AICARR JOURNAL NR 11/2011

#11 riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento ambienterefrigerazio enet riscaldamentoambien ambie condizionamento

condizionamento uom

enerambiente gia riscaldamento

refrigerazione

La rivista PER i professionisti DEGLI IMPIANTI HVAC&R

COGENERAZIONE E INCENTIVI PES E IRE A CONFRONTO TRIGENERAZIONE NEGLI EDIFICI CONDIZIONARE MEDIANTE ROTORI DEUMIDIFICANTI SISTEMI DI ACCUMULO ENERGETICO MICROCOGENERAZIONE RESIDENZIALE mensile – POSTE ITALIANE SPA – Posta target magazine - LO/CONV/020/2010.

Generazione distribuita

EURO15

Organo Ufficiale AiCARR

ANNO 2 - novembre/dicembre 2011

KELLER Italy S.r.l.

Tel. 800 78 17 17 • Fax 800 78 17 18 officeitaly@keller-druck.com www.keller-druck.com

Trasmettitori di Pressione da 0…1000 bar

23 SY

21 PY

23 S Ei

21 G

21 Y

22 S

21 Y

26 Ei

25 S Ei

22 DT

www.sagicofim.com

La prima valvola a 6-vie al mondo!

Valvola a 6-vie R3015 La vavola di regolazione a sfera a 6-vie è la rivoluzionaria soluzione per terminali idronici a 2 tubi (travi fredde, soffitti/pavimenti radianti, fancoil o semplici batterie) installati in impianti a 4 tubi.

Il nuovo concetto Belimo garantisce una modulazione perfetta, nessun trafilamento o miscelazione ed una

vs 2,5 K e 0 n DN 2 gno 2012 i e h c n Conve ibile a n a r o t p s s o i M Ora d rirle a p o c s a Venite

installazione semplificata (rispetto a 4 valvole a 2-vie) con un unico attuatore.

BELIMO Italia - Via Stezzano, 5 - 24050 Zanica (BG) - Tel. +39 035 5788700 - Fax +39 035 670200 - info@belimo.it - www.belimo.it

“

IL COMPITO DELLA LEGISLAZIONE IN TEMA DI ENERGIA

AiCARR ha ufficializzato la propria posizione sul D.Lgs. 28/11, relativamente alle rinnovabili termiche. I soci riceveranno per posta una copia del documento, sin d’ora reperibile in formato digitale nel sito dell’Associazione.

Per AiCARR è importante che i Decreti attuativi che andranno a rendere operativo il D.Lgs. 28/11 siano impostati in modo da favorire realmente il risparmio energetico, sostenendo tutte le tecnologie, nessuna esclusa, che possono far raggiungere lo scopo.

Per tale motivo, AiCARR ha ritenuto indispensabile presentare ed analizzare criticamente i problemi e le difficoltà in cui il progettista potrebbe incorrere in alcuni casi, se adottasse un’interpretazione non corretta del Decreto. Il documento non si limita a questo, ma fornisce suggerimenti su come operare, con un proprio metodo di calcolo rispettoso di quanto previsto dalla Direttiva Europea 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti di energia rinnovabile, recepita in Italia dal D.Lgs. 28/11.

AiCARR sottolinea nel documento due problematiche di fondo: la possibile incongruenza del D.Lgs. 28/11 rispetto alla legislazione sull’efficienza energetica e la particolarità del mite clima italiano, che richiede un approccio diverso da quanto concepibile per il Nord Europa.

Per quanto riguarda la prima problematica, il D.Lgs. 28/11 si basa sul concetto di energia finale, intesa come l’energia consumata dall’utente finale, mentre tutta la legislazione sull’efficienza energetica si basa sul concetto di energia primaria, ovvero l’energia consumata alla fonte. Per la seconda, va detto che alcune tecnologie, come il recupero di calore dall’aria espulsa e la condensazione dei gruppi frigoriferi, sono erroneamente escluse dalle fonti rinnovabili.

In taluni casi, documentati da AiCARR con precisi esempi numerici, entrambe le problematiche portano a premiare con una percentuale maggiore di produzione da energia rinnovabile sistemi che in assoluto consumano più energia.

Ciò è ovviamente una palese incongruenza, superata del tutto applicando il metodo di calcolo AiCARR. Abbiamo sentito il bisogno di preparare un simile documento perché riteniamo che la legislazione debba essere un aiuto alla progettazione, indicare la via da seguire, non creare rischi di equivoci e zone ammantate dalla nebbia.

In questo periodo storico tale operazione è ancora più difficile, perché si cerca di sintetizzare concetti complessi con parametri semplici: un valore percentuale, nel D.Lgs. 28/11, piuttosto che classi di efficienza energetica in altri casi. È chiaro che con questo approccio si va incontro a coloro che non sono esperti e che possono confrontare tra loro situazioni diverse (si pensi alle frecce colorate che individuano la classe energetica degli elettrodomestici), ma si rischia di far perdere la prospettiva, di appiattire i risultati, perché si toglie profondità all’osservatore, anche quello

competente, che spesso si lascia abbagliare dall’indice semplice, perché è poco faticoso, rassicurante, ma così facendo perde di vista la globalità del problema.

Un esempio interessante e indicativo di una mentalità diffusa è quello della classificazione energetica dei gruppi frigoriferi, introdotta da Eurovent nel 2006 e basata sul valore dell’EER, che è un indice puntuale misurato a piena potenza in condizioni nominali, quelle più gravose.

Contemporaneamente, sempre EUROVENT introduceva l’indice energetico stagionale ESEER. Nel calcolo dell’ESEER, l’indice EER pesa solo per il 3% e dovrebbe essere ormai chiaro a tutti che quando si vogliano valutare i consumi energetici un indice stagionale è molto più importante di un indice puntuale ricavato a pieno carico: quando si compra un’automobile, si guarda al consumo medio, non a quello alla massima velocità, che non avrebbe senso. Purtroppo a 6 anni di distanza, per il mercato paga solo l’indice puntuale, quello connotato dalla classe di efficienza: le richieste di classe A si sprecano.

Poco male si dirà: un refrigeratore in classe A sarà sempre più efficiente di un altro. Risposta errata, perché non è così.

Cito dati ufficiali Eurovent, di 3 macchine certificate prodotte da una delle principali case italiane. Evito di proposito di dichiarare tipo di compressori e refrigerante. Modello in classe A: EER = 3,31, ESEER = 4,28; modello in classe B: EER = 2,90, ESEER = 4,20; modello in classe D: EER = 2,51, ESEER = 4,15. Tra il primo e l’ultimo modello, che hanno una differenza minima in termini di ESEER, c’è una differenza di costo enorme: l’ultimo costa almeno un terzo in meno. Non solo la differenza in termini di consumi annuali è minima, ma in alcune condizioni di funzionamento l’efficienza puntuale è addirittura superiore.

Chiaramente, l’industria risponde al mercato, sviluppando e proponendo modelli in classe A, anche quando non necessario. A questo punto, la domanda è: se la classificazione energetica fosse stata fatta più correttamente sull’indice stagionale, lo sviluppo dei prodotti sarebbe stato diverso? Probabilmente sì, anche se l’industria è lungimirante, perché non ha tralasciato lo sviluppo per massimizzare l’ESEER. Tuttavia, se l’indice stagionale fosse stato l’indicatore energetico di riferimento, si sarebbe da subito concentrata solo su un unico obiettivo, con vantaggi per tutti, dall’industria al consumatore finale. Tra un anno Eurovent passerà ad una certificazione basata sull’ESEER, ma il tempo perso difficilmente si potrà recuperare.

Ecco perché è fondamentale che la legislazione, la normativa e la certificazione puntino subito ad obiettivi corretti.

Se qualcuno volesse approfondire l’argomento delle prestazione dei gruppi frigoriferi può consultare gli atti dei convegni AiCARR, da ora disponibili gratuitamente sul sito per i soci e, in alcuni casi, anche per i non soci. Un servizio in più offerto dalla nostra Associazione.

Michele Vio, Presidente AiCARR

solare

pompe di calore

Intelligenza di sistema dalla condensazione Luna Platinum HT è stata sviluppata con la piattaforma tecnologica Think un esclusivo sistema che fa “integrare”, in modo intelligente, i prodotti Baxi. Con questo autentico “the brain inside the box” la proposta Baxi si conferma la scelta intelligente per far dialogare la caldaia in modo semplice e flessibile con tutte le principali tecnologie di riscaldamento che utilizzano fonti rinnovabili creando soluzioni progettuali sempre più complete ed energeticamente efficienti e rispettose dell’ambiente.

biocombustibili

Editoriale 3 Attualità 6 Novità prodotti 10 AiCARR Informa 70 DATI E MERCATI I numeri della cogenerazione italiana

14

Dal 2004 al 2010 si registra un forte incremento della potenza totale e dell’energia elettrica prodotta. Migliora anche l’efficienza media degli impianti di Alessandro Giraudi

TASSAZIONE ENERGETICA Cogenerazione e fisco

18

Le novità in tema di agevolazioni fiscali per gli impianti di cogenerazione di Gianluca Forastieri

PES E IRE A CONFRONTO Decreti sulla cogenerazione, l’impatto sulla progettazione

24

I Decreti del 4 agosto e del 5 settembre 2011 imporranno un cambiamento nelle strategie di utilizzo della cogenerazione nella progettazione e gestione degli impianti di Michele Vio

TRIGENERAZIONE NEGLI EDIFICI Trigenerazione quale sostenibile alternativa alla generazione separata nella climatizzazione degli edifici

32

Restringendo il campo alle applicazioni di condizionamento degli edifici basate sul gas naturale, è importante adottare scenari realistici di riferimento, per evitare di alimentare ingiustificati ottimismi nella valutazione dei possibili risparmi energetici e benefici ambientali di Ennio Macchi

CASE HISTORY Condizionare mediante rotori deumidificanti

39

Direttore responsabile ed editoriale Marco Zani Direttore scientifico Michele Vio Consulente scientifico Renato Lazzarin Comitato scientifico Paolo Cervio, Sergio Croce, Francesca Romana d’Ambrosio Alfano, Renato Lazzarin, Luca Alberto Piterà, Mara Portoso, Michele Vio, Marco Zani Redazione Alessandro Giraudi, Silvia Martellosio, Marzia Nicolini, Erika Seghetti redazione@aicarrjournal.org Art Director Marco Nigris Grafica e Impaginazione Fuori Orario - MN Hanno collaborato a questo numero Giovanni Angrisani, Ansel & Möllers GmbH, Carla Balocco, Centra Line, Gianluca Forastieri, Nina Henkel, Lucia Kern, Ilmo Lanza, Ennio Macchi, Marco Noro, Alberto Piterà, Antonio Rosato, Carlo Roselli, Luca Sani, Maurizio Sasso, Simone Setka, Sergio Sibilio, Michele Vio Pubblicità Quine Srl 20123 Milano – Via Spadari, 3 – Italy Tel. +39 02 864105 – Fax +39 02 72016740 Traffico, Abbonamenti, Diffusione Rosaria Maiocchi Editore: Quine srl www.quine.it Presidente Andrea Notarbartolo Amministratore Delegato Marco Zani

Soluzioni per l’utilizzo estivo del calore di cogenerazione per il condizionamento dell’aria in strutture ospedaliere di Luca Sani e Carla Balocco

Direzione, Redazione e Amministrazione 20123 Milano – Via Spadari, 3 – Italy Tel. +39 02 864105 – Fax +39 02 72016740 e-mail: redazione@aicarrjournal.org

STOCCAGGIO Accumuli di energia elettrica

Servizio abbonamenti Quine srl, 20123 Milano – Via Spadari, 3 – Italy Tel. +39 02 864105 – Fax +39 02 70057190 e-mail: abbonamenti@quine.it

46

Rassegna dei sistemi di accumulo negli impianti di generazione/ cogenerazione distribuita: parametri tecnici ed economici di Marco Noro

RICERCA MCHP nel residenziale

54

Prove sperimentali condotte su un sistema di microcogenerazione alimentato a gas naturale, basato su un motore a combustione interna integrato da una caldaia a condensazione, individuano potenzialità di risparmio di energia primaria pari a circa il 14% e di riduzione delle emissioni di CO2 equivalente pari a circa il 20% di Giovanni Angrisani, Carlo Roselli, Maurizio Sasso, Antonio Rosato e Sergio Sibilio

ESPERIENZA DALLE AZIENDE Trigenerazione per l’Ospedale San Martino di Genova

62

Pompa di calore geotermica, trigenerazione e fotovoltaico. Analisi dei costi e benefici degli interventi in fase di realizzazione di Ilmo Lanza

66

Periodico mensile Organo ufficiale AiCARR

Recupero termodinamico con la domotica MATRIX-Living è una struttura residenziale nel cuore di Berlino che sfrutta come fonte rinnovabile l’aria di recupero canalizzata per la condensazione delle pompe di calore aria-acqua di Ansel & Möllers GmbH, Nina Henkel, Simone Setka e Centra Line

Gli abbonamenti decorrono dal primo fascicolo raggiungibile.

Stampa Arti Grafiche Boccia - Salerno AiCARR journal è una testata di proprietà di AICARR – Associazione Italiana Condizionamento dell’Aria, Riscaldamento e Refrigerazione Via Melchiorre Gioia 168 – 20125 Milano Tel. +39 02 67479270 – Fax. +39 02 67479262 www.aicarr.org Posta target magazine - LO/CONV/020/2010.

Iscrizione al Registro degli Operatori di Comunicazione n. 12191 Responsabilità Tutto il materiale pubblicato dalla rivista (articoli e loro traduzioni, nonché immagini e illustrazioni) non può essere riprodotto da terzi senza espressa autorizzazione dell’Editore.

Manoscritti, testi, foto e altri materiali inviati alla redazione, anche se non pubblicati, non verranno restituiti. Tutti i marchi sono registrati.

INFORMATIVA AI SENSI DEL D.LEGS.196/2003 Si rende noto che i dati in nostro possesso liberamente ottenuti per poter effettuare i servizi relativi a spedizioni, abbonamenti e similari, sono utilizzati secondo quanto previsto dal D.Legs.196/2003.

Titolare del trattamento è Quine srl, via Spadari 3, 20122 Milano (info@quine.it). Si comunica inoltre che i dati personali sono contenuti presso la nostra sede in apposita banca dati di cui è responsabile Quine srl e cui è possibile rivolgersi per l’eventuale esercizio dei diritti previsti dal D.Legs 196/2003.

© Quine srl - Milano Associato

Aderente

Testata volontariamente sottoposta a certificazione di tiratura e diffusione in conformità al Regolamento C.S.S.T. Certificazione Stampa Specializzata Tecnica Per il periodo 01/01/2010-31/12/2010 Tiratura media n. 11.250 copie Diffusione media 11.079 copie Certificato CSST n. 2010-2115 del 28/02/2011 – Società di Revisione Metodo s.r.l.

Tiratura del presente numero: 10.000 copie

Attualità

Attualit

Uk, a gonfie vele gli incentivi alle pompe di calore Nell’ambito del Renewable Heat Incentive, il programma introdotto dal Governo inglese per produrre un incremento nella produzione di calore da rinnovabili, il Dipartimento dell’Energia e del Cambiamento Climatico (DECC) britannico ha riscontrato un diffuso successo delle pompe di calore. È a questo tipo di impianti che sono stati destinati gran parte degli incentivi del Governo: delle 2902 agevolazioni assegnate, quasi un terzo è andato a pompe di calore ad aria (910), mentre altre 514 sono state assegnate a installazioni di pompe di calore geotermiche.

Cogenerazione, accordo Spark Energy – Yanmar Con un accordo siglato con la giapponese Yanmar, Spark Energy diventa il partner ufficiale dell’azienda nipponica in Italia e prende in carico la gamma prodotti per i settori cogenerazione (CHP) e pompe di calore a gas (GHP), compresi anche i servizi post-vendita e ricambistica. Obiettivo di Spark Energy è quello di estendere il proprio raggio d’azione su tutto il territorio, rivolgendosi anche alle aziende medio-piccole e all’utente finale. Inoltre, la collaborazione arricchisce il mercato con un nuova linea di macchine e soluzioni per la micro-cogenerazione che, per caratteristiche e potenza, potranno rispondere alle esigenze più diverse delle piccole e medie utenze.

6

#11

Barcellona, piste da sci indoor senza sprechi Realizzare piste da sci in località notoriamente calde è il sogno di molti progettisti che, sempre più spesso, devono però fare i conti con chi rivolge loro accuse di sprechi energetici e costi esorbitanti. Per soddisfare le esigenze di sostenibilità e basso impatto ambientale, accontentando nel frattempo anche sciatori e sportivi, gli architetti catalani dello studio BO1 hanno messo a punto un sistema per dare a Barcellona un impianto sciistico al coperto che “utilizza un sistema di raffreddamento con recupero, riutilizzando aria fredda che altrimenti finirebbe sprecata nel porto della città”. L’impianto da sci sfrutterebbe il freddo inutilizzato dall’industria di GNL (Gas naturale liquefatto): l’idea dei progettisti consiste infatti nel catturare e riutilizzare il freddo che viene rilasciato quando il liquido è riportato allo stato gassoso. E se è vero che il recupero di energia termale spesso comporta il riutilizzo di sprechi di calore, piuttosto che di freddo, questo farebbe del progetto di Barcellona un’innovazione ancora maggiore. Il team di lavoro ha identificato “l’occasione” nel porto della città: qui l’industria del gas naturale fa scorrere l’acqua di mare, relativamente calda, sopra i tubi contenenti il GNL per aumentarne la temperatura e riportarlo allo stato gassoso. Nel processo l’acqua di mare viene raffreddata, ma l’energia si disperde in acqua. Il progetto consisterebbe nel catturare il freddo facendo scorrere nei tubi un liquido termico antigelo, che potrebbe assorbire il freddo e convogliarlo attraverso una serie di circuiti collegati ad un impianto vicino, dove sarebbe conservato sotto forma di ghiaccio. Questo accumulo di freddo potrebbe venire utilizzato per la climatizzazione e per altri processi industriali e – nelle intenzioni di BO1 Arquitectes – per impianti sciistici al chiuso. Con un costo totale di circa 40 milioni di euro, l’impianto rappresenterebbe la prima stazione sciistica al coperto “carbon neutral”; oltre al sistema di raffreddamento riciclato, il sistema riceverebbe infatti elettricità per luci e macchinari da un parco FV.

tà Cina, India e Brasile boicottano il regolamento HFC

120x330_120x330 04/11/2011 14:49 Pagina 1

In anticipo sul futuro

Misure ad altissima precisione! testo 480 Strumento multifunzione per misure ed analisi in ambienti interni

Sostenendo che il dibattito può avvenire solamente durante la Conferenza mondiale Onu (Cop 17) di Durban (Sudafrica), India, Cina e Brasile stanno ritardando qualsiasi accordo per l’eliminazione graduale degli HFC. Questa presa di posizione però, più che una scelta “responsabile”, sembra essere a molti un vero e proprio boicottaggio dato che è sempre più concreta la possibilità di adottare una soluzione unica a livello globale, così come sostenuto da Jorge Dieqguez, membro EPEE, durante l’assemblea annuale generale dell’European Partnership for Energy and the Environment (EPEE). «La risposta globale al cambiamento climatico non ha tempo per egoistici interessi nazionali», ha dichiarato Mark Roberts, Policy Advisor internazionale per l’Environmental Investigation Agency (EIA).

All’AEEG competenze su acqua e nucleare L’Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia d’acqua e l’Agenzia per la sicurezza nucleare saranno accorpate all’interno dell’Autorità dell’Energia (Aeeg). Ciò significa che l’Autorità per l’Energia avrà competenze anche su acqua e nucleare. È quanto stabilito dalla neonata manovra Salva-Italia, varata dal Governo Monti, che, allo stesso tempo prevede la soppressione dell’Agenzia nazionale di regolamentazione del settore postale e il suo accorpamento nell’Autorità per le garanzie nelle comunicazioni.

Testo 480 è l'ideale per il professionista che esegue misure nel campo della ventilazione e del controllo della qualità dell'aria negli ambienti interni (IAQ).

Testo 480 consente di tarare gli impianti di climatizzazione, in conformità alla normativa vigente, e di controllare la qualità dell’aria negli ambienti commerciali, civili e industriali.

I vantaggi: > Nuove sonde digitali tarabili separatamente dallo strumento > Preciso e veloce con funzioni di logger e report a PC > Navigazione facilitata grazie al mouse integrato e display grafico

www.testo.it/IAQ Testo spa - V.F.lli Rosselli, 3/2 - 20019 Settimo M.se (MI) - Tel: 02/33519.1 Fax: 02/33519.200 - e-mail: info2@testo.it

Attualità

Attualit

Quanto ne sanno gli italiani di efficienza energetica?

