maggiore
rispetto all'inverno, soprattutto in presenza di superficie trasparenti direttamente irraggiate.
Ovviamente, in un intervento di recupero energetico possono essere utilizzati anche terminali ad
aria, come i fan-coil, nonostante in Italia il riscaldamento ad aria non sia mai stato molto amato.
Accanto ai generatori idronici ad alta efficienza come caldaie a condensazione e pompe di calore, è
giusto ricordare anche i sistemi misti ad espansione diretta-idronico. La loro particolarità è quella di
operare con l'espansione diretta nelle tubazioni principali, che pertanto hanno un diametro ridotto,
per poi produrre acqua calda o refrigerata in scambiatori di calore posti all'interno
dell'appartamento. Questi sistemi si adattano sia ad impianti radianti che ad impianti a radiatori,
anche perché hanno la possibilità di produrre acqua calda fino a 70 °C in un generatore di secondo
stadio.
1.3.3. Impianti di climatizzazione
Nel settore della climatizzazione si può fare molto anche a livello di retrofit nell’esistente. Nel caso
di impianti ad aria si può sfruttare molto il free-cooling adiabatico, sia diretto che indiretto
(umidificazione dell'aria di espulsione per il preraffreddamento dell'aria esterna), perché il clima
italiano si presta bene, tanto da ridurre di oltre 50% il consumo energetico in molte città italiane. Il
free-cooling adiabatico è influenzato molto dall'umidità relativa dell'aria, per cui è più adatto agli
impianti che vengono utilizzati durante il giorno, quando l'umidità relativa dell'aria è più bassa.
Sono favorite le città con un clima più secco (Trieste e Genova al nord, Perugia e Grosseto alè
generalmente bassa (Bolzano, Aosta, L’Aquila, Avellino, Enna), mentre sono sfavorite tutte le città
con clima umido (Milano, Pavia, Palermo, Trapani).
I sistemi radianti a soffitto permettono di sfruttare tutto l’anno il free-cooling da sorgente
geotermica, oppure, nella mezza stagione, il free-cooling indiretto ottenuto mediante raffreddatori a
secco o di tipo evaporativo. In ogni caso, il sistema impiantistico adottato è quasi più importante del
sistema di generazione dell'energia. È inutile avere un generatore molto efficiente se non lo è il
sistema impiantistico: sarebbe come installare un ottimo motore in una carrozzeria con un pessimo
coefficiente aerodinamico. Alla fine i consumi di carburante sarebbero superiori a quelli di
un'automobile con un motore meno efficiente, ma un’aerodinamica migliore.
Anche il recupero di calore dall’aria espulsa permette di risparmiare grandi quantità di energia e
dovrebbe essere considerato a tutti gli effetti al pari di una sorgente termica rinnovabile. D’altra
parte non si vede perché non debba essere così: l’aria estratta dall’ambiente contiene “energia
aeraulica”, si trova a condizioni generalmente favorevoli rispetto all’aria esterna ed è una sorgente
inesauribile, almeno fino a quando l’impianto è in funzione (scopo dell’impianto è proprio quello di
mantenere determinate condizioni ambiente, che, quindi, permangono sempre fino a quando
l’impianto è in funzione).
Purtroppo la Direttiva Europea sulle RES e il D.Lgs. 28/11, che la recepisce in Italia, considerano il
recupero solo una riduzione del fabbisogno termico. Questo può portare a favorire impianti che
consumano più energia, come evidenzierà il Position Paper di AiCARR sull'argomento, che sarà
pubblicato, con il relativo documento, per la metà del prossimo mese di ottobre.
1.3.4. I sistemi di generazione dell’energia
L’attenzione per le energie rinnovabili è giusta e doverosa, ma bisogna sempre ricordare che il
risparmio energetico è una problematica che richiede una visione a 360 gradi. Non bisogna farsi
vincolare dalle definizioni delle diverse grandezze fornite dai documenti legislativi, ma è necessario
ragionare in termini fisici, basandosi sul rapporto di energia primaria. In questo modo si capisce
che, spesso, la fonte da cui prelevare energia è a sua volta un cascame ottenuto da un’altra
produzione.
A questo proposito, è esemplare il caso della cogenerazione, che il D.Lgs. 28/11 non considera tra
le possibili energie rinnovabili. Ciò è rigorosamente vero se si utilizza combustibili fossili ma la
cogenerazione, se ben usata, porta a consumi globali inferiori a quelli di altri sistemi, perché
recupera l’energia termica generata durante la produzione di energia elettrica, che altrimenti sarebbe
dispersa in ambiente. Ad esempio, si supponga di dover produrre in un anno 350.000 kWh di
energia elettrica e 500.000 kWh di energia termica. Il consumo di energia primaria è pari a circa
1,35 GWh se si utilizza un sistema con caldaia a gas, a 1,12 GWh nel caso di pompa di calore con
COP medio stagionale 3, addirittura a 1,85 GWh per un sistema con terminali elettrici: con un
impianto di cogenerazione tale consumo è pari a 1 GWh. Solo un riscaldamento con pompa di
calore con COP medio 5 sarebbe in grado di fare meglio, consumando solo 0,98 GWh. Sono numeri
importanti, da ben considerare. La cogenerazione a metano può essere vantaggiosamente utilizzata
non tanto nei nuovi edifici, oggetto del D.Lsg. 28/11, quanto nella riqualificazione energetica di
quelli
esistenti, dotati di impianti di riscaldamento centralizzati. Infatti, l’efficienza dei
cogeneratori è poco influenzata dal livello termico, per cui il sistema è particolarmente adatto a
funzionare con impianti di riscaldamento con terminali ad alta temperatura. In questo modo si
ottengono due vantaggi: si diminuiscono i consumi negli edifici esistenti e si produce energia
elettrica da immettere in rete per alimentare le pompe di calore installate in quelli nuovi. Infatti, i
consumi di energia elettrica sono destinati ad aumentare, soprattutto in inverno, viste le nuove
politiche energetiche, in particolare quelle definite dal D.Lgs. 28/11. Sembra un paradosso, ma non
è così: per sfruttare le fonti rinnovabili termiche, si devono installare pompe di calore, il che
comporta uno spostamento dei consumi dal metano e dal gasolio delle caldaie all’energia elettrica.
In questo modo, i consumi di energia primaria diminuiscono, ma quelli di energia elettrica
aumentano. A regime, il picco di potenza richiesta si potrebbe spostare dalle ore più calde
dell’estate alle prime ore dei giorni invernali, quando le pompe di calore vengono avviate alla
massima potenza per alimentare gli impianti di riscaldamento e per produrre acqua calda sanitaria.
A questo punto potrebbero sorgere dei problemi: il fotovoltaico assolve bene il proprio compito in
estate, ma non può farlo in inverno. Infatti, l'utilizzo degli impianti di condizionamento in estate è
fortemente influenzato dall’irraggiamento solare: più sole c’è, più energia è richiesta dagli edifici,
maggiore è il consumo dovuto ai condizionatori, ma più elevata è anche la produzione di energia
elettrica da fotovoltaico. Un picco di potenza alle 6 di mattina in pieno inverno, invece, taglia fuori
completamente il fotovoltaico, non fosse altro perché a quell’ora il sole non è ancora sorto. Di
conseguenza, in futuro ci sarà maggiore richiesta di potenza elettrica, che potrebbe essere utilmente
fornita dai cogeneratori installati negli edifici con impianti centralizzati.
Con la diffusione del fotovoltaico sta emergendo la tendenza del “tutto elettrico”, quando invece
puntare su un’unica fonte energetica è un errore strategico per un Paese come l’Italia. Le pompe di
calore vanno sempre utilizzate, ma conviene affiancarle ad altri generatori con diversa
alimentazione da utilizzare quando le condizioni al contorno siano energeticamente vantaggiose, per
esempio nel caso in cui il COP istantaneo della pompa di calore sia tale da produrre un consumo di
energia primaria superiore a quello del generatore utilizzato. Inoltre, il generatore potrebbe essere
attivato in caso di emergenza: in questo caso si potrebbe prevedere l'utilizzo, con contratti ad hoc, di
contatori elettrici escludibili in qualunque momento, qualora l’energia venisse prodotta dalla caldaia
anziché dalla pompa di calore. Ciò aiuterebbe il gestore della rete di trasmissione nell'evitare
situazione di potenziale pericolo per black-out, oltre che l’intera Nazione, che avrebbe bisogno di
minore potenza elettrica installata. Dal punto di vista dell’utilizzatore finale, questa soluzione
permette di ottimizzare il consumo energetico e di garantire una totale ridondanza nei mesi
invernali, in qualunque condizione o emergenza, a fronte di un incremento di costo modesto,
comunque ammortizzabile in poco tempo. Infatti, la pompa di calore deve essere vista come un
generatore non alternativo ma complementare alla caldaia: la pompa di calore costa poco di più di
un gruppo frigorifero, che in ogni caso andrebbe installato, mentre il costo della caldaia è poca cosa,
soprattutto se la sua collocazione nell’edificio è fatta in modo intelligente.
1.3.5. I sistemi di regolazione
Edifici ben ristrutturati, dotati di impianti e di generatori efficienti, richiedono sistemi di
regolazione adeguati, senza i quali i vantaggi energetici potrebbero ridursi, se non annullarsi
completamente.
Le Regioni Lombardia e Piemonte hanno reso obbligatoria per legge l’introduzione di valvole
termostatiche con relativa contabilizzazione del calore. E’ un importante passo avanti che aprirà la
strada a sistemi più evoluti, anche nel residenziale.
Radiatori e sistemi radianti possono essere regolati con logiche in grado di modificare i parametri di
funzionamento durante la giornata, in ogni singolo ambiente, a seconda del loro reale
funzionamento. Gli impianti per il terziario, dotati di free-cooling, richiedono sistemi di controllo
sofisticati, capaci di massimizzare il risparmio energetico.
E’ nel campo della produzione di energia che la regolazione diventa decisiva, sia quando si debbano
chiamare in sequenza generatori diversi (caldaie – pompe di calore), sia quando vi siano più
generatori simili in parallelo tra loro. Una corretta sequenza può migliorare anche del 15÷20%
l’efficienza energetica annua di un impianto.
Capitolo 2
Cos’è la cogenerazione
2.1 La generazione distribuita
Negli ultimi anni è andato crescendo l’interesse verso la generazione distribuita (GD), per il ruolo
che essa potrà avere in un contesto caratterizzato quasi ovunque da persistenti opposizioni alla
realizzazione di grandi impianti di produzione soprattutto per ragioni di impatto ambientale.
Per caratterizzare la GD, che comprende impianti di tipologia molto diversa, alimentati da differenti
fonti primarie e con caratteristiche molto diversificate, si può far riferimento alle dimensioni del
singolo impianto di produzione ed alla localizzazione nell’ambito del sistema elettrico.
La GD può essere definita come l’insieme degli impianti non direttamente collegati alla rete di
trasmissione nazionale e non assoggettati al sistema di dispacciamento centrale, dunque non
partecipanti alla regolazione di frequenza della rete. In questo senso la generazione distribuita
comprende tutti gli impianti di potenza unitaria inferiore a 10 MVA.
Generalmente quando si parla di generazione distribuita, si comprende una vasta casistica di
applicazioni, che hanno in comune due principali caratteristiche.

L’energia elettrica è immessa nella rete di media o di bassa tensione, questo perché gli
impianti utilizzati nella generazione distribuita sono di una taglia tale da produrre energia
elettrica a bassa o media tensione. Quindi per evitare i costi di trasformazione si
preferisce immettere l’energia elettrica nelle reti adeguate alla tensione generata.

L’energia elettrica o termica (entrambe nel caso della cogenerazione) sono generate in
vicinanza dell’utenza. In questo modo si evitano le perdite per trasporto che si hanno
invece nella generazione centralizzata. Inoltre nel caso della cogenerazione si riesce a
recuperare quasi tutto il calore generato.
Certamente le due tipologie di GD più importanti riguardano i seguenti punti.
1. La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (eolico, solare, biomasse e rifiuti,
miniidraulico, geotermico)
2. La produzione combinata di energia elettrica e calore da combustibili fossili in motori di
taglia medio/piccola (detta cogenerazione).
Secondo le più accreditate organizzazioni istituzionali e quelle rappresentative dell’industria
energetica, i reali benefici della Generazione Distribuita si possono riassumere nei seguenti punti.
Per quanto riguarda la cogenerazione.

L’aumento dell’efficienza di utilizzo delle fonti primarie e i conseguenti vantaggi ambientali
(rendimenti medi complessivi, in presenza di utilizzo del calore, del 70+ 90%);

Minori costi: un’ampia applicazione delle GD può ridurre drasticamente i costi energetici a due
livelli, quelli dell’utente individuale e quelli delle economie nazionali/internazionali nel loro
insieme;

Minori perdite di trasmissione e distribuzione. Le perdite di rete si aggirano intorno al 7% nel
nostro Paese, di cui un 5% circa attribuibili alla distribuzione. Un uso più accentuato della GD
contribuisce a limitare tali perdite, oltre a limitare sia l’impatto visivo sia la crescente
congestione delle reti nei Paesi più sviluppati;

Maggiore power quality: con il crescere della complessità delle odierne tecnologie, cresce la
sensibilità alle fluttuazioni della tensione, questo diventa più difficile da realizzare in alcune
produzioni da fonti rinnovabili, la GD correttamente integrata con le reti di distribuzione può
migliorare questo aspetto;

Minore vulnerabilità del sistema elettrico: un sistema di generazione centralizzato basato su una
estesa rete di trasmissione e distribuzione è un target vulnerabile. Una più ampia diffusione
della GD riduce tale vulnerabilità con il risultato di avere un sistema elettrico più robusto ed
affidabile;

Migliore soluzione per l’elettrificazione di aree remote. Secondo la Banca Mondiale la
generazione distribuita rappresenta una opportunità unica per aiutare i Paesi in via di sviluppo a
progredire verso l’utilizzo di energia pulita, affidabile e a costi sostenibili, in sostanza verso le
crescita economica e la riduzione della povertà.
Se però la GD stenta a decollare nel nostro Paese, come d’altronde in Europa e nel mondo, è
soprattutto per le motivazioni economiche legate alle caratteristiche del quadro autorizzativonormativo-tariffario, aldilà dei pur importanti progressi tecnici ottenuti e attesi.
La GD ha una forte interazione con le reti di distribuzione in quanto viene a determinare un flusso
di energia bidirezionale tra la rete e l’utente. Dal momento che le reti di distribuzione non sono state
progettate per far fronte a esigenze di questo tipo, un penetrazione forte della GD richiede
investimenti sulle reti stesse. Ciò comporta delle trasformazioni che richiedono una precisa volontà
politica nell’aiutare questo tipo di evoluzione del sistema elettrico nel suo complesso.
2.2 Significato della Cogenerazione
Con il termine cogenerazione s’intende la produzione combinata di energia elettrica/meccanica e di
energia termica (calore) ottenute in appositi impianti utilizzanti la stessa energia primaria.
Per produrre la sola energia elettrica si utilizzano generalmente centrali termoelettriche che
disperdono parte dell’energia primaria nell’ambiente: questa è energia termica di scarso valore
termodinamico essendo a bassa temperatura.
Invece per produrre la sola energia termica tradizionalmente si usano delle caldaie che convertono
l’energia primaria contenuta nei combustibili, di elevato valore termodinamico, in energia termica
di ridotto valore termodinamico.
Quindi, se un’utenza richiede energia elettrica ed energia termica, anziché installare una caldaia e
acquistare energia elettrica dalla rete, si può pensare di realizzare un ciclo termodinamico per
produrre energia elettrica sfruttando i livelli termici più alti, cedendo il calore residuo a più bassa
temperatura per soddisfare le esigenze termiche. Da questo punto di vista la cogenerazione può dare
un risparmio energetico che però non è scontato: si tratta allora di valutare quando è davvero
vantaggiosa e rispetto a quale alternativa. L’obiettivo fondamentale che si vuole perseguire con la
cogenerazione è quello di sfruttare al meglio l’energia contenuta nel combustibile: a ciò consegue
un minor consumo di combustibile e di conseguenza un minor impatto ambientale.
Rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore, la produzione
combinata, se efficace, comporta:

un risparmio economico conseguente al minor consumo di combustibile;

una riduzione dell’impatto ambientale, conseguente sia alla riduzione delle emissioni sia al
minor rilascio di calore residuo nell’ambiente (minor inquinamento atmosferico e minor
inquinamento termico);

minori perdite di trasmissione e distribuzione per il sistema elettrico nazionale, conseguenti alla
localizzazione degli impianti in prossimità dei bacini di utenza o all’autoconsumo dell’energia
prodotta;