Per comprendere la conoscenza degli italiani in tema di efficienza energetica, in particolare sugli aspetti legati ad un nuovo modo di concepire l’intera abitazione o i singoli ambienti domestici, Mostra Convegno Expocomfort ha commissionato a ISPO (Istituto per gli Studi sulla Pubblica Opinione) la ricerca “Atteggiamenti e percezioni della popolazione in tema di efficienza e risparmio energetico”.

Dall’indagine, che ha coinvolto un campione di 800 italiani, è emerso che per il 61% degli intervistati migliorare l’approvvigionamento energetico è una delle priorità per il nostro Paese ed anche un elemento di preoccupazione per diversi aspetti. Primo fra tutti l’aumento del prezzo dell’elettricità (per il quale il 66% si dice fortemente preoccupato), ma preoccupa anche l’impatto ambientale delle centrali (61%), la dipendenza energetica dell’Italia dalla politica di altri paesi (54%), il rischio che le fonti energetiche si esauriscano (55%) o che avvengano interruzioni nella fornitura di elettricità (50%). Di fronte a questo scenario gli italiani pare non stiano a guardare, dato che l’87% del campione ritiene che ciascuno di noi con il suo comportamento può contribuire a evitare gli sprechi di energia.

Dal punto di vista della segmentazione dei rispondenti, è interessante notare che la maggiore attenzione verso l’acquisto di prodotti di climatizzazione a minor consumo è riscontrabile nei 35-44enni (36%) con alto titolo di studio (41%), che vivono nel Nord-Est (40%); per quanto riguarda invece la sostituzione della caldaia, con una a condensazione, o in ogni caso a minor impatto ambientale, la fascia di età si alza a 55-64enni (35%) Diplomati (34%), sempre del Nord-Est (32%).

Dalla ricerca risulta, inoltre, che il 41% del campione è a conoscenza del pacchetto “20.20.20” di obiettivi in campo energetico e il 62% ha ormai interiorizzato perfettamente il concetto di certificazione energetica degli edifici, in virtù del quale dal 1° luglio 2009 tutti gli immobili di nuova costruzione e quelli esistenti sottoposti a ristrutturazioni importanti devono essere dotati dell’attestato che ne determina la classe energetica. A questo proposito, 2 italiani su 3 hanno realizzato opere di ristrutturazione o interventi per migliorare l’efficienza energetica della propria casa: il 54% ha sostituito i vecchi elettrodomestici con nuovi a minor consumo, il 32% ha installato finestre ad alto isolamento e il 24% ha provveduto ad isolare la facciata o il tetto di casa. Più significativo, quasi un terzo del campione ha espresso l’intenzione di realizzare interventi relativamente all’installazione di apparecchi efficienti di climatizzazione (caldaie, condizionatori, …) e di pannelli solari, termici o fotovoltaici. Pare dunque che il programma di incentivazione fiscale promosso dal Governo abbia dato esito positivo, tanto che il 75% degli intervistati spera in una sua proroga per promuovere la riqualificazione energetica degli edifici.

Lombardia, dal 2012 bollino blu per le caldaie e incentivi per le pompe di calore Prosegue il percorso della Regione Lombardia verso il risparmio energetico e la riduzione dell’inquinamento. Dopo il Collegato ordinamentale 2011 (legge n. 3/2011), approvato lo scorso febbraio, inerente l’obbligo di inserimento della classe energetica negli annunci immobiliari e semplificazioni nell’accreditamento dei certificatori energetici, un nuovo pacchetto di misure anti-inquinamento è entrato in vigore a fine novembre. Il pacchetto prevede una stretta sulle emissioni degli impianti di produzione di energia, l’obbligo di “bollino blu” per tutte le caldaie domestiche, incentivi sull’istallazione di caldaie verdi e filtri antiparticolato e un accordo con l’Aci per introdurre modalità efficaci e virtuose negli spostamenti casa-lavoro. Misure che prevedono, per la messa in atto, cospicui finanziamenti. Si parla di circa 200 milioni di euro che verranno stanziati nell’arco di dieci anni.

Per quanto riguarda le caldaie domestiche, a partire dal 1 gennaio 2012 ed entro il 31 luglio 2014, ogni caldaia installata in Lombardia dovrà essere dotata di un Bollino Blu, una sorta di targa con un codice che identifica l’impianto e che ne monitora lo stato. Dal 1 agosto 2012 in tutta la regione scatta l’obbligo della termoregolazione e contabilizzazione autonoma del calore nei condomini per gli impianti superiori a 350 Kw (supercondomini che hanno più di 20 appartamenti), installati prima del 1997. Dall’anno successivo toccherà agli impianti con potenza superiore a 116,4 kW (pari a condomini fino a 20 unità) e installati prima del 1998; infine, dal 1/8/2014 alla singole unità abitative e ai piccoli condomini. Dal 1 gennaio 2012, viene introdotto l’obbligo di esporre sugli annunci commerciali la classe energetica dell’appartamento messo in vendita o in affitto, garantendo a chi acquista di conoscere il livello di risparmio energetico dell’immobile.

Con oltre 19 milioni di euro verranno finanziati invece i 120 progetti di Enti locali che vogliono realizzare, o lo hanno già fatto, impianti di riscaldamento e/o raffrescamento tramite pompe di calore. I progetti approvati dovranno essere realizzati e validati entro il 31/12/2013. I contributi, interamente a fondo perduto, coprono fino all’80% del costo totale ammissibile, per un ammontare massimo di 500.000 euro per ogni soggetto.

8

#11

Per la massima affidabilità dei vostri Per massima affidabilità dei vostri DatalaCenters: Data Per laCenters: massima affidabilità dei vostri Data Centers: Per la massima affidabilità dei vostri Data Centers: LV TECNAIR

CLOSE CONTROL AIR CONDITIONERS TECNAIR LV CLOSE CONTROL AIR CONDITIONERS con prestazioni certificate Eurovent TECNAIR LV CLOSE AIR CONDITIONERS conCONTROL prestazioni certificate Eurovent TECNAIR LV CLOSE AIR CONDITIONERS conCONTROL prestazioni certificate Eurovent

TECNAIR LV S.p.A - Tel. + 39 029699111 - E-mail: sales@tecnairlv.it - www.tecnairlv.it TECNAIR LV S.p.A - Tel. + 39 029699111 - E-mail: sales@tecnairlv.it - www.tecnairlv.it con prestazioni certificate Eurovent

Member of Member of www.luve.it

Member of www.luve.it

Member of

TECNAIR LV S.p.A - Tel. + 39 029699111 - E-mail: sales@tecnairlv.it - www.tecnairlv.it

www.luve.it

TECNAIR LV S.p.A - Tel. + 39 029699111 - E-mail: sales@tecnairlv.it - www.tecnairlv.it

www.luve.it

Novità Prodotti

Novità

Turbina microeolica MISTRAL 3-A Da Mistral una turbina ad asse verticale: 3 kW di potenza nominale e cuscinetti a levitazione magnetica. Certificata UL 1640 – CE, questa turbina eolica è in grado di resistere a qualsiasi tipologia di ambiente, senza penalizzare le capacità operative. Tutti i componenti sono realizzati in alluminio e acciaio inox 316, verniciato a polvere del colore desiderato. L’asse verticale garantisce una continua rotazione in quanto la macchina non ha bisogno di orientarsi in base alla direzione dei venti.

Specifiche tecniche Generatore: Sistema sincrono a Magneti permanenti al neodimio Monofase DC Costruzione: Alluminio / Acc. Inossidabile 316 Rivestimento termoplastico Sospensione: Levitazione magnetica permanente Rumore/Vibrazioni: Sistema di riduzione / non udibili Garanzia: 5 anni www.naturalpowersrl.com

Motore J624 di GE Energy È il primo motore a gas con turbo a doppio stadio ingegnerizzato per una resa ottimizzata ed una efficienza energetica superiore rispetto alla versione con singolo turbo compressore. Si chiama Jenbacher J624, versione a doppio stadio. A svilupparlo ci hanno pensato i tecnici di Jenbach, in Austria, di General Electric. Secondo l’azienda, il motore “aumenta la resa energetica del 10% e l’efficienza elettrica di un punto percentuale. È in grado di fornire elettricità a 10.000 utenze domestiche e calore a 3.200 famiglie e costituisce un prodotto particolarmente indicato per le attività in ambienti caldi e per applicazioni di cogenerazione“. www.ge-energy.com

testo 350, analizzatore per il controllo delle emissioni e dei processi termici Nuovo analizzatore di gas di combustione portatile, testo 350 guida l’utente durante le misure, grazie alle pre-impostazioni intelligenti. Tra i vari usi, testo 350 viene impiegato per la messa in servizio e la manutenzione di bruciatori industriali, motori stazionari, turbine a gas, impianti di abbattimento fumi, e per la misura dei gas all’interno di forni.

Inoltre, testo 350 è un valido aiuto per il controllo e il monitoraggio dei valori limite al camino, e nelle prove funzionali degli strumenti fissi per la misura delle emissioni. A seconda delle esigenze applicative, il modello è composto da unità di controllo, unità di analisi e sonda di campionamento gas. Utilizzando l’unità di controllo amovibile o in connessione diretta a un personal computer è possibile visualizzare le misure e configurare l’analizzatore anche a distanza. È inoltre possibile programmare lo strumento per eseguire campagne di misura anche di lunga durata memorizzando i valori rilevati. I valori misurati sono visualizzati chiaramente sull’ampio display grafico a colori dell’unità di controllo (3,5", 240 x 320).

All’interno del firmware, testo ha pre-impostate alcune applicazioni tipiche come bruciatori, turbine a gas e motori industriali. Ciascuna delle applicazioni pre-definite è comunque personalizzabile dall’utente e contiene i combustibili più usati e i parametri necessari alla specifica applicazione. Il sistema di raffreddamento interno a circuito chiuso isola l’intera elettronica dello strumento, come anche le celle di misura, dallo sporco presente nell’aria circostante: tale protezione consente di utilizzare l’analizzatore anche in ambienti particolarmente gravosi. I tempi di arresto, dovuti alla contaminazione dello strumento, sono praticamente assenti grazie all’esecuzione robusta e alle funzioni diagnostiche “intelligenti”. Infine, le connessioni per le sonde di campionamento gas e per il cavo data-bus impiegano connettori a baionetta, e sono quindi fermamente collegate all’analizzatore. Ciò impedisce una rimozione non intenzionale, evitando gli errori di misura. www.testo.it

10

#11

tà Prodotti Microgeneratore a gas (MCHP) Ideale per raggiungere elevate efficienze energetiche nei piccoli impianti alberghieri e collettivi in genere, il microcogeneratore a gas (MCHP) Aisin produce energia elettrica e termica grazie ad un motore endotermico, che può essere alimentato a metano o GPL. Il propulsore è stato appositamente studiato per questo utilizzo dal Centro Ricerche e Sviluppo della Toyota. Il MCHP, commercializzato da Tecnocasa Climatizzazione, è in grado di adattare la produzione elettrica alle esigenze dell’utente (inseguimento elettrico) in un intervallo che va da 0,3 a 6 kW (nel caso del MCHP più grande). Questo permette all’unità di ottimizzare l’uso del combustibile bruciandone solamente la quantità di cui ha effettivamente bisogno per produrre la quantità di elettricità richiesta. Oltre all’energia elettrica il Microcogeneratore AISIN produce anche energia termica, fino ad 11,7 kW, sottoforma di acqua calda a 60-65°C con una portata pari a 33,5 l/min, utilizzabile per esigenze sanitarie o di riscaldamento. Si tratta di un tre cilindri, 4 tempi, raffreddato a liquido di 953 cm³ molto silenzioso ed affidabile. Infatti la manutenzione ordinaria è prevista ogni 10.000 ore di funzionamento, mentre la rumorosità si attesta sui 54 dB(A) misurati ad 1 metro di distanza.

Punto di forza dell’MCHP è l’estrema versatilità. Due modalità operative permettono alla macchina di adeguarsi pienamente alle singole esigenze. È inoltre possibile la sua integrazione con altri sistemi a risparmio energetico (impianti fotovoltaici e solari termici). www.aisin.it

Next, condizionatori di precisione I condizionatori della serie neXt di RC Group rispondono all’esigenza di un preciso controllo delle condizioni termoigrometriche e della purezza dell’aria nelle attuali installazioni hi-tech e nel “comfort” di qualità, garantendo le condizioni per un funzionamento ottimale degli apparati elettronici ed il benessere degli operatori.

Sale computer, centrali telefoniche, internet hotels, musei, spazi commerciali, sono solo alcune tipiche applicazioni dei condizionatori neXt. Grazie ad un lavoro di ottimizzazione del layout di componenti ed accessori, i modelli garantiscono un’elevata densità di raffreddamento per quelle situazioni dove la gestione degli spazi diventa una componente fondamentale al pari del rendimento.

La Potenza Frigorifera resa per unità di superficie corrisponde a 60 kW frigoriferi per m². I condizionatori neXt sono disponibili nelle versioni Over e Under, con singolo o doppio circuito (versione DX). www.rcgroup.it

Pressostato 48 per ambienti pericolosi Specificamente studiato per l’utilizzo in ambienti fortemente ossidanti e in condizioni ambientali critiche, il Pressostato a pistone con contatti in scambio Mod. 48 è la nuova proposta di Euroswitch. Progettato per il controllo della pressione in condizioni di temperature estreme, il Pressostato è corredato di certificazione ATEX, che regolamenta l’utilizzo di prodotti e componenti vari in “atmosfere potenzialmente esplosive”.

Il prodotto è nato soprattutto per l’installazione a bordo di gasiere, quindi in presenza di eventuali fattori di rischio correlati al trasporto di gas combustibile da un continente all’altro. È impiegato nello specifico per controllare che il grado di pressione non superi il massimo livello consentito, anche al di sotto dello zero. Tra le principali caratteristiche tecniche si segnalano il corpo in acciaio zincato (a richiesta inox), il peso – 120 gr –, i contatti elettrici in argento e il connettore DIN con grado di protezione IP67. www.euroswitch.it

#11

11

Novità Prodotti

Novità

Da FLIR Systems la nuova termocamera FLIR GF346 Rilevare con rapidità le emissioni di monossido di carbonio che possono sprigionarsi durante le attività produttive è di fondamentale importanza. A questo scopo FLIR Systems lancia la nuova termocamera FLIR GF346 in grado di individuare anche piccole perdite, non solo di CO, ma anche di altri gas nocivi. Particolarmente indicata per il monitoraggio degli impianti in cui è difficile raggiungere i componenti da analizzare con strumenti di misurazione a contatto, quali i rilevatori di gas, la nuova termocamera può essere utilizzataper l’analisi di diversi elementi senza la necessità di interrompere alcun processo. Dal design ergonomico, FLIR GF346 consente inoltre di monitorare perdite potenzialmente pericolose da una distanza di sicurezza, contribuendo a garantire la sicurezza sul lavoro. Il modello può essere utilizzato non solo per il rilevamento di gas, ma anche per attività di manutenzione predittiva generale. È possibile ispezionare installazioni ad alta e bassa tensione, sistemi meccanici, tubature e sistemi di isolamento.

Tra le principali caratteristiche della termocamera FLIR GF346 si segnalano la visualizzazione in tempo reale delle fughe di gas, la misurazione della temperatura senza bisogno di contatto con una precisione di ±1% e la Modalità Alta Sensibilità, in grado di rilevare quantità anche molto piccole di perdite di gas. www.flir.com

Web server integrato e interfaccia intuitiva Eliwell lancia TelevisGo, un dispositivo per il monitoraggio, il controllo e la gestione remota degli impianti di refrigerazione commerciale, come supermercati, magazzini, ristoranti, catering e centri per la lavorazione e conservazione degli alimenti. Un sistema che consente la registrazione delle temperature e la segnalazione di anomalie di funzionamento mediante l’invio di e-mail, sms o spie e segnali sonori.

L’accesso al sistema, dotato di web server integrato, avviene mediante navigazione web dove le informazioni sono organizzate sotto forma di tabelle o grafici, al fine di semplificarne la lettura. Il dispositivo controlla tutti i parametri di funzionamento dell’impianto e fornisce informazioni utili alla diagnostica (guasti, pressioni di esercizio, temperature, consumi energetici) e all’ottimizzazione del funzionamento, come l’automatizzazione delle attività di spegnimento/accensione delle luci dell’impianto.

I sistemi Televis sono dotati di un protocollo XML aperto che permette, da un lato, lo scambio dei dati locali via TCP/IP per la centralizzazione delle informazioni e dall’altro di accedere più velocemente ai dati. www.eliwell.it

Dry Alu Floor, sistema radiante a secco per minimi spessori Accanto ai tradizionali sistemi radianti, Emmeti propone il nuovo sistema radiante a secco Dry Alu Floor, indicato per le installazioni che richiedono minimi spessori. Dry Alu Floor, oltre ad inglobare i vantaggi degli altri sistemi prodotti dall’azienda, distribuisce l’energia termica in maniera omogenea all’interno degli ambienti, senza flussi d´aria fredda, rumori, polvere e annerimento di pareti e tendaggi. Inoltre, il sistema può sfruttare fonti energetiche rinnovabili, come l’energia solare e geotermica, abbassando in questo modo i consumi di combustibili fossili e rispettando l’ambiente. Progettato e costruito in ottemperanza alle norme europee e sottoposto a severi controlli di qualità certificati, il sistema è costituito da un pannello in polistirene espanso stampato (tipo EPS 200) per isolamento termico con superficie sagomata con tracce longitudinali ed ortogonali (passo 150 mm) per l’alloggiamento del tubo 17x2 e lamina superiore in alluminio; da un pannello isolante di testa sempre in polistirene con pellicola superiore in PS rigido e dal tubo PE-Xc in polietilene alta densità, reticolato con sistema elettronico, dotato di barriera ossigeno come richiesto dalla norma DIN 4726. www.emmeti.com

12

#11

FSXN

Nuovo VRF Hitachi SetFREE FSXN.

Non investire in un’unica soluzione quando puoi averle entrambe: Pompa di Calore a 2 tubi e Recupero di Calore a 3 tubi con un solo sistema.

Modularità e flessibilità

Gamma completa

Compattezza, leggerezza e flessibilità di collegamento

Unità Esterne da 8 a 54HP (da 22 a 150 kW), 64 unità interne collegabili

Recupero di Calore Efficienza e Risparmio Energetico

Silenziosità Nuove opzioni per un funzionamento super-silenzioso

Lunghezza Linee Frigorifere Fino a 1.000 m di lunghezza complessiva

Offrire ai clienti il nuovo VRF SetFREE FSXN significa avere due sistemi ad alta efficienza con un solo modello: un sistema a pompa di calore a 2 tubi per servire ambienti con carico termico omogeneo e un sistema a recupero di calore a 3 tubi per un ambiente in cui c’è contemporaneità di richiesta condizionamento/riscaldamento*. In aggiunta a questo, la consueta tecnologia dei compressori Hitachi con le esclusive caratteristiche di prestazioni, ridotti consumi ed incredibile silenziosità. *richiede utilizzo di CH Box Box

www.hitachiclima.it - www.hitachiaircon.com

HitachiFSXN.indd 1

13-10-2010 8:39:26

Dati e mercati

I numeri della cogenerazione italiana I

4 novembre scorso il Ministero dello Sviluppo economico ha trasmesso alla Commissione europea la “Relazione 2011 sui progressi compiuti per aumentare la quota della cogenerazione ad alto rendimento”. Come noto, la normativa vigente premia con benefici di vario genere (certificati bianchi, priorità di dispacciamento, etc.) solo la CAR, intendendo come CAR gli impianti di cogenerazione che realizzano un risparmio di energia primaria almeno del 10% rispetto alla produzione separata di energia e calore. l

Dal 2004 al 2010 si registra un forte incremento della potenza totale e dell’energia elettrica prodotta.

Migliora anche l’efficienza media degli impianti di Alessandro Giraudi

+40% la potenza totale di cogenerazione Nella Relazione viene dato conto degli sviluppi della cogenerazione ad alto rendimento negli ultimi anni. In particolare, tra il 2004 e il 2010 in Italia si è registrato un cospicuo incremento (circa 3000 MW, ovvero circa il 40%) della potenza complessiva di cogenerazione. Secondo il Ministero, tale dato mostra che la politica di incentivazione della cogenerazione, sebbene ancora incompleta nel periodo in questione, è stata efficace. Grazie a tale politica, più della metà del potenziale nazionale di cogenerazione ad alto rendimento è stata effettivamente realizzata.

L’energia elettrica prodotta è aumentata del

14

#11

47%, nonostante una lieve flessione nel 2008 e nel 2009 (spiegabile, peraltro, con la difficile congiuntura economica di tali anni). Tale andamento conferma le previsioni del Piano di Azione Italiano per l’Efficienza Energetica 2011, dove si stima in 72 TWh la produzione elettrica 2020 da impianti cogenerativi a fonti fossili. La cogenerazione, sottolinea il Ministero, consente di risparmiare ogni anno, rispetto alla corrispondente produzione separata, il 27-28% del combustibile, pari a circa 4,5 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio.

In arrivo un decreto di semplificazione Sta per essere emanato un decreto del Ministro dell’economia e delle finanze, di concerto con il Ministro dello Sviluppo economico, che semplificherà l’installazione dei dispositivi e le misure di carattere fiscale sugli impianti di microcogenerazione (potenza elettrica fino a 50 kW) ad alto rendimento. Il decreto semplificherà inoltre il versamento delle accise e gli altri oneri tributari e fiscali.

Combustibile

CAR 2010: combustibili impiegati (%)

Il combustibile di più largo impiego rimane il gas naturale, che rappresenta quasi sempre il 70% e oltre del consumo complessivo. Pressoché assenti le fonti rinnovabili. Si tratta però – precisa la Relazione – di un’assenza solo apparente: vi sono in realtà impianti per i quali sono stati richiesti gli incentivi riservati alle fonti rinnovabili anziché quelli – non cumulabili con i primi – destinati alla cogenerazione. Tali impianti, quindi, pur operando di fatto in cogenerazione, non si sono potuti includere.

8,8 Gas naturale 15,9

Carbon fossile Rinnovabili

0,4 0,3

Petrolio e prodotti petroliferi Altri combustibili 74,6

Migliora l’efficienza media degli impianti Considerando l’insieme di tutti gli impianti nazionali di cogenerazione (alto rendimento e non con 24.400 MW di potenza, con una produzione combinata di elettricità per 108 TWh e di calore utile per 56 TWh), il rendimento di primo principio di questi impianti, dato dal rapporto fra l’energia totale fornita (elettrica e termica) e l’energia intrinseca nel combustibile è del 59%: anche se un po’ meno rispetto agli impianti non cogenerativi, gli impianti nazionali di cogenerazione sprecano comunque quantità notevoli di energia termica (per il 41% dell’energia immessa). Infatti, non necessariamente gli impianti che effettuano una produzione combinata di energia e calore sono impianti ad alta efficienza energetica.

Concentrando invece l’attenzione solo sugli impianti di CAR (nel 2010: potenza elettrica installata complessiva di 10.400 MW, energia elettrica prodotta 56 TWh, calore utile 41 Twh), la relazione del Mise rivela che il consumo di combustibile è aumentato (25%) meno della produzione elettrica: segno, questo, di un miglioramento dell’efficienza media degli impianti. Il rendimento medio di primo principio sale quindi al 66,0%, superiore a quello dell’insieme più ampio degli impianti di cogenerazione (59,0%)

significativamente il rendimento energetico degli impianti di cogenerazione, ma anche che il ruolo della CAR in Italia è ancora limitato (l’incidenza della CAR sulla potenza complessiva termoelettrica è del 13%, l’incidenza sull’energia elettrica prodotta del 25%): ci sono ampi spazi di sviluppo della stessa, sia in sostituzione di potenza termoelettrica non cogenerativa, sia nell’ambito degli stessi impianti di cogenerazione.

Per fare intuire il potenziale di miglioramento, se si assumesse che tutti gli impianti di sola generazione elettrica e quelli di cogenerazione sub-standard si allineassero alle attuali prestazioni degli impianti di cogenerazione ad alta efficienza energetica, le perdite di energia di questi impianti si ridurrebbero di 89 TWh a parità di energia primaria impiegata, evitando consumi energetici primari nei settori di riutilizzo del calore per 7,7 Mtep ed emissioni di CO2 stimabili in 19,2 M tonnellate. Va precisato che questa

Questo significa secondo un recente studio degli Amici della Terra che non solo che le disposizioni normative sulla CAR consentono di innalzare

Cresce l’importanza del settore civile Per quanto riguarda la “composizione” della cogenerazione italiana rispetto ai due macrosettori – l’industriale ed il civile – di attività economica, la Relazione evidenzia che l’importanza del settore civile (coincidente con il settore del teleriscaldamento o, più esattamente, del riscaldamento urbano) è andata crescendo negli anni, dall’8% del 2004 fino al 16% del 2010.

L’incremento, particolarmente evidente nel 2009, è dovuto principalmente alle disposizioni di legge che, sotto alcune condizioni, concedono Certificati Verdi agli impianti di cogenerazione abbinati a reti di teleriscaldamento.

Pagina 1 di 1

Settori di attività 2 - Settori di attività nei quali è stata praticata la CAR tra il 2004 e il 2010 nei qualiTabella è stata praticata la CAR tra il 2004 e il 2010 Residenziale, commerciale e servizi TOTALE energia elettrica 2000

calore combustibile energia elettrica

2004

calore combustibile energia elettrica

2005

calore combustibile energia elettrica

2006

calore combustibile energia elettrica

2007

calore combustibile

Potenziale di miglioramento sfruttando maggiormente la CAR

stima non è esagerata, dato le attuali prestazioni degli impianti CAR rispondono a standard che la nuova proposta di direttiva intende incrementare ulteriormente.

energia elettrica 2008

calore combustibile energia elettrica

2009

calore combustibile energia elettrica

2010

calore combustibile

capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione

[MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ]

Industria

TeleNon TeleMicro CHP riscaldamento teleriscaldamento raffrescamento

Altro

n.d.

6900 0 0 0 0 7700 0 0 0 0 8600 0 0 0 0 9900 0 0 0 0 9900 0 0 0 0 9960 0 0 0 0 9852 0 0 0 0

6392

508

6704

996

7603

997

8744

1156

8906

994

8563

1397

8464

1388

#11

15

Pagina 1di 1

Tabella 3 - Tecnologie impiegate per la CAR in Italia tra il 2004 e il 2010 Tecnologie impiegate per la CAR in Italia tra il 2004 e il 2010

2000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile energia elettrica calore combustibile

capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione capacità produzione capacità produzione alimentazione

[MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ] [MW] [TWh] [MW] [TWh] [PJ]

Turbina a gas a Turbina a Turbina a vapore ciclo gas con TOTALE combinato con a ciclo Turbina a vapore recupero di combinato recupero di calore calore

6900 0 0 0 0 7700 0 0 0 0 8600 0 0 0 0 9900 0 0 0 0 9900 0 0 0 0 9960 0 0 0 0 9852 0 0 0 0

Motore Stirling

Celle a combustibile

Motore a vapore

Ciclo Rankine a fluido organico

Altro (4)

3377

1589

1103

462

349

20

3834

1719

1045

659

390

53

4610

2176

781

508

463

62

5424

2577

821

433

527

118

5386

2547

838

446

636

47

5437

2553

646

451

794

79

5417

2575

507

489

789

75

Ancora IN tempo per gli incentivi 2008-2010

Le tecnologie impiegate

Proroga al 31 marzo 2012 Con il decreto del 25 novembre 2011 del Ministero dello Sviluppo economico, il termine del 30 novembre 2011 per gli anni precedenti il 2011 è stato prorogato al 31 marzo 2012, venendo così incontro alle richieste espresse da vari operatori economici.

Inoltre, nella sezione “Cogenerazione ad Alto Rendimento” del sito web del GSE sono state pubblicate le FAQ relative alle modalità di accesso agli incentivi CAR.

Schema del processo ORC (1-2) Pompaggio del fluido di lavoro (2-3) estrazione del calore tramite il fluido di lavoro (3-4) Espansione del fluido e produzione di energia dall’albero motore (4-1) Raffreddamento del fluido

#11

Microturbine

n.d.

Il D.M. 5 settembre 2011, oltre ad aver definito il regime di sostegno alla cogenerazione ad alto rendimento (CAR), ha fissato – all’articolo 8, commi 4 e 5 – i termini di presentazione delle domande di accesso agli incentivi e i termini di verifica e risposta sulle domande.

In particolare, è stato fissato al 30 novembre 2011 il termine per presentare al GSE (Gestore dei Servizi Energetici) la richiesta di incentivo per le produzioni relative agli anni 2008, 2009 e 2010; per le produzioni dell’anno 2011 e successivi, le richieste devono essere inviate entro il 31 marzo di ogni anno a partire dal 2012.

16

Motore a combustione interna

Per quanto concerne le varie tecnologie impiegate nella cogenerazione italiana, lo sviluppo più rapido riguarda i motori a combustione interna, la cui potenza complessiva è più che raddoppiata dal 2004 al 2010. Assai marcata anche la crescita (circa il 60% in potenza) degli impianti a ciclo combinato gas vapore, grazie agli ingenti investimenti degli ultimi anni.

1. Pompa 2. Boiler / Evaporatore 3. Turbine / Espansore 4. Condensator

RECUPERARE ANCHE IL CALORE DI PROCESSO

Le turbine a gas, dopo una crescita nel 2005-2006 sono diminuite nuovamente.

Ciò si spiega con la diffusa pratica consistente nell’aggiungere, in coda ad una preesistente turbina a gas, una turbina a vapore, per aumentare la potenza complessiva.

In tal modo si ha la nascita di un nuovo ciclo combinato gas-vapore e la contemporanea, apparente “scomparsa” di una turbina a gas.

Infine, la Relazione nota una netta diminuzione delle turbine a vapore, la cui potenza, nel periodo in esame, si è approssimativamente dimezzata.

Un altro segno di rinnovamento del parco di cogenerazione italiano. n

Nell’ambito del progetto H-REII (Heat Recovery in Energy Intensive Industries), volto a mappare le potenzialità di recupero di calore di processo per la produzione di elettricità in aziende altamente energivore ricorrendo alla tecnologia ORC (Organic Rankine Cycle), in 3 dei 10 settori investigati (industria del vetro, del ce- POTENZIALITÀ DI RECUPERO DI ENERGIA mento e industria siderur- DAL CALORE DI PROCESSO Fonte: Progetto H-REII, Report intermedio LIFE+ sulle potenzialità di gica limitatamente ai forni recupero di effluenti per valorizzazione elettrica mediante sistemi ORC di riscaldo) sono emerse per- (Organic Rankine Cycle) a livello Nazionale, in fase di redazione dite comprese fra il 20-30% dell’energia primaria utilizzata. Secondo gli Amici della Terra, in questi 3 settori, il potenziale di produzione di elettricità mediante recupero del calore residuo è di circa 1 TWh (circa 130 MWel di potenza ORC installabile in circa 80 siti produttivi), valore che da solo rappresenta il 5% dell’obiettivo di risparmio per il comparto industriale previsto dal PAEE (2011) al 2016. Assumendo un costo d’investimento medio di circa 3 milioni di euro/MW, si stimano poco meno di 400 milioni di euro di investimenti attivabili. Questi sistemi di generazione distribuita di piccola taglia sono replicabili in Europa e nel mondo, e l’industria italiana è attualmente leader nella tecnologia ORC, con enorme potenzialità di consolidamento dell’intera filiera (scambiatori di calore, produttori di sistemi di abbattimento dei gas esausti, ingegneria di processo, etc.), con ricadute occupazionali sul territorio nazionale. Considerando i soli 3 settori industriali in cui la tecnologia ORC è stata sinora valutata, molto preliminarmente si può stimare a livello europeo un potenziale di circa 630 MWe, con un ordine di grandezza degli investimenti di 1,8 miliardi di Euro.

l’umidità, naturalmente. > Umidostato elettronico. > Vasca raccolta condensa da 6litri. > Uscita dell’aria verso l’alto. > Filtro dell’aria. > Spia di vasca piena o mancante. > Spia sbrinamento. > Predisposto per lo scarico continuo. > Galleggiante di troppo-pieno attivo anche con lo scarico continuo. > Quattro ruote pivottanti. > Alta efficienza di deumidificazione. > Tre potenze disponibili. > 5 anni di garanzia.

Deumidificatori serie Nader Midi 2010 I nuovi deumidificatori NADER Midi 2010 grazie all’impiego di compressori rotativi e ventilatori a basso consumo assorbono fino al 30% di energia in meno rispetto alla serie precedente. Ciò significa ridotto costo di esercizio e maggior rispetto per l’ambiente.

Su tutta la serie filtro dell’aria, nuovo controllo e umidostato elettronici. Nuovo Nader Midi 2010: il deumidificatore professionale per uso domestico.

Cuoghi srl - V. Garibaldi, 15 - z.i. 35020 Albignasego (PD - Italy) - t. +39 049 8629099 f. +39 049 8629135 prodotto italiano

www.cuoghi-luigi.it - info@cuoghi-luigi.it

Tassazione energetica

Cogenerazione e FISCO I

l complesso delle norme fiscali che regola l’argo-

mento in esame trae fondamento dalla direttiva 2003/96 del Consiglio del 27 ottobre 2003, che ristruttura il quadro comunitario per la tassazione dei prodotti energetici e dell’elettricità.

In particolare, al comma 2 dell’art. 2 si stabilisce il concetto dell’applicabilità della medesima direttiva all’elettricità di cui al codice NC2716, intendendo per N.C. il codice della nomenclatura doganale6. La nascita dell’obbligazione tributaria, a livello comunitario, avviene nel momento della fornitura da parte del distributore o del ridistributore ai sensi dell’art. 21 comma 5 della predetta direttiva7.

Da tali disposizioni comunitarie deriva che gli impianti di produzione di energia elettrica non per uso proprio, nonché le reti di trasmissione, le stazioni di trasformazione e tutti gli accessori installati fino alle reti di distribuzione che effettuano le forniture a media o bassa tensione ai consumatori finali, non sono soggetti a formalità fiscali in quanto l’imposta non è ancora nata.

L’imposizione sull’energia elettrica costituisce pertanto eccezione alla regola generale riguardante la nascita delle accise. Infatti, per gli altri prodotti sottoposti ad accisa, diversi dall’energia elettrica e dal gas metano, la nascita dell’obbligazione tributaria avviene all’atto della

18

#11

Le novità in tema di agevolazioni fiscali per gli impianti di cogenerazione di Gianluca Forastieri*

fabbricazione mentre l’esigibilità avviene all’atto del consumo.

Tutti gli Stati membri sono perciò autorizzati a porre sotto vigilanza gli impianti di produzione dei prodotti soggetti ad accisa, oltre che disporre tutti i necessari controlli sulla circolazione intracomunitaria degli stressi. Il caso dell’elettricità fa eccezione e, come anticipato, a livello comunitario non ha rilevanza controllare gli impianti di produzione, ferma restando la tassazione al consumo all’atto della fornitura al cliente finale, e ferma restando l’autonomia, in tema di adempimenti fiscali, di ogni singolo Stato membro8.

Direttiva 2003/96, le modifiche al Testo Unico Accise La direttiva 2003/96 è stata recepita in Italia con il D.lgs. n. 26 del 2/02/2007, pubblicato sul supplemento alla G.U. n. 68 del 22/03/2007, che ha modificato gli articoli da 52 a 60 del T.U. sulle accise approvato con D.lgs. n. 504 del 26 ottobre 1995 (TUA). In particolare, l’art. 52 stabilisce l’oggetto dell’imposizione, l’art. 53 e il 53-bis

individuano i soggetti obbligati e gli adempimenti da effettuare, mentre i restanti (54-60) regolano l’accertamento ed i versamenti da effettuare sia in termini di accisa che di addizionali a favore delle province e dei comuni. L’oggetto è individuato, genericamente, nell’energia elettrica indipendentemente dalla tipologia dell’impianto che la produce ed indipendentemente dal combustibile che alimenta l’impianto produttivo. Il momento impositivo è stabilito, innovando rispetto al passato ed in piena sintonia con la direttiva comunitaria 96/2003, all’atto della fornitura ai consumatori finali ovvero al momento del consumo per l’energia elettrica prodotta per uso proprio.

Non è più pertanto la produzione che fa nascere l’accisa, ma

Inquadramento normativo generale

I provvedimenti normativi nazionali relativi alla produzione combinata di energia elettrica e calore – che nascono, seppur indirettamente, a partire dai primi anni ’60 e integrati con le normative comunitarie succedutesi negli anni (a loro volta inserite nell’ordinamento nazionale con i vari decreti di recepimento) – hanno contribuito a delineare nel tempo un complesso quadro normativo1.

Nella seconda metà degli anni ’90 del secolo scorso, soprattutto per effetto delle politiche energetiche dell’UE, si è avuta in Italia una notevole spinta alla promozione delle fonti energetiche rinnovabili e, quindi, anche se di riflesso, alla cogenerazione2. Di fondamentale importanza è il D.Lgs. n. 79/1999 con cui l’Italia ha recepito la Direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica3.

Ai sensi del comma 8 del sopra menzionato art. 2, l’AEEG ha provveduto, con la nota Delibera del 19 marzo 2002 n. 42, ad individuare le condizioni che la produzione combinata di energia elettrica e calore deve soddisfare per poter essere definita “cogenerazione”, intendendo per questo termine un processo integrato di produzione combinata di energia elettrica e di energia termica con diversa finalità (civile o industriale), entrambe considerate energie utili, che a partire da una qualsivoglia combinazione di fonti primarie di energia e con riferimento a ciascun anno solare, soddisfa entrambe le condizioni riportate all’art. 24.

Inoltre, allo scopo di recepire la Direttiva 2004/8/CE, avente l’obiettivo di

il consumo finale: in altri termini, l’accisa sull’energia elettrica nasce e diventa esigibile nello stesso istante in cui viene consumata dal cliente finale ovvero quando la stessa viene misurata dal contatore dell’utente, intendendo per utente anche il fabbricante per uso proprio. Sotto il profilo documentale resta rilevante la data di emissione della fattura per i soggetti venditori, che dovrà riportare

accrescere l’efficienza energetica e 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, armonizzando così, a livello europeo, la definizione e la qualificazione dei prodotti della cogenerazione, è stato emanato in Italia il D.Lgs. 8/2/2007, n. 20, che prevede, tra l’altro, che, a partire dal 1 gennaio 2011, la cogenerazione ad alto rendimento sia quella che rispetta i requisiti previsti dall’allegato III alla Direttiva 2004/8/CE, ripresi nel medesimo decreto5.

Tale decreto è stato da ultimo modificato con il DM 4 agosto 2011, con il quale vengono sostituiti gli allegati I, II e III al D. Lgs. n. 20/2007 e vengono approvati gli allegati IV, V, VI e VII recanti integrazioni al metodo di calcolo dell’energia da cogenerazione ad alto rendimento, relativamente: ai valori di rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica (IV), ai valori di rendimento di riferimento per la produzione separata di calore (V), ai fattori di correzione legati alle condizioni climatiche medie per l’applicazione dei valori di rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica (VI) e ai fattori di correzione legati alle perdite evitate sulla rete (VII).

Infine, si segnala il DM 5/9/2011 che definisce il regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento, previsto peraltro dall’articolo 30, comma 11 della Legge n. 99/09 (c.d. certificati bianchi).

tutti gli elementi atti a quantificare il consumo di energia elettrica del cliente finale o la registrazione delle letture dei contatori per i soggetti autoproduttori ed autoconsumatori.

Importante è il comma 2 del predetto articolo 52 con il quale è elencata una serie di usi dell’elettricità non sottoposta ad accisa, mentre il successivo comma 3 riporta i casi in cui l’energia elettrica è esente da imposta. La differenza tra usi esenti dell’energia elettrica ed usi non sottoposti non è di poco conto in quanto, sotto il profilo dei controlli e degli adempimenti di

natura fiscale, l’energia elettrica non sottoposta a tassazione è considerata fuori dal campo di applicazione del tributo e pertanto non soggetta ad alcun adempimento mentre l’energia elettrica esente rientra nel campo di applicazione dell’imposta e, pertanto, proprio per accordare l’esenzione della tassazione, deve rispettare gli specifici adempimenti stabiliti dalla legge9.

Il TUA, oltre alle varie tipologie di soggetti obbligati, prevede, inoltre, degli specifici adempimenti connessi alla produzione di energia elettrica (articoli 53 e 53 bis).

Nello specifico, i commi 1, 2 e 3 dell’art. 53 classificano i soggetti obbligati, anche a richiesta, mentre gli adempimenti obbligatori, all’atto dell’attivazione, sono previsti ai commi 4 e 5 del predetto art. 53 nonché al successivo art. 53-bis.