la sostituzione di modalità di fornitura del calore meno efficienti e più inquinanti (caldaie, sia
per usi civili sia industriali, caratterizzate da più bassi livelli di efficienza, elevato impatto
ambientale e scarsa flessibilità relativamente all’utilizzo di combustibili).
Per chiarire il significato di risparmio energetico connesso ad un impianto cogenerativo rispetto alla
produzione separata delle medesime quantità di energia utile, si illustra l’esempio riportato nella
figura 1. Supponendo che un impianto cogenerativo, per produrre 35 unità di energia elettrica e 50
unità di calore utile, consumi 100 unità di combustibile, il rendimento termodinamico complessivo
di conversione, inteso come rapporto tra l’energia utile prodotta (35 + 50) e l’energia primaria del
combustibile utilizzato (100), risulta dell’85%. Se si considera invece il caso di produzione
separata, supponendo di produrre 35 unità di energia elettrica con una centrale termoelettrica avente
un rendimento elettrico di circa il 40% e 50 unità di calore utile con una caldaia avente un
rendimento termico pari a circa l’ 80%, si avrebbe un consumo di combustibile pari a 140 unità di
combustibile. Nel caso di produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore,
risulterebbe quindi un consumo di 140 unità di combustibile anziché le 100 richieste dall’impianto
di cogenerazione. Il risparmio di energia primaria conseguibile con la cogenerazione è dunque pari
al 28%.
Figura 1.1-Confronto tra produzione combinata e produzione separata delle stesse quantità di
energia elettrica e calore.
La produzione combinata di energia elettrica e calore trova applicazione sia in ambito industriale,
soprattutto nell’autoproduzione, sia in ambito civile. Il calore che, per evitare costi e perdite
eccessive, non può essere trasportato per lunghe distanze, viene utilizzato, nella forma di vapore o
di acqua calda/surriscaldata, per usi di processo industriali o civili (es. riscaldamento urbano tramite
reti di teleriscaldamento, nonché il raffreddamento tramite sistemi ad assorbimento) o, nella forma
di aria calda, per processi industriali di essiccamento, mentre l’energia elettrica, che può contare su
un’estesa rete di distribuzione, viene autoconsumata oppure immessa in rete. Le utenze privilegiate
per la cogenerazione sono quelle caratterizzate da una domanda piuttosto costante nel tempo di
energia termica e di energia elettrica, come ospedali e case di cura, piscine e centri sportivi, centri
commerciali oltre che industrie alimentari, cartiere, industrie legate alla raffinazione del petrolio ed
industrie chimiche.
Nel caso di impieghi di tipo civile, tra cui il riscaldamento di ambienti o il teleriscaldamento
urbano, il calore viene generalmente prodotto a temperatura relativamente bassa e il fluido vettore
dell’energia termica è prevalentemente acqua. Nel caso di impieghi industriali, il calore viene
generalmente prodotto a temperatura e pressione più elevate. Non mancano situazioni miste, in cui
si ha produzione di calore a vari livelli di temperatura e pressione. In tali casi, di solito, vi è un
unico luogo di utilizzo (ad esempio, uno stabilimento industriale), dove il calore pregiato è destinato
alle lavorazioni, mentre quello a più bassa temperatura è destinato al riscaldamento degli ambienti
produttivi.
In alcuni settori industriali la produzione combinata di energia elettrica e calore costituisce già
un’opzione produttiva ampiamente consolidata che potrà assumere un peso ancor più rilevante in
termini di apporti alla domanda elettrica nazionale che di risparmio energetico.
2.3 Norme e direttive che definiscono la cogenerazione
2.3.1 La Deliberazione dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas n. 42/02
Il Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (art. 2, comma 8) ha definito la cogenerazione come la
produzione combinata di energia elettrica e calore che garantisce un significativo risparmio di
energia primaria rispetto agli impianti separati, secondo le modalità definite dall’Autorità per
l’energia elettrica e il gas (AEEG).
Con la Deliberazione n. 42/02, l’AEEG ha definito la cogenerazione, agli effetti dei benefici
previsti dalla normativa vigente, come un processo integrato di produzione combinata di energia
elettrica o meccanica, e di energia termica, entrambe considerate energie utili, realizzato da una
sezione di un impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore che, a partire da una
qualsivoglia combinazione di fonti primarie di energia e con riferimento a ciascun anno solare,
presenta un Indice di Risparmio Energetico (IRE) ed il suo Limite Termico (LT) superiori a valori
limite, fissati nella Deliberazione stessa e soggetti ad aggiornamenti periodici.
L’indice IRE esprime il risparmio percentuale di energia primaria conseguito da una sezione di
cogenerazione rispetto alla produzione separata delle medesime quantità di energia elettrica e
termica durante un anno solare. Il risparmio è valutato rispetto a due ipotetici impianti, entrambi
“sostituiti” dalla sezione in esame: l’uno è in grado di produrre esclusivamente energia elettrica,
l’altro soltanto energia termica. Il combustibile totale che tali due impianti avrebbero consumato è
confrontato, a parità di produzione, con quello effettivamente utilizzato nell’impianto in esame.
L’IRE tiene conto, tra l’altro, dell’eventuale risparmio che l’impianto realizza evitando, in tutto o in
parte, le perdite dovute alla trasformazione ed al trasporto dell’energia elettrica prodotta. A ciò
provvede un coefficiente p che dipende dalla tensione di connessione alla rete elettrica pubblica.
L’indice LT, invece, esprime l’incidenza percentuale dell’energia termica utile prodotta
annualmente rispetto alla totale produzione di energia elettrica e calore. Anche per tale parametro,
la Deliberazione n. 42/02 stabilisce un valore minimo.
Le due relazioni che devono essere contemporaneamente soddisfatte in un dato anno sono:
Dove:
 Ec è l’energia primaria dei combustibili utilizzati da una sezione di produzione combinata di
energia elettrica e calore;
 Ee è l’energia elettrica netta di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore;
 Et è l’energia termica utile di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore.
In particolare l’Et,civ è l’energia termica utile per usi civili, mentre l’Et,ind è l’energia termica
utile per usi industriali;
 ηts è il rendimento termico netto medio annuo. In particolare ηts,civ è il rendimento termico netto
medio annuo della modalità di riferimento per la produzione di sola energia termica per usi civili
Et,civ ; mentre ηts,ind è il rendimento termico netto medio annuo della modalità di riferimento per
la produzione di sola energia termica per usi industriali Et,ind ;
 p è un coefficiente che rappresenta le minori perdite di trasporto e di trasformazione dell’energia
elettrica che gli impianti cogenerativi comportano quando auto consumano l’energia elettrica
autoprodotta, evitando le perdite associate al trasporto di energia elettrica fino al livello di
tensione cui gli impianti stessi sono allacciati o quando immettono energia elettrica nelle reti di
bassa o media tensione, evitando le perdite sulle reti, rispettivamente, di media ed alta tensione.
Il coefficiente p si calcola secondo la formula seguente:
I valori dei coefficienti pimmessa e pautocons sono funzione del livello di tensione cui è allacciato
l’impianto di cogenerazione e sono riportati nella tabella che segue:
Tensione di rete
pimmessa
pautocons
BT
1 – 4,3/100 1 – 6,5/100
MT
1 – 4,3/100 1 – 4,3/100
AT/AAT
1
1 – 2,8/100
 ηes il rendimento elettrico netto medio annuo delle modalità di riferimento per la produzione
separata di sola energia elettrica
I valori dei parametri ηes, ηts,civ , ηts,ind e p, oltre che i valori dei termini IREmin e LTmin sono stati
definiti dalla Deliberazione n. 42/02 e successivamente aggiornati dalla Deliberazione dell’Autorità
n. 296/05 e in ultimo dalla Deliberazione n. 307/07.
2.3.2 La direttiva 11 febbraio 2004 del Parlamento e del Consiglio europei, n.
2004/8/CE
La direttiva 11 febbraio 2004 del Parlamento e del Consiglio europei, n. 2004/8/CE, si prefigge
l’obiettivo di accrescere l’efficienza energetica e migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento
creando un quadro per la promozione e lo sviluppo, nel mercato interno, della cosiddetta
cogenerazione ad alto rendimento, basata sulla domanda di calore utile e sul risparmio di energia
primaria, tenendo conto delle specifiche situazioni nazionali. Pertanto è fondamentale, prima di
tutto, individuare cosa si intende per calore utile, essendo la direttiva basata su tale concetto.
«Calore utile», secondo la direttiva medesima, è il calore prodotto in un processo di cogenerazione
per soddisfare una domanda economicamente giustificabile, cioè una domanda non superiore al
fabbisogno di calore e che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato mediante processi
di generazione di energia diversi dalla cogenerazione.
La direttiva 2004/8/CE intende altresì armonizzare, a livello europeo, la definizione e la
qualificazione dei prodotti della cogenerazione. Per raggiungere i suddetti obiettivi, la direttiva
medesima introduce due strumenti che nel seguito saranno esaminati:
 la definizione di energia elettrica “qualificabile come cogenerativa” (la cosiddetta elettricità da
cogenerazione introdotta dalla direttiva), a partire dalla domanda di calore utile;
 la definizione di cogenerazione ad alto rendimento, prevedendo che gli Stati membri
riconoscano:
 una “garanzia di origine” solo all’energia elettrica qualificabile come cogenerativa e prodotta
dacogenerazione ad alto rendimento;
 ogni beneficio solo alla cogenerazione ad alto rendimento.
Calcolo della quantità di energia elettrica qualificabile come cogenerativa
La direttiva 2004/8/CE muove dalla volontà di promuovere lo sviluppo della cogenerazione basata
sulla domanda di calore utile, riconoscendo pertanto che la finalità della cogenerazione è quella di
utilizzare l’energia primaria del combustibile in modo ottimale producendo congiuntamente energia
elettrica, sfruttando i livelli termici più alti, ed energia termica, sfruttando il calore residuo a più
bassa temperatura in modo da soddisfare le vincolanti esigenze termiche.
In particolare precisa che:
 la produzione di energia elettrica da unità di produzione combinata di energia elettrica e calore
con turbina a vapore a contropressione, turbina a gas con recupero termico, motore a
combustione interna, microturbine, motori Stirling e celle a combustibile sia da ritenere
interamente energia elettrica qualificabile come cogenerativa se dette unità presentano un
rendimento di primo principio annuo almeno pari al 75%;
 la produzione di energia elettrica da unità di produzione combinata di energia elettrica e calore a
ciclo combinato con recupero di calore e con turbina a vapore con condensazione e spillamento
sia da ritenere interamente energia elettrica qualificabile come cogenerativa se dette unità
presentano un rendimento di primo principio annuo almeno pari all’80%.
Infatti, il rendimento di primo principio, che, basandosi sul primo principio della termodinamica,
equipara l’energia elettrica a quella termica, tende ad assumere valori più elevati nel momento in
cui è considerevole il recupero termico.
Se tali unità di produzione combinata di energia elettrica e calore presentano rendimenti di primo
principio inferiori alle soglie rispettivamente del 75 e dell’80%, l’energia elettrica prodotta è divisa
in due frazioni: una qualificabile come cogenerativa, l’altra qualificabile come prodotta in modo
convenzionale. La prima frazione, secondo la direttiva 2004/8/CE, si ottiene moltiplicando il calore
utile prodotto, al netto della produzione da caldaie ausiliarie, per il rapporto C di massimo recupero
termico dell’impianto; cioè la quantità di energia elettrica qualificabile come cogenerativa è la
quota parte di energia elettrica che sarebbe prodotta se, a parità di calore utile, l’unità funzionasse
nella condizione di massimo recupero termico. La quantità di energia elettrica qualificabile come
cogenerativa e così calcolata, è da utilizzarsi anche per armonizzare i dati statistici a livello
europeo.
Definizione di cogenerazione ad alto rendimento
Per definire la cogenerazione ad alto rendimento, la direttiva 2004/8/CE utilizza un criterio basato
sull’indice PES (concettualmente equivalente all’IRE). In particolare, la cogenerazione ad alto
rendimento è:
 la produzione combinata di energia elettrica e calore che fornisce un risparmio di energia
primaria, pari almeno al 10%, rispetto ai valori di riferimento per la produzione separata di
elettricità e di calore;
 la produzione combinata di energia elettrica e calore mediante unità di piccola cogenerazione e
di micro-cogenerazione (cioè di potenza rispettivamente inferiore a 1 MW e inferiore a 50 kW)
che forniscono un risparmio di energia primaria.
Il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla produzione
separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica è denominato PES – Primary Energy
Saving e può essere calcolato con riferimento all’intera produzione di energia elettrica (come l’IRE
in Italia) o con riferimento alla sola quantità di energia elettrica qualificabile come
cogenerativa,come sopra definita.
2.3.3 Decreto Legislativo dell’ 8 febbraio 2007, n. 20
Il Decreto Legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 attua la direttiva 2004/8/CE prevedendo che, fino al 31
dicembre 2010, la condizione di cogenerazione ad alto rendimento corrisponda alla cogenerazione
di cui alla definizione di cui all’articolo 2, comma 8, del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79
cioè la cogenerazione che soddisfa i requisiti definiti dall’Autorità con la sopra richiamata
Deliberazione n. 42/02. A decorrere dall’1 gennaio 2011, la cogenerazione ad alto rendimento è
invece la cogenerazione che rispetta i requisiti previsti dalla direttiva 2004/8/CE, ripresi dal Decreto
Legislativo 8 febbraio 2007, n. 20. Si noti, tuttavia, che devono essere ancora definite le
metodologie applicative dei citati criteri definiti nella direttiva 2004/8/CE.
2.4 I benefici ambientali della microcogenerazione
È stato evidenziato come servono significativi incentivi tariffari per rendere competitiva la
microcogenerazione, essi devono trarre giustificazione principalmente dai potenziali benefici
ambientali che la microcogenerazione comporta, benefici dimostrabili in base alle seguenti
argomentazioni:
1. La microcogenerazione, grazie ai meriti energetici della cogenerazione, comporta, se
correttamente gestita, importanti vantaggi in termini di risparmio di energia primaria, che si
traducono direttamente in minori emissioni di gas climaalteranti (CO2), anche quando il
confronto viene fatto rispetto a sistemi di generazione separata basati sullo stesso combustibile
(gas naturale).
2. In realtà, è più corretto assumere che la generazione separata di energia elettrica sostituita dalla
microcogenerazione sia basata su un mix di combustibili (oltre al gas, olio combustibile e
carbone) che dà luogo, anche a pari consumo di energia primaria, a una maggiore emissione
specifica di CO2.
3. Le emissioni specifiche di sostanze nocive (in particolare NOx, SOx e Particolato Totale Sospeso
– PTS) di un microcogeneratore a gas possono (devono!) essere sensibilmente inferiori rispetto
al mix di centrali termoelettriche che immettono energia elettrica sulla rete.
4. Una preoccupazione ricorrente, quando si parla di GD, è il possibile aumento locale
d’inquinanti nelle aree metropolitane, causato dal maggior utilizzo di combustibile rispetto alle
caldaie che sostituiscono. Per evitare queste critiche ( fondate solo in parte), è fondamentale (e
la tecnologia oggi lo permette) che la microcogenerazione punti a motori caratterizzati da
emissioni specifiche minori rispetto alle caldaie che sostituiscono.
2.5 Scambio sul posto
Il servizio di scambio sul posto (di seguito anche: SSP) è una particolare forma di autoconsumo in
sito che consente di compensare l’energia elettrica prodotta e immessa in rete in un certo momento
con quella prelevata e consumata in un momento differente da quello in cui avviene la produzione.
Nello scambio sul posto si utilizza quindi il sistema elettrico quale strumento per
l’immagazzinamento
virtuale
dell’energia
elettrica
prodotta
ma
non
contestualmente
autoconsumata. Condizione necessaria per l’erogazione del servizio di scambio sul posto è la
presenza di impianti per il consumo e per la produzione di energia elettrica sottesi ad un unico
punto di connessione con la rete pubblica.
La seguente figura evidenzia uno schema di connessione e di misura che rende possibile l’accesso
allo scambio sul posto.
Figura 1.2- Schema di connessione che rende possibile lo scambio sul posto
Ai fini dell’applicazione dello scambio sul posto occorrono solo le misure dell’energia elettrica
immessa rilevate dal misuratore M1. Ai fini della misura dell’energia elettrica immessa e prelevata
si applica la regolazione vigente. In particolare, ai sensi dell’articolo 21, comma 21.3, del Testo
Integrato Trasporto1, in una situazione quale quella evidenziata in figura 1.2, ai fini della misura, il
punto di connessione è come se fosse un punto di prelievo. Pertanto, la responsabilità del servizio di
misura (comprensivo di installazione, della manutenzione del misuratore oltre che della raccolta,
registrazione e validazione delle misure) è in capo all’impresa distributrice.
Il misuratore M2 evidenziato nella figura 1.3 sottostante misura l’energia elettrica prodotta. Tale
misuratore è necessario, in aggiunta al misuratore M1, solo qualora la misura dell’energia elettrica
prodotta risulti funzionale all’attuazione di una disposizione normativa che ne comporti l’utilizzo
esplicito (es. applicazione di incentivi attribuiti all’energia elettrica prodotta).
Figura 1.3- Schema di connessione con misuratore M2 ausiliario
2.5.1 Riferimenti normativi - Lo scambio sul posto per gli impianti alimentati da
fonti rinnovabili
Il servizio di scambio sul posto è stato inizialmente previsto dall’articolo 10, comma 7, secondo
periodo, della legge n. 133/99, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza elettrica
non superiore a 20 kW.
Il servizio di scambio sul posto è poi stato confermato dall’articolo 6 del decreto legislativo n.
387/03, sempre per gli impianti di potenza nominale fino a 20 kW alimentati da fonti rinnovabili. In
particolare, il comma 2 di tale articolo prevede che nell’ambito della disciplina dello scambio sul
posto non è consentita la vendita dell’energia elettrica prodotta.
Infine, con la legge n. 244/07 e con il decreto ministeriale 18 dicembre 2008, il servizio di scambio
sul posto è stato esteso anche agli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza superiore a 20
kW e fino a 200 kW entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007.
2.5.2 Riferimenti normativi - Lo scambio sul posto per gli impianti di
cogenerazione ad alto rendimento
Lo scambio sul posto per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kW
è stato introdotto dall’articolo 6, comma 4, del decreto legislativo n. 20/07. In particolare, tale
articolo prevede che la regolazione dello scambio sul posto tenga conto della valorizzazione
dell’energia elettrica scambiata con il sistema elettrico nazionale, degli oneri e delle condizioni per
l’accesso alle reti. Le disposizioni relative allo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto
rendimento, a differenza delle corrispondenti disposizioni relative alle fonti rinnovabili, non
impediscono la vendita dell’energia elettrica prodotta in eccesso rispetto ai propri consumi.
2.5.3 Le modalità e le condizioni tecnico-economiche inizialmente definite
dall’Autorità per la regolazione dello scambio sul posto e vigenti fino al 31
dicembre 2008
L’Autorità per l’energia elettrica e il gas (di seguito: l’Autorità) ha dato applicazione alle
disposizioni previste dalla legge n. 133/99 con la deliberazione n. 224/00, per i soli impianti
fotovoltaici realizzati da clienti del mercato vincolato titolari di un contratto di fornitura di energia
elettrica.
Successivamente l’Autorità, con la deliberazione n. 28/06, ha dato una prima attuazione alle
disposizioni di cui al decreto legislativo n. 387/03, estendendo lo scambio sul posto a tutte le
tipologie di clienti e a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW.
In particolare, la deliberazione n. 28/06 ha stabilito modalità e condizioni per lo scambio sul posto
sulla base dalle modalità già adottate in precedenza, adattate per tenere conto dell’evoluzione del
funzionamento del mercato elettrico.
Lo scambio sul posto regolato dalle deliberazioni n. 224/00 e n. 28/06 era erogato dalle imprese
distributrici ed era disciplinato sulla base della modalità net metering, cioè prevedendo la
compensazione tra la quantità di energia elettrica immessa e prelevata in un anno: con cadenza
annuale, veniva calcolato un saldo pari alla differenza tra la quantità di energia elettrica immessa e
la quantità di energia elettrica prelevata attribuendo così, dal punto di vista economico, un uguale
valore all’energia elettrica prelevata e immessa in ore differenti. Nei casi in cui il saldo risultava
negativo, veniva attribuito al cliente finale un prelievo pari al medesimo saldo; nei casi in cui il
saldo risultava positivo, veniva attribuito al cliente finale un credito, in termini di energia, da
utilizzarsi nei successivi tre anni (trascorsi i quali il saldo, qualora inutilizzato, veniva annullato).
La regolazione del saldo avveniva tra il cliente finale e il proprio fornitore (l’impresa distributrice)
per i clienti del mercato vincolato e tra il cliente finale e il proprio venditore peri clienti del mercato
libero.
Le deliberazioni n. 224/00 e n. 28/06 si riferivano ad un regime:
•
di non piena liberalizzazione del segmento della vendita ai clienti finali, con la presenza ancora
di un mercato vincolato (corrispondente, nel 2006, all’insieme dei clienti domestici) fornito
dall’Acquirente Unico attraverso le imprese distributrici;
•
in cui l’energia elettrica immessa e prelevata nell’ambito dello scambio sul posto era di un
ammontare trascurabile rispetto ai volumi di energia elettrica venduta nel mercato;
•
in cui la valorizzazione dell’energia nel mercato all’ingrosso era di tipo orario, mentre la
valorizzazione dell’energia presso i clienti finali, soprattutto quelli di ridotte di dimensioni, era
di natura prevalentemente monoraria e, per un certo insieme di clienti, di natura multioraria.
La modalità net metering, sebbene di semplicissima applicazione per l’utente, implicava una serie
di anomalie derivanti dal fatto che, come già detto, il cliente finale “in scambio sul posto” era
regolato, dal punto di vista del sistema elettrico, rispetto al solo saldo di energia elettrica pari alla
differenza tra l’effettiva energia immessa e l’effettiva energia prelevata contabilizzate su un periodo
annuale. Sulla base di tale regolazione:
•
i bilanci energetici fisici, basati sulle partite energetiche effettive, non trovano corrispondenza
con l’energia posta alla base dei bilanci commerciali delle imprese distributrici e delle imprese
di vendita;
•
le tariffe di distribuzione e di trasmissione, determinate all’inizio di ciascun periodo regolatorio
(di durata pari a 4 anni) sulla base della previsione dell’effettiva energia elettrica prelevata,
risultano incise dalla riduzione “fittizia” dell’energia elettrica prelevata dovuta al net metering;
•
l’energia elettrica oggetto di compensazione non trova collocazione in alcun accordo
commerciale e costituisce uno sbilancio fisico che Terna deve compensare nell’ambito del
dispacciamento. Tali compensazioni si riflettono, in termini economici nei corrispettivi di
dispacciamento posti a carico di tutti i clienti finali;
•
i costi non sopportati direttamente dagli utenti dello scambio sul posto in termini di costi evitati
di trasporto e dispacciamento sono di difficile determinazione e monitoraggio.
A ciò si aggiunga che l’erogazione del servizio di scambio sul posto, proprio per le ragioni predette,
ha incontrato numerose criticità applicative da parte dei venditori, soprattutto nel contesto del libero
mercato. Tali criticità sono risultate ancora più evidenti nel momento in cui è intervenuta la piena
liberalizzazione del segmento della vendita ai clienti finali avvenuta l’1 luglio 2007, con la
scomparsa definitiva del “bacino” dei clienti vincolati. Si ricordi, tra l’altro, che con la scomparsa
del mercato vincolato è venuto meno il ruolo delle imprese distributrici come soggetti attivi nel
segmento della vendita di energia elettrica, rimanendo in capo alle medesime il solo servizio di
distribuzione dell’energia elettrica sulle reti. Ciò ha reso le imprese distributrici impossibilitate ad
effettuare transazioni di energia elettrica e, pertanto, tali imprese non potevano più rappresentare il
soggetto candidato all’erogazione dello scambio sul posto.
A quanto detto è da aggiungere che:
•
con il decreto legislativo n. 20/07 di recepimento della direttiva 2004/8/CE, il regime di scambio
sul posto è stato esteso agli impianti di cogenerazione ad alto rendimento fino a 200 kW;
•
già nel 2007 era stato ipotizzato che il limite di 20 kW per le fonti rinnovabili sarebbe stato
innalzato a 200 kW (come poi confermato con la legge n. 244/07).
Tali previsioni, aumentando il numero di soggetti interessati dallo scambio sul posto e l’energia
elettrica oggetto di compensazione, avrebbero ulteriormente acuito le problematiche sopra
evidenziate.
Per tutte le ragioni predette, l’Autorità ha ritenuto opportuna la completa revisione delle modalità e
delle condizioni per l’erogazione dello scambio sul posto che, per poter continuare ad essere attuato,
non può prescindere da una completa integrazione con la disciplina vigente del sistema elettrico.
L’Autorità, già a partire dal 2007, ha informato tutti i soggetti interessati, nel settore della
produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e da cogenerazione ad alto rendimento, della
necessità di intervenire per la revisione del meccanismo dello scambio sul posto. Ciò è avvenuto
mediante la pubblicazione di due documenti per la consultazione: il primo in data 31 luglio 2007
(atto n. 31/07), il secondo in data 8 novembre 2007 (atto n. 42/07). Successivamente, tenendo conto
delle osservazioni pervenute, l’Autorità ha adottato le nuove modalità di erogazione del servizio di
scambio sul posto, a valere dall’1 gennaio 2009, con la deliberazione ARG/elt 74/08.
Con la riforma introdotta, l’Autorità ha inteso:
•
mantenere, per quanto possibile, e migliorare, ove possibile, gli effetti dello scambio sul posto,
riportando le partite energetiche connesse a detto servizio nell’ambito della regolazione vigente
del mercato elettrico (per ulteriori dettagli si veda il successivo paragrafo 4);
•
risolvere le numerose criticità attuative della deliberazione n. 28/06 affidando l’erogazione del
servizio di scambio sul posto ad un solo soggetto (il GSE) che opera sulla base di procedure
standardizzate a livello nazionale controllate dall’Autorità, favorendo così la trasparenza e la
semplicità di accesso al servizio;
•
consentire il pieno sviluppo del libero mercato svincolando la vendita di energia elettrica dal
meccanismo di scambio sul posto, così da permettere a ciascun cliente finale di scegliere un
venditore sul mercato libero indipendentemente dal fatto che il medesimo cliente aderisca o
meno allo scambio sul posto;
•
impostare la disciplina dello scambio sul posto al fine di contabilizzare correttamente e
monitorare costantemente gli effetti economici dello scambio sul posto in termini di benefici per
i clienti finali che aderiscono a detto regime e in termini di costi indotti sui clienti che non vi
aderiscono.
2.5.4 Le modalità e le condizioni tecnico-economiche definite dall’Autorità per la
regolazione dello scambio sul posto e vigenti dall’1 gennaio 2009
I soggetti che possono accedere allo scambio sul posto
Con la deliberazione ARG/elt 74/08, in applicazione dall’1 gennaio 2009, l’Autorità ha previsto che
lo scambio sul posto sia erogato da un unico soggetto su base nazionale (il GSE) e non più dalle
imprese distributrici. Lo scambio sul posto può essere erogato a soggetti, denominati utenti dello
scambio sul posto, per i quali si verifichino le seguenti condizioni:
•
l’utente dello scambio è un cliente finale (libero o in maggior tutela) o un soggetto mandatario
del cliente finale, qualora quest’ultimo operi sul libero mercato;
•
l’utente dello scambio è titolare o dispone di: impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza
fino a 20 kW e impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza superiore a 20 kW fino a 200
kW entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2007. Rientrano le centrali ibride
qualora, su base annua, la produzione non imputabile alle fonti rinnovabili sia inferiore al 5%
della produzione totale; impianti di cogenerazione ad alto rendimento di potenza fino a 200 kW.
•
l’utente dello scambio deve essere controparte del contratto di acquisto riferito all’energia
elettrica prelevata sul punto di scambio.
•
il punto di connessione dell’utente dello scambio (attraverso cui l’energia elettrica è immessa e
prelevata) alla rete è unico.
Qualora lo scambio sul posto sia riferito ad un impianto fotovoltaico oggetto di incentivazione ai
sensi dei decreti ministeriali 28 luglio 2005, 6 febbraio 2006 o 19 febbraio 2007, l’utente dello
scambio sul posto coincide con il soggetto responsabile che percepisce l’incentivo in conto energia.
La struttura della nuova disciplina dello scambio sul posto e la sua integrazione nel mercato
elettrico
L’utente dello scambio sul posto acquista l’intera quantità di energia elettrica prelevata da un
qualsiasi venditore (ivi inclusi i venditori in maggior tutela per gli aventi diritto). Inoltre, il
medesimo utente sigla con il GSE la convenzione per lo scambio sul posto, sulla base della quale il
GSE prende in consegna l’intera quantità di energia elettrica immessa, vendendola sul mercato e
regolando i contratti di trasporto e di dispacciamento con le imprese distributrici e con Terna. Il
GSE, sempre nell’ambito della convenzione per lo scambio sul posto, eroga all’utente dello
scambio un contributo finalizzato:
•
alla compensazione economica tra il valore associato all’energia elettrica immessa in rete e il
valore associato all’energia elettrica prelevata. Nel caso in cui il valore dell’energia elettrica
immessa sia superiore a quello dell’energia elettrica prelevata, tale maggior valore viene
riportato a credito negli anni solari successivi senza scadenza;
•
alla restituzione, per una quantità di energia elettrica prelevata al più pari a quella immessa
(energia “scambiata”), della parte variabile, espressa in c€/kWh, dei corrispettivi relativi
all’utilizzo della rete (trasporto e dispacciamento) e degli oneri generali di sistema (solo nel caso
di fonti rinnovabili).
Mentre la compensazione economica di cui alla lettera a) deriva dalla valorizzazione dell’energia
elettrica immessa in rete, la restituzione dei corrispettivi tariffari di cui alla lettera b) rappresenta il
vero e proprio incentivo intrinseco nello scambio sul posto. E’ come se l’energia elettrica immessa
in rete e successivamente ri-prelevata fosse stata prodotta e autoconsumata istantaneamente senza
utilizzare la rete (mentre nella realtà tale rete è stata utilizzata). Ciò significa che i costi non
sostenuti dai soggetti che richiedono lo scambio sul posto rimangono in capo a tutti gli utenti del
sistema elettrico.
La nuova disciplina, evitando compensazioni tra quantità di energia elettrica dal diverso valore
economico, garantisce la trasparenza dei flussi energetici e la corretta valorizzazione economica
dell’energia elettrica immessa e prelevata. Inoltre, la nuova disciplina consente di quantificare i
costi non sostenuti dai soggetti che richiedono lo scambio sul posto che rimangono in capo agli
utenti del sistema elettrico, attraverso la componente tariffaria A3.
Il procedimento di calcolo per la quantificazione del contributo erogato dal GSE nell’ambito
dello scambio sul posto
Nel seguito viene messo in evidenza il procedimento per il calcolo del contributo erogato dal GSE
nell’ambito dello scambio sul posto (chiamato contributo in conto scambio CS).
Gli elementi necessari per il calcolo sono:
•
le misure dell’energia elettrica immessa e prelevata, raccolte e validate dalle imprese
distributrici secondo quanto previsto dalla regolazione vigente e da queste ultime trasmesse al
GSE (si veda al riguardo il Testo Integrato Trasporto, la deliberazione n. 292/06 e la
deliberazione ARG/elt 178/08);
•
la tipologia di utenza ai sensi dell’articolo 2, comma 2.2, del Testo Integrato Trasporto,
trasmessa dalle imprese di vendita al GSE;
•
le informazioni necessarie alla regolazione dei servizi di trasporto, ai sensi del Testo Integrato
Trasporto, e di dispacciamento, ai sensi della deliberazione n. 111/06, trasmesse dalle imprese
di vendita al GSE;
•
l’onere sostenuto dall’utente dello scambio, espresso in €, per l’approvvigionamento
dell’energia elettrica prelevata, inclusivo degli oneri relativi ai servizi di trasporto e di
dispacciamento (Opr), relativo all’anno precedente e trasmesso dalle imprese di vendita al GSE.
Tale onere, su base annuale solare, deve risultare evidente dalle fatture che l’impresa di vendita
trasmette al proprio cliente oltre che al GSE, qualora esplicitamente richiesto. Nel caso in cui
l’utente dello scambio sia un cliente non dotato di partita Iva, l’onere Opr sostenuto dall’utente
dello scambio viene espresso in € al lordo dell’Iva e delle accise. In tutti gli altri casi, l’onere
Opr sostenuto dall’utente dello scambio viene espresso in € al lordo delle accise e al netto
dell’Iva.
Sulla base degli elementi sopra elencati, il GSE:
•
associa all’energia elettrica immessa un controvalore (Cei), espresso in €, pari al prodotto tra la
quantità di energia elettrica immessa e il prezzo zonale orario di mercato;
•
calcola, per ciascun utente dello scambio, la parte unitaria variabile dell’onere sostenuto dal
medesimo utente per il pagamento dei servizi di trasporto e di dispacciamento (CUs),espressa in
c€/kWh, calcolata sommando algebricamente la quota energia dei corrispettivi previsti
rispettivamente dal Testo Integrato Trasporto e dalla deliberazione n. 111/06. In particolare, nel
caso di impianti alimentati da fonti rinnovabili il termine Cus è pari alla somma delle
componenti variabili della tariffa di trasmissione, della tariffa di distribuzione, degli oneri di
sistema (A e UC) e del dispacciamento. Nel caso di impianti di cogenerazione ad alto
rendimento il termine Cus è pari alla somma delle componenti variabili della tariffa di
trasmissione, della tariffa di distribuzione e del dispacciamento;
•
calcola la parte energia (Oe), espressa in €, dell’onere sostenuto dal medesimo utente per
l’acquisto dell’energia elettrica prelevata, calcolata sottraendo all’onere Opr gli oneri associati
ai servizi di trasporto e di dispacciamento comprensivi delle relative componenti fisse, ove
presenti, nonché gli oneri generali e gli oneri corrispondenti all’applicazione della componente
tariffaria MCT;
•
calcola il contributo in conto scambio (CS), espresso in €, pari alla somma tra il minor valore tra
il termine Cei e il termine Oe e il prodotto tra il termine CUse l’energia elettrica scambiata.
Pertanto il GSE, erogando il contributo in conto scambio (CS):
•
riconosce il valore economico dell’energia immessa nei limiti del valore dell’energia elettrica
complessivamente prelevata (al netto degli oneri per l’accesso alla rete e degli oneri di sistema
nel caso in cui l’utente dello scambio sia un cliente non dotato di partita Iva; al netto degli oneri
per l’accesso alla rete, degli oneri di sistema e dell’Iva in tutti gli altri casi);
•
restituisce, per la quantità di energia elettrica scambiata, le componenti variabili, espresse in
c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, al dispacciamento e, nel
solo caso di fonti rinnovabili, agli oneri generali (componenti A e UC).
Nel caso in cui la valorizzazione dell’energia immessa sia superiore a quella dell’energia
prelevata, tale maggiore valorizzazione:
•
per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, viene riportata a credito negli anni solari
successivi (senza più il limite di tre anni). Al momento, non può essere liquidata perché, per le
fonti rinnovabili, è vietata la vendita nell’ambito dello scambio sul posto (si veda, al riguardo,
l’articolo 6, comma 2, del decreto legislativo n. 387/03);
•
per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento, può essere riportata a credito oppure tale
credito può essere liquidato dal GSE.
La regolazione economica dello scambio sul posto avviene, a conguaglio, con cadenza annuale
solare. Il GSE è tenuto ad erogare il contributo in conto scambio su base trimestrale a titolo di
acconto, secondo modalità da quest’ultimo definite, previa verifica positiva da parte del Direttore
della Direzione Mercati dell’Autorità.
Si evidenzia, infine, che:
•
nel caso di impianti fotovoltaici oggetto di incentivazione ai sensi dei decreti ministeriali 28
luglio 2005 e 6 febbraio 2006, continua ad essere effettuato il calcolo del saldo con le stesse
modalità previste dalla deliberazione n. 28/06 ai soli fini dell’erogazione dell’incentivo, senza
più scadenza del saldo positivo dopo il terzo anno. Infatti le regole del primo conto energia
prevedono che, nel caso di impianti fotovoltaici ammessi allo scambio sul posto, la tariffa
incentivante venga erogata sull’energia elettrica prodotta e consumata dalle utenze del soggetto
responsabile direttamente o in applicazione della disciplina dello scambio sul posto;
•
nel caso di impianti fotovoltaici oggetto di incentivazione ai sensi del decreto ministeriale 19
febbraio 2007, l’incentivo viene erogato su tutta l’energia elettrica prodotta, indipendentemente
dalle modalità scelte per la cessione o l’utilizzo di tale energia.
Capitolo 3
Il microCHP Ecogen
3.1 Generalità
Il sistema di microcogenerazione esaminato è una unità di recente sviluppo che per la prima volta
ha una taglia di potenza e dimensioni adatte a piccole utenze residenziali Si tratta del
microcogeneratore Ecogen di Baxi che è composto da un motore Stirling Free Piston e un
bruciatore supplementare che non è altro che una caldaia a condensazione.
La Ecogen è composta da un motore Stirling Free Piston e un bruciatore supplementare che non è
altro che una caldaia a condensazione.
Fig.3.1: Foto e schema del microCHP Ecogen.
3.2 Principio di funzionamento
Il sistema Ecogen ha due bruciatori, uno che riscalda la testata del motore stirling e un bruciatore
ausiliario
La maggior parte del calore del motore stirling viene recuperata attraverso il circuito di
raffredamento dello scambiatore freddo. Un’ulteriore quota di energia termica viene fornita dal
raffreddamento dei gas combusti che, dopo aver riscaldato la testa del motore contribuiscono a un
successivo riscaldamento dell’acqua utilizzata per il raffreddamento dello scambiatore a bassa
temperatura.
La potenza termica è quindi trasferita all’acqua di raffreddamento che non è altro che l’acqua
proveniente dal circuito di ritorno dell’impianto di riscaldamento, la cui temperatura deve essere
comunque bassa per non influenzare negativamente potenza e rendimento del motore.
Il miglior rendimento totale si ottiene sfruttando la possibilità di recuperare il calore di
condensazione dell’acqua contenuta nei fumi, quindi con temperature di mandata dell’acqua
limitate a non oltre 50 – 60 °C.
3.2.1. Principio di funzionamento dell’unità Ecogen
Fig. 3.2: Schema di funzionamento del microCHP Ecogen
L’acqua del circuito segue il seguente percorso all’interno del microcogeneratore: prima di tutto
passa attraverso lo scambiatore freddo del motore stirling, questo perché più è bassa la temperatura
più il rendimento del motore aumenta, dopo di che passa nello scambiatore di calore supplementare
dove riceve ulteriore calore da parte dei fumi del bruciatore del motore che continuano a
raffreddarsi fino alla condensazione del vapor acqueo presente in essi, e se necessario ulteriore
calore fornito dal bruciatore supplementare ed infine esce per andare nel circuito di mandata.
Il tutto è regolato da una centralina elettronica la quale controlla l’apertura e la chiusura totale o
parziale delle due valvole che regolano l’afflusso della miscela aria/gas all’interno dei due
bruciatori, quello del motore stirling e quello supplementare, in base alla potenza necessaria a
portare l’acqua alla temperatura di mandata fissata in base alla retta ambiente impostata.
In funzione della potenza necessaria si passa da un funzionamento intermittente dello stirling se
questa è inferiore alla minima erogabile, a una modulazione della potenza dello stirling fino alla
accensione del bruciatore supplementare.
Anche il bruciatore supplementare ha una potenza minima erogabile quindi ci sarà anche un
intervallo di potenze in cui il motore funziona alla massima potenza e il bruciatore ausiliario in
accensione intermittente.
Di seguito si può vedere una tabella con riassunte le caratteristiche principali del sistema.
Potenza Elettrica
Potenza termica Stirling
Potenza termica caldaia integrazione
Potenza termica totale sistema microcogenerativo
Consumo Stirling
Consumo caldaia integrazione
Consumo sistema
Rendimento elettrico Stirling
Rendimento termico Stirling
Rendimento globale Stirling
Rumorosità
Ingombri L x H x P (mm)
Pesi
1 kWe (netto) 1,1 kWe (lordi)
6 kWt
18 kWt
24 kWt
7,4 kW
n.d.
28 kW
14,9 %
81,1 %
96 %
< 45 dBA
450 x 920 x 425
110 kg
3.2.2. Principio di funzionamento del motore Stirling Free – Piston presente
all’interno del sistema
Figura 3.3-Rendering motore stirling free – piston.
Il motore Stirling Free – Piston presente all’interno del sistema è composto da:
 Un bruciatore esterno
 Due scambiatori di riscaldamento, interno ed esterno
 Due scambiatori di raffreddamento, interno ed esterno
 Un displacer, che non è altro che un pistone che ha il compito di muovere il gas da una
estremità all’altra del cilindro.
 Un pistone, il quale ha il compito di generare potenza.
 Un alternatore , che trasforma l’energia meccanica del pistone in energia elettrica
 Una molla piana che ha il compito di mantenere in movimento il dislocatore
 Un rigeneratore di alluminio che ha il compito di immagazzinare prima e cedere poi, parte
dell’energia del gas durante le trasformazioni isocore.
 Uno spazio vuoto a tenuta stagna al di sotto e intorno al pistone, chiamato zona di rimbalzo.
Il rigeneratore e gli scambiatori di calore hanno una configurazione anulare centrata sull’asse
principale e che circonda il cilindro dove scorre il displacer.
Il motore è riempito con elio alla pressione di circa 27 bar.
In maniera sintetica, il dispacer muove l’elio all’interno del generatore dalla parte riscaldata a quella
raffreddata. La molla mantiene il dislocatore nel movimento di salita e discesa. Poiché l’elio è
alternativamente riscaldato e raffreddato, si espande e si contrae creando un’onda di pressione
all’interno del generatore. L’onda di pressione sposta il pistone di potenza il quale comprende
magneti che si muovono davanti a una bobina fissa la quale produce corrente elettrica alternata.
Scambiatore di
Riscaldamento
Interno
Camera di
Scambiatore
Espansione di
Riscaldamento
Esterno
Displacer o
Dislocatore
Rigeneratore
Scambiatore di
Raffreddamento
Esterno
Scambiatore di
Raffreddamento
Interno
Pistone di Potenza
Camera di
Compressione
Cilindr
o
Alternatore
Lineare
Stelo di Collegamento
Molla - Displacer
Molla Piana
Spazio di
Rimbalzo
Fig. 3.4: Schema motore stirling free -piston
Vediamo il funzionamento in dettaglio:
inizialmente dislocatore e pistone si trovano in una posizione di equilibrio; quando viene acceso il
bruciatore, il calore, attraverso lo scambiatore di riscaldamento esterno passa allo scambiatore
interno, quindi il gas contenuto al suo interno e quello presente in tutta la zona superiore si riscalda
ed espandendosi la pressione del fluido tende ad aumentare in entrambe le zone, quella di
espansione (superiore) e quella di compressione (inferiore).
L’aumento di pressione ha effetti diversi sul dislocatore e sul pistone.
Per quanto riguarda il pistone, esso tenderà a scendere per effetto delle forze di pressione agenti
sulla sua superficie (pressione spazio di lavoro maggiore pressione spazio di rimbalzo).
Per quanto riguarda il dislocatore, vediamo che lo squilibrio di forze è dovuto al fatto che l’area del
dislocatore nell’estremità calda è maggiore di quella nell’estremità fredda, quindi anche il
dislocatore tenderà a scendere ma con un’accelerazione maggiore visto che è molto più leggero del
pistone. L’elio quindi passerà attraverso gli scambiatori ed il rigeneratore dalla camera di
compressione a quella di espansione dove si scalderà ulteriormente aumentando ancora la differenza
di pressione e quindi le forze agenti sul dislocatore e sul pistone.
Figura 3.5-Compressione isocora
Di conseguenza il pistone continuerà il suo moto ed il fluido subirà un’espansione.
Figura 3.6-Espansione isoterma
La pressione nello spazio di rimbalzo continua ad aumentare a causa del moto del pistone fino a
raggiungere e sorpassare la pressione nello spazio di lavoro; il pistone allora invertirà il moto, così
come il displacer, ma essendo questo collegato ad una molla piana, la legge del moto è dovuta alla
reazione di tale molla ed all’andamento della pressione nello spazio di lavoro e non nello spazio di
rimbalzo, quindi il displacer risale con un’accelerazione maggiore rispetto al pistone.
Il moto combinato del pistone e del displacer causerà il passaggio del fluido dalla camera di
espansione (zona calda) alla camera di compressione (zona fredda) attraverso gli scambiatori ed il
rigeneratore. Il fluido quindi subirà una diminuzione di temperatura a seguito dell’effetto
rigenerativo e del calore ceduto nello scambiatore freddo; come conseguenza la pressione vigente
nello spazio di lavoro diminuirà ulteriormente.
Figura 3.7-Espansione isocora
Quando il displacer avrà raggiunto il suo punto morto superiore la quasi totalità del fluido sarà nella
camera di compressione e verrà compresso a seguito del moto del pistone che continua a salire a
causa dell’inerzia.
Figura 3.8-Compressione isoterma
La pressione nello spazio di lavoro aumenterà mentre diminuirà quella vigente nello spazio di
rimbalzo; ancora una volta le forze agenti sulle masse invertiranno le loro direzioni causando il
moto del pistone e del displacer verso il basso ed il ciclo si ripeterà.
Il lavoro netto è raccolto dal pistone tramite un generatore elettrico lineare.
Figura 3.9-Alternatore
I magneti sono fissati al pistone quindi il movimento alternato del pistone genera un flusso
magnetico mobile che taglia gli avvolgimenti, la bobina quindi genera la tensione.