Gli atti autorizzatori a carico dell’Ufficio delle Dogane sono previsti ai commi 5 e 7 dello stesso art. 53 mentre gli adempimenti successivi all’attivazione, ovvero di controllo fiscale, sono previsti al comma 4 e commi 8 e 9 dell’art. 53, nonché ai successivi articoli 55 e 5610. Sulla base di detti elementi l’Ufficio delle Dogane, effettuati i controlli di competenza, rilascia una autorizzazione ai soggetti non esercenti “officine”, così come definite all’art. 54 del T.U. delle accise, entro 60 giorni dalla data della denuncia. Ai soggetti esercenti officine, invece, viene rilasciata, entro lo stesso periodo, una licenza di esercizio, soggetta al diritto previsto dall’art. 63 del predetto T.U. I successivi atti gestionali a carico delle imprese consistono nel versare le rate di acconto secondo quanto riportato nell’art. 56 del T.U. delle accise e nel presentare una dichiarazione annuale, entro il mese di marzo dell’anno

#11

19

successivo a quello di riferimento, contenente tutti gli elementi necessari all’accertamento del debito di imposta relativo ad ogni mese solare, nonché l’energia elettrica prodotta, prelevata o immessa nella rete di trasmissione o distribuzione secondo quanto stabilito dall’art. 55 del T.U. Le scadenze dei versamenti delle rate di acconto sono state confermate al 16 di ogni mese, ad eccezione del mese di agosto, per il quale è stato disposto uno slittamento al 20 del mese, in considerazione della chiusura per ferie della stragrande maggioranza di aziende.

A quanto sopra vanno aggiunti gli aspetti connessi all’impiego di prodotti energetici per l’alimentazione del motore primo in uso nel cogeneratore, peraltro oggetto delle novità di cui si tratterà più avanti.

La tassazione dei prodotti energetici11 utilizzati nella produzione di energia elettrica per motivi di politica ambientale, prevista peraltro anche dalle Direttive Comunitarie, è stata attuata prevedendo le distinte aliquote indicate nel punto 11 della Tabella A allegata al TUA12.

Tale agevolazione, che è attuata prevedendo le distinte aliquote indicate nel sopra menzionato punto 11, è legata alla determinazione del valore del consumo specifico connesso all’impianto, che, moltiplicato per l’energia elettrica prodotta, risolve il calcolo del quantitativo di prodotto energetico da agevolare.

Per la produzione combinata di energia elettrica e calore, tale valore veniva fissato a 0,250 Smc/kWh per il gas naturale dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) con la Delibera n.

16/98 (Verifica di congruità dei parametri per la determinazione dell’onere termico per il primo semestre 1997) e rappresentava il consumo specifico medio dell’allora esistente parco nazionale di produzione elettrica (ENEL).

Tale Delibera veniva richiamata dall’allora Direzione Centrale Produzione e Consumi – Dipartimento delle Dogane e delle Imposte Indirette del Ministero delle Finanze – con il telex prot. n. 2768/7/VII/PC del 5/6/98 con il quale, oltre a fissare i consumi specifici per singolo prodotto per produttori diversi dall’ENEL sulla base dei poteri calorifici inferiori medi13, si richiamava esplicitamente, per la produzione combinata di energia elettrica e calore, l’art. 2 della Legge 31 gennaio 1986, n. 14, che testualmente recita: “Al punto 3) della lettera G) e al punto 4) della lettera H) della tabella B allegata alla legge 19 marzo 1973, n. 32 e successive modificazioni è aggiunto, in fine, il seguente capoverso: In caso di produzione combinata di energia elettrica e calore, i quantitativi considerati impiegati nella produzione di energia elettrica vengono determinati con gli stessi criteri adottati dal CIP per il rimborso dell’onere termico afferente alla produzione di energia elettrica”.

I consumi di prodotto energetico eccedenti i parametri specificati dal Telex sopra richiamato

20

#11

venivano assoggettati all’aliquota ordinaria prevista per il prodotto energetico medesimo14.

Sull’energia elettrica viene altresì corrisposta l’accisa15 e la relativa addizionale sui consumi soggetti16.

Caso particolare dell’argomento in trattazione è quello relativo alla previsione di cui all’art. 26 comma 3 del TUA concernente disposizioni particolari per il gas naturale.

Senza entrare nel merito dei problemi connessi ai vari assetti impiantistici sottesi al sistema di cogenerazione, fondamentali per un corretto inquadramento tecnico-fiscale, sembra utile citare almeno il fatto che, ai fini della determinazione della corretta aliquota per il gas naturale, come individuata nell’Allegato I al TUA per usi civili o industriali, il predetto comma 3 considera compresi negli usi industriali gli impieghi del gas naturale “… nel teleriscaldamento alimentato da impianti di cogenerazione che abbiano le caratteristiche tecniche indicate nella lettera b) del comma 2 dell’art. 11 della Legge 9 gennaio 1991, n. 10, anche se riforniscono utenze civili”17.

Le novità in tema di accertamento e liquidazione dell’imposta afferente il prodotto energetico utilizzato nella cogenerazione L’Agenzia delle Dogane, con la nota della Direzione Centrale Accertamento e Controlli prot. n.

75649 del 6/9/2011, ha riordinato la materia in questione, fornendo nuove istruzioni per una corretta modalità di accertamento, e della conseguente liquidazione dell’imposta, dei prodotti energetici utilizzati presso officine elettriche nelle quali operano impianti di cogenerazione.

Il presupposto di tale nota è che il prodotto energetico venga utilizzato contemporaneamente per due distinti impieghi fiscalmente

rilevanti, confermando la necessità che, per la liquidazione dell’imposta, sia necessario distinguere la quantità di prodotto effettivamente addotto all’uso combustione da quella impiegata per la produzione di energia elettrica, essendo nota, direttamente od indirettamente, la quantità di combustibile complessivamente consumata nel periodo preso a riferimento.

Dopo aver richiamato le modalità previgenti con cui veniva effettuato l’accertamento in questione (qui descritte nel paragrafo precedente), l’Agenzia delle Dogane, con puntuali motivazioni tecnico-giuridiche18, afferma la non ulteriore applicabilità dei consumi specifici di cui al già menzionato telex prot. n. 2768/7/VII/ PC del 5/6/98, richiamando altresì istruzioni già impartite agli Uffici delle dogane nel 201019.

Pertanto, con le premesse sopra riportate e nelle more dell’emanazione di specifici decreti fiscali relativi alla cogenerazione nonché di puntuali istruzioni su particolari prodotti energetici impiegati nella generazione combinata di energia elettrica e di calore, l’Agenzia delle Dogane chiarisce che, presso le officine di che trattasi, il calore a disposizione dell’esercente deve essere accertato, di norma, tramite appositi contabilizzatori20, opportunamente posti in opera sulle linee di trasporto del fluido vettore presso la centrale di cogenerazione21.

Sulla base dei dati così individuati, con riferimento al periodo preso a base per l’accertamento, la percentuale di prodotto energetico impiegato in uso combustione viene perciò calcolata come rapporto tra il calore disponibile misurato e l’energia complessivamente resa disponibile per l’impiego dal prodotto energetico medesimo, cioè la somma (effettuata in unità di misura omogenee) della lettura del contatore del calore e di quello dell’energia elettrica prodotta, mentre la percentuale di prodotto energetico destinata alla produzione di elettricità è data dal rapporto tra l’energia elettrica prodotta e la predetta energia disponibile complessiva.

Moltiplicando le predette percentuali per la quantità di prodotto energetico complessivamente consumata nel periodo considerato (misurata con le consuete modalità), si ottiene la quantità di prodotto rispettivamente destinata ad uso combustione ed alla generazione di elettricità.

A consuntivo annuo, l’esercente l’officina di cogenerazione è tenuto a fornire all’Ufficio, oltre alla dichiarazione di immissione in consumo dell’energia elettrica (dalla quale si evince l’energia elettrica prodotta), la comunicazione dell’energia termica utile prodotta nell’esercizio finanziario, quale risulta dalle letture del relativo contatore. L’Ufficio, sulla base di tali dati, procede alla determinazione degli eventuali conguagli di

Testo Unico Accise, gli articoli modificati dalla Direttiva 2003/96. Sintesi

Articolo 52: Oggetto dell’imposizione Articolo 53: Denuncia di officina e licenza di esercizio Articoli che regolano l’accertamento ed i versamenti da effettuare sia in termini di accisa che di addizionali a favore delle Province e dei Comuni Articolo 54: Definizione di officina Articolo 55: Accertamento e liquidazione dell’imposta Articolo 56: Versamento dell’imposta Articolo 57: Garanzie, privilegi e prescrizione Articolo 58: Poteri e controlli Articolo 59: Sanzioni Articolo 60: Addizionali dell’imposta

imposta sul prodotto energetico impiegato nella cogenerazione.

Diversa è la previsione in caso di impossibilità tecnica di installazione dei contatori del calore. In tale evenienza, le percentuali di ripartizione del prodotto energetico tra gli impegni fiscalmente rilevanti possono essere valutate,

Note

in prima approssimazione, per l’uso combustione, tramite il rapporto tra la potenza termica nominale del cogeneratore e la potenza nominale (termica + elettrica) complessivamente disponibile e, per la produzione di elettricità, tramite il rapporto tra la potenza elettrica nominale del cogeneratore (o delle utenze allacciate, come da

1. Dopo il Piano Energetico Nazionale (PEN – 1988), vengono adottate la Legge n. 9/1991 e la Legge n. 10/1991. A seguito della entrata in vigore di queste due leggi, viene emanato il provvedimento CIP n. 6 del 29 aprile 1992 contenente le condizioni tecniche generali per l’ammissibilità a fonte rinnovabile e i prezzi di cessione dell’energia elettrica prodotta da tali impianti e da quelli assimilati a condizioni incentivate.

2. In relazione agli impegni dell’UE, e quindi degli Stati membri, relativi alla ratifica del protocollo di Kyoto, la delibera CIPE n. 137 del 19 novembre 1998, pur non citando esplicitamente la cogenerazione, definiva le linee guida per stabilire le misure nazionali per il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra. Inoltre, in seguito alla pubblicazione del Libro Bianco della Commissione sulle fonti energetiche rinnovabili, l’Italia predisponeva un proprio Libro Bianco per la valorizzazione delle rinnovabili (delibera CIPE n. 126 del 6 agosto 1999).

3. L’art. 2 prevedeva che l’AEEG definisca le condizioni alle quali la produzione combinata di energia elettrica e calore è riconosciuta come cogenerazione e che tali condizioni debbano garantire un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate. Con Del. AEEG del 19 marzo 2002, n. 42/02 (Gazz. Uff. 4 aprile 2002, n. 79), modificata dalla Del. AEEG 11 novembre 2004, n. 201/04 (Gazz. Uff. 9 dicembre 2004, n. 288) e dalla Del. AEEG 29 dicembre 2005, n. 296/05 (Gazz. Uff. 1° febbraio 2006, n. 26), sono state stabilite le condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione di cui al presente comma.

4. IRE – Indice di Risparmio Energetico – ≥ IRE min e LT – Limite Termico – ≥ LT min. Per i valori di cui all’art. 2 citato, vedere la Delibera n. 42/02 per gli impianti entrati in esercizio fino al 31/12/2005; vedere anche le Delibere n. 296/05, 307/07 e ARG/elt 174/09 per gli impianti che sono entrati in esercizio tra il 1/1/2006 e il 31/12/2010.

5. Per poter ottenere le agevolazioni previste dalla normativa nazionale per la cogenerazione ad alto rendimento è necessario che l’impianto venga qualificato come cogenerativo ad alto rendimento dal GSE Spa – Gestore Servizi Energetici Spa. 6. A livello comunitario, quindi, l’energia elettrica (e non quella termica) è diventata un bene sottoposto al regime delle accise alla stessa stregua di altri prodotti energetici, quali il gas metano, l’alcole etilico, gli oli minerali, ecc, anche se in Italia l’imposta di consumo sull’energia elettrica ha superato i 100 anni di vigenza.

7. Il Consiglio e la Commissione hanno chiarito che per “distributore o ridistributore” si deve intendere la persona fisica o giuridica che provvede alla fornitura dell’energia elettrica e che procede o fa procedere alla fatturazione.

8. Tale interpretazione vale anche per l’energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili che peraltro a livello comunitario deve essere fortemente agevolata, non solo sotto il profilo delle autorizzazioni da richiedere per l’installazione degli impianti, ma anche sotto il profilo più specificatamente fiscale in termini di tassazione e/o addizionali varie per kWh consumato.

9. I casi in cui l’energia elettrica viene impiegata per uso promiscuo (esente, tassato e fuori dal campo di applicazione) rientrano tra quelli da denunciare al fine di determinare i relativi parametri di impiego.

10. Gli adempimenti preventivi consistono in: a) Denuncia di attività, specificando le caratteristiche dell’impianto, qualora esistente; b) Relazione tecnica di processo con particolare riferimento ai gruppi di misura installati; c) Atto di impegno a comunicare ogni e qualunque variazione sia degli impianti che della società, entro trenta giorni dalla data in cui si sono verificati detti eventi; d) Prova dell’avvenuto versamento della cauzione dovuta in ragione di un dodicesimo dell’imposta annua; e) Prova dell’avvenuto pagamento del diritto di licenza qualora dovuto.

11. Vedere art. 21 e seguenti TUA. 12. Punto 11 della Tabella A allegata al TUA: “Produzione, diretta o indiretta, di energia elettrica, con impianti obbligati alla denuncia prevista dalle disposizioni che disciplinano l’imposta di consumo sull’energia elettrica: oli vegetali non modificati chimicamente: esenzione; gas naturale: € 0,0004493 per mc; gas di petrolio liquefatti: € 0,6817 per 1.000 kg; gasolio: € 12,72601 per 1.000 litri; olio combustibile e oli minerali greggi, naturali: € 15,33154 per 1.000 kg; carbone, lignite e coke (codici NC 2701, 2702 e 2704): € 2,60 per 1.000 kg. In caso di autoproduzione di energia elettrica, le aliquote sono ridotte al 30%, quale che sia il

22

#11

denuncia d’officina, nel caso di autoproduttore sconnesso dalla rete elettrica) e la predetta potenza nominale complessiva.

Qualora si ricorra ai predetti parametri basati sulla potenza, l’Ufficio acquisirà la documentazione

combustibile impiegato. L’agevolazione è accordata: a) ai combustibili nei limiti dei quantitativi impiegati nella produzione di energia elettrica; b) ai combustibili impiegati nella stessa area di estrazione per la produzione e per l’autoproduzione di energia elettrica e vapore; c) ai prodotti energetici impiegati in impianti petrolchimici per l’alimentazione di centrali combinate termoelettriche per l’autoproduzione di energia elettrica e vapore tecnologico per usi interni.”

13. Olio combustibile ATZ: 0,221 kg/kWh; Gasolio: 0,212 kg/kWh; Gpl: 0,197 kg/kWh; Gas naturale: 0,250 Smc/kWh. 14. Per le aliquote ordinarie d’accisa vedere l’Allegato I del TUA. Per l’impiego del gas naturale destinato alla produzione diretta o indiretta di energia elettrica non si applica, inoltre, l’addizionale regionale, come previsto dalla risoluzione dell’agenzia delle Dogane prot. n.

1764/01 del 24 luglio 2001.

15. Per le aliquote ordinarie d’accisa vedere l’Allegato I del TUA. 16. Per l’aliquota dell’addizionale vedere il DL n. 511/1988.

17. Per approfondimenti, vedere la Circolare Min.Fin. del 17/05/1995 n. 145, la Circolare Min. Fin. del 17/07/1998 n. 189, la nota dell’Agenzia delle Dogane prot. N. 3158 del 21/06/2002, la Risoluzione dell’Agenzia delle Dogane n. 2/D del 20/07/2009 nonché la norma UNI 8887:1987.

18. “A seguito dell’integrale sostituzione, ai sensi dell’art.20, comma 1 del Decreto legge 30 agosto 1993, n.331 (convertito, con modificazioni, dalla Legge 29 ottobre 1993, n.427), della predetta tabella B con un nuovo elenco di fattispecie agevolate di impiego di oli minerali, la disposizione di cui al predetto art.2 della legge 14/1986 non è più stata riproposta. I parametri in esame hanno trovato conseguentemente impiego, nelle more dell’entrata in vigore di specifici decreti ministeriali in materia di cogenerazione, solo in quanto applicabili.

Tuttavia, a seguito dell’abolizione del predetto CIP, i parametri di che trattasi non sono più stati aggiornati ed, allo stato, gli stessi non risultano, generalmente, avere più alcuna rappresentatività, sia alla luce dell’evoluzione tecnica intercorsa sia a seguito della diffusione di tipologie di impianti cogenerativi aventi assetto anche profondamente diverso da quello, all’epoca, preso a riferimento per la determinazione dei parametri medesimi.”

19. “Per le sopra esposte motivazioni, vista la non ulteriore applicabilità dei consumi specifici di cui al predetto telex 2768/1998, la scrivente aveva già avuto modo di indirizzare gli Uffici (vedi linee guida per l’attività di verifica per l’anno 2010, prot. 50081 del 19 aprile 2010) verso l’effettuazione, nella fattispecie, di verifiche di primo impianto particolarmente attente, finalizzate a definire con la massima precisione l’effettiva realtà impiantistica onde poter identificare, a consuntivo, la quantità di prodotto energetico rispettivamente da imputare alla produzione di energia elettrica ed all’uso combustione.

A tal fine, era stato precisato che gli Uffici avrebbero potuto prescrivere l’installazione di appositi misuratori o anche valutare di avvalersi, come da prassi consolidata negli impieghi promiscui di prodotti energetici, di apposite relazioni asseverate da tecnico abilitato ed iscritto ad Ordine professionale.”

20. Conformi all’allegato MI-004 della direttiva MID – 2004/22/CE. 21. Resta fermo l’accertamento dell’energia elettrica prodotta tramite un apposito misuratore fiscale, conforme alle specifiche da ultimo richiamate dall’Agenzia delle Dogane nella Circolare 17/D del 23 maggio 2011. Con tale atto, riguardante i controlli metrologici successivi sui contatori di energia elettrica attiva e sui complessi di misura elettrici utilizzati per l’accertamento dei flussi energetici ai fini fiscali, viene trasmessa la circolare congiunta (Direzione generale per il mercato, la concorrenza, il consumatore, la vigilanza e la normativa tecnica del Ministero dello Sviluppo Economico e la Direzione centrale Accertamento e controlli dell’Agenzia delle Dogane) di emanazione di istruzioni relativamente alle specifiche prestazionali nonché alle modalità con le quali garantire, attraverso opportuni controlli, il corretto funzionamento in opera dei complessi di misura installati presso le officine elettriche preesistenti e di nuova attivazione.

22. Tale relazione dovrà contenere il calcolo delle predette percentuali di ripartizione nonché i motivi che impediscono la misura diretta del calore disponibile.

23. Quali, ad esempio, somma del calore fatturato all’utenza, calcolo del fabbisogno termico delle utenze allacciate quale risulta da apposita certificazione energetica, ecc.

AICARR_aprile_130411 OK:Layout 1

13:00

Pagina 1

il freddo a noleggio 24 Ore Service

Specialisti del freddo a noleggio per climatizzazione e raffreddamento di processo. Consulenze pre-installazione e forniture chiavi in mano.

SETTORI DI APPLICAZIONE

PARCO MACCHINE

• alimentare • farmaceutico • petrolchimico • GDO • hotel/residence • ospedali

• gruppi frigoriferi (chiller) • pompe di calore • unità di trattamento aria • condizionatori roof top • condizionatori ad armadio • stazioni di pompaggio

• fiere / eventi • spettacoli • ristrutturazioni • piste ghiaccio • cantine

© voltan associati adv 0511

necessaria per effettuare i relativi controlli a posteriori, richiedendo apposita relazione asseverata22 da tecnico abilitato ed iscritto ad Ordine professionale. In tali casi, il titolare dell’officina elettrica di cogenerazione ha l’obbligo di dichiarare, ai sensi dell’art.53, comma 4 del D.l.vo 504/95, le variazioni relative agli impianti di pertinenza ed, in particolare, nel caso specifico, quelle che comportino un aumento della potenza termica superiore al 10% di quella presa a base per la predetta ripartizione.

Un’ulteriore procedura è prevista in caso di assenza di contatore del calore a servizio del cogeneratore. In tale circostanza, l’esercente l’officina presenta all’Ufficio, a consuntivo annuo, oltre alla dichiarazione di immissione in consumo dell’energia elettrica (dalla quale si evince l’energia elettrica prodotta), una dichiarazione resa ai sensi dell’art.47 del D.P.R.445/00 dell’energia termica disponibile prodotta nel precedente esercizio finanziario, fornendo le relative modalità di calcolo23 Sulla base di tali dati, l’Ufficio procede all’effettuazione di eventuali conguagli di imposta sul prodotto energetico nonché alla revisione delle percentuali di ripartizione dello stesso tra uso combustione e per produzione di elettricità, qualora si denoti un consumo effettivo annuo in uso combustione superiore del 10% rispetto a quello valutato sulla base delle percentuali medesime.

Successivamente, con la nota prot. n. 127947 del 25/11/2011, l’Agenzia delle Dogane ha fornito precisazioni relativamente alla decorrenza delle istruzioni precedentemente fornite con la nota prot. n. 75649 del 6/9/2011.

In particolare, viene affermato che gli Uffici delle Dogane, dopo aver valutato le singole realtà tecnico-fiscali degli impianti interessati, dovranno disciplinare, mediante protocolli opportunamente calibrati per ciascuna realtà, gli adempimenti conseguenti all’applicazione dei criteri generali indicati nella nota del 06/09/11.

Inoltre, l’Agenzia delle Dogane precisa che, trovando le richiamate disposizioni applicazione per il futuro, l’efficacia temporale delle medesime decorre dall’adozione, in sede locale, delle dettagliate procedure attuative e, comunque, non anteriormente al sessantesimo giorno dalla data di emanazione della più volte citata nota prot. n.

75649 del 06/09/2011.

Infine, viene stabilito che, onde evitare eccessive differenziazioni temporali che possano pregiudicare l’uniforme applicazione dei criteri introdotti con la nota in questione, il processo di adeguamento dei citati protocolli dovrà concludersi, comunque, entro il 31/12/2011.

13-04-2011

* Gianluca Forastieri – Responsabile ambito controlli, Area procedure e controlli settore accise Agenzia delle Dogane, Direzione interregionale Emilia Romagna e Marche BRENTA RENT srl Arzergrande (PD) - ITALY - Via Dell'Industria, 17 +39 049 5800034 fax +39 049 9724623 +39 347 0555631 +39 347 0554982 www.brentarent.it brenta@brentarent.it

#11

23

PES e IRE a confronto

Decreti sulla cogenerazione, l’impatto sulla progettazione N

di cogenerazione si è da sempre ragionato su due differenti piani tra loro interconnessi: quello energetico e quello economico.

Il piano energetico rappresenta il primo grado di libertà ed è sempre stato rappresentato dal rispetto degli indici per ottenere l’assimibilità a fonte energetica rinnovabile fino al 31 dicembre del 2010, la definizione di CAR (Cogenerazione ad Alto Rendimento) a partire dal 1 gennaio 2011.

Il CIP 6 del 1992 ha definito l’IEN (Indice Energetico Normalizzato), rimasto in vigore per 10 anni; in seguito, nel 2002, con la delibera AEEG 42 è stato definito l’IRE (Indice di Risparmio Energetico) che, a sua volta, ha smesso di essere il riferimento a fine 2010 quando è stato introdotto con il D.Lgs. 20 del 2007, modificato poi dal Decreto 4 agosto 2011, il PES (Primary Energy Saving). Non ella progettazione degli impianti

24

#11

I Decreti del 4 agosto e del 5 settembre 2011 imporranno un cambiamento nelle strategie di utilizzo della cogenerazione nella progettazione e gestione degli impianti di Michele Vio

ha molta importanza descrivere le formule dei vari indici, anche perché IRE e PES nella sostanza sono uguali, pur cambiando i valori di riferimento; è molto più interessante, invece, indicare i loro effetti sui limiti minimi di rendimento globale da raggiungere, così come mostrato nel Box 2.

Il rispetto dei vari indici è condizione necessaria per ottenere una serie di benefici, dalla connessione alla rete, al diritto di vendere energia elettrica, ma non sufficiente ad ottenere un

risparmio economico interessante, che rappresenta il secondo grado di libertà. Tra risparmio energetico e risparmio economico ci sta in mezzo un mare molto tempestoso, fatto dalle tariffe dell’energia, della loro struttura e della loro fiscalità, parametri mutati spesso nel corso degli anni in modo anche repentino.

Le fonti rinnovabili sono un bene comune e non devono essere sprecate

C’è un filo conduttore che lega gli ultimi decreti, in particolare il D.Lsg. 28/11 sulle fonti rinnovabili e il Decreto del Ministero dello sviluppo del 4 agosto 2011, sulla definizione di CAR (Cogenerazione ad Alto Rendimento): la concezione che non bisogna sprecare energia ancorché prodotta da fonte rinnovabile. È un filo d’oro per chi ama davvero il risparmio energetico e ne comprende l’importanza, aldilà della demagogia dilagante, tanto prezioso quanto poco dichiarato, perché va estratto da alcuni punti, in quanto non espressamente dichiarato.

Si comincia dall’allegato 3 del D.Lsg. 28/11 che recita testualmente: “Gli obblighi di cui al comma 1 (50% di rinnovabile sulla somma del riscaldamento, acqua sanitaria e raffrescamento a partire dal 2017) non possono essere assolti tramite impianti da fonti rinnovabili che producano esclusivamente energia elettrica la quale alimenti, a sua volta, dispositivi o impianti per la produzione di acqua calda sanitaria, il riscaldamento e il raffrescamento”.

Questo comma è FONDAMENTALE perché esclude una follia molto di moda in questo periodo, anche perché figlio del conto energia elettrico: produrre calore con sistemi elettrici a COP = 1, come pannelli radianti a pavimento, radiatori o convettori elettrici o piastre a raggi infrarossi. “Tanto l’energia elettrica la produco

con il fotovoltaico e quindi non mi costa nulla”, si sente sostenere da chi perora questa follia.

A parte il fatto che non è vero, perché usando una pompa di calore con COP = 4 il consumo scenderebbe ad un quarto e l’energia elettrica risparmiata potrebbe essere venduta in rete, o sfruttata per altri scopi, ottenendo un notevole beneficio economico, è il concetto stesso ad essere sbagliato, sia dal punto di vista etico che energetico: l’energia prodotta da fonte rinnovabile non deve essere sprecata, perché deve essere a disposizione di tutti. Sempre rifacendosi all’esempio precedente, l’energia elettrica prodotta dal proprio fotovoltaico, risparmiata perché si utilizza un sistema elettrico con COP quattro volte superiore, può essere a disposizione di altri 3 soggetti, contribuendo così al bene comune. Lo stesso concetto si ritrova nel Decreto 4 agosto 2011 nella stretta dei requisiti per raggiungere il valore di PES minimo, per ricadere nella definizione di Cogenerazione ad Alto Rendimento, anche per i biocarburanti liquidi e gassosi, riconosciuti come fonte rinnovabile nel D.Lsg. 28/11. Il loro utilizzo è permesso in cogenerazione solamente se si ottimizza il risparmio di energia primaria, perché altrimenti si tratta di uno spreco di energia, una sorta di furto effettuato ai danni della comunità.

box 1

Ogni impianto fa storia a sé.

Si possono raggiungere benefici economici anche in impianti non in grado di rispettare i valori minimi previsti dall’indice in vigore, così come può non risultare economicamente conveniente un impianto ottimale, con valori degli indici molto superiori a quelli minimi. Dal punto di vista economico si deve sempre considerare un terzo grado di libertà: il costo di acquisto iniziale, che influenza ulteriormente l’efficacia del sistema; ad esempio può risultare molto conveniente e portare a tempi rapidi di ritorno dell’investimento un sistema troppo costoso, meno conveniente uno più alla portata delle tasche del cliente. L’abilità del progettista sta proprio nel trovare un equilibrio tra questi tre differenti gradi di libertà per ottenere la soluzione migliore possibile.

Con l’introduzione degli incentivi previsti dal Decreto 5 settembre 2011 entra in gioco un ul-

COGENERATORE a gas della Jenbacher

teriore grado di libertà, a metà strada tra quello economico e quello energetico: il sistema di incentivazione. I suoi effetti sono comunque posi-

Strategies for the use of cogeneration

The impact of the decrees of August 4th and September 5th 2011 in the world of cogeneration will be important.

The purpose of this article is not on their quality, but rather examine the changes on the design strategy and management systems.

Keywords: chillers, cogeneration,IRE, PES, trigeneration systems

tivi e stabilizzanti, perché gli incentivi sono tanto più alti quanto maggiore è il risparmio di energia primaria, quindi quanto migliore risulta l’efficienza energetica. Un quinto grado di libertà entrerà in gioco a metà del 2012, quando diventerà vigente quanto previsto dal D.Lgs. 28/11 sulle fonti rinnovabili: la cogenerazione è riconosciuta come sistema che sfrutta le fonti rinnovabili solo in caso di utilizzo di biocombustibili o biomasse, non se utilizza combustibili fossili (anche se lo è invece sempre per la Regione Emilia Romagna). Questo porterà ad una complicazione in più (si rimanda alle note bibliografiche per approfondire quest’ultimo argomento, non trattato nell’articolo).

#11

25

Confronti tra IRE e PES

Le conseguenze del passaggio dall’IRE al PES possono essere facilmente descritte diagrammate su un piano dei rendimenti con quello elettrico in ascissa e quello termico in ordinata.

La figura B1 mostra i limiti imposti per alimentazione a metano e a biomasse: nel primo caso sono differenziate le curve di rispetto del PES per allacciamento in bassa e media tensione (BT e MT), mentre nel secondo caso le curve sono solo costruite per allacciamento in media tensione. Le figure vanno lette nel seguente modo: per ogni valore di rendimento elettrico, le singole curve rappresentano il valore minimo del rendimento termico per soddisfare l’indice. Entrambi i rendimenti vanno intesi come medi annui. L’indice è rispettato solo se il rendimento termico è superiore o uguale a quello della curva. La curva nera rappresenta il limite tecnico, nell’ipotesi che il rendimento totale del sistema di cogenerazione (rendimento elettrico sommato al rendimento termico) sia uguale al 85%. L’andamento

Figura B1 – RENDIMENTO TERMICO E ELETTRICO. Valori minimi di rendimento termico in funzione del rendimento elettrico per il rispetto degli indici IRE e PES

“in salita” della curva rossa dell’IRE al di sopra di un certo valore di rendimento elettrico è dovuta alla presenza del Limite Termico, presente nella delibera AEEG 42/2002 e adesso eliminato. Come si può vedere, il PES introduce limiti molto più restrittivi dell’IRE, tranne che per le biomasse solide derivate dal legno, per le quali non è sostanzialmente cambiato nulla.

La figura B2 riporta, in funzione del rendimento elettrico, la percentuale di energia termica che ogni anno può essere “sprecata” smaltendola in atmosfera. Come si può notare, nel campo di rendimento elettrico compreso tra il 25% e il 35% per rispettare il PES è necessario sfruttare la maggior parte dell’energia termica recuperabile dal motore e dai fumi di scarico. Ciò significa o fermare il sistema di cogenerazione nel periodo in cui non si riesce a sfruttare il calore recuperato, oppure utilizzare gruppi frigoriferi ad assorbimento.

Figura B2 – MASSIMA ENERGIA TERMICA smaltibile in atmosfera (base annua) in funzione del rendimento elettrico

box 2

Conseguenze del passaggio da IRE a PES Nel temperato clima italiano, il principale problema negli impianti di cogenerazione si può sintetizzare con una domanda: come si può utilizzare l’energia termica nelle mezze stagioni e in estate? Il quesito è ancora più importante ora, per via della diminuzione del fabbisogno invernale dovuto all’aumento dell’isolamento termico degli edifici.

Il problema è serio, perché il rispetto degli indici energetici richiede un rendimento termico

26

#11

su base annua tanto più alto quanto più è basso il rendimento elettrico del sistema di cogenerazione, generalmente minore per le potenze più piccole. Tradotto in pratica, il rispetto degli indici richiede di non sprecare l’energia termica recuperabile dal raffreddamento del motore e dai fumi di scarico se non per bevi periodo di tempo. Da questo punto di vista, l’indice IEN era molto restrittivo, mentre l’indice IRE risultava più permissivo, soprattutto per i cogeneratori di piccola taglia e quelli alimentati da biocombustibili sia liquidi che gassosi. L’indice PES torna ad essere

restrittivo, come mostrato nel Box 2, non solo per l’alimentazione a metano, ma anche per i biocombustibili, scelta questa condivisibile, secondo le valutazioni riportate nel Box 1.

Tanto per comprendere il problema, un sistema di cogenerazione, di potenza inferiore a 1 MWe, alimentato a metano con rendimento elettrico medio annuo pari al 30%, rispettava l’IRE con un

Figura 1 – ENERGIA ELETTRICA. Quantità di energia elettrica che il sistema deve produrre per ottenere un Certificato Bianco (potenza elettrica inferiore a 1 MW)

rendimento termico pari al 26%, mentre per rispettare il PES il rendimento termico deve salire al 50%, in caso di collegamento alla rete elettrica di bassa tensione, addirittura al 54% nel caso di collegamento alla media tensione.

Tradotto in modo più semplice, mentre per rispettare l’IRE si poteva sprecare, smaltendola in atmosfera, il 53% dell’energia termica recuperata dal raffreddamento del motore e dai fumi di scarico, il rispetto del PES richiede di sprecarne al massimo il 27% o il 20%

Figura 2 – RISPARMIO ottenibile grazie all’incentivazione (cogeneratore di potenza elettrica inferiore a 1 MW con rendimento totale pari a 85%)

(figura B2 del Box 2), a seconda del collegamento alla rete elettrica di bassa o media tensione.

Tradotto ulteriormente in termini pratici, l’IRE poteva essere rispettato utilizzando il cogeneratore tutto l’anno, sprecando il calore per 6 mesi, mentre per rispettare il PES o il cogeneratore si usa solo in inverno, oppure bisogna accoppiarlo con gruppi frigoriferi ad assorbimento, trasformando il sistema da cogenerativo a trigenerativo. Lo stesso accade con i biocombustibili liquidi o gassosi: se il rispetto dell’IRE avveniva anche sprecando la quasi totalità dell’energia termica recuperabile, l’introduzione del PES ha ristretto il campo d’azione: con un rendimento elettrico del 30% si può sprecarne al massimo il 38% (Figura B2 del Box 2).

COGENERATORE, DETTAGLIO Credit: Buderus

Influenza economica degli incentivi previsti dal Decreto 5 settembre 2011 Sfruttare il più possibile l’energia termica recuperabile è utile anche dal punto di vista economico, perché aumentano sia il risparmio ottenibile durante il funzionamento del sistema (tema trattato nel prossimo paragrafo), sia la quota di incentivi previsti dal Decreto 5 settembre 2011. Come è noto, gli incentivi sono erogati sotto forma di Certificati Bianchi (CB) in quota proporzionale al risparmio di energia primaria realizzato dal sistema di cogenerazione.

La Figura 1 mostra la quantità di energia elettrica necessaria per ottenere un CB che deve produrre un cogeneratore, alimentato a metano con rendimento totale pari a 85%, in funzione del suo rendimento elettrico. Le curve valgono ai valori minimi di rendimento termico per il rispetto del PES nel caso di allacciamento in Bassa Tensione (curva blu) e Media Tensione (curva verde), mentre la curva rossa rappresenta il caso in cui tutta l’energia termica recuperabile viene utilizzata nell’impianto. Come si può notare, nel terzo caso la produzione di energia elettrica necessaria per ottenere 1 CB diminuisce all’aumentare del rendimento elettrico, mentre negli altri due casi aumenta, perché diminuisce anche il rendimento termico minimo richiesto per il rispetto del PES, come spiegato nel Box 2. È interessante capire quanto influiscano gli incentivi. La Figura 2 mostra la percentuale di risparmio sui costi annui per l’acquisto del metano, nel caso il prezzo, al netto delle accise, sia 0,40 €/m³ e il valore del Certificato Bianco sia 100 €. Sfruttando tutta l’energia termica recuperabile i risparmi cominciano a diventare rilevanti.

Ovviamente, la percentuale di risparmio varia al variare del costo del metano e aumenta se il rendimento totale del cogeneratore è superiore all’85% ipotizzato in figura.

#11

27

Influenza economica dell’utilizzo dei gruppi frigoriferi ad assorbimento La trigenerazione ottimizza il bilancio energetico annuale, ma destabilizza il bilancio economico. I motivi sono due: da un lato il costo iniziale di acquisto dei gruppi frigoriferi ad assorbimento con gli accessori connessi (torre evaporativa, nel caso di macchine a miscela acqua – bromuro di litio), dall’altro gli scarsi risultati economici nel periodo estivo.

La Figura 3 mostra, in funzione del costo del metano e dell’energia elettrica, i risparmi ottenibili nel funzionamento invernale e in quello estivo per la produzione di 100 kWh elettrici con un gruppo di trigenerazione con rendimento elettrico pari al 35%, rendimento termico pari al 50% e utilizzo estivo di gruppi frigoriferi ad assorbimento acqua – bromuro di litio a singolo effetto (COP = 0,7). In sintesi, ai 100 kWh elettrici prodotti si aggiungono 143 kWh termici nel funzionamento invernale e 100 kWh frigoriferi nel funzionamento estivo. Nel funzionamento estivo andrebbe aggiunto anche il costo di impegno di potenza elettrico evitato, che però non è quantificabile in modo univoco, essendo un costo fisso da spalmare su una produzione di energia variabile a seconda dei vari utilizzi. In ogni caso, la figura indica chiaramente come in estate il risparmio sia nettamente inferiore, se non addirittura negativo. I valori diagrammati per l’estate possono sembrare molto minori rispetto a quelli che normalmente circolano. Il problema è che spesso, per motivi commerciali, il confronto tra sistema trigenerativo e sistema tradizionale viene fatto sulla base dei consumi di gruppi frigoriferi con compressori elettrici condensati ad aria, di bassa qualità, con valori di ESEER non superiori a 3. È un confronto del tutto sbagliato, perché i gruppi frigoriferi ad assorbimento richiedono delle torri evaporative, peraltro di potenza doppia rispetto ad una macchina a compressione di uguale taglia, per cui il confronto corretto va fatto con refrigeratori condensati ad acqua che possono facilmente raggiungere ESEER superiore a 5.

Quanto mostrato in Figura 3 rappresenta un serio problema per gli impianti di trigenerazione, perché aumenta a dismisura il tempo di rientro dell’investimento. Per rendere il sistema conveniente anche dal punto di vista economico bisogna cambiare radicalmente la strategia di progettazione.

28

#11

Figura 3 – RISPARMI OTTENIBILI per la produzione di 100 kWh elettrici, 143 kWh termici nel funzionamento invernale e 100 kWh frigoriferi nel funzionamento estivo (è escluso da diagramma il risparmio ottenuto per il minor impegno di potenza elettrica in estate)

CON MICROTURBINA. Sistema di Cogenerazione con Microturbina per asservimento cabina di decompressione Gas da 200 Kw_el totali CREDIT: BIM INFRASTRUTTURE S.p.A.

Come utilizzare i gruppi frigoriferi ad assorbimento con temperature di evaporazione inferiori a 0°C I gruppi frigoriferi ad assorbimento con miscela ammoniaca – acqua sono in grado di lavorare con temperature di evaporazione inferiori a 0°C, perché il refrigerante è l’ammoniaca. Nel funzionamento in regime estivo possono produrre acqua gelida sia per la frigoconservazione, che per lo stivaggio di energia negli impianti ad accumulo in ghiaccio, mentre nel funzionamento invernale in pompa di calore possono utilizzare come sorgente fredda l’aria esterna o il terreno a bassa temperatura. Al contrario, nei gruppi frigoriferi ad assorbimento con miscela acqua – bromuro di litio, il refrigerante è l’acqua per cui l’evaporazione deve avvenire sempre a temperatura superiore a 0°C e la temperatura dell’acqua refrigerata prodotta non Figura C1 – GRUPPO FRIGORIFERO AD ASSORBIMENTO può raggiungere valori inferiori ai 5°C. Tuttavia è possibile utilizzare in supporto ad un circuito frigorifero a compressione che queste macchine anche in applicazioni che richiedono temperatulavora con temperatura di evaporazione inferiore a 0°C re di evaporazione inferiori a 0°C, addirittura farle lavorare in pompa di calore utilizzando l’aria esterna come sorgente fredda, se non vengono utilizzate da sole, ma come supporto a circuiti frigoriferi a compressione. produce acqua refrigerata da inviare al sottoraffreddatore di uno o più circuiti friLa soluzione è mostrata in figura B1: il gruppo frigorifero ad assorbimento goriferi a compressione, ottenendo i vantaggi descritti nel Box 4. box 3

Strategie di progettazione dei sistemi trigenerativi Per quanto detto fin qua, in molti impianti civili l’utilizzo dei gruppi frigoriferi ad assorbimento nei sistemi cogenerativi diventa fondamentale per il rispetto del PES. Per rendere la scelta economicamente sostenibile, bisogna agire in due direzione, utilizzando, dove possibile, i gruppi frigoriferi ad assorbimento: 1) in supporto ad utenze frigorifere a bassa efficienza, ad esempio in supporto alla frigoconservazione nel caso di centri commerciali; 2) come pompe di calore nel funzionamento invernale.