Un motore free – piston non ha un’ampiezza di corsa fissata:
o La corsa del pistone e del dislocatore può variare
o La frequenza può variare

In questo motore la tensione di rete determina la corsa del pistone e la frequenza di rete setta la
frequenza del motore.

Una volta che la testa del motore è calda il motore è pronto per avviarsi.

Nella connessione alla rete il motore si autosincronizza con la rete:
o Tensione e frequenza sono uguali a quelli della rete.
I fattori che determinano la potenza del motore sono quattro:
 La tensione di rete
 La frequenza di rete
 La temperatura della testa
 La temperatura di raffreddamento
La tensione e la frequenza non in influiscono in maniera significativa sull’efficienza, e comunque
sono determinati dalla rete a cui il motore è connesso.
La temperatura della testa è determinata dal sistema di controllo, mentre la temperatura di
raffreddamento è determinata dall’utente, in base al tipo di impianto collegato.
Dai grafici seguenti si può osservare l’influenza delle temperature della testa e di raffreddamento
sulla potenza, e quindi sul rendimento.
Power
1200
1000
Power (watt)
800
600
Power, 240V, 31C
400
200
0
0
100
200
300
400
500
600
-200
Temperature of Head (C)
Figura 3.10-Diagramma potenza – temperatura testa
1200
1000
Power (Watts)
800
600
400
Power, 240V, 31C
200
Power, 240V, 70C
0
0
100
200
300
400
500
600
-200
Head Temperature (C)
Figura 3.11-Diagramma potenza – temperatura testa
Come si può osservare dai diagrammi, la potenza elettrica generata è fortemente influenzata dalla
temperatura della testa, più è alta e più la potenza è elevata. Ma anche la temperatura di
raffreddamento influenza moltissimo la potenza e quindi il rendimento, come si può osservare nel
secondo diagramma passando da una temperatura di raffreddamento di 31°C a 70°C, tutta la curva
di erogazione della potenza si sposta notevolmente in basso.
Da questo si deduce che per avere il massimo rendimento, il motore dovrebbe lavorare con
temperature della testa molto elevate e temperature di raffreddamento molto basse.
Mentre per la temperatura della testa c’è un limite tecnologico dovuto alla resistenza dei materiali,
si vede come la scelta del tipo di impianto di riscaldamento influenzi molto l’efficienza; ad esempio
è meglio scegliere un impianto a pannelli radianti a bassa temperatura piuttosto che un impianto a
radiatori con temperature medie sensibilmente più alte.
Capitolo 4
Sistemi ibridi Pompa di caloreGeneratore a gas
4.1 Generalità
Negli ultimissimi anni nel settore termotecnico si è cominciato a parlare di “Generatori Ibridi”,
mutuando una terminologia già largamente utilizzata nel settore automobilistico. Si tratta di
generatori che sfruttano diverse energie di alimentazione per la produzione di calore per
riscaldamento ambiente e acqua calda sanitaria. Una combinazione particolarmente interessante è
quella fra generatori a combustione e pompe di calore, dato che in questa maniera si ottengono
elevate prestazioni energetiche mediante il superamento dei limiti delle due tecnologie
4.2 Il problema del dimensionamento per le pompe di calore
Le pompe di calore aria-acqua sono tecnologie particolarmente adatte ad aumentare il rendimento
nei sistemi di riscaldamento ambiente, grazie agli elevati rendimenti ottenibili e alla facilità di
installazione.
Tuttavia un grande limite per l’adozione di queste macchine è costituito dal fatto che non è
conveniente dimensionare il generatore per soddisfare la potenza massima richiesta dall’edificio, in
quanto in tale maniera esso si troverebbe a funzionare per la maggior parte delle ore in
parzializzazione o in intermittenza: ciò provocherebbe un elevato numero di accensioni e
spegnimenti del compressore causando una diminuzione della sua vita utile.
Inoltre l’investimento richiesto per un generatore a pompa di calore aumenta molto all’aumentare
della potenza della macchina e quindi non è conveniente neanche per aspetti economici adottare una
macchina di potenza elevata che poi sarebbe utilizzata per poche ore annuali.
Occorre perciò analizzare l’abbinamento fra l’edificio e il generatore al fine di trovare il
dimensionamento ottimale.
In Figura 4.1 è riportato il tipico andamento della potenza dispersa da un edificio al variare della
temperatura dell’aria esterna (linea continua). In corrispondenza della temperatura di progetto
(Bologna, θprog=-5°C) l’edificio in questione presenta una potenza dispersa di 25 kW (punto P in
Figura 4.1). Si noti come la potenza dispersa si annulla quando la temperatura dell’aria esterna
raggiunge la temperatura di annullamento del carico ( θH,off in Figura 4.1) in corrispondenza della
quale l’impianto di riscaldamento viene spento. La norma prUNI TS 11300-4 indica come valore di
default per tale parametro il valore di 20°C ma in genere tale valore dipende dal livello di
isolamento dell’edificio e dalla capacità del sistema edificio-impianto di sfruttare gli apporti gratuiti
e risulta inferiore a 20°C.
Figura 4.1 – Diagramma per dimensionamento pompa di calore
Si supponga ora di voler riscaldare tale edificio con una pompa di calore elettrica aria-acqua
mediante la quale si produce acqua calda a 35°C per l’alimentazione di un impianto a pannelli
radianti a pavimento. Si sceglie di utilizzare una pompa di calore in grado di fornire 17 kW (Qnom)
a pieno carico nelle condizioni di lavoro A2/W35 con un COPnom pari a 3,2 (dati forniti dal
costruttore). Attraverso un modello semplificato si può ricostruire, partendo dai dati nominali, la
curva che fornisce la potenza erogata dalla pompa di calore in funzione della temperatura dell’aria
esterna (in questo caso θf= θa,ext) per una temperatura fissata dell’acqua di mandata al serbatoio
caldo ( θc=35°C); il risultato che si ottiene è riportato in Figura 4.1 mediante la linea tratteggiata.
Confrontando l’andamento della potenza dispersa dall’edificio e della potenza fornita dalla pompa
si nota come la pompa di calore sia in grado di coprire tutto il fabbisogno di calore dell’edificio solo
fino a quando la temperatura dell’aria esterna risulta maggiore della temperatura in corrispondenza
della quale le due curve si intersecano (punto BV in Figura 4.1): tale temperatura è chiamata
temperatura bivalente (θbival), dalla norma prUNI TS 11300-4. Quando la temperatura dell’aria
esterna diventa inferiore alla temperatura bivalente la pompa di calore non è più in grado da sola di
far fronte al fabbisogno di calore dell’edificio e per mantenere la temperatura interna dell’aria al
valore di progetto (tipicamente θai=20°C) deve intervenire qualche sistema di generazione
ausiliario (sistema di back-up o di integrazione). La temperatura bivalente nell’esempio riportato in
Figura 4.1 è pari a 2,7°C ed è considerabile come una caratteristica del sistema edificio-impianto
progettato in quanto dipende sia dal livello di isolamento dell’edificio che dalle caratteristiche
dell’impianto di riscaldamento a pompa di calore progettato: utilizzando nello stesso edificio una
pompa di calore in grado di erogare nelle condizioni A2/W35 una potenza termica superiore a 17
kW il punto B di Figura 4.1 trasla verso sinistra e la temperatura bivalente del sistema si abbassa.
Considerando che le prestazioni di una pompa di calore aria-acqua tendono a degradarsi
velocemente al diminuire della temperatura dell’aria esterna (in particolare in prossimità dei 4-5 °C
per i problemi di brinamento che possono verificarsi sullo scambiatore esterno) il progettista può
decidere di disattivare la pompa di calore al di sotto di una determinata temperatura del serbatoio
freddo; la temperatura in corrispondenza della quale la pompa di calore viene disattivata
(temperatura di cut-off) è indicata in Figura 4.1 come θH,cut-off (in Figura 4 θH,cut-off =-7°C) ed è da
considerare come un dato progettuale deciso in fase di dimensionamento dell’impianto sulla base di
considerazioni di ottimizzazione energetica e impiantistiche. Per valori di temperatura inferiori a
θH,cut-off la generazione di energia termica è affidata esclusivamente al sistema di integrazione. Al
contrario, nell’intervallo di temperatura compreso tra la temperatura bivalente e la temperatura di
cut-off ( θH,cut-off < θa,e < θbival) la pompa di calore e il sistema di integrazione possono funzionare
simultaneamente. In Figura 4.1 è anche indicato il valore di temperatura limite di funzionamento
della pompa di calore utilizzata (TOL); tale valore deve essere dichiarato dal costruttore della
pompa di calore secondo quanto indicato dalla prEN 14825 ed è il valore minimo di temperatura del
serbatoio freddo a cui la pompa può funzionare correttamente.
Usualmente si adotta un sistema di integrazione costituito da resistenze elettriche, ma a causa del
basso rendimento di questa soluzione risulta interessante l’adozione di sistemi, detti misti o ibridi,
costituiti dall’abbinamento con una caldaia che intervenga quando la potenza fornita dalla pompa di
calore non è più sufficiente o quando il rendimento della pompa di calore, che è negativamente
influenzato dalla diminuzione della temperatura esterna, scende sotto quello della caldaia.
4.3 Riduzione delle prestazioni delle pompe di calore aria-acqua
E’ risaputo che le prestazioni di una pompa di calore dipendono in modo consistente dalla
temperatura della sorgente, quindi dell’aria esterna nel caso delle pompe di calore aria-acqua.
L’aria esterna nel periodo invernale è però soggetta a frequenti e continui cambiamenti di
temperatura e umidità, che causano variazioni immediate sulle prestazioni delle pompa di calore, sia
in termini di potenza resa che di efficienza. Infatti, oltre alla diminuzione delle prestazioni con la
diminuzione della temperatura a causa di motivi termodinamici, le pompe di calore aria-acqua sono
soggette alla necessità di effettuare l’inversione del ciclo frigorifero per effettuare lo sbrinamento
della batteria evaporante esterna, a causa della formazione di brina. Tale inversione di ciclo abbassa
il rendimento totale della macchina in quanto viene spesa energia per riscaldare l’evaporatore
invece che apportare calore all’acqua del circuito riscaldamento: la diminuzione di rendimento è
tanto maggiore quanto più frequenti sono i cicli di sbrinamento.
Durante il funzionamento invernale si forma brina sulla superficie delle batterie evaporanti delle
pompe di calore qualora si verifichino simultaneamente due condizioni:
- diminuzione dell’umidità assoluta dell’aria tra ingresso ed uscita della batteria evaporante a
causa del deposito sulla superficie della condensa prodotta;
- temperatura superficiale della batteria evaporante uguale o inferiore a 0°C.
Per valori di umidità relativa sopra il 50% la temperatura dell’evaporatore si trova verosimilmente
sotto la temperatura di rugiada e ciò provoca condensazione: in queste condizioni la temperatura
dell’evaporatore può essere più alta, a parità di scambio termico, grazie al contributo del calore
latente di condensazione e ciò migliora il COP che aumenta con maggiori temperature di
evaporazione.
Fig 4.2-COP con sbrinamento in funzione della temperatura e dell’umidità relativa dell’aria esterna
Questo fenomeno fa sì che maggiore è l’umidità relativa migliore è il COP fino a che la temperatura
dell’evaporatore non scende sotto 0°C provocando la trasformazione della condensa in brina che in
breve peggiora lo scambio termico dell’evaporatore e innesca i cicli di sbrinamento. Da quel punto
in poi, la maggiore umidità peggiora il COP a causa della maggiore necessità di cicli di
sbrinamento. La Fig. 4.2 mostra l’andamento del COP in funzione della temperatura e dell’umidità
relativa dell’aria esterna: è visibile un andamento a gradino in corrispondenza della temperatura in
cui si innescano i cicli di sbrinamento.
Per quanto esposto sopra, il COP è tanto più alto quanto maggiore è l’umidità dell’aria prima
dell’innesco dello sbrinamento, tanto più basso quanto più è alta l’umidità dell’aria quando si
innescano i cicli di sbrinamento.
Al di sotto del 50% di umidità relativa i cicli di sbrinamento non si innescano mai, in quanto la
temperatura di rugiada è troppo bassa e quindi la temperatura dell’evaporatore rimane sempre più
alta.
Da quanto sopra descritto, si può riassumere che la pompa di calore è sicuramente una tecnologia
molto efficiente con temperature dell’aria esterna medio-alte e alti livelli di umidità relativa: grazie
infatti alla combinazione di questi due fattori, la pompa di calore beneficia del calore latente di
condensazione.
Invece, in situazioni di temperature dell’aria esterna medio-basse e alti livelli di umidità relativa il
rendimento della pompa di calore decade molto velocemente fino a rendere questa tecnologia non
conveniente in termini sia economici che energetici.
Come visto nel paragrafo precedente, di questo fenomeno occorre tenere conto nel
dimensionamento, dato che ciò va a influire sulla curva di potenza della pompa di calore e sulla
scelta della temperatura di cut-off, dato che viene modificato il punto di pareggio con l’efficienza
del sistema integrativo con caldaia.
4.4 Specificità climatiche in Italia
L'Italia è conosciuta come uno dei paesi con il clima più mite e gradevole, ma ad una più
approfondita analisi delle caratteristiche climatiche del nostro paese emerge come in verità ci siano
delle differenze importanti dovute all'estensione geografica (soprattutto in latitudine) che, in certi
casi associata all’altitudine di alcune località, portano a climi piuttosto rigidi. Una delle specificità
climatiche più marcate riguarda l’andamento delle temperature e dell’umidità dell’aria. Al contrario
di altri paesi europei, alcune zone geografiche italiane hanno molto spesso un clima invernale
particolarmente freddo e umido per un periodo di tempo molto lungo, che normalmente inizia già
alla fine del mese di ottobre e prosegue fino all’inizio di marzo.
Fig. 4.3 Temperature orarie rilevate nei mesi di dicembre, gennaio, febbraio del periodo 2007-2010 (fonte: Meteo
Italia srl, Arpa Emilia Romagna - Mantova, Venezia, Siena: fonte CTI - anno tipo climatico temperature orarie
mesi di dicembre, gennaio, febbraio)
Nel grafico (Fig. 4.3) si vede come numerose città abbiano un elevato numero di ore invernali in cui
le temperature sono particolarmente fredde (4°C o inferiore) e l’umidità relativa alta (85% o
superiore). Nelle elaborazioni grafiche (Figg. 4.4 e 4.5) relative a temperature e umidità di Milano
si nota che nel 65% delle ore invernali la temperatura è ≤ 4°C e nel 54% l’umidità relativa è ≥ 85%:
Tali condizioni sono quindi spesso riscontrabili nel nord Italia e soprattutto in città della pianura
padana, anche se il fenomeno della nebbia (combinazione di temperatura bassa e umidità alta) è
riscontrabile in modo frequente anche in alcune città del centro e sud Italia.
Un’altra caratteristica geografica italiana, cioè i circa 7.500 km di coste marine, ha un’importante
influenza sul tasso di umidità relativa delle città che si affacciano al mare. Nei periodi invernali la
coincidenza di basse temperature e alti tassi di umidità porta quindi alla formazione frequente di
nebbie.
Figura 4.4 - Temperature esterne invernali di Milano – dati orari relativi al periodo Dicembre 2007–Febbraio
2010 nei mesi dicembre, gennaio, febbraio (Fonte: Meteo Italia srl)
Figura 4.5 - Umidità relativa invernale di Milano – dati orari relativi al periodo Dicembre 2007–Febbraio 2010
nei mesi Dicembre, Gennaio, Febbraio (Fonte: Meteo Italia srl)
Un esempio emblematico è la costa alto adriatica, dove nella maggioranza delle ore invernali