Nel primo caso i risparmi economici in funzionamento estivo aumentano, perché i gruppi frigoriferi ad Figura 4 – BILANCIO ENERGETICO di un sistema trigenerativo in funzionamento estivo (gruppo frigorifero ad assorbimento acqua – bromuro di litio funzionante in pompa di calore) Figura 5 – RISPARMIO ECONONICO. Aumento del risparmio economico in funzionamento invernale grazie all’uso dei gruppi frigoriferi ad assorbimento come pompe di calore

EFFICIENZA TOTALE

120% ENERGIA TERMICA RINNOVABILE

41% #11

29

Lo sfruttamento del sottoraffreddamento in un ciclo frigorifero

È possibile aumentare la potenza e l’efficienza di un gruppo frigorifero grazie all’aumento del sottoraffreddamento, così come mostrato dalla figura D1, costruita sul diagramma dell’R410A. Più si aumenta il sottoraffreddamento, ovvero più il ciclo frigorifero si sviluppa verso la sinistra del diagramma pressione – entalpia (area gialla), più si aumenta l’effetto utile, sia estivo che invernale, lasciando inalterato il lavoro del compressore. Ciò avviene perché si aumenta il salto entalpico complessivo; aumentare il sottoraffreddamento significa sfruttare livelli entalpici altrimenti inutilizzati.

Per fare un esempio semplice, si immagini di utilizzare dell’acqua per produrre energia elettrica con una turbina idroelettrica. Si supponga di avere un bacino idrico a 500 metri di quota e installare la turbina a 200 metri di quota. L’energia prodotta è funzione del dislivello tra bacino e turbina, ovvero 300 metri. Se, però, la turbina venisse posta a 100 metri di quota, il dislivello salirebbe a 400 metri, con un aumento del 33% del salto disponibile. L’energia prodotta aumenterebbe della stessa percentuale. Analogamente, se la temperatura di sottoraffreddamento (cfr. figura D1) del punto 1, in uscita dal condensatore, viene abbassata fino alla temperatura del punto 2, il corrispondente salto entalpico tra 1 e 2 viene trasferito all’evaporatore, aumentando l’effetto utile del ciclo e l’efficienza energetica, perché il lavoro del compressore rimane inalterato.

L’aumento di efficienza dipende: • dal tipo di refrigerante; • dalle temperature di evaporazione e condensazione; • dalla temperatura finale di sottoraffreddamento.

Figura D1 – VANTAGGI del sottoraffreddamento nel diagramma pressione – entalpia Si adattano molto bene a questa soluzione i circuiti frigoriferi che usano R404A (utilizzato nella frigoconservazione), R410A, CO2, sia in ciclo transcritico, per la condensazione superiore a 30°C, sia in ciclo tradizionale con temperature di condensazione superiori a 20°C e R134a, anche se in misura minore rispetto agli altri refrigeranti.

box 4

assorbimento producono energia al posto di sistemi elettrici con ESEER prossimi o inferiori a 2, molto inferiore a ESEER = 5 ottenibile da gruppi frigoriferi condensati ad acqua utilizzati per la climatizzazione degli ambienti civili. I gruppi frigoriferi ad ammoniaca – acqua possono raggiungere livelli termici sufficientemente bassi per questo scopo, mentre quelli ad acqua – bromuro di litio possono essere utilizzati seguendo le indicazioni riportate nel Box 3. L’utilizzo del gruppo frigorifero ad assorbimento come pompa di calore è sempre auspicabile. La Figura 4 mostra il bilancio energetico di un sistema trigenerativo in configurazione invernale: l’utilizzo della macchina ad assorbimento (in questo caso ad acqua – bromuro di litio) aumenta la quantità di energia termica prodotta in misura pari a quanto sottratto dalla sorgente fredda. L’efficienza totale auementa e si genera anche una quota di energia da fonte rinnovabile.

La Figura 4 può far generare dubbi. Mentre esistono pompe di calore ad assorbimento ad

TURBINA/COGENERATORE. La turbina è costituita da un corpo macchina, un primo recuperatore di calore a fascio tubiero sulla linea fumi dotato di by-pass fumi, un secondo recuperatore di calore a fascio tubiero sulla linea fumi e un canale di raccordo tra i due scambiatori con by-pass fumi posizionato sul secondo scambiatore CREDIT: GI&E

30

#11

ammoniaca – acqua, quelle ad acqua – bromuro di litio vengono proposte solo come refrigeratori, per cui ci si potrebbe chiedere come utilizzarle nel periodo invernale. La cosa è semplice perché basta effettuare un’inversione sulla circuitazione idraulica, esattamente come per le corrispondenti macchine elettriche a compressione condensate ad acqua, per ottenere una pompa di calore “ad inversione sull’impianto”. Per quanto riguarda la regolazione (non è previsto dai costruttori un controllo sulla temperatura dell’acqua calda) si possono usare una serie di accorgimenti esterni, meglio descritti nel testo citato nei riferimenti bibliografici. Come sorgente fredda si può utilizzare l’aria esterna, seguendo le indicazioni del Box 3, oppure acque di falda, acque superficiali e il terreno, l’aria espulsa (si veda il riferimento bibliografico) oltre ad altre sorgenti particolari, come la condensazione della frigoconservazione nei centri commerciali. L’utilizzo del gruppo frigorifero ad assorbimento è sempre conveniente, perché aumenta di molto il risparmio nel funzionamento invernale, come mostrato nella Figura 5. n

POMPA DI CALORE AD ASSORBIMENTO. Settore terziario CREDIT: Robur

L'acqua è il nostro elemento

BIBLIOGRAFIA

• Per il calcolo dell’energia da fonte rinnovabile da cogenerazione, secondo il D.Lgs 28/11: POSIZIONE DI AiCARR SUL D.Lgs. 28/11 PER GLI ASPETTI RIGUARDANTI LE RINNOVABILI TERMICHE, scaricabile gratuitamente tramite il sito AiCARR • Per l’utilizzo del recupero di calore sull’aria espulsa some sorgente fredda di pompe di calore ad assorbimento: M. Vio: “Gli impianti di climatizzazione – manuale di calcolo”, Editoriale Delfino 2009 • Per gli schemi idraulici delle pompe di calore acqua – acqua ad inversione sull’impianto: Michele Vio: “Centrali Frigorifere”, 2ª edizione, Editoriale Delfino

Anni di Garanzia

BELIMO QUALITY

Innovazioni per le vostre applicazioni HVAC. La nostra gamma completa di valvole di regolazione brevettate semplifica installazione e commissioning, consentendo inoltre notevoli risparmi energetici e bassi costi di manutenzione. Forniamo soluzioni innovative per qualsiasi tipo di applicazione HVAC, con la garanzia di qualità, affidabilità e competenza Belimo ormai nota in tutto il mondo. Se siete interessati ad approfondire la conoscenza dei nostri prodotti, saremo lieti di mostrarvi come potete risparmiare tempo e denaro in ogni vostro progetto, sia nuovo, sia esistente.

BELIMO Italia - Via Stezzano, 5 - 24050 Zanica (BG) - Tel. +39 035 5788700 - Fax +39 035 670200 - info@belimo.it - www.belimo.it

Trigenerazione negli edifici

Trigenerazione quale

sostenibile alternativa alla generazione separata nella climatizzazione degli edifici Restringendo il campo alle applicazioni di condizionamento degli edifici basate sul gas naturale, è importante adottare scenari realistici di riferimento, per evitare di alimentare ingiustificati ottimismi nella valutazione dei possibili risparmi energetici e benefici ambientali di Ennio Macchi*

I

fabbisogni di energia di un edificio sono classificabili in due grandi categorie: fabbisogni elettrici obbligati (Ed) e fabbisogni termici (caldo (Hd) e freddo (Cd)). Esiste una molteplicità di soluzioni impiantistiche per soddisfare tali fabbisogni. Tralasciando i casi riguardanti situazioni in cui non vi è richiesta di freddo, vanno considerate tutte quelle situazioni (i casi da d a g rappresentati in Figura 1), che presentano schematicamente le diverse possibilità impiantistiche in casi in cui sono presenti tutte le tipologie di domanda. In particolare: rete elettrica che alimenta un ciclo inverso a compressione con pompa di

32

#11

calore e/o caldaia a gas naturale; impianto trigenerativo con frigorifero ad assorbimento; cogenerazione con ciclo inverso elettrico; sistema più complesso che si serve di molteplici soluzioni.

Anche se sono possibili soluzioni in cui ci si basa su una sola fonte (soluzioni tutto elettrico, in cui è l’elettricità prelevata dalla rete l’unico

vettore energetico, che, oltre a soddisfare i fabbisogni elettrici obbligati, alimenta cicli inversi per la produzione di caldo e/o di freddo, o soluzione tutto gas¹ in cui questo pregiato combustibile è utilizzato per trigenerare in loco elettricità,

1 Oltre al gas naturale, è naturalmente possibile pensare ad altri combustibili fossili meno pregiati (GPL, gasolio, ecc.) o, in un’ottica futuribile, più pregiati, quali l’idrogeno. In questo lavoro si è fatta la scelta di limitare l’analisi al solo gas naturale, anche se gran parte delle applicazioni (ma non tutte!) possono essere trasferite a altri combustibili fossili.

Si possono realizzare impianti nei quali i cogeneratori (es. FC, MTG) vengono integrati con sistemi frigoriferi/pompe di calore, frigoriferi ad assorbimento, caldaie integrative. caldo e freddo), sono più diffuse e razionali soluzioni miste, in cui entrambi i vettori energetici elettricità e gas naturale concorrono al soddisfacimento delle esigenze energetiche. Possono naturalmente essere presenti altri vettori energetici (ad esempio, reti di teleriscaldamento e/o di tele raffreddamento), o possono essere utilizzate fonti energetiche rinnovabili (biomassa, solare, ecc.).

Valutare meriti energetici e ambientali della trigenerazione Per valutare i meriti energetici e ambientali della trigenerazione, assumeremo come riferimento l’alternativa di generazione separata più convenzionale: (i) energia elettrica prodotta in grandi centrali termoelettriche che alimentano le reti di trasmissione e distribuzione, (ii) calore prodotto in caldaie alimentate a gas naturale e (iii) freddo prodotto in macchine frigorifere a compressione azionate elettricamente. Per semplificare ulteriormente i termini del confronto, ipotizzeremo che la produzione elettrica separata sia anch’essa ottenuta da gas naturale: è l’unico modo per generalizzare in un contesto internazionale (si veda in merito la Tabella I) i risultati di un confronto, sia in termini di consumo di energia primaria, sia soprattutto in termini di emissioni di CO2.

Il riferimento a un’unica fonte energetica consente di semplificare il legame fra gli aspetti energetici e ambientali (ad ogni GJ di energia primaria risparmiata corrisponde un’univoca riduzione di

b

c

MTG

a

NGB

EHP

~

e

d

MTG

NGB

~

NGB

ERC / EHP

Abs. Chiller

NGB

Ed, Cd, Hd Electric grid (EG)

Electric grid (EG)

g

f

MTG

~

ERC / EHP

MTG

NGB Abs. Chiller

~

NGB

ERC / EHP

Figura 1 – Schematizzazione delle tipologie impiantistiche che possono essere utilizzate perEnnio il soddisfacimento energetico degli Macchi edifici. Si possono realizzare impianti nei quali i cogeneratori (es.

FC, MTG) vengono integrati con sistemi frigoriferi/pompe di calore, frigoriferi ad assorbimento, caldaie integrative. Nel dettaglio: • il caso d) rappresenta la situazione in cui la rete elettrica (EG-electric grid), oltre a soddisfare i fabbisogni elettrici obbligati (Ed), alimenta un ciclo inverso a compressione (ERC), in grado di soddisfare la domanda di freddo (Cd) e/o, operando come pompa di calore (EPC), in tutto o in parte la domanda di calore (Hd), che può a sua volta essere coperta, in tutto o in parte, da una caldaia alimentata a gas naturale (NGB); • il caso e) è invece un caso trigenerativo, in cui un motore primo cogenerativo (in figura è rappresentata una microturbina a gas MTG, ma lo stesso schema vale per ogni altro cogeneratore) opera, in parallelo alla rete elettrica, soddisfacendo, in tutto o in parte, la richiesta elettrica (Ed) e termica (Hd), alimentando un frigorifero ad assorbimento che soddisfa la richiesta frigorifera. Il sistema prevede anche una caldaia a gas naturale, in grado di fornire, in tutto o in parte, il calore necessario; • il caso f) è sempre cogenerativo, ma non prevede l’adozione di un frigorifero ad assorbimento, delegando la produzione di freddo (ed eventualmente di caldo) a un ciclo inverso azionato elettricamente (ERC/ EHP), utilizzando, in tutto o in parte l’elettricità prodotta dal cogeneratore; • il caso g) infine prevede il sistema più completo e flessibile: la domanda elettrica può essere soddisfatta dalla rete e/o dal cogeneratore, la domanda termica dal calore recuperato dal cogeneratore, dalla caldaia a gas naturale e/o dalla pompa di calore, la domanda frigorifera dal frigorifero ad assorbimento e/o a dal ciclo inverso a compressione azionato elettricamente.

emissioni di CO2). Non è però sufficiente ad individuare i meriti energetici di una soluzione impiantistica, operazione che non può prescindere dalle ipotesi relative alle prestazioni ipotizzate

TRI-GENERATION: A SUSTAINABLE OPTION TO SEPARATE GENERATION FOR BUILDING AiR-CONDITIONING

The paper addresses the basic principle of the so-called tri-generation, i.e. the contemporary production of electricity, heat and cold. Particular attention is paid to the influence of reference scenarios that set the performance of the separate generation, in order to avoid unjustified optimism towards potential energy saving and environmental benefits. The paper addresses the present and future state-of-the-art of the potential prime movers for the trigeneration. Only cases based on the use of natural gas as an energy source and related to building air-conditioning are discussed. Economic aspects are treated only marginally.

Keywords: CHP, trigeneration, primary energy saving

per la generazione separata di riferimento. A titolo esemplificativo, consideriamo (come riportato in Tabella II) due diversi scenari di riferimento: il primo (A), caratterizzato da prestazioni rappresentative dell’attuale stato dell’arte e il secondo (B), caratterizzato da prestazioni più scadenti, rappresentative di una media di impianti esistenti.

Come noto, la forma più pregiata di energia è quella elettrica, seguita dal calore: buon ultima, con distacco, l’energia frigorifera. Il motivo termodinamico per cui l’energia frigorifera (alle temperature moderate tipiche delle applicazioni negli edifici) nello scenario (A) vale poco in termini di energia primaria è evidente: il percorso ipotizzato nella generazione separata di riferimento è un percorso virtuoso, che converte il gas naturale in elettricità con un buon rendimento, trasporta l’energia dal luogo di produzione a

#11

33

Confronto di emissioni specifiche medie di CO2 da sistemi elettrici nel contesto internazionale

tabella I

emissioni emissioni specifiche di CO2 specifiche di CO2 (riferite alla produzione (riferite alla produzione lorda totale) lorda termoelettrica) grammi/kWhel

grammi/kWhel

MONDO

744

507

Europa

666

388

UE 27

711

409

USA

770

560

Cina

912

761

Giappone

693

441

Russia

548

365

Germania

812

523

Francia

682

71

Regno Unito

668

521

Italia

581

485

I dati sono ricavati dai confronti internazionali pubblicati da TERNA (2009) e relativi al 2006; sono indicativi, perché ricavati ipotizzando emissioni specifiche medie, a parità di combustibile, nei vari Paesi, senza tener conto dei rendimenti reali di conversione dei singoli impianti.

Esiste una grande variazione delle emissioni specifiche di CO2 risultante dai mix energetici di produzione delle varie nazioni: si va dal caso limite francese (71 grammi/kWhel) al caso cinese (761 grammi/kWhel)

63 38,5

16,2

Figura 2 – Il bilancio energetico di un sistema di trigenerazione “classico” portato spesso ad esempio dei meriti energetici della trigenerazione. Se confrontiamo le prestazioni di questo sistema con un’ipotesi di sistema a generazione separata, il risultato è che, per produrre la stessa energia elettrica, con la generazione separata si consumerebbe (30% · 2,10 = 63%), mentre per produrre la stessa energia frigorifera (55% · 0,7 = 38,5%) si consumerebbe (38,5% · 0,42 = 16,2%). Il 20% in meno di combustibile rispetto alla trigenerazione “classica”.

Fonte Figura: www.trigeneration.it

tabella II

Ipotesi adottate per il confronto energetico Produzione energetica

Impianto di riferimento

energia elettrica

ciclo combinato di grande taglia

energia termica energia frigorifera

Perdite di trasmissione e distribuzione

Consumo energia primaria

0,53

0,1

2,1

caldaia a condensazione

1

0

1

gruppo centrifugo condensato ad acqua

5

0

0,42

Sono rappresentati due diversi scenari di riferimento: il primo (A), caratterizzato da prestazioni rappresentative dell’attuale stato dell’arte e il secondo (B), caratterizzato da prestazioni più scadenti, rappresentative di una media di impianti esistenti. I valori dell’ultima tabella (consumo di energia primaria) indicano quanta energia primaria (riferita all’unità di potere calorifico inferiore del gas naturale) è necessaria per produrre le tre diverse forme di energia utilizzate in un edificio.

quello dell’utilizzo con poche perdite e converte infine l’energia elettrica in energia frigorifera con un ciclo inverso efficiente (ad alto COP). Da questo punto di vista, la convenzione, comunemente adottata a livello normativo, di considerare l’energia termica ceduta all’assorbitore come energia termica utile e pesarla direttamente come tale nei bilanci energetici è favorevole alla trigenerazione.

34

Rendimento medio annuo netto dell’impianto di riferimento

#11

Considerare lo scenario di riferimento Scenario A L’importanza dello scenario di riferimento nella valutazione dei risparmi energetici conseguibili è fondamentale. Partiamo prendendo in esame un esempio classico (Figura 2) che, utilizzato da un produttore di impianti di trigenerazione per dimostrarne i pregi energetici, si riferisce a una turbina a gas con il 30% di rendimento elettrico, con un recupero termico del 55% (riferito al’energia entrante con il combustibile), che viene trasformata in energia frigorifera tramite un frigorifero ad assorbimento (per cui ho assunto un COP pari a 0,7). Se confrontiamo le prestazioni di questo

sistema con la generazione separata assunta nello scenario (A), risulta che per produrre la stessa energia elettrica con la generazione separata si consumerebbe (30% · 2,10 = 63%), mentre per produrre la stessa energia frigorifera (55% · 0,7 = 38,5%) si consumerebbe (38,5% · 0,42 = 16,2%). Il risultato della trigenerazione è in queste ipotesi assai deludente: il consumo di gas naturale pari a 100 del trigeneratore sostituisce un consumo pari a 79,2% dello stesso combustibile nella centrale termoelettrica. Non un risparmio energetico quindi, ma un sensibile aggravio dei consumi.

Da notare che, nel caso di un funzionamento dello stesso impianto in cogenerazione, il bilancio energetico sarebbe positivo: al 63% di energia primaria legata alla produzione elettrica, si aggiungerebbe un 55% di energia primaria legata all’energia termica, con un risparmio totale rispetto alla generazione separata superiore al 15%, abbondantemente sufficiente quindi a soddisfare i requisiti per classificare il sistema “cogenerazione ad alto rendimento”.

L’esempio riportato indica chiaramente quanto sia difficile ottenere veri risparmi energetici e ambientali quando il sistema opera utilizzando l’intero recupero termico per la produzione di freddo: se si assumono valori di riferimento per la generazione separata allo stato dell’arte – e questa sembra essere una strada obbligata per valutare correttamente una tecnologia proiettata al futuro – occorre puntare su prestazioni di eccellenza dei motori primi ed eventualmente, ove le temperature del recupero termico lo consentano, su frigoriferi ad assorbimento bistadio ad alto COP. In realtà, il funzionamento annuale di un sistema di trigenerazione è normalmente caratterizzato da un andamento della domanda termica e

frigorifera variabile nel tempo, con prevalenza delle richieste termiche e con periodi in cui è presente una contemporanea richiesta di caldo e freddo. La valutazione degli effettivi risparmi energetici consentiti da un’applicazione trigenerativa va fatta su base annuale, sommando quindi i bilanci energetici più favorevoli del funzionamento cogenerativo con quelli, meno favorevoli, dei periodi in cui la richiesta frigorifera è prevalente.

Scenario B Assai più favorevoli sono naturalmente le conclusioni se si cambia lo scenario di riferimento.

Sempre riferendosi all’esempio in Figura 2, con lo scenario (B), le energie primarie associate alle produzioni elettriche e frigorifere diventano rispettivamente pari a 88,2% e 40,4%, con un importante risparmio energetico (quasi il 30%) del sistema trigenerativo. Lo stesso impianto può quindi, a seconda del riferimento con cui viene confrontato, essere visto come un esempio di risparmio di energia primaria, o come una dissipazione della stessa.

Citare, come spesso accade anche nella letteratura tecnica, risparmi di energia primaria di un impianto di trigenerazione senza definire gli scenari di riferimento è scorretto.

Applicazioni aeroportuali

Figura 4 – Aeroporto di Malpensa: vista della centrale frigorifera.