l’umidità è statisticamente molto elevata: la stazione di rilevazione meteo ARPA del Lido di Volano
(FE) ha contato il 61% delle ore invernali con umidità relativa maggiore all’85% (calcolata sul
totale dati di umidità relativa orari dei mesi Dicembre-Gennaio-Febbraio del periodo 2007-2010,
fonte: ARPA Emilia Romagna). Tutto questo comporta che nella situazione italiana nella scelta
della pompa di calore da abbinare a un edificio diventa ancora più importante tenere presente il
fenomeno dell’abbassamento del COP con la combinazione di temperature basse e umidità relative
alte.
4.5 Dati dei generatori
Il sistema preso in considerazione è un generatore ibrido integrato composto da un involucro che
contiene al suo interno la componentistica idraulica, l’elettronica di controllo, un accumulo di
liquido sul circuito di riscaldamento e da una pompa di calore elettrica aria-acqua esterna e
connessa all’unità principale mediante tubi connessi al circuito riscaldamento (Figura 4.6).
Figura 4.6 – Generatore ibrido
Anche se per condurre un’analisi quantitativa ci si è riferiti a un modello specifico si tratta di una
tipologia di prodotto che comincia a essere proposto da diverse aziende del settore termotecnico e
ciò spiega l’interesse di una analisi approfondita delle prestazioni ottenibili.
In Tabella 4.1 sono elencate le caratteristiche tecniche del generatore ibrido.
Tabella 4.1 - Dati del generatore ibrido
Caldaia a condensazione
Portata termica nominale in riscaldamento
24,7 kW
Potenza termica nominale 80/60
24 kW
Potenza termica nominale 50/30
26,1 kW
Rendimento nominale 80/60
97,6 %
Rendimento nominale 50/30
105,7 %
Rendimento 30% Pn
107,6 %
Pompa di calore aria-acqua
Potenza in riscaldamento
8,5 kW
Potenza elettrica assorbita
2,1 kW
COP con temperatura aria 7°C b.s. e temperatura mandata
acqua 35°C
Temperatura mandata acqua
Alimentazione
3,97
50/25 °C
230 V/1/50Hz
Per quanto visto nei paragrafi precedenti, in generale nel caso di un sistema composto da due
generatori differenti è necessario stabilire una priorità di accensione che ottimizzi il rendimento del
sistema. Data l’elevata efficienza della pompa di calore sarà questa ad attivarsi per prima per le
temperature più miti, tuttavia con la diminuzione del COP e della potenza erogata alle temperatura
dell’aria più fredde, dovrà essere individuata una temperatura limite, denominata temperatura di
cut-off (cut-off), per cui la pompa cesserà di lavorare, onde evitare rendimenti troppo bassi.
La caldaia a condensazione potrà entrare in funzione anche nel caso in cui non venga superata la
temperatura di cut-off, qualora la sola pompa di calore non riesca a sopperire all’intero fabbisogno,
ciò avviene per una temperatura detta temperatura bivalente (bival). Quindi la pompa di calore
dovrà soddisfare il carico termico fino alla temperatura di bivalente, sotto la quale entrerà in
funzione il generatore integrativo.
Nell’analisi effettuata, oltre all’integrazione fornita dalla caldaia a condensazione, è stato
considerato anche il caso della più tradizionale integrazione mediante resistenza elettrica con lo
scopo di effettuare una comparazione quantitativa fra i due sistemi. Questo tipo di integrazione si
comporterà in modo diverso di quella a gas, perché dato il suo basso rendimento entrerà in funzione
solamente nel caso di mancato raggiungimento della potenza richiesta, lasciando lavorare la pompa
per tutte le possibili
temperature dell’aria senza considerare una temperatura di cut off.
Capitolo 5
Descrizione edificio e impianto
5.1 Descrizione edificio sul quale è stata eseguita la simulazione
Lo studio è stato fatto su una villetta singola costruita verso la fine degli anni settanta situata nella
periferia di Milano e costituita da un appartamento al piano terra e uno al primo piano riscaldati da
un’unica centrale termica e da un piano interrato non riscaldato che è adibito a garage. L’edificio è
privo di qualsiasi tipo di isolamento: la parete esterna è costituita da una muratura a cassa vuota
dello spessore di 30 cm con intercapedine d’aria di 6 cm, mentre tutti i serramenti sono a vetro
singolo.
Figura 5.1-Rendering villetta
Figura 5.2-Rendering villetta in primo piano
Figura 5.3-Planimetria piano terra
Figura 5.4-Planimetria primo piano
Volume degli ambienti climatizzati al lordo delle strutture che li delimitano (V):
519,995 m³
Superficie esterna che delimita il volume (S): 434,363 m²
Rapporto S/V: 0,835 1/m
Superficie utile: 139,740 m²
Indice di prestazione energetica per la climatizzazione invernale(EPi): 168,474 kWh/m²
EPi limite: 104,764 kWh/m²
Potenza di progetto: 12470 W
Volume dei sigoli locali:
Locale
Soggiorno Pranzo Piano Terra
Bagno Piano Terra
Corridoio Piano Terra
Camera 1 Piano Terra
Camera 2 Piano Terra
Soggiorno Pranzo Piano1°
Corridoio Piano 1°
Bagno Piano 1°
Camera 1 Piano 1°
Camera 2 Piano 1°
V
[m³]
89,968
13,959
13,398
37,596
33,731
89,968
13,398
13,959
37,596
33,731
Per quanto riguarda dati più dettagliati sull’edificio si faccia riferimento alla relazione tecnica di
legge 10/91 Allegato A.
La relazione tecnica, è stata eseguita tramite il software Termo 6.4 della Microsoftware.
Figura 5.5-Schermata iniziale Termo
5.2 Dimensionamento Radiatori
Per dimensionare i radiatori si devono conoscere le dispersioni termiche dei singoli locali ed inoltre
per compensare il funzionamento intermittente è stata impostata una potenza di ripresa che è la
potenza necessaria a far aumentare la temperatura del locale di un certo ΔT in un determinato
tempo.
Per valutare le differenze causate dai transitori si volevano confrontare i risultati ottenibili con
radiatori poco sovradimensionati rispetto alle dispersioni termiche dei locali e con radiatori con un
sovradimensionamento più pesante.
Per fare ciò, all’interno del programma Termo 6 prima si è impostata una potenza di ripresa
necessaria a far aumentare la temperatura dei locali di 1°C nel tempo di un’ora che corrisponde ad
una potenza di 11 W/m2 da aggiungere a quella delle dispersioni termiche dei locali ottenendo così
la potenza necessaria per dimensionare i radiatori con sovradimensionamento leggero.
Locale
Ti [°C]
Soggiorno Pranzo Piano
20,0
Terra
Bagno Piano Terra
20,0
Corridoio Piano Terra
20,0
Camera 1 Piano Terra
20,0
Camera 2 Piano Terra
20,0
Soggiorno Pranzo Piano1°
20,0
Corridoio Piano 1°
20,0
Bagno Piano 1°
20,0
Camera 1 Piano 1°
20,0
Camera 2 Piano 1°
20,0
Totale unità immobiliare:
Pt [W]
Ppt [W]
2.800,5
0,0
400,4
227,2
1.275,0
1.125,7
2.789,8
225,9
398,5
1.161,1
1.122,7
11.526,7
Pv [W] PRH [W]
224,9
366,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
34,9
33,5
94,0
84,3
224,9
33,5
34,9
94,0
84,3
943,3
56,9
54,6
153,2
137,4
366,5
54,6
56,9
153,2
137,4
1.537,1
P [W]
3.391,9
492,2
315,3
1.522,2
1.347,5
3.381,2
313,9
490,3
1.408,3
1.344,4
14.007,1
Legenda
Ti: temperatura interna
Pt: potenza dispersa per trasmissione
Ppt: potenza dispersa per ponti termici
Pv: potenza dispersa per ventilazione
PRH: potenza di ripresa richiesta per compensare gli effetti del riscaldamento intermittente
P: potenza dispersa totale
Per ottenere la potenza necessaria per i radiatori con sovradimensionamento pesante è stata imposta
una potenza di ripresa necessaria a far aumentare di 3°C in un’ora la temperatura dei locali pari a
45 W/m2.
Locale
Ti
Pt [W] Ppt [W] Pv [W] PRH [W]
[°C]
20,0 2.800,5
0,0
224,9
1.499,4
Soggiorno Pranzo Piano
Terra
Bagno Piano Terra
20,0
404,8
Corridoio Piano Terra
20,0
227,2
Camera 1 Piano Terra
20,0 1.275,0
Camera 2 Piano Terra
20,0 1.131,9
Soggiorno Pranzo Piano1°
20,0 2.789,8
Corridoio Piano 1°
20,0
225,9
Bagno Piano 1°
20,0
402,9
Camera 1 Piano 1°
20,0 1.168,5
Camera 2 Piano 1°
20,0 1.128,8
Totale unità immobiliare: 11.555,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
34,9
33,5
94,0
84,3
224,9
33,5
34,9
94,0
84,3
943,3
P [W]
4.524,8
232,7
672,4
223,3
484,0
626,6 1.995,6
562,2 1.778,4
1.499,4 4.514,1
223,3
482,6
232,7
670,5
626,6 1.889,1
562,2 1.775,3
6.288,3 18.786,8
Legenda
Ti: temperatura interna
Pt: potenza dispersa per trasmissione
Ppt: potenza dispersa per ponti termici
Pv: potenza dispersa per ventilazione
PRH: potenza di ripresa richiesta per compensare gli effetti del riscaldamento intermittente
P: potenza dispersa totale
La potenza di ripresa comunque non influisce sulla prestazione energetica.
5.3 Scelta dei radiatori
Per sfruttare appieno la caldaia a condensazione è stata imposta una temperatura massima di
mandata pari a 55°C. I radiatori scelti per l’impianto sono prodotti dalla GLOBAL Radiatori, sono
radiatori in alluminio con le seguenti caratteristiche:
Figura 5.6-Caratteristiche dei radiatori
I modelli utilizzati sono il VIP 600 per i bagni ed il VIP 700 per tutti gli altri locali.
La potenza erogata da ogni elemento, facendo riferimento alla norma UNI EN 442, si calcola
attraverso la relazione:
Dove il coefficiente Km e l’esponente n sono caratteristici del radiatore mentre ΔT è la differenza di
temperatura tra quella dell’ambiente da riscaldare (20°C) e quella media dell’acqua all’interno
dell’elemento.
5.4 Dimensionamento impianto
Fig. 5.7: Layout radiatori
Per dimensionare tutto l’impianto è stato utilizzato il software della CALEFFI “Impianti a
Collettori”. Questo è un software molto semplice che serve appunto per dimensionare gli impianti a
collettori: basta inserire i radiatori nell’archivio materiali, impostare la temperatura di mandata,
scegliere il tipo di collettore tra quelli già presenti in archivio o inseriti dall’utente, il tipo di valvole
sui terminali, il ΔT medio guida, la prevalenza al colllettore ed il tipo di tubi di collegamento.
Figura 5.8-Schermata iniziale software “Impianti a collettori”
Figura 5.9-Schermata iniziale nuovo progetto software “Impianti a collettori”
Il programma poi calcolerà le portate dei singoli terminali, le potenze, il numero di elementi, il salto
termico medio, la velocità del fluido nelle tubature di collegamento e le perdite di carico.
Capitolo 6
Creazione del modello edificioimpianto all’interno del software di
simulazione
6.1 Il software TRNSYS
Per la simulazione dell’impianto di riscaldamento ci si è avvalsi del software TRNSYS; questo
software permette di effettuare simulazioni analitiche computerizzate su vasta scala operando su
quasi tutte le problematiche energetiche.
TRNSYS infatti fornisce un ambiente completo ed estendibile per la simulazione dinamica in
regime anche transitorio dei sistemi inclusi edifici con diverse zone termiche. Il software viene
utilizzato da ingegneri e ricercatori di tutto il mondo come utile strumento di supporto non solo
nell’analisi di semplici sistemi energetici, come ad es. i sistemi domestici di produzione dell’acqua
calda, ma anche nella progettazione di edifici e nella simulazione dei sistemi di climatizzazione
considerando diverse variabili come i diversi tipi di regolazione o le varie opportunità fornite dalle
più recenti innovazioni nel campo delle fonti energetiche alternative(eolico, solare termico,
geotermico, fotovoltaico ecc.).
Punto di forza del programma è la facilità di utilizzo grazie alla presenza di librerie ad oggetti.
È possibile scindere tali librerie in due insiemi.

Quelli che modellizzano il comportamento fisico dei componenti energetici

Quelli che rappresentano una raccolta di semplici strumenti di interfaccia al software
Per quanto concerne i primi, sono programmati sulla base di modelli fisico-matematici che in molti
casi permettono di ottenere risultati che si discostano poco dallo sperimentale, gli altri forniscono
tutta una serie di strumenti molto utili al fine dell’elaborazione dei dati.
Tutti questi “tools” sono realizzati utilizzando il linguaggio di programmazione Fortran pertanto è
possibile creare anche nuovi modelli in base alle specifiche esigenze.
TRNSYS inoltre può facilmente interagire durante le simulazioni con altri programmi esterni come
ad es. Excel,Matlab,Comis ecc.
Le applicazioni di trnsys includono:

Sistemi solari (solare termico e fotovoltaico)

Edifici multi zona e sistemi di climatizzazione con caratteristiche progettuali anche
complesse

Sistemi energetici rinnovabili(ad es. sistemi geotermici)

Cogenerazione
TRNSYS include diversi software applicativi tra cui i più importanti sono il TRNBUILD e il
SIMULATION STUDIO.
6.1.1 TRNBUILD: modellazione dell’edificio
L’applicativo TRNBUILD presente nella suite di trnsys permette, grazie ad una parametrizzazione
dettagliata delle singole zone che compongono l’edificio, di ottenere un modello energetico dello
stesso.
Nella finestra di inizializzazione del progetto l'utente inserisce alcune informazioni generali
sul progetto, definisce gli orientamenti delle pareti richiesti dalla costruzione descritta (Fig. 6.1),
visualizza l’elenco degli inputs necessari al TYPE 56, dove viene creata una lista di inputs che
vengono utilizzati nella definizione dei guadagni (Fig.6.2), e seleziona gli outputs desiderati.
Figura 6.1-Finestra iniziale
Figura 6.2-Definizione Inputs
Utilizzando i dati termo-fisici fondamentali dei materiali nelle diverse strutture murarie, porte ed
elementi finestrati, riassunti nella seguente tabella (Tab. 6.1), è possibile descrivere le stratigrafie
delle diverse strutture (allegato A) specificando gli spessori dei diversi strati.
Calore
Spessore Conduttanza Conduttività Conduttività
specifico
m
w/mq K
W/m K
Kj/h m K
Kj/Kg K
Materiale
Densità
Kg/mc
Abete
450
1,600
x
0,1200
Alluminio
2700
0,880
x
220,0000
Aria intercapedine
50 mm
1,23
1,008
0,05
Bitume puro
1050
1,000
x
Blocco da solaio di
laterizio spessore
180 mm
950
0,920
0,18
Calcestruzzo 1800
Kg/mc
1800
1,000
Calcestruzzo 2400
Kg/mc
2400
Calcestruzzo armato
5,456
0,43200
792,00000
0,2728
0,98208
0,1700
0,61200
0,5999
2,15978
x
1,1500
4,14000
1,000
x
2,0000
7,20000
2300
1,000
x
2,3000
8,28000
Intonaco di gesso
1000
1,000
x
0,4000
1,44000
Mattone forato di
laterizio spessore
120
717
0,920
0,12
3,220
0,3864
1,39104
Mattone forato di
laterizio spessore 80
775
0,920
0,08
5,000
0,4000
1,44000
Mattoni per pareti
esterne
2000
0,840
x
0,9900
3,56400
Mattoni per pareti
interne
1000
0,840
x
0,3600
1,29600
piastrelle in
ceramica
2300
0,840
x
1,3000
4,68000
pino
550
1,600
x
0,1500
0,54000
vetro da finestre
2500
0,750
x
1,0000
3,60000
Cartone catramato
1600
1,000
x
0,5000
1,80000
3,333
Tab. 6.1- Dati sulle stratigrafie delle diverse strutture
La figura 6.3 mostra l’introduzione dei dati del forato di laterizio da 120 in trnbuild.
Figura 6.3-Dati termo-fisici del forato di laterizio da 120 in trnbuild
La figura 6.4 invece mostra la modellazione della parete esterna dell’edificio con la costruzione
della sua stratigrafia caratterizzata da specifici materiali e spessori.
In modo del tutto analogo è possibile modellare gli elementi vetrati dell’edificio.
Figura 6.4- Modellazione parete esterna in trnbuild
Come evidenzia la figura precedente il modello energetico della parete include anche il coefficiente
di assorbimento solare sul lato interno e su quello esterno; ciò è molto importante poiché consente,
durante le simulazioni, di tener conto degli apporti termici solari. Questa possibilità offerta dal
software ha consentito di determinare il fabbisogno stagionale di energia termica dell’edificio a
partire dai dati di irraggiamento relativi alla città di Milano.
Completato l’archivio delle strutture murarie e degli elementi vetrati è infine possibile descrivere
singolarmente le diverse zone (fig. 6.5) andando ad introdurre le varie strutture e l’area della loro
superficie (fig 6.6).
Figura 6.5-Zone di progetto
Figura 6.6-Modellazione zona termica in trnbuild
Per le varie pareti è richiesto inoltre:

Orientamento

Tipologia di parete che può essere esterna,interna,adiacente ad altre zone oppure di tipo
boundary cioè confinante con un ambiente ad una determinata temperatura
Attraverso la funzione Ventilation è possibile tener conto dei ricambi d’aria (Fig. 6.7)
Figura 6.7-Inserimento ricambi d’aria
Nel progetto realizzato sono stati impostati ricambi d’aria pari a 0,3 volumi/ora per tutte le zone
tranne per il garage dove è stato impostato a 0,5 volumi/ora.
Attraverso la funzione Gains (Fig. 5.8) invece è possibile inserire gli apporti interni dovuti alla
presenza di persone, apparecchi elettrici e luci oltre agli apporti dovuti ai terminali dell’impianto
che sono stati impostati come inputs.
Fig. 6.8: Gains di una zona
Nel progetto per ogni zona ci sono due gains, uno rappresenta la potenza erogata dal radiatore ed è
impostato come input, l’altro invece rappresenta gli apporti termici interni complessivi dovuti a
persone, apparecchi elettronici e luci artificiali calcolati facendo riferimento alla norma UNI/TS
11300-1 in funzione della superficie del locale (tab. 6.2)
Superficie
[mq]
Locale
Soggiorno piano terra
33,25
Apporto
Apporto
interno
interno [Kj/h]
[W]
158,812
571,723
Bagno piano terra
5,23
27,262
98,142
Corridoio piano terra
5,00
26,081
93,891
Camera 1 piano terra
14,08
71,453
257,230
Camera 2 piano terra
12,55
63,987
230,355
Soggiorno 1° piano
33,25
158,812
571,723
Corridoio 1° piano
5,00
26,081
93,891
Bagno 1° piano
5,23
27,262
98,142
Camera 1 1° piano
14,08
71,453
257,230
Camera 2 1° piano
12,55
63,987
230,355
Tab. 6.2: Apporti termici interni dei locali
Solo nei soggiorni ci sono tre gains perché hanno due radiatori.
Una volta completato il progetto è possibile salvarlo in un file esterno (*.BUI).
Il calcolo delle dispersioni termiche dell’edificio durante la simulazione viene effettuato utilizzando
il metodo della “funzione di trasferimento del calore” che viene creata dal software per ogni
elemento strutturale attraverso la determinazione dei coefficienti che tengono conto della
stratigrafia dell’elemento stesso; non utilizzare solo il valore di trasmittanza, come fonte per il
calcolo delle dispersioni, è fondamentale ai fini della simulazione. Infatti, tramite la funzione di
trasferimento, è possibile, noti conducibilità, densità, calore specifico, spessore, simulare il
comportamento all’inerzia termica del materiale.
Questo aspetto è fondamentale poiché permette di ottenere risultati che non potrebbero essere
ottenuti con un calcolo di tipo statico.
6.1.2 Simulation Studio
L’interfaccia principale del software è il TRNSYS Simulation Studio,un applicativo grazie al quale
è possibile realizzare simulazioni di sistemi semplicemente selezionando e “trascinando” all’interno
dello spazio di lavoro i vari componenti presenti in libreria,collegandoli in modo opportuno e
definendo i parametri della simulazione (fig 6.9).
Figura 6.9-Progetto in Simulation Studio
Come abbiamo già accennato nell’introduzione di questo capitolo,un componente trnsys consiste in
un sottoprogramma scritto in linguaggio Fortran,C,C++ che modella analiticamente il
comportamento di un elemento reale dell’impianto come ad es. una valvola miscelatrice,una pompa
di circolazione, un termostato ambiente o un fenomeno fisico come ad esempio il flusso di un fluido
all’interno di una tubazione.
Ogni componente trnsys è caratterizzato da tre tipi di variabili.
 Parametri: non variano durante la simulazione e vengono fissati dall’utilizzatore sulla base
di dati reali che caratterizzano l’elemento
modellato;ad es. utilizzando il componente
rappresentato in fig. 6.10 relativo ad una pompa di circolazione, i parametri da impostare
sono mostrati in fig. 6.11 e riguardano la portata e la potenza della pompa, il calore specifico
del fluido, l’energia trasferita dal motore al fluido
Figura 6.10- Modello di una pompa di circolazione in trnsys
Figura 6.11-Parametri del type 114
 Input: sono le variabili di ingresso al componente che possono essere fissate dall’utilizzatore
oppure possono variare durante la simulazione se costituite dagli output di un altro
componente
 Output: sono le variabili di uscita dal componente derivanti dall’elaborazione degli input e
dei parametri da parte del codice che modella l’elemento reale; collegando tra loro due
componenti è possibile selezionare output di un componente che diverranno input del
componente successivo
Figura 6.12-Connessione tra due componenti trnsys
Figura 6.13-Link tra i due componenti
Ad esempio in fig. 6.12 è mostrata la connessione tra due componenti trnsys,una pompa di
circolazione e una tubazione. Cliccando sulla connessione si apre la finestra mostrata in fig. 6.13
dove nella parte destra sono elencati gli output del type 114 mentre sulla sinistra gli input del type
31; in questo caso la portata e la temperatura del fluido in uscita dalla pompa rappresenta la portata
e la temperatura del fluido in ingresso alla tubazione.
Procedendo secondo questo schema è possibile simulare sistemi anche piuttosto complessi
scegliendo i componenti appropriati e selezionando le connessioni più opportune.
6.2 Modellizzazione dell’impianto nel Simulation Studio
6.2.1 Introduzione
Lo scopo di questo studio è quello di determinare le prestazioni stagionali di una unità di
microcogenerazione domestica con tecnologia Stirling in modo da ottenere i consumi di energia
primaria e i risparmi economici ottenibili, in confronto alla tecnologia alternativa di una caldaia a
condensazione.
Per fare un’analisi il più possibile completa sono state eseguite diverse simulazioni, in particolare
dodici, sei per la caldaia e 6 per la microCHP, in ognuna delle quali venivano variati dei parametri,
in particolare il regime di conduzione e il dimensionamento dei radiatori. Per questo motivo i dodici
layout differiscono in qualche particolare l’uno dall’altro ma hanno tutti uno schema di base
comune.
L’analisi dei modelli può essere condotta su due livelli.
 Analisi del flusso di dati
 Analisi dettagliata di ogni macro-componente
6.2.2 Analisi del flusso di dati
Attraverso la flow-chart mostrata in fig. 6.14 è possibile diagrammare il flusso di dati all’interno dei
modelli rappresentati nell’allegato C
DATI
CLIMATI
CI
BUILDIN
G
MODEL
RADIAT
ORI
PLOTTIN
G
GENERATO
RE
CURVA
CLIMATICA
REGIME DI
CONDUZIO
NE
TERMOSTA
TO
INTEGRAT
ORE
STAMPAN
TE
Figura 6.14- Flow chart del modello
 Dati Climatici: questo blocco fornisce i dati termo-igrometrici esterni al blocco “Curva
Climatica” ed al blocco “Building Model” oltre al gruppo “Plotting” per graficare le
temperature.
 Curva Climatica: questo blocco riceve i dati di temperatura esterna dal blocco “Dati
Climatici” e fornice la temperatura di mandata dell’acqua al blocco “Generatore”.

Regime di conduzione: questo blocco fornisce al blocco “Termostato” gli orari di
accensione del generatore impostando la temperatura di set point a 20°C o 12°C a seconda
se il generatore deve essere acceso o spento rispettivamente.
 Termostato: rappresenta il controllo dell’impianto, riceve i dati di set point dal blocco
“Regime di conduzione”, li confronta con quelli effettivi del “Building Model” fornendo il
segnale di controllo al “Generatore”. In maniera diversa controlla anche il blocco
“Radiatori”.
 Building Model: rappresenta l’edificio il quale attraverso il “Termostato” fornisce le proprie
richieste energetiche.
 Generatore: rappresenta la modellizzazione matematica del generatore, sia nel caso di
caldaia a condensazione che nel caso di microCHP. Controllato dal “Termostato” e dalla
“Curva Climatica” trasferisce potenza all’acqua che circola nei radiatori.
 Radiatori: questo blocco appunto rappresenta la modellizzazione matematica dei radiatori,
funge da bus energetico tra il blocco “Generatore” e il “Building Model”.
 Integratore: riceve i dati dal “Generatore” fornendo i risultati delle elaborazioni alla
“Stampante” .
 Plotting: riceve i dati dal “Building Model”, “Generatore” e “Dati Climatici” e li visualizza.
 Stampante: riceve i dati dallo ”Integratore” e li stampa.
6.2.3 Analisi dei macro-componenti
Dati Climatici: è costituito dai componenti Type 15-6, Type 33e e Type 69b.
Il Type 15-6 facendo utilizzo di un file Meteonorm ha tutti i dati climatici della città di Milano. Il
Type 33e prende come input la temperatura a bulbo asciutto e l’umidità relativa dell’aria umida e
restituisce diverse proprietà dell’aria umida, nel layout realizzato solo la temperatura di rugiada che
è uno degli input del Type 69b. Questo componente determina una temperatura di cielo effettiva che
viene utilizzata per calcolare lo scambio di radiazione di onde lunghe tra una superficie arbitraria
esterna e l’atmosfera. La temperatura effettiva del cielo è sempre inferiore alla temperatura
ambiente. Al cielo nero di una notte serena ad esempio, viene assegnata una bassa temperatura di
cielo effettiva per tenere conto della perdita radiativa supplementare da una superficie esposta al
cielo.
Figura 6.15-Connessioni Type 15-6 Type 56b
Building model: consta del solo Type 56 il quale racchiude al suo interno tutti i dati relativi al
modello energetico dell’edificio elaborati in Trnbuild.
Figura 6.16-Type 56b
In input riceve tutti i dati climatici e gli apporti termici dei radiatori. Il modello elabora il tutto
ed in uscita da la temperatura delle singole zone. Queste servono ai radiatori per determinare la
potenza trasmessa in funzione della differenza di temperatura tra la superficie del radiatore e la
temperatura media dell’aria nella zona termica.
Figura 6.17- Connessione Type 562(radiatore) Type 56b
Regime di conduzione: in base al regime di conduzione ci sono tre tipi di layout per questo
componente. Nel caso in cui il sistema è sempre acceso, il termostato è comandato solo dalla
temperatura del locale dove è posizionata la sonda (soggiorno piano terra), quindi questo
componente non è per nulla presente.
Nel caso di tre periodi di accensione (fig. 6.18) il macro-componente è composto da due Type
14e e un Type 41a, visto che ci sono orari di accensione diversi per i giorni feriali e per il fine
settimana.
Figura 6.18- Layout regime di conduzione triplo periodo di accensione
Il Type 14e ha il compito di creare una funzione forzante di temperatura continua partendo da
una serie di dati discreti. Il ciclo si ripete ogni n ore dove n è l’ultimo valore di tempo
specificato.
Nel primo Type 14e sono inseriti gli orari di accensione per i giorni feriali che sono:
6 – 9, 12 – 14, 17 – 23.
Mentre nel secondo Type 14e sono inseriti gli orari di accensione del fine settimana che sono: 8
– 24.
Entrambi i Type 14e sono connessi al Type 41a il quale organizza i profili giornalieri in una
sequenza che forma un profilo annuale.
Nel caso di un unico periodo di accensione c’è solo unType 14e (fig. 6.19) collegato al al
termostato (fig 6.20) visto che il periodo di accensione è uguale per per tutti i giorni della
settimana: 7 – 23 .
Figura 6.19-Profilo unico
Figura 6.20- Connessione Type 14e con termostato
Curva climatica: è costituita da un solo componente, il Type 62 (fig. 6.21).
Figura 6.21-Curva climatica
Questo componente non fa altro che interfacciarsi con un foglio di lavoro excel dove è
impostata l’equazione per stabilire la temperatura di mandata dell’acqua nel generatore in
funzione della temperatura esterna. L’equazione impostata è la seguente:
La seconda non è altro che l’equazione di una retta creata imponendo una una temperatura di
mandata pari a 55°C per una temperatura esterna pari a -5°C e
°C.
Figura 6.22-Grafico curva climatica
°C per