Il sistema si compone di 8 gruppi ad assorbimento, ognuno della potenzialità frigorifera di 4,5 MW. Si tratta della più grande centrale frigorifera ad assorbimento d’Europa.

Figura 3 – Schemi di impianto della centrale dell’aeroporto a Madrid (parte superiore: generazione separata, parte inferiore: centrale di trigenerazione). È interessante notare che, adottando i riferimenti dello scenario (A), il bilancio relativo alla produzione di freddo non comporta risparmi energetici, nonostante l’elevato rendimento elettrico del motore. Assai più brillante la situazione in cogenerazione.

I motori primi per la trigenerazione a gas naturale In linea di principio, la potenza elettrica unitaria di un motore cogenerativo non ha limiti superiori.

Dal punto di vista delle prestazioni energetiche, un ciclo combinato di grande taglia, dotato di una turbina a vapore a condensazione e spillamento, è un’ottima scelta. Una conferma arriva dal monitoraggio della centrale a ciclo combinato di Moncalieri, in cui è stato verificato, durante il collaudo, il raggiungimento, nel punto a piena cogenerazione, di un rendimento elettrico netto superiore al 48% e un rendimento termico superiore al 39%, con un rendimento di primo principio complessivo superiore a 87%. Di fatto, le migliori centrali cogenerative di grande taglia sono realizzate secondo questo schema. Purtroppo, se già è difficile

Air and cooling fell in love to give you the very best solution.

the

SwegonSolution

Swegon è leader nei sistemi di trattamento dell’aria e ventilazione residenziale.

Da oggi anche nei sistemi di condizionamento.

Uniti, Swegon e Blue Box offrono la soluzione integrata più completa ed efficiente del mercato per la ventilazione e condizionamento commerciale, residenziale e industriale.

La gamma di chiller ad altissima efficienza, roof-top, unità idroniche, espansione diretta e close-control completano il portfolio Swegon, da oggi fornitore globale di soluzioni per il comfort di qualunque ambiente

Join us

e costoso trasportare su grandi distanze l’energia termica, nel caso dell’energia frigorifera il trasporto su lunga distanza è improponibile, a causa dei bassi salti termici del fluido termovettore. Questo implica che, a meno di una concentrazione di utenze frigorifere di grandissima taglia, quando si parla di trigenerazione si pensa a impianti di potenzialità limitata: un’eccezione interessante a questa situazione è rappresentata dai sedimi aeroportuali. Si veda in proposito l’esempio riportato in Figura 3 e, soprattutto, l’applicazione di Malpensa, ove esiste la più centrale frigorifera ad assorbimento europea (Figura 4), inserita in un complesso impianto di trigenerazione con turbine a gas e ciclo combinato.

Per contro, mentre nel caso di semplice cogenerazione si può pensare anche ad applicazioni micro, a livello monofamiliare (ad esempio, 1 kWel), la tecnologia non offre ad oggi frigoriferi ad assorbimento di taglia così piccola. Le taglie di maggiore interesse si collocano quindi in un ambito compreso fra circa 10 kWel e qualche decina di MWel .

all’intera vita utile dell’impianto.

Senza trattare casi specifici, inevitabilmente difficilmente estendibili ad altre realtà, ci limitiamo a ricordare i più importanti elementi che entrano nella valutazione: • il costo del gas naturale, sia per la tariffe, sia per le varie voci legate alla fiscalità: è la voce fondamentale, più basso è il rapporto fra i costi unitari di gas ed elettricità e più attraente diventa l’investimento di un impianto trigenerativo

Considerazioni economiche La competitività economica dei sistemi trigenerativi è legata a molteplici fattori, difficilmente generalizzabili e, spesso, difficilmente prevedibili in fase di valutazioni preliminari, anche perché le valutazioni economiche devono estendersi

Le tecnologie di oggi e di domani (combustibili fossili)

Panoramica dello stato dell’arte dei motori primi

Figura 6 – La visione, dimostratasi ottimistica, di un Costruttore (Siemens/Westinghouse) relativa allo sviluppo di sistemi cogenerativi basati sulla tecnologia delle celle a combustibile ad ossidi solidi

36

#11

80

Cicli ibridi con FC + turbina a gas (Cap. 5.6)

70

Rendimento elettrico, %

Prendendo in esame una panoramica in cui la taglia dei motori spazia dalle applicazioni micro (cui appartengono, in base alla direttiva CEE, tutti gli impianti con potenza elettrica inferiore a 50 kW) a quelle di grandissima taglia, la figura offre numerosi spunti di lettura: • è evidente il netto incremento delle prestazioni energetiche all’aumentare della taglia: se si punta alla generazione distribuita e quindi alle piccole taglie, non si può sperare di competere sui rendimenti elettrici con i grandi cicli combinati, bisogna necessariamente sfruttare a pieno i vantaggi termodinamici della cogenerazione; questo significa di fatto che è necessario un recupero integrale del calore in ogni condizione operativa del motore. Nel caso delle applicazioni trigenerative destinate al condizionamento degli edifici, poiché la domanda termica è limitata alla sola stagione invernale, l’opzione trigenerativa è fondamentale per aumentare il numero di ore di funzionamento annuo degli impianti.

• nella figura vengono individuate, con tre rette tratteggiate, tre tipologie di impianti motori: – la prima, che parte da rendimenti elettrici di pochi percento per potenze sotto il kWel per arrivare a rendimenti prossimi al 60% per potenze di centinaia di MWel, è rappresentata da soluzioni “classiche” basate sulla combustione (interna o esterna): motori Stirling, motori alternativi, turbine a vapore, turbine a gas, cicli combinati; – la seconda comprende le soluzioni basate sull’elettrochimica, vale a dire celle a combustibile delle varie tecnologie. A pari taglia unitaria, hanno rendimenti nettamente superiori rispetto ai motori basati sulla combustione. Sono quindi particolarmente attraenti per la generazione distribuita, in particolare le celle operanti a temperatura medio-alta (MCFC, a carbonati fusi o SOFC, a ossidi solidi), che potrebbero essere accoppiate a frigoriferi ad assorbimento in

Cicli combinati

Celle a combustibile (Cap.5)

60 50

SOF

40

PEM

Mot. Stirling (Cap. 3)

30

TV

C AF

P

USC e IGCC TG HD

20 10

TPV (Cap. 6)

0

0

C MCF

C

1

MICRO

10

Micro-turbine a gas (Cap. 4)

100

1000

MINI

TG AD Motori a c.i (Cap. 3.1)

104

105

106

Taglia impianto [kW] Ennio Macchi

Figura 5 – Rendimento elettrico netto delle diverse tecnologie (presenti e future) di generazione elettrica al variare della taglia Fonte: (Macchi et al, 2005) applicazioni trigenerative. Come noto, ad oggi le celle a combustibile sono lontane dalla competitività, vuoi per i costi unitari troppo elevati, vuoi perché caratterizzate da vita utile inadeguata per applicazioni commerciali stazionarie; – la terza tipologia, ancor più lontana dalla commercializzazione, è basata sull’accoppiamento di celle a combustibile ad alta temperatura e cicli di turbina a gas: potenzialmente, il rendimento elettrico conseguibile è di estremo interesse (>50 per applicazioni di piccola taglia, > 60% per potenze >1 MWel). Le applicazioni di queste tecnologie “ibride” sono oggi limitate a poche realizzazioni sperimentali; certo è che se le previsioni, purtroppo ottimistiche (Figura 6 e 7), avanzate in passato da alcuni qualificati Costruttori internazionali, fossero realtà, cambierebbe totalmente l’ottica energetica e sarebbe assai più agevole diffondere la generazione distribuita, la cogenerazione e la trigenerazione.

Figura 7 – La visione, dimostratasi ottimistica, di un Costruttore (Fuel Cell Energy) relativa allo sviluppo di sistemi cogenerativi basati sulla tecnologia delle celle a combustibile a carbonati fusi

3

• la valorizzazione dell’energia elettrica prodotta: un tema assai complesso, tenuto conto che, con il mercato elettrico competitivo, i valori sono sempre più destinati a cambiare durante le ore del giorno; inoltre, il sistema di trigenerazione può ricevere o cedere elettricità dalla rete, a seconda della domanda interna e delle condizioni operative e i valori sono diversi a seconda che l’energia sia destinata agli autoconsumi o venga ceduta alla rete. Se l’impianto è di piccola taglia ed è classificato come “ad alto rendimento”, può usufruire dello scambio sul posto, un provvedimento recentemente varato in Italia che certamente giocherà a favore dello sviluppo della cogenerazione ad alto rendimento e della trigenerazione.

• Le prestazioni dell’impianto: occorre tenere presente che l’impianto è destinato ad operare in condizioni variabili ed è fortemente condizionato dall’andamento della domanda di caldo e

di freddo. Per ottenere prestazioni energetiche soddisfacenti, una condizione indispensabile, non solo per raggiungere prestazioni energetiche compatibili con la definizione di “alto rendimento”, ma anche per motivi di economicità gestionale è il recupero integrale del calore reso disponibile dal motore primo.

Metodologie di simulazione Per operare scelte sensate nella definizione delle caratteristiche dell’impianto di trigenerazione (occorre scegliere non solamente la tipologia, ma anche la taglia dell’impianto) è indispensabile disporre di metodologie di simulazione complesse, in grado di prevedere, in base a un’ottimizzazione economica (e/o energetica), i bilanci energetici dell’impianto. In genere ci si basa su simulazioni orarie, estese ad anni tipo che definiscono l’andamento orario delle domande elettriche, termiche e frigorifere e delle tariffe elettriche, e su metodologie di ottimizzazione delle condizioni operative dell’impianto. Solo quando si sono ottenuti bilanci energetici ed economici realistici, si può valutare se l’inevitabile maggior investimento richiesto dall’impianto trigenerativo è giustificato dai risparmi nei costi di gestione.

BIBLIOGRAFIA

Macchi E., Campanari S. e Silva P. “La microgenerazione a gas naturale”, POLIPRESS, Settembre 2005.

CONCLUSIONI Non è facile ottenere significativi risparmi di energia primaria dal semplice accoppiamento di un motore termico con un frigorifero ad assorbimento che ne recuperi il calore di scarto, se l’alternativa con cui questa soluzione deve confrontarsi è rappresentata dalla generazione di elettricità in una grande centrale a ciclo combinato, da una trasmissione efficiente e da un gruppo frigorifero ad alto COP ha prestazioni energetiche.

Peraltro, la necessità di non dissipare il calore cogenerato nei lunghi periodi in cui la richiesta termica è modesta, rende la trigenerazione una pratica quasi obbligata nelle applicazioni di condizionamento e le valutazioni energetiche e ambientali vanno integrate sull’intero anno, estese quindi al più efficiente funzionamento cogenerativo. È infine importante evidenziare che la tecnologia dei motori primi di piccola-media taglia è in evoluzione: i motori a combustione interna e le microturbine a gas sono macchine affidabili e hanno prestazioni interessanti; quella più promettente, basata sull’utilizzo di celle a combustibile, non ha purtroppo ancora raggiunto costi e affidabilità tali da essere considerata un’alternativa applicabile nel breve termine. n * Ennio Macchi, Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano

YOUR INFORMATION PARTNER #9

La rivista per i progettisti con LA PIÙ ALTA DIFFUSIONE CERTIFICATA

condizionamento ambienterefrigerazione ener tegia riscaldamentoambien ambiente

ISSN: 2038-0895 Euro 9

condizionamento

condizionamento

Per PENSARE, PROGETTARE e COSTRUIRE SOSTENIBILE

uomo enerambiente gia riscaldamento

refrigerazione

N. 33 · Anno VI · ottobre 2011

AnnO 2 - SETTEMBRE 2011

Mercato e opportunità Quanto costa il Social Housing Il caso Ikea Architettura autoformante Anche gli impianti si adeguano

La rivista PEr i ProfEssionisti DEGLi iMPianti HvaC&r

EFFICIENZA e COMFORT negli AlBergHi

eUrO15

DOSSIER COSTRUIRE LOW COST

Organo Ufficiale AiCARR

bimestrale – Organo ufficiale di APA

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

www.casaeclima.com

ECONOMIA SoStenIbIlItà dA SoStenere

IMPIANTI

INTERVISTA CORREGGERE IL DECRETO RINNOVABILI TAVOLA ROTONDA COME CAMBIANO LE ESIGENZE DEGLI ALBERGATORI PORTATA VARIABILE E SISTEMI RADIANTI ANCHE IN CAMERA TEMPI DI MESSA A REGIME DEI SISTEMI TRIGENERAZIONE PER LA SPA ASSORBIMENTO VS COMPRESSIONE RISPARMIARE L’ACQUA CON LO STANDARD ASHRAE 189.1 IMPIANTI ANTISISMICI

Contabilizzazione alla prova dei fatti

URBANISTICA Mappa solare a new York Città e matematica

DENTRO L’OBIETTIVO Supermercato in Classe A Progettisti under 40 al SAIE

Poste Italiane Spa – Posta target magazine – LO/CONV/020/2010 mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

La rivista PER i progettisti con la più alta diffusione certificata Tiratura anno 2010, 20.529 copie – Diffusione 20.341 Certificato CSST Nº2010-2114

MONDO

Organo ufficiale AiCARR

Organo ufficiale ANGAISA

La rivista PER i professionisti dell’HVAC&R con la più alta diffusione certificata

La voce, lo strumento di informazione e aggiornamento dei distributori del settore ITS

Tiratura anno 2010, 11.250 copie – Diffusione 11.079 Certificato CSST Nº2010-2115

www.bluerosso.it

il magazine sulla filiera della conoscenza verde

INTERVISTE Stefano Boeri

FV INTEGRATO Meno coStoSo, più appetiBile

ISOLAMENTO come funziona il cappotto acustico?

RETROFIT ENERGETICO re-Skinning awards for buildings

MITI DA SFATARE l’elettrosmog fa male?

EVENTI report Mce 2010

IMPIANTI Satelliti d’utenza

Poste Italiane Spa - Sped. abb. post. - D.L. 353/2003 (conv. in L. 27/02/2004 n.46) art.1, comma1 - LO/MI

il magazine sulla filiera della conoscenza verde

www.casaeclima.com

L’informazione efficiente, completa e in tempo reale Più di 5.000 progettisti ogni giorno consultano casaeclima.com per il proprio approfondimento professionale

CASEHISTORY Condizionare mediante rotori deumidificanti Soluzioni per l’utilizzo estivo del calore di cogenerazione per il condizionamento dell’aria in strutture ospedaliere di Luca Sani1 e Carla Balocco2

N

egli impianti dedicati ad attività di tipo ospe-

daliero sempre più spesso le Direzioni Sanitarie richiedono di attuare tutte le tecnologie atte a ridurre il rischio di contagio da Legionella Pneumofila. La probabilità di contrarre contagio e di avere effetti di magnitudo elevata è ovviamente molto più consistente in ambienti ove sono presenti soggetti debilitati e quindi con difese immunitarie ridotte. In particolare, questi pazienti non sono spesso in grado di utilizzare gli impianti idrosanitari, e quindi proprio gli impianti HVAC diventano la principale e potenziale sorgente di trasmissione di questo batterio. La normale tutela è costituita dalla filtrazione finale dell’aria, a mezzo della quale è possibile trattenere le particelle d’acqua in grado di trasportare il batterio. Si può tuttavia anche osservare che la non completa ermeticità delle unità di trattamento aria o delle condotte può portare alla presenza di aria poco filtrata e, quindi, di batteri, anche negli ambienti protetti da stadi di filtrazione finale elevata. Una tutela supplementare alla filtrazione, qui esaminata, è fornita dalla eliminazione di parti umide e di bacini di acqua più o meno stagnante all’interno degli impianti HVAC.

I sistemi impiantistici studiati In questo lavoro ci si è proposti di prevedere, per le zone più critiche dell’Ospedale, unità di trattamento aria nelle quali il processo di umidificazione viene previsto mediante vapore

secco, mentre la deumidificazione viene effettuata tramite rotori essiccanti. La soluzione risulta interessante anche per la particolarità dell’applicazione, caratterizzata da

IMPIANTI DI COGENERAZIONE per un totale di 1700 kWt e 1300 kW, installato presso la AUSL di Rimini

#11

39

Caratteristiche di resa del rotore deumidificante con aria di rigenerazione a 80°C, rapporto rigenerazione/processo pari a 1/3, margine 10%.

Sistemi di generazione, dati in ingresso

Stralcio, fonte: Angelantoni Industry SpA

Dry air outlet

Process air inlet

Dry air outlet

°C

x (g kg-¹)

°C

x (g kg-¹)

°C

x (g kg-¹)

°C

x (g kg-¹)

23,0

9,50

38,4

5,86

25,0

9,50

39,8

6,01

23,0

10,50

38,8

6,64

25,0

10,50

40,2

6,79

23,0

11,50

39,1

7,42

25,0

11,50

40,5

7,58

23,0

12,50

39,5

8,22

25,0

12,50

40,8

8,38

elevate portate di aria, e quindi modesti gradienti termici e di titolo, necessità di utilizzo di tutta aria esterna e relativa severità nel mantenimento del microclima entro parametri controllati. Per questi motivi, nel periodo estivo, gli impianti di trattamento presentano elevati carichi per la deumidificazione, ove il titolo dell’aria esterna superi quello necessario in mandata, con successivo post-riscaldamento per riportare la temperatura di mandata ai valori necessari.

Premessi i motivi igienici alla base dell’ipotesi tecnica, si è voluto indagare su quale sia il costo di gestione del sistema con ruote essiccanti, a confronto

BOX 1

Tabella I

Process air inlet

• Potenza nominale del cogeneratore: 850 kW-elettrici, 900 kW-termici • Funzionamento del cogeneratore: continuo • Totale portata aria esterna di impianti HVAC dell’Ospedale: 602.000 m³h-¹ • Portata aria esterna impianti trattati con ruote deumidificanti: 58.000 m³h-¹ • Condizioni interne medie da mantenere nei locali serviti: 23°C, 50% di umidità relativa, titolo dell’aria 8,7 g kg-¹ • Funzionamento: continuo • Condizioni esterne: Toscana centrale, Firenze (CNR 82) • COP dell’assorbitore: 0,7 • COP dei frigoriferi elettrici a compressione: 5 • Potenza elettrica per torre evaporativa assorbitore (pompe e ventilatore): trascurata in entrambe le soluzioni • Consumo acqua della torre: trascurato • Prevalenza ventilatori per rotori deumidificanti: trascurata

con quello del sistema di deumidificazione a batterie refrigerate. La valutazione è svolta nell’ipotesi di voler considerare, in un caso, l’utilizzo del calore prodotto dalla cogenerazione, al fine della rigenerazione dei rotori; nell’altro, l’uso di acqua refrigerata prodotta da sistemi di trigenerazione per sistemi di condizionamento tradizionali. L’ipotesi è legata all’indirizzo, previsto dal DPR 12/93, di valutare l’utilizzo di cogenerazione nell’edilizia ospedaliera. Il confronto viene svolto considerando tutti quei dati ed informazioni base utili per la procedura di calcolo, derivati fondamentalmente dalle necessità di un Ospedale che prevede 400 posti letto, ubicato nella Toscana centrale, dotato di un cogeneratore di tipo a ciclo Otto alimentato a gas, della potenza di 600 kW elettrici.

Il cogeneratore

Air conditioning solutions with sorption rotors utilization with the summer heat recovered for cogeneration systems. Hospital applications

The Heating Ventilation Air Conditioning (HVAC) design without wet elements for hospitals and in particular for operating and intensive therapy rooms, can be solved by dehumidification plants with sorption rotors. In this paper a dehumidification plant with a rotary desiccant system is compared with a conventional one equipped with a dehumidification system with refrigerated water. The seasonal energy performances of the plant systems studied is simulated, in particular referring to the heat recovery system from cogeneration plants. Referring to an existent hospital located in Florence (Italy), the real functioning of the plants is evaluated taking into account the effective quantity of the recoverable heat. Plants that use the heat recovered for the regeneration of a dehumidifier, are compared with plants that use the recovered heat for a trigeneration system. This comparison takes into account the management and amortization costs of the machineries.

Keywords: sorption rotors, cogeneration system, hospital, HVAC, dehumidification

40

#11

Riguardo a quest’ultimo apparecchio, si è considerato l’utilizzo di una macchina regolata in base al minor carico fra quello termico e quello elettrico. In questa ipotesi non si prevedono condizioni di dissipazione dell’energia termica eventualmente prodotta in eccesso. Per semplicità impiantistica e per permettere l’utilizzo di recuperatori di calore dai fumi senza vincoli costruttivi legati all’esonero da fuochista, si è considerato di limitare la temperatura del recupero a 90°C. Per il ritorno al cogeneratore si è previsto di non superare i 70°C, temperatura massima ammessa per la macchina. La possibilità di recuperare calore a temperature più elevate risulterebbe migliorativa agli effetti del rendimento del gruppo frigorifero ad assorbimento, molto penalizzato dal vincolo della restituzione di acqua da raffreddare a 70°C. Considerazioni analoghe possono essere fatte relativamente al dimensionamento delle ruote deumidificanti. Valutando che, comunque, una quota parte di calore è sempre necessaria agli altri utilizzi dell’edificio (post-riscaldamento in impianti ordinari, preparazione acqua calda sanitaria), si è scelto di non dedicare più del 75%

della potenza termica recuperata alla trigenerazione o alla rigenerazione delle ruote essiccanti. Ai nostri fini, l’utilizzo del calore di recupero è stato assunto ad una temperatura compresa fra 90 e 75°C. Il residuo carico per raffreddamento del cogeneratore viene fornito dalle altre sezioni di impianto. Ulteriore scelta, come condizione al contorno, è stata quella di prevedere l’utilizzo di gruppi refrigeratori ad assorbimento, a singolo effetto. I dati in ingresso per quanto attiene le

caratteristiche dei sistemi di generazione sono riepilogati nel Box 1, mentre in Tabella I vengono fornite le caratteristiche di resa del rotore deumidificante con aria di rigenerazione a temperatura di 80°C e con rapporto aria rigenerazione/ aria processo (aria mandata all’impianto) pari a 1/3. Tali caratteristiche fanno riferimento alle elaborazioni dei dati ed informazioni gentilmente concesse dall’azienda Angelantoni Industry S.p.A. di Perugia.

Impianto di trattamento aria, tre soluzioni possibili Lo schema dell’unità di trattamento aria con rotore, soluzione 1, è ottimizzato dal punto di vista dell’efficienza in quanto adotta un recuperatore di buon rendimento qui considerato pari al 60%, a flusso incrociato; viene utilizzata parte dell’aria di espulsione per la

I sistemi impiantistici studiati

Soluzione 1: impianto di trattamento aria con rotore di deumidificazione Figura 1 – Schema dell’impianto di trattamento aria con rotore di deumidificazione

Figura 4 – Diagramma dei trattamenti estivi dell’UTA con rotore

Soluzione 2: impianto di trattamento aria con rotore di deumidificazione Figura 2 – Schema dell’impianto di trattamento aria con rotore di deumidificazione

Figura 5 – Diagramma dei trattamenti estivi dell’UTA con rotore

Soluzione 3: impianto di trattamento aria con deumidificazione tradizionale a batteria fredda e post-riscaldamento Figura 3 – SCHEMA dell’impianto di trattamento aria con deumidificazione tradizionale a batteria fredda e post-riscaldamento

Figura 6 – BATTERIA DEUMIDIFICANTE. Diagramma dei trattamenti estivi dell’UTA con batteria deumidificante

#11

41

rigenerazione del rotore, ed è inoltre impiegato un saturatore adiabatico per diminuire la temperatura dell’aria di espulsione a monte dei recuperi. La posizione dei ventilatori è tale da garantire la sovrapressione delle mandate rispetto alle estrazioni.

Il pre-raffredamento dell’aria a monte del rotore ha la finalità di ottimizzarne la resa ed è solo sensibile. Nel caso in studio la temperatura a valle del pre-raffreddamento è stata posta pari a 25°C, fissa, con alimentazione della relativa batteria a temperatura adeguata. Il controllo del titolo estivo in mandata è effettuato regolando la frazione di aria trattata dalla ruota, rispetto a quella che la bypassa. Viene proporzionalmente variata anche la frazione di aria di rigenerazione, mantenendo sia il previsto rapporto 1/3, che la temperatura dell’aria di rigenerazione, posta a 80°C, costanti. Lo schema dell’unità di trattamento aria con rotore, soluzione 2, è simile alla 1, ma ottimizzata dal punto di vista igienico: il recupero di calore avviene con sistemi a batteria, qui ipotizzati con rendimento pari al 45%. Non è previsto il saturatore adiabatico per l’aria di espulsione, ed inoltre la rigenerazione del rotore avviene con aria esterna. L’unità di trattamento aria tradizionale sostanzialmente ripete lo schema 2, senza rotore e batteria di pre-raffreddamento sensibile. Per tutte le soluzioni è richiesto il mantenimento dell’umidità specifica dell’aria in mandata pari a 8,3 g kg-¹; eventuali necessità di correzione d’umidità sono effettuate tramite rampa d’umidificazione a vapore, qui non considerata. Per i tre impianti, inoltre, sono state effettuate le verifiche relative al periodo estivo di funzionamento. Queste tengono conto di carichi interni ed esterni sensibilmente costanti, poiché i locali sono interni al perimetro dell’edificio, ed i carichi interni sono sempre attivi. L’aria immessa in ambiente è tutta esterna, con tassi di ricambio molto elevati per necessità igieniche o normative (sale operatorie, infettivi, terapie intensive e simili).

42

#11

Figura 7 – ENERGIE TERMICHE nel periodo di funzionamento (maggio-settembre) soluzione con deumidificazione a batterie refrigeranti alimentate da refrigeratore ad assorbimento, con post-riscaldamento

Figura 8 – SOLUZIONE 2. Energie nel periodo di funzionamento (maggio-settembre) soluzione con deumidificazione a rotore

Figura 9 – COSTI STAGIONALI ESTIVI DELLE DIVERSE SOLUZIONI

Figura 10 – COGENERAZIONE CON COSTO DI GAS FISSO. Influenza del costo del kWh ele acquistato

Analisi dei costi Gli andamenti dei carichi termici e frigoriferi delle batterie per UTA, dei carichi termici per alimentazione refrigeratore ad assorbimento ed, infine, dei carichi elettrici per azionamento frigorifero a compressione, sono stati calcolati su base oraria, per tutte le tre soluzioni, con riferimento ai giorni medi dei cinque mesi considerati, da maggio a tutto settembre. I risultati ottenuti si evincono dai grafici riportati nelle figure 7 e 8.

Per confrontare il costo delle fonti energetiche necessarie per il funzionamento stagionale nelle due soluzioni, si è proceduto assumendo il costo dell’energia elettrica pari a quello

Figura 11 – COSTI STAGIONALI impianto con rotore tipo 1 e cogenerazione, ed impianto tradizionale, senza cogenerazione

dell’energia elettrica acquistata (sia nel caso di acquisto effettivo che di cogenerazione), mentre al calore “di scarto” è stato dato il valore pari alla somma dell’energia termica ed elettrica rispettivamente prodotti con caldaia, ed acquistata da rete, detratti del costo dell’energia elettrica corrispondente, autoprodotta. I valori assunti sono riportati in Tabella II. Si può, quindi, facilmente trovare il costo delle fonti energetiche necessarie per il funzionamento stagionale per la soluzione con assorbitore alimentato da cogeneratore e per quelle con rotore deumidificante (soluzione 2), con e senza cogenerazione. Inoltre, è stato valutato il costo

Analisi dei costi

Analisi dei costi stagionali (maggio-settembre) delle diverse soluzioni

Analisi costo kWh elettrico autoprodotto Metano riscaldamento

0,64 €/Nm³

Metano cogenerazione

0,52 €/Nm³

Metano cogenerazione

0,055 €/kWhgas

Rendimento elettrico cogeneratore

0,39 kWe/kWgas

Costo combustibile per 1 kWhe

0,14 €/kWhe

Imposta autoproduzione

0,001 €/kWhe

Costo stagionale per energia con rotore deumidificante sol. 2, con cogeneratore

Manutenzione full service

0,019 €/kWhe

Calore

Costo autoproduzione

0,161 €/kWhe

Elettricità

Energia termica recuperabile

1,057 kWht/kWhe

kWh termico da caldaia

0,084 €/kWht (rendimento generaz. 0,8)

Costo stagionale per energia con assorbitore, con cogeneratore Calore

0,136 €/kWhe (media nelle F1 - F3)

kWh elettrico autoprodotto

0,161 €/kWhe (118% dell’acquisto)

Calore

0,161 €/kWh ele

Per differenza: Valore energia termica cogenerata

0,061 €/kWh term (72% della caldaia)

per l’impianto tradizionale, senza cogenerazione (Tabella III).

Sempre ricordando l’ipotesi iniziale di completo sfruttamento delle energie termiche ed elettriche del cogeneratore, può essere interessante formulare l’ipotesi di considerare il valore dell’energia termica pari a quello dell’energia termica prodotta da caldaia e, conseguentemente, valutare per differenza il costo dell’energia elettrica autoprodotta. In tal caso il rapporto fra il costo dell’energia del rotore, soluzione 2, e dell’impianto con assorbitore risulterebbe pari al 34%, contro il 41% calcolato con i criteri e le tariffe di cui sopra. Nell’ipotesi fatta, di dare all’energia termica “di scarto” un valore che deriva dalla differenza fra i costi dell’energia elettrica autoprodotta e quella acquistata, si può analizzare l’effetto della variazione del rapporto fra i costi dell’energia elettrica e termica. Tale effetto è analizzato considerando il costo del gas costante e quello dell’energia elettrica variabile.

Il grafico nella figura 10 rappresenta il rapporto fra il costo della soluzione assorbitore e rotori, nelle due tipologie proposte. Un confronto di costi stagionali con rotori alimentati tramite cogenerazione ed impianti tradizionali con deumidificazione a batterie porta ai risultati proposti nella tabella di cui alla figura 9.

Per quanto attiene l’utilizzo dell’energia termica prodotta dal cogeneratore si ha che, in condizioni di massimo fabbisogno (luglio, ore 14), il carico frigorifero satura la potenzialità di

11.031 €/stag

485.953 kWh

40.922 €/stag

68.666 kWh

9.339 €/stag tot.

Tabella III

Cogenerazione

68.666 kWh

Elettricità

50 261 €/stag

Costo stagionale per energia con impianto tradizionale, non cogenerazione Calore

362.706 kWh

30.544 €/stag

Elettricità

130.449 kWh

17.741 €/stag

resa di un gruppo ad assorbimento dimensionato per la massima potenza termica del cogeneratore (nell’intervallo di temperatura 90-75°C).

Le energie termiche utilizzate dai sistemi ad assorbitore ed a rotore sono riportati nella tabella IV. Per quanto riguarda i maggiori costi dei sistemi a rotori rispetto a sistemi tradizionali a batteria, si specifica che qui sono state considerate tre macchine da circa 20.000 m³h-¹ ciascuna, con un maggior costo totale di circa 180.000 euro. Il massimo carico per refrigerazione che il sistema a rotori richiede all’impianto con frigoriferi elettrici ammonta a 227 kW. Il costo delle macchine frigorifere corrispondente a tale carico è valutato, come aumento di taglia, in 45.000 euro. Il maggior costo dell’impianto a rotori rispetto all’impianto standard a batterie è quindi, indicativamente, di 225.000

tot. 48.285 €/stag

euro. Il costo del gruppo frigorifero ad assorbimento da 475 kW, comprensivo di torri da 1160 kW, oltre a circuito di condensazione e quota parte di trattamento dell’acqua per torri, è valutabile in euro 220.000. Non tutta la potenza dell’assorbitore è utilizzata dall’impianto di condizionamento considerato, tranne, per ipotesi, nelle condizioni di massimo carico. In virtù di tale considerazione, per i confronti con il sistema a rotori, dell’intero costo del sistema di refrigerazione ad assorbitore se ne applica un valore pari a 110.000 euro. Risulta quindi un maggior costo di installazione dell’impianto

Analisi dei carichi termici delle diverse soluzioni Carico medio su cogeneratore Tabella IV

Tabella II

0,225 €/kWh ele+term

29.585 €/stag

Costo stagionale per energia con rotore deumidificante sol. 2, non cogenerazione

Costi autoproduzione riferiti al kWh elettrico (ipotesi di pieno sfruttamento del calore autoprodotto) Tradizionale

485.953 kWh

tot. 40.616 €/stag

Costo vettori energetici: kWh elettrico acquistato

78.808 €/stag

1.294.487 kWh

98 %

Giorni di funzionamento (estivi)

153 G

Ore funzionamento (F1+F2+F3)

3672 H

Energia termica prodotta

3239 MWht/stag

Energia termica utilizzata dall’assorbitore

40 %

Energia termica utilizzata dal rotore (tipo2)

15 %

#11

43

con rotori, di euro 115.000. I risparmi ottenibili con rotori sono stati valutati, a seconda della soluzione, come visto, in circa 38-42mila euro annui, non considerando i costi per manutenzione ed acqua per torri evaporative.

Conclusioni Per l’applicazione specifica oggetto di questo lavoro: trattamento di aria esterna da immettere con modesti gradienti termici e di titolo, l’utilizzo del sistema di deumidificazione a rotori, che permette trattamenti dell’aria liberi dall’incontro con la linea di saturazione, garantisce igiene e costi contenuti per l’acquisto delle fonti energetiche. Il vantaggio è evidente sia rispetto a sistemi di trigenerazione, sia a sistemi privi di cogenerazione, che utilizzino deumidificazione a batterie fredde e postriscaldi.

Dalle valutazioni condotte, risulta un risparmio stagionale di circa il 52% rispetto a trigenerazione ed unità di trattamento tradizionali. Il risparmio con rotori è del 4% rispetto al sistema tradizionale, senza cogenerazione. Nel caso di assenza di cogenerazione, il risparmio sui costi dell’energia di un impianto a rotori, rispetto ad uno tradizionale, è pressoché nullo. I tempi di ritorno dell’investimento devono essere parametrati considerando l’igiene del sistema a rotori, che presenta, sotto tale aspetto, un consistente vantaggio. Il calore utilizzato dai sistemi a rotori è pari al 38% circa di quello utilizzato da sistemi di trigenerazione con macchine frigorifere ad assorbimento a semplice effetto, con deumidificazione a batterie, esclusa l’energia per postriscaldo. n

BIBLIOGRAFIA

· ASHRAE Handbook 1989 Fundamentals. · Atti di Programmazione Regionale (P.S.R.), Normative Regionali sulla Sanità, All. 1 · CNR, Dati climatici per la progettazione edile ed impiantistica, Roma, 1982 · D.P.R. 37 del 14/01/1997, Approvazione dell’atto di indirizzo e coordinamento alle regioni e alle province autonome di Trento e di Bolzano, in materia di requisiti strutturali, tecnologici ed organizzativi minimi per l’esercizio delle attività sanitarie da parte delle strutture pubbliche e private. Pubblicato nella Gazz. Uff. 20 febbraio 1997, n. 42, S.O. · Dipartimento Igiene del Lavoro: linee guida per la definizione degli standard di sicurezza e di igiene ambientale dei reparti operatori, 1999 · HVAC Design Manual for Hospitals and Clinics, ASHRAE Special Project 91 · Marletta L., Evola G., Sicurella F., “La deumidificazione dell’aria per mezzo di ruote essiccanti elio-assistite: prestazioni e potenzialità” in atti del convegno AiCARR “Energie Rinnovabili: Tecniche e Potenzialità”, Padova 21 giugno 2007. · UNI EN 15242. 2008 Ventilazione degli edifici – Metodi di calcolo per la determinazione delle portate d’aria negli edifici, comprese le infiltrazioni

1 Luca Sani – Libero professionista, Studio Sani, Firenze 2 Carla Balocco – Dipartimento di Energetica “S. Stecco”, Università degli Studi di Firenze

IN COSTRUZIONE. Il sistema è stato installato negli ospedali di Prato (foto sopra), Pistoia (foto sotto), Lucca e Massa Carrara

44

#11

IL SITO AiCARR:

SERVIZI SU MISURA PER I SOCI S

ono sempre più numerosi e attuali i servizi offerti da AiCARR in esclusiva ai propri Soci attraverso il sito www. aicarr.org. Semplicemente inserendo la password fornita al momento dell’iscrizione, il Socio AiCARR può accedere a una serie di opportunità studiate per supportarlo al meglio nella sua attività professionale e per permettergli di fruire in modo mirato delle occasioni di aggiornamento tecnico e culturale offerte dall’Associazione.

Sempre aggiornati su leggi e norme Sotto la voce Normative, un servizio indispensabile per professionisti e studenti, alle prese con norme sempre più numerose e complesse. Un archivio “intelligente”, aggiornato in tempo reale.

Alla sezione Legislazione: tutte le leggi in tema di efficienza energetica, suddivise nelle aree Comunitaria, Nazionale, Regionale.

Pubblicazione in ordine cronologico, con visualizzazione rapida degli aggiornamenti in materia, riportati in tempo reale. All’inizio di ogni sezione, il link diretto al sito dell’Ente legislativo di competenza.

Alla sezione Certificazione: la legislazione completa in tema di certificazione energetica e ambientale. Per ogni Regione: le principali disposizioni legislative in materia, il rimando alla legislazione regionale in tema di efficienza energetica, i bandi e finanziamenti attivi, informazioni sul soggetto di accreditamento regionale e sulle caratteristiche dei tecnici abilitati alla certificazione, la modulistica utile, la descrizione dei software per la certificazione energetica a livello regionale, l’indicazione dell’attivazione di un cata-w w w. a i c a r r. o r g sto energetico, contatti e indirizzi utili e una sezione FAQ (in fase di allestimento).

I Convegni… dal proprio pc, in qualunque momento Ai professionisti oberati dagli impegni, che non vogliono comunque rinunciare alle occasioni di aggiornamento tecnicoculturale, AiCARR offre ora la possibilità di assistere ai Convegni nazionali comodamente dal proprio computer, grazie al collegamento in streaming. Inoltre, i Convegni realizzati in streaming possono essere rivisti in qualunque momento: selezionando la voce Convegni/Convegni realizzati oppure Editoria/Atti Convegni, presenti nel menu in home page, si accede all’archivio di ogni Convegno, dove è reperibile il link al video dell’evento.

Gli Atti dei Convegni con un click Gli Atti di tutti i Convegni, razionalmente scaricabili in pdf riferiti alle singole relazioni, sono gratuitamente a disposizione dei Soci. È richiesto l’acquisto solo per gli Atti relativi ai Convegni tenuti nell’anno in corso e per i quali non si è pagata la quota di partecipazione.

Come per i video in streaming, il servizio è accessibile dalle voci Convegni/Convegni realizzati ed Editoria/Atti Convegni presenti nel menu in home page.

Stoccaggio

Accumuli di energia elettrica È

ben noto come la tendenza degli ultimi anni

sia quella di un crescente apporto delle Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) e della cogenerazione alla produzione di energia elettrica. La quota di consumo finale lordo di energia elettrica fornita da fonti rinnovabili in Italia è tendenzialmente cresciuta negli ultimi anni, raggiungendo il 20,1% nel 2010 con la previsione di raggiungere l’obiettivo del 26,4% nel 2010 (www.gse.it) (Figura 1). Si ricorda, per inciso, che l’obiettivo del Piano di Azione Nazionale, previsto dalla direttiva 2009/28/CE, è il raggiungimento, entro il 2020, di una quota di copertura del 17% dei consumi lordi nazionali con energia prodotta da fonti rinnovabili. Per quanto riguarda la cogenerazione emerge che, su 9.900 MW di potenza elettrica installata complessivamente a fine 2008 (il 10% del parco totale di generazione italiano ed il 13% del solo parco termoelettrico), l’85% è costituito da impianti sotto i 20 MW, il 30% sotto 1 MW (“piccola cogenerazione” secondo il DLgs 8/2/2007, n.20), mentre appena l’1% ha una potenza inferiore a 50 kW (“microcogenerazione”) (GSE, 2010).

46

#11

Rassegna dei sistemi di accumulo negli impianti di generazione/cogenerazione distribuita: parametri tecnici ed economici di Marco Noro*

Figura 1 – CONSUMI FINALI LORDI di energia elettrica (CFL E) e relativa quota coperta da fonti rinnovabili (CFL FER E, FER E %), in Italia (www.gse.it)

Figura 2 – CLASSIFICAZIONE DEI SISTEMI DI ACCUMULO dell’energia elettrica in funzione della potenza del sistema accoppiato e dei tempi di scarica richiesti (www.electricitystorage.org)

Generazione/ cogenerazione distribuita e reti elettriche L’incremento di quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e cogenerazione, soprattutto la cosiddetta “piccola” e “micro”, introduce nel sistema elettrico nazionale impianti produttivi parzialmente programmabili: è facilmente intuibile l’aleatorietà degli impianti eolici e fotovoltaici (entro certi limiti è però possibile aumentare la loro programmabilità o, per lo meno, prevedibilità), ma anche la piccola cogenerazione alimentata da combustibili fossili e gli impianti a biomassa possono presentare tale caratteristica.

In questo caso, la domanda termica è funzione della dinamica dei processi produttivi o del fabbisogno termico dell’edificio (in ragione che si tratti di un impianto industriale o civile). La produzione di potenza elettrica risulta di conseguenza non esattamente prevedibile e quindi, per il gestore della rete, l’impianto diventa assimilabile ad una fonte aleatoria.

SUNPAC. Sistema