Termostato: è composto dal componente Type 2b (fig. 6.23).
Figura 6.23- Termostato (Type 2b)
Il termostato differenziale on/off genera una funzione di controllo che può assumere i valori 1 o
0. Il termostato ha 2 input, la temperatura dell’ambiente controllato (soggiorno piano terra)
proveniente dal type 56 e la temperatura da impostare proveniente dal blocco regime di
conduzione. Il segnale di controllo è scelto in funzione delle differenze tra le temperature
supeiore Th e inferiore Tl rispetto a due bande di temperature ΔT1 e ΔT2 impostati
rispettivamente a 1 e -1 (fig. 6.24). In questa maniera se il regime di conduzione impone una
temperatura di 20°C la temperatura dell’ambiente controllato può assumere tutti i valori
compresi tra 19°C e 21°C.
Figura 6.24-Input termostato
Il nuovo valore della funzione di controllo dipende dal valore della funzione di controllo di
input allo step temporale precedente. Il termostato viene utilizzato con il segnale di controllo di
input collegato con il segnale di controllo di output fornendo un effetto d’isteresi.
C’è un ulteriore termostato collegato ai radiatori. Se i radiatori fossero controllati dallo stesso
termostato che controlla il generatore si spegnerebbero contemporaneamente ad esso ma in
realtà essi continuano a fornire calore finché non si raffreddano, anche con il generatore spento.
Per evitare questo errore viene aggiunto un termostato secondario che mantiene accesi i
radiatori fino ad una temperatura imposta di 22°C.
Radiatori: il blocco radiatori è costituito da una serie di type 562 (fig. 6.25) ognuno dei quali
rappresenta il modello energetico di un radiatore compresi i tratti di tubo che collegano il
terminale alla parete.
Figura 6.25- Layout radiatori
Per ogni modello sono impostati dei parametri in base alle caratteristiche del radiatore che deve
rappresentare e alla sua potenza (fig. 6.26).
Figura 6.26-Parametri radiatore (Type 562)
I parametri principali sono:
o Lunghezza del tubo di mandata e di ritorno (parete – muro)
o Diametro dei tubi
o Emissività della superficie
o Calore specifico del fluido (acqua)
o La frazione radiativa della potenza totale nelle condizioni nominali (ΔT = 60°C)
o Potenza nominale del radiatore (ΔT = 60°C)
o Esponente n caratteristico del radiatore
o Capacità termica del radiatore compreso il fluido al suo interno
o Temperatura iniziale del radiatore
Ogni radiatore ha quattro input (fig 6.27):
Figura 6.27- Inputs radiatori
o
La temperatura dell’acqua in ingresso e proviene dal generatore
o
La temperatura dell’ambiente in cui è installato proveniente dal Type 56; serve per
calcolare la potenza effettiva erogata in base al ΔT.
o La funzione di controllo proveniente dal termostato secondario
o La portata massica circolante all’interno del radiatore; questo input è stato inserito
manualmente in base ai calcoli idraulici effettuati col software della Caleffi.
Nelle due tabelle seguenti sono riassunte alcune caratteristiche dei radiatori nei due casi di
impianto più o meno sovradimensionato.
Radiatore
Larghezza
n.
[mm]
elementi
Capacità
Termica
[Kj/K]
Potenza
Portata
nominale
l/h
DT=60 [W]
soggiorno 1 terra
2320
29
119,092
5945,00
172
soggiorno 2 terra
2240
28
114,986
5740,00
172
640
8
28,640
1448,00
171
camera 1 terra
1840
23
94,452
4715,00
176
camera 2 terra
1680
21
86,239
4305,00
188
corridoio terra
400
5
20,533
1025,00
171
soggiorno 1 piano 1
2320
29
119,092
5945,00
163
soggiorno 2 piano 1
2320
29
119,092
5945,00
163
640
8
28,640
1448,00
163
camera 1 piano 1
1840
23
94,452
4715,00
168
camera 2 piano 1
1680
21
86,239
4305,00
178
corridoio piano 1
400
5
20,533
1025,00
163
2048
bagno terra
bagno piano 1
Tab. 6.3-Caratteristiche radiatori sovradimensionamento pesante
Radiatore
Larghezza
[mm]
n.
elementi
Capacità
Termica
[Kj/K]
Potenza
Portata
nominale
l/h
DT=60 [W]
soggiorno 1 terra
1600
20
82,133
4100,00
171
soggiorno 2 terra
1600
20
82,133
4100,00
171
480
6
21,480
1086,00
171
camera 1 terra
1440
18
73,919
3690,00
176
camera 2 terra
1200
15
61,599
3075,00
188
corridoio terra
240
3
12,320
615,00
171
soggiorno 1 piano 1
1600
20
82,133
4100,00
163
soggiorno 2 piano 1
1600
20
82,133
4100,00
163
480
6
21,480
1086,00
163
camera 1 piano 1
1280
16
65,706
3280,00
168
camera 2 piano 1
1200
15
61,599
3075,00
178
corridoio piano 1
240
3
12,320
615,00
162
bagno terra
bagno piano 1
2045
Tab. 6.4- Caratteristiche radiatori sovradimensionamento leggero
Tra i vari output che presenta questo modello ne vengono utilizzati due:
o La potenza totale emessa, che è un input del building model
o La temperatura dell’acqua in uscita.
Tutte le portate e le temperature dell’acqua in uscita da ogni radiatore sono gli input di un
blocchetto attraverso il quale viene calcolata la temperatura media dell’acqua che è l’input del
generatore. L’equazione impostata nel blocchetto è la seguente:
Dove:
Ti è la temperatura di uscita da ogni singolo radiatore
mi è la portata massica di ogni radiatore.
Generatore: nel software non esisteva un modello che poteva simulare in toto il funzionamento
del generatore, sia nel caso di caldaia a condensazione che nel caso del microcogeneratore
Ecogen e anche nel caso della pompa di calore con integrazione elettrica e del generatore ibrido.
Il generatore è stato simulato quindi attraverso l’utilizzo di un modello di riscaldatore ausiliario
(Type 6) in combinazione al Type 62 che richiama un foglio di lavoro excel dove sono inserite
tutte le relazioni necessarie per calcolare il rendimento (fig 6.28).
Fig. 6.28- Layout generatore
Attraverso il Type 6 è possibile stabilire la potenza erogata al fluido e la temperatura del fluido
in uscita.
Gli input (fig 6.29) utilizzati sono:
o La temperatura dell’acqua in ingresso, che non è altro che la temperatura dell’acqua di
ritorno dall’impianto, ossia la Tmed calcolata nel blocco radiatori
o La portata massica d’acqua, inserita manualmente (somma delle portate di tutti i
radiatori)
o La funzione di controllo con la quale il termostato accende o spegne il generatore
o La temperatura di set point imposta dalla curva climatica.
Fig. 6.29-Inputs Type 6
I parametri (fig. 5.30) utilizzati sono.
o La potenza massima, impostata pari a 24 KW
o Il calore specifico dell’acqua
L’efficienza viene lasciata pari a 1 poiché è calcolata nel foglio excel.
Figura 6.30- Parametri Type 6
Nel type 6 è implementata una semplice relazione:
Dove:
P è la potenza termica trasmessa al fluido
Cp è il calore specifico del fluido
ΔT è la differenza di temperatura tra l’acqua in uscita e quella in ingresso nel generatore.
Dato che è stata imposta una potenza massima la temperatura di mandata sarà pari alla
temperatura imposta dalla curva climatica se la potenza necessaria è minore di quella massima,
altrimenti il riscaldatore applicherà la massima potenza e la temperatura di mandata sarà
inferiore a quella imposta.
Gli outputs del type 6 sono la temperatura di mandata e la potenza erogata all’acqua.
Il type 62, ha come inputs gli outputs del type 6 e la temperatura dell’acqua di ritorno
dall’impianto; come outputs il rendimento, la portata termica e la potenza elettrica nel caso del
micro CHP.
6.2.4 Metodo di implementazione del rendimento della microCHP nel
foglio di calcolo
MicroCHP
I dati di rendimento elettrico e termico della caldaia microCHP sono stati forniti dalla Ricerca e
Sviluppo Baxi UK e sono riassunti nelle tabelle sotto riportate.
Max potenza bruciatore ausiliario a Tm=70°C [KW]
18,00
Rendimento bruciatore ausiliario alla max potenza a Tm=70°C rispetto PCS 87,30
Rendimento bruciatore ausiliario alla max potenza a Tm=70°C rispetto PCI 97,00
Potenza min bruciatore ausiliario a Tm=40°C [Kw]
4,50
Rendimento bruciatore ausiliario alla min potenza a Tm=40°C rispetto PCS
Rendimento bruciatore ausiliario alla min potenza a Tm=40°C rispetto PCI
97,37
108,19
Tab. 6.5: Dati bruciatore supplementare
Potenza
Gas Netta
[KW]
Potenza
Gas
Lorda
[KW]
7,5
6,3
4,9
4,5
4,0
3,6
8,3
7,0
5,4
5,0
4,4
4,0
Potenza
Potenza Termica
Elettrica All'acqua
[W]
[KW]
1001
830
545
450
325
167
6,8
5,6
4,3
4
3,7
3,5
Rend.
Termico
PCS
Rend.
Elettrico
PCS
Rend.
Globale
PCS
Rend.
Termico
PCI
Rend.
Elettrico
PCI
Rend.
Globale
PCI
81,60
80,00
78,98
80,00
83,25
87,50
12,01
11,86
10,01
9,00
7,31
4,18
93,61
91,86
88,99
89,00
90,56
91,68
90,67
88,89
87,76
88,89
92,50
97,22
13,35
13,17
11,12
10,00
8,13
4,64
104,01
102,06
98,88
98,89
100,63
101,86
Tab. 6.6: Dati motore Stirling a Tmed=40°C
Per eseguire le simulazioni era necessario ottenere un’equazione analitica che fornisse il rendimento
in funzione della potenza termica, tuttavia a causa degli andamenti differenti dei due bruciatori non
è stato possibile interpolare i dati con un’unica equazione. Per questo motivo sono stati calcolati
separatamente i rendimenti termici del bruciatore Stirling e del bruciatore ausiliario per poi fare una
media ponderata nei momenti in cui essi funzionavano insieme.
Per quanto riguarda il bruciatore Stirling, per prima cosa è stato costruito un diagramma con in
ascisse la potenza termica fornita all’acqua e in ordinate il rendimento termico rispetto al PCI (fig
6.31).
Figura 6.31- Diagramma rendimento termico Stirling
L’andamento è molto particolare e l’unica curva in grado di approssimarlo è una polinomiale del 5°
ordine di equazione:
dove
= rendimento termico rispetto a PCI
= potenza termica all’acqua in kW
Con l’equazione di questa curva si riesce ad ottenere il rendimento termico del bruciatore Stirling
per una potenza termica all’acqua compresa tra la minima di 3,5 kW e la massima di 6,8 kW, tutto
questo per una temperatura media dell’acqua Tm = 40°C.
A questo punto occorreva calcolare il rendimento per temperature medie dell’acqua diverse da
40°C, e per far ciò si sono utilizzate le formule riportate nella norma UNI TS 11300-2:
Il motivo per l'adozione di questa formula è perché la variazione del rendimento termico con la
temperatura di ritorno è principalmente dovuta al periodo in cui lo scambiatore di calore si trova in
regime di condensazione dei gas di scarico, sia in questo tipo di bruciatore, che in una caldaia a
condensazione standard.
La valvola del gas e lo stadio di condensazione dello scambiatore di calore nel bruciatore stirling
sono le stesse utilizzate per una caldaia a condensazione; per questo motivo è stata avanzata l'ipotesi
che la funzione della riduzione di efficienza fosse uguale a quella per una caldaia a condensazione.
Per potenze termiche richieste minori della minima (Pmin=3,5 kW) il bruciatore stirling lavora in
accensione e spegnimento.
Dal momento che in quelle condizioni il motore stirling non opera, perché necessita di alcuni minuti
per raggiungere la temperatura di regime, la potenza termica è ottenuta dallo scambiatore di calore
in comune con il bruciatore a condensazione ausiliaria. Così, in queste condizioni è stata fatta
l'ipotesi che il comportamento fosse il medesimo di quello di una caldaia a condensazione standard.
Al fine di ottenere efficienza in tali condizioni, dal momento che la letteratura scientifica non
riportava alcun riferimento, sono stati eseguiti test utilizzando una caldaia a condensazione
collegata a uno scambiatore di calore con una temperatura di mandata impostata a 50 ° C e una
temperatura di ritorno impostata a 30 ° C. In tale situazione la potenza di scambio termico è stata
ridotta, passo dopo passo, attraverso una diminuzione di flusso secondario ed è stato misurato
l'ingresso del gas. I risultati di questo test sono mostrati nella Tabella 6.7: utilizzando questi dati
possiamo ottenere una relazione attraverso la quale è calcolata l'efficienza del bruciatore in funzione
del carico termico e quando lo stesso bruciatore sta lavorando in modalità di accensione e
spegnimento.
Per calcolare l'efficienza del bruciatore ausiliario è stato adottato il metodo della norma UNI TS
11300-2 quando il bruciatore è in campo di modulazione, mentre in lavoro di accensione e
spegnimento è stata utilizzata la stessa relazione ottenuta dai dati sperimentali.
Regime
Funzionamento
continuo
Funzionamento
intermittente
Potenza
termica
Portata
Portata
nello
termica
termica
minima in
scambiatore
misurata
modulazione
di calore
(kW)
(kW)
(kW)
Fattore di
carico
(%)
Rendimento
(%)
6,3
6,3
6,7
100
106,3
6,3
6,7
4,2
62
101,05
6,3
7
2
30
96,15
6,3
7,3
1,8
27
92,59
6,3
7,7
1,7
25
87,1
6,3
7,8
1,5
23
85,99
6,3
8
1,4
21
84,69
Tab. 6.7: Dati motore Stirling a Tmed=40°C
Per calcolare il rendimento totale nel caso in cui la potenza supera quella massima che riesce a
erogare il bruciatore Stirling è stata fatta una media ponderata:
Per fare in modo che la potenza totale erogata sia di 24 KW è stata imposta a 17,2 KW la potenza
del bruciatore supplementare quando in realtà ha una potenza di 18 KW.
Per il calcolo del rendimento elettrico e della potenza elettrica prodotta si è costruito un grafico con
sulle ascisse la portata termica calcolata rispetto al potere calorifico superiore, ottenuta dividendo la
potenza termica erogata all’acqua per il rendimento rispetto al PCS, e in ordinata la potenza elettrica
prodotta in Watt (fig. 6.32).
Figura 6.32-Grafico potenza elettrica – potenza gas lorda
Facendo un’interpolazione logaritmica del grafico, è stata ottenuta l’equazione:
Questa equazione permette di calcolare la produzione elettrica in funzione della potenza termica
erogata dal bruciatore Stirling.
Per potenze inferiori alla minima (Pmin = 3,5 kW), dove si ha un funzionamento intermittente del
bruciatore Stirling è stata considerata una produzione elettrica nulla. Questa è una condizione
cautelativa, dato che potrebbe esserci una produzione elettrica anche in queste condizioni se i
periodi di accensioni sono abbastanza lunghi, tuttavia non era possibile con il modello costruito
riuscire a determinare il numero di accensioni e la loro durata.
Un’altra ipotesi semplificativa è stata quella di non considerare la dipendenza della potenza elettrica
dalla temperatura media dell’acqua: questo non è vero, ma tale dipendenza non dovrebbe influire in
maniera rilevante, viste le temperature di funzionamento. In ogni caso questa ipotesi può essere
eliminata implementando una relazione fra potenza elettrica e temperature di funzionamento.
6.2.5 Metodo di implementazione del rendimento della caldaia a
condensazione nel foglio di calcolo
Per quanto riguarda la caldaia a condensazione, per il calcolo del rendimento termico è stato
utilizzato interamente il metodo dell’appendice B della norma UNI TS 11300-2 partendo dai dati
nella Tabella 6.8.
Caldaia Luna 3 system HT
Potenza termica massima caldaia (kW)
24
Potenza termica minima caldaia (kW)
6,8
Potenza termica intermedia (kW)
0
Rendimento a potenza termica massima (%)
97,6
Rendimento a potenza termica minima (%)
107,5
Perdite al mantello a bruciatore spento (% della potenza max)
0,6
Perdite a bruciatore spento (% della potenza max)
0,7
Tab. 6.8-Potenze e rendimenti caldaia a condensazione
6.2.6 Metodo di implementazione del rendimento del sistema ibrido nel
foglio di calcolo
Come si è visto nel capitolo 4, le pompe di calore aria-acqua sono soggette a un abbassamento di
rendimento causato dall’innescarsi dei cicli di sbrinamento in funzione dell’umidità esterna: in
Figura 6.33 è riportato l’andamento del COP in funzione di temperatura esterna già esaminato nel
capitolo 4. Tale andamento è stato ricavato sperimentalmente in un lavoro di Vio et al. ed è anche
confermato da Chen e Guo.
Uno degli obiettivi del presente lavoro era quello di ripetere tali prove su una pompa di calore nota
per poi applicare questi risultati alle simulazioni dinamiche, tuttavia al momento questa attività è
ancora in corso e allora si è deciso di ipotizzare per la pompa di calore presa in esame lo stesso
andamento trovato in letteratura e successivamente validare sperimentalmente questi risultati ed
eventualmente applicare le correzioni necessarie.
La pompa di calore esaminata è la Altherma della Daikin modello ERLQ0116BAV3, che è
sicuramente una delle macchine con le prestazioni più alte presenti in questo momento sul mercato
e rappresenta perciò lo stato dell’arte di quanto disponibile per operare un intervento come quello
analizzato in questo lavoro.
Figura 6.33-COP con sbrinamento in funzione della temperatura e dell’umidità relativa dell’aria esterna
Nelle Figure 6.34 e 6.35 sono riportati i dati di potenza elettrica assorbita e potenza termica resa
forniti dal costruttore per varie temperature di mandata in funzione della temperatura esterna e
l’andamento del COP a 50 °C di temperatura di mandata: come si può vedere non vengono forniti
dati in funzione dell’umidità relativa dell’aria esterna e non è osservabile l’andamento a gradino che
segna l’innesco dei cicli di sbrinamento. Questo avviene perché al momento ancora non esiste una
norma di prova per ricavare tali dati e neanche una norma che imponga di tenerne conto nel calcolo
del rendimento stagionale. Esaminando l’andamento della Figura 6.33 è chiaro tuttavia che
trascurare questo fenomeno ha un’influenza molto importante sul rendimento stagionale, visto il
grande abbassamento che è possibile osservare.
Figura 6.34-Dati di potenza della pompa di calore presa in esame
Figura 6.35-Andamento COP della pompa di calore presa in esame
In questo lavoro si sono perciò ricavate le curve di COP in funzione di temperatura esterna e
umidità, ipotizzando che la pompa di calore presa in esame avesse lo stesso andamento di quella
esaminata nel lavoro. L’ipotesi che è stata fatta è che l’andamento del COP per UR 90% e fino al
punto di innesco dello sbrinamento fosse quello riportato dal costruttore e così è stato possibile
ricavare una parte della curva, ricavando poi le altre curve traslando quelle disponibili in letteratura:
il risultato è mostrato in Figura 6.36
Figura 6.36-Andamento COP della pompa di calore presa in esame
Queste curve sono state poi interpolate mediante equazioni polinomiali di ordine 3, che
garantiscono un’ottima coincidenza, e utilizzando queste equazioni si è costruito il foglio di calcolo
da abbinare al Trnsys dove vengono calcolate le potenze termiche, elettriche e primaria sia per la
caldaia che per la caldaia di integrazione (Figura 6.37). Il foglio prende in input la temperatura
esterna, l’umidità relativa, la potenza richiesta e le temperature di mandata e di ritorno e fornisce in
output la potenza elettrica assorbita e la potenza termica fornita dalla pompa di calore e la potenza
termica e la portata termica della caldaia a condensazione. Il foglio inoltre è stato realizzato in tre
versioni che potessero simulare tre logiche di funzionamento.
Fig 6.37-Modello di calcolo delle prestazioni del sistema ibrido
Logica 1: la caldaia di integrazione si attiva quando la potenza della pompa di calore non è
sufficiente a soddisfare la potenza richiesta. Dato che è stata scelta una pompa di calore che incrocia
la curva di fabbisogno ciò avverrà indicativamente per temperature più basse di 4°C, come è
visibile in Figura 6.38 dove sono riportate la curva di potenza della pompa di calore e quella del
fabbisogno dell’edificio. Naturalmente nelle simulazioni si tiene conto anche di aspetti tipicamente
dinamici come apporti gratuiti, transitori di partenza e così via e perciò la situazione potrebbe poi
non essere precisamente quella visibile nelle curve che però, come già detto nel capitolo 4, servono
nel processo di abbinamento del sistema generatore-edificio.
Figura 6.38-Curve di potenza dell’edificio e della pdc 11 kW (azzurro) e 13 kW (verde)
Logica 2: la pompa di calore viene disattivata quando la temperatura esterna scende sotto i 5 °C. In
questa maniera si cerca di evitare che la pompa di calore funzioni con rendimenti più bassi di quelli
della caldaia, ma operando su un solo parametro questo non è garantito. Come si può vedere dalla
Figura 6.11 anche sotto i 5 °C esistono condizioni per cui il COP è maggiore di 2,2 che è il limite
sotto il quale il rendimento in energia primaria scende sotto il 100% (con un fattore di conversione
dell’energia elettrica in energia primaria pari a 2,174). Se la potenza della pompa di calore non è
sufficiente, anche se la temperatura è maggiore di 5°C, viene attivata la caldaia di integrazione in
parallelo.
Questo tipo di logica è stata implementata nel foglio di calcolo mediante alcune funzioni logiche
inserite nelle celle visibili in Figura 6.39: la descrizione dell’algoritmo utilizzato è la seguente.
Figura 6.39-Inserimento logica 2 nel foglio di calcolo
Nella casella “Tipo di logica” viene assegnata una cifra a seconda del tipo di funzionamento in cui
si trova il sistema secondo il seguente algoritmo
-
La Temperatura esterna, inserita dal Trnsys in input nella casella “Temperatura esterna”,
viene confrontata col valore 5°C e si possono avere due casi
o La temperatura è minore di 5°C: in questo caso deve essere verificato se la potenza
disponibile dalla pompa di calore è sufficiente e si hanno altre due possibilità.

Si: tutta la potenza deve essere soddisfatta dalla pompa di calore e viene
assegnata la cifra 1

No: la caldaia deve fornire la potenza di integrazione e viene assegnata la cifra
2
o La temperatura è maggiore o uguale a 5°C: deve funzionare solo la caldaia e viene
assegnata la cifra 3
Nella casella “Potenza istantanea” della riga del calcolo del rendimento della caldaia viene
definita qual’è la potenza assegnata alla caldaia a secondo di quale è la cifra presente nella
casella “Tipo di logica”.
o Se la cifra è 1 il valore della casella viene posto uguale a 0 e tutta la potenza termica
viene soddisfatta dalla pompa di calore. In questo caso la potenza erogabile dalla
pompa di calore è più alta di quella del fabbisogno in input e perciò la potenza
elettrica della pompa di calore viene calcolata dividendo la potenza del fabbisogno
per il COP.
o Se la cifra è 2, il valore della casella viene calcolato come differenza fra il valore di
potenza in input e quello disponibile dalla pompa di calore. In questo caso la potenza
erogabile dalla pompa di calore è più bassa di quella del fabbisogno in input e perciò
la potenza elettrica della pompa di calore viene calcolata dividendo la potenza della
pompa di calore per il COP.
o Se la cifra è 3, il valore della casella viene posto uguale a quello della potenza
istantanea necessaria che viene in input dal Trnsys. In questo caso la potenza elettrica
della pompa di calore viene posta uguale a 0.
Logica 3: la pompa di calore viene attivata quando il suo rendimento in energia primaria è
maggiore del 100 %. Questa logica consente di avere una maggiore probabilità di utilizzare il
generatore più efficiente nelle varie condizioni di utilizzo, ma rende necessario operare mediante
l’acquisizione di temperatura e umidità relativa esterne.
Questo tipo di logica è stata implementata nel foglio di calcolo mediante alcune funzioni logiche
inserite nelle celle visibili in Figura 6.40: la descrizione dell’algoritmo utilizzato è la seguente.
-
La potenza erogabile dalla pompa di calore nelle condizioni istantanee di umidità relativa e
temperatura esterna (ricevuti in input dal Trnsys) viene confrontata con quella di fabbisogno
(input) e si possono avere due casi.
o La potenza della pompa di calore è maggiore del fabbisogno: in questo caso deve
essere verificato se il rendimento della pompa di calore è maggiore di un valore
impostato a 100% e si hanno altre due possibilità.

Si: tutta la potenza deve essere soddisfatta dalla pompa di calore e viene
assegnata la cifra 1

No: la caldaia deve fornire tutta la potenza necessaria e viene assegnata la
cifra 2
o La potenza della pompa di calore è minore del fabbisogno e anche in questo caso si
deve verificare se il rendimento della pompa di calore è maggiore di un valore
impostato a 100% e si hanno due ulteriori possibilità.

Si: la caldaia deve fornire la potenza di integrazione e viene assegnata la cifra
3.

No: la caldaia deve fornire tutta la potenza necessaria e viene assegnata la
cifra 4
Figura 6.40-Inserimento logica 2 nel foglio di calcolo
La casella “Funzionamento solo caldaia” avrà il valore
- VERO: se il valore della casella “Tipo di logica” è uguale a 2 o 4
- FALSO: se il valore della casella “Tipo di logica” è uguale a 1 o 3.
Nella casella “Potenza istantanea” della riga del calcolo del rendimento della caldaia viene definita
qual’è la potenza assegnata alla caldaia a secondo di quale è il contenuto della casella
“Funzionamento solo caldaia e della cifra presente nella casella “Tipo di logica”.
o Se il contenuto della casella “Funzionamento solo caldaia” è VERO, il valore della
casella viene posto uguale a quello della potenza istantanea necessaria che viene in
input dal Trnsys. In questo caso la potenza elettrica della pompa di calore viene posta
uguale a 0.
o Se il contenuto della casella “funzionamento solo caldaia” è FALSO viene valutato il
valore della casella “Tipo di logica” e si possono avere due casi

La cifra è 1 il valore della casella viene posto uguale a 0 e tutta la potenza
termica viene soddisfatta dalla pompa di calore. In questo caso la potenza
erogabile dalla pompa di calore è più alta di quella del fabbisogno in input e
perciò la potenza elettrica della pompa di calore viene calcolata dividendo la
potenza del fabbisogno per il COP.

La cifra è 3, il valore della casella viene calcolato come differenza fra il valore
di potenza in input e quello disponibile dalla pompa di calore. In questo caso
la potenza erogabile dalla pompa di calore è più bassa di quella del fabbisogno
in input e perciò la potenza elettrica della pompa di calore viene calcolata
dividendo la potenza della pompa di calore per il COP.
6.2.7 Elaborazione degli output
L’elaborazione degli output viene operata mediante tre componenti del Simulation Studio:
l’Integratore e la Stampante e il Plotter
Integratore: nel caso del microCHP l’integratore è composto da due componenti, il Type 24 e il
Type 55 (fig 6.39).
Fig. 6.39: integratori
Il Type 24 integra nel tempo le grandezze istantanee provenienti dal generatore e le trasmette alla
stampante. Le grandezze integrate sono:

La potenza netta

La potenza lorda (potenza netta / rendimento)

La potenza elettrica

La potenza termica fornita dalla caldaia di integrazione nel caso del generatore ibrido
Il Type 55 è un operatore matematico che esegue diverse operazioni tra le quali quella di fare
integrali parziali su intervalli di tempo stabiliti dall’utente. Con questo operatore è stato possibile
ottenere come risultato l’energia elettrica prodotta per ogni ora dell’anno espressa in kWh.
Nel caso della caldaia è presente solo il Type 24 che integra la potenza netta e la potenza lorda.
Stampante: il componente stampante non fa altro che creare un file di testo con i risultati degli
operatori integrali (fig 6.40). Questo tipo di componente permette di scegliere con quale intervallo
di tempo stampare i risultati, ad esempio ogni mese oppure ogni ora.
Fig. 6.40: Modelli stampante
Plotter: composto dal solo modello Type 65d, è utilizzato per visualizzare le variabili di sistema
selezionate mentre la simulazione è in corso. Nei layout ci sono diversi Type 65d ma l’unico
utilizzato per generare i grafici è quello che visualizza le seguenti grandezze:
Temperatura esterna
Temperatura ambiente dove è presente il termostato (soggiorno piano terra)
Potenza netta
Contatore accensioni generatore: è un macro-componente presente solo nel caso di microCHP
unico periodo di accensione, che serve appunto a contare quante volte il termostato accende il
generatore per confrontare i due casi di radiatori più o meno sovradimensionati (fig. 6.41).
Fig. 6.41
Capitolo 7
Analisi dei risultati
7.1 Risultati simulazioni e confronto fra i vari regimi di
funzionamento per la microCHP
Nella tabella 7.1 sono riassunti i risultati ottenuti attraverso le simulazioni eseguite con i radiatori
con sovradimensionamento leggero.
Energia
Energia
termica
primaria
in uscita consumata
(kWh)
(kWh)
Caldaia a
condensazione
in terzo
regime
Micro CHP in
terzo regime
Caldaia a
condensazione
in secondo
regime
Micro CHP in
secondo
regime
Caldaia a
condensazione
in primo
regime
Micro CHP in
primo regime
Rendimento
termico
stagionale
(%)
19870,3
19101,4
104,03
19870,3
20704,4
95,97
22537,9
21652,2
104,09
22537,9
23678,4
95,18
26448,2
25454,19
103,91
26448,2
27601,3
95,82
Rendimento
elettrico
stagionale
(%)
Rendimento
globale
(%)
Energia
elettrica
prodotta
(kWh)
Costi
annuali
energia
(euro)
Risparmi
annuali
(euro)
2.137,10
8,40
104,37
1738,8
1.901,55
235,55
2.315,66
9,44
104,62
2235,4
2.010,40
305,25
2.581,79
8,20
104,02
2262,7
2.279,55
302,24
Tab. 7.1-Risultati simulazioni per la microCHP e la caldaia a condensazione
Nella tabella sono state calcolate anche le spese annuali per l’energia considerando un consumo
elettrico annuo di 4000 KWh, con un costo del KWh elettrico di 0,2 euro e un costo del kWh gas
pari a 0,07 euro. Si è calcolato inoltre il risparmio che si otterrebbe con il microCHP ipotizzando un
regime di scambio sul posto precedente al Gennaio 2009.
Andando a confrontare i risultati del microCHP passando dal triplo periodo di accensione all’ unico
periodo di accensione si possono fare alcune osservazioni.
1- Il consumo di energia primaria aumenta, e questo è dovuto essenzialmente al fatto che la
macchina rimane accesa per più tempo durante la giornata.
2- Pur rimanendo circa costante il rendimento totale medio stagionale, diminuisce il rendimento
termico e aumenta il rendimento elettrico. Questo si può spiegare osservando i due diagrammi
riportati in Figura 7.1 e 7.2 che rappresentano l’andamento della potenza erogata e delle
temperature ambiente ed esterna per una simulazione di due giorni di gennaio.
Come si può osservare dai grafici, nel primo caso si vede che la potenza media erogata è
maggiore che nell’unico periodo di accensione, questo indica che aumenta la potenza erogata
dal bruciatore ausiliario. La potenza elettrica generata è sempre la stessa lavorando sempre alla
massima potenza dello stirling, quindi il rendimento elettrico diminuisce. Dato che il bruciatore
ausiliario ha un rendimento termico maggiore dello stirling, più lavora e più tende ad
aumentare il rendimento termico globale visto che aumenta il suo peso.
Dato che aumenta la produzione elettrica ed il rendimento, si vede che il risparmio che si
ottiene rispetto ad una caldaia a condensazione è maggiore nel caso dell’unico periodo di
accensione rispetto al triplo.
Fig. 7.1: Andamento potenza microCHP triplo periodo di accensione leggero
Fig.7.2 - Andamento potenza microCHP unico periodo di accensione leggero
3- Passando ad osservare i risultati ottenuti tenendo il generatore sempre acceso, si vede che il
consumo di energia primaria aumenta in maniera significativa. In questo caso c’è anche una
diminuzione del rendimento totale che passa dal 104,62 % dell’unico periodo di accensione al
104,02 %, dovuto principalmente ad una sensibile diminuzione del rendimento elettrico non
compensato da un piccolo aumento del rendimento termico.
Andiamo a motivare queste osservazioni esaminando il grafico in Figura 7.3 dove anche in
questo caso sono plottati l’andamento della potenza e delle temperature per due giorni di
gennaio.
Fig.7.3 - Andamento potenza microCHP sempre acceso leggero
Come si può vedere dal grafico, in questo caso c’è un elevatissimo numero di accensioni e
spegnimenti, dovuto però non al regime di conduzione ma dal fatto che una volta raggiunta
la temperatura di 21°C (20°+1) il termostato spegne il generatore per poi riaccenderlo
quando scende sotto ai 19°C (20°-1) e questo avviene in intervalli di tempo molto più brevi
rispetto ai casi precedenti. Ogni volta che il generatore riparte lo fa alla massima potenza
visto che l’acqua ha il tempo di raffreddarsi quindi la potenza media è più alta soprattutto
rispetto l’unico periodo di accensione, e questo provoca un forte abbassamento del
rendimento elettrico per i motivi visti in precedenza.
Il problema della diminuzione del rendimento totale, come si può osservare dalla tabella,
esiste soltanto per il microCHP e non per la caldaia a condensazione, questo perché il
rendimento che si abbassa fondamentalmente è soltanto quello elettrico.
Dal punto di vista economico, si vede come il maggior risparmio si ottiene nel caso
dell’unico periodo d’accensione dove si ha il massimo del rendimento elettrico e la
macchina sta accesa per parecchio tempo quindi ha il tempo per generare molta energia
elettrica.
7.2. Confronto in termini di domanda di energia primaria e di
emissioni di CO2
Al fine di valutare la riduzione della domanda di energia primaria è necessario considerare che una
certa quantità di energia viene utilizzata dalla centralina del sistema microCHP per la produzione di
elettricità, e quindi il confronto deve prendere in considerazione anche la quantità di energia non
consumata dalla rete.
Figura 7.4 – Confronto in termini di energia primaria
Nella figura 7.4 viene mostrato
il confronto tra l 'unità del sistema microCHP, la caldaia a
condensazione e la caldaia a gas che era in funzione nella casa prima della sostituzione. Il raffronto
è stato elaborato considerando la modalità di funzionamento continuo (primo regime) e prendendo
in esame il fattore 2,174 per ciò che concerne la conversione dell'energia elettrica in energia
primaria. I risultati mostrano che l'unità di sistema microCHP è in grado di registrare una forte
riduzione della domanda di energia primaria rispetto alla caldaia ad efficienza standard (-27,3%) e a
quella a gas a condensazione
(-9,9%).
Figura 7.5 – Confronto in termini di emissioni di CO2
La stessa metodologia è stata usata per calcolare le emissioni di CO2 e i risultati sono mostrati in
Figura 7.5: i valori di emissione considerati sono stati 0,2 kg/kWh per il metano e 0,433 kg/kWh
per l’energia elettrica dalla rete (valori da AEEG).
7.3 Risultati simulazioni per sistema ibrido
Per valutare l’influenza delle logiche di funzionamento e di altri parametri sulle prestazioni del
sistema ibrido sono state eseguite diverse simulazioni con le seguenti configurazioni.
1. Sistema con pompa di calore 11 kW e con integrazione sulla potenza: il sistema di
integrazione (elettrico o con caldaia) interviene quando la potenza erogata dalla pompa di
calore non è sufficiente a soddisfare il fabbisogno termico dell’edificio per fornire solo la
potenza mancante.
2. Sistema con pompa di calore 11 kW che viene disattivata sotto la temperatura di 4 °C e con
integrazione sulla potenza: il sistema di integrazione funziona in parallelo con la pompa di
calore quando la potenza non è sufficiente e fornisce tutta la potenza sotto i 4°C di
temperatura esterna.
3. Sistema con pompa di calore 11 kW che viene disattivata quando il suo rendimento in
energia primaria scende sotto il valore del 100 %. Come negli altri casi il sistema di
integrazione fornisce in parallelo la potenza necessaria quando quella della pompa di calore
non è sufficiente.
4. Sistema come 2, ma con temperatura limite di attivazione posta pari a 0 °C.
5. Sistema con pompa di calore come 3, ma con pompa di calore da 13 kW che ha quindi una
temperatura bivalente più bassa e conseguentemente un maggiore campo di temperature in
cui può soddisfare il fabbisogno termico.
I risultati delle simulazioni sono mostrati in Tabella 7.2
Energia
edificio
En. termica
caldaia/
integrazione
Energia
termica
PdC
Percentuale Energia
funz. PdC primaria PdC
Energia
primaria Rendimento Rendimento
caldaia/
caldaia
PdC
integrazione
Rendimento
globale
COP
Sistema con integrazione elettrica PdC 1
Sistema con integrazione elettrica PdC 2
Logica 1 PdC 1
Logica 2 PdC 1 Tlim=4
Logica 3 PdC 1
26455,2
26455,2
26455,2
26455,2
26455,2
6897,7
4573,2
6897,7
14796,2
15204,7
19557,5
21882,0
19557,5
11659,0
11250,5
73,9%
82,7%
73,9%
44,1%
42,5%
17658,5
19970,9
17658,5
9504,8
8769,6
14995,0
9941,7
6753,4
14426,0
14802,0
102,14%
102,57%
102,72%
110,75%
122,66%
128,29%
2,41
2,67
2,79
81,0%
88,4%
108,4%
110,5%
112,2%
Logica 2 PdC 1 Tlim=0
Logica 6 PdC 2
26455,2
26455,2
8377,1
14401,1
18078,1
12054,1
68,3%
45,6%
16063,6
9460,1
8202,7
14015,3
102,13%
102,75%
112,54%
127,42%
2,45
2,77
109,0%
112,7%
Tabella 7.2-Risultati simulazioni per il sistema ibrido
Osservando questi risultati si possono fare le seguenti considerazioni.
-
Il sistema solo pompa di calore con integrazione elettrica ha un rendimento molto basso e di
fatto non è applicabile a questo tipo di intervento: infatti anche scegliendo la pompa di
calore più potente per limitare l’intervento dell’integrazione di fatto il rendimento globale
rimane molto basso a causa dell’abbassamento del COP a temperature basse e umidità
elevate.
-
La logica di funzionamento 1 raggiunge un minore rendimento globale, ma comunque molto
più alto rispetto al sistema con integrazione elettrica
-
La logica di funzionamento 3 raggiunge il rendimento globale più elevato, ma la differenza
rispetto alla logica 2 non è elevata. Visto che l’implementazione di questa logica necessita
della misura dell’umidità relativa esterna è da valutare se ciò è vantaggioso in termini
economici.
-
Il sistema con logica di funzionamento 3, ma pompa di calore più potente non migliora in
maniera significativa il rendimento globale e perciò non è conveniente adottare una
macchina più potente, ma anche più costosa.
-
Utilizzando la logica di funzionamento 2 è preferibile adottare come temperatura bivalente il
valore 4 °C rispetto a 0 °C, dato che ciò fa guadagnare 1,5 % sul rendimento.
Nella Tabella 7.3 sono mostrati i risultati della simulazione 3 divise per mesi ed è possibile
osservare bene come l’andamento della percentuale di utilizzo e del rendimento della pompa di
calore diventi molto critico nei mesi di Gennaio e Febbraio, sicuramente più freddi e
verosimilmente anche umidi.
Energia
edificio
Gennaio
Febbraio
Marzo
Aprile
Maggio
Ottobre
Novembre
Dicembre
6692,6
4797,7
2656,1
816,1
51,7
844,3
4169,9
6426,8
En. termica
caldaia/
integrazione
Energia
termica
PdC
4780,5
2725,2
1183,2
272,3
2,8
111,0
1924,0
4205,7
1912,1
2072,5
1472,9
543,8
48,9
733,3
2245,9
2221,1
Percentuale
Energia
funz. PdC primaria PdC
28,6%
43,2%
55,5%
66,6%
94,6%
86,9%
53,9%
34,6%
1607,5
1678,2
1098,7
400,0
34,6
519,5
1651,9
1779,3
Energia
primaria Rendimento Rendimento
caldaia/
caldaia
PdC
integrazione
4661,1
2652,9
1145,7
262,9
2,7
107,0
1869,0
4100,8
102,6%
102,7%
103,3%
103,6%
102,7%
103,8%
102,9%
102,6%
119,0%
123,5%
134,1%
136,0%
141,5%
141,2%
136,0%
124,8%
Rendimento
globale
COP
2,59
2,68
2,91
2,96
3,08
3,07
2,96
2,71
106,8%
110,8%
118,3%
123,1%
138,6%
134,8%
118,4%
109,3%
Tabella 7.3-Risultati mensili della simulazione per la configurazione 3
7.4 Confronto fra i generatori analizzati in termini di
rendimento globale
Per effettuare un confronto fra il rendimento globale di generazione dei vari generatori esaminati è
necessario scegliere le configurazioni più rappresentative delle varie simulazioni effettuate nei vari
casi. Soprattutto si è deciso di prendere in considerazione le configurazioni che hanno dato i
migliori risultati in modo da valutare le varie tecnologie nelle condizioni migliori e stimare così i
maggiori benefici ottenibili.
Per la microCHP si è deciso di prendere in considerazione perciò la configurazione col secondo
regime di accensione, mentre per il sistema ibrido la configurazione 3: anche se la configurazione 6
ha un rendimento leggermente maggiore questo non è giustificato dal maggiore investimento
necessario. Inoltre è stato inserito nel confronto anche il generatore esistente nell’edificio in esame,
che è una caldaia a gasolio con rendimento 80 %. Per la microCHP dato che l’energia della
combustione viene utilizzata per produrre energia elettrica, per effettuare il calcolo del rendimento
questa energia elettrica, moltiplicata per il fattore di conversione in energia primaria, è stata sottratta
all’energia ricavata dalla combustione.
In Figura 7.6 si può vedere il confronto da cui emerge che la microCHP ha il rendimento
maggiore, ma in ogni caso anche il sistema ibrido è in grado di fornire un grande innalzamento di
rendimento rispetto alla tecnologia esistente e anche rispetto alla caldaia a condensazione che è la
tecnologia di riferimento.
Fig. 9.1 - Confronto in termini di rendimento di generazione
Capitolo 8
Conclusioni
In questo lavoro è stato esaminato un intervento di riqualificazione energetica su un edificio
esistente, costituito da una villetta unifamiliare costruita negli anni 70 nella periferia di Milano
effettuata mediante la sostituzione del generatore esistente per il riscaldamento ambiente con la
migliore tecnologia disponibile sul mercato e confrontandola con l’adozione di generatori di nuova
concezione e di tipo innovativo che sono al momento nella fase di prima introduzione.
I generatori esaminati sono stati un’unità di micro cogenerazione domestica di tipo Stirling e un
sistema ibrido integrato pompa di calore-caldaia a gas.
L’analisi è stata condotta mediante la realizzazione di un modello dinamico del sistema edificio
impianto nel programma di simulazione oraria TRNSYS.
Dalle analisi condotte è emerso che i generatori di ultima generazione sono in grado di ottenere una
significativa diminuzione del fabbisogno di energia primaria dell’edificio esaminato e sono state
individuate le migliori combinazioni dei parametri esterni e delle logiche di funzionamento per
massimizzare questo vantaggio.
La fattibilità di questo tipo di intervento è molto importante perché costituisce forse il miglior
metodo di intervento di riqualificazione sugli edifici esistenti, dato che spesso quelli sulle strutture
edilizie possono essere non fattibili o avere costi di realizzazione molto più alti. Nel caso invece
degli interventi analizzati la sostituzione del generatore esistente può essere eseguita con limitati
costi di installazione.
Lo studio presentato in questo lavoro proseguirà con le seguenti attività.
-
Effettuazione di misure sperimentali sull’andamento del rendimento di una pompa di calore
aria-acqua in funzione di temperatura e umidità e confronto con i dati interpolati utilizzati in
questo lavoro al fine di effettuare le correzioni necessarie e migliorare il modello.
-
Studio teorico e modellazione di un tipo di generatore ibrido di seconda generazione
realizzato in un unico involucro e con possibilità di utilizzare il generatore a combustione
per riscaldare l’aria di alimentazione della pompa di calore (funzionamento in serie) al fine
di risolvere il problema dello sbrinamento e migliorare l’efficienza di quest’ultima.
-
Valutazione delle prestazioni stagionali di questo generatore ibrido integrato mediante
l’implementazione nel modello TRNSYS realizzato.
-
Valutazione dell’effetto del nuovo regime di scambio sul posto sui risultati economici della
microCHP mediante lo scambio di dati fra il TRNSYS e un programma specifico di calcolo
per gli impianti fotovoltaici della MC4 modificato per ricevere dati in input in forma oraria.
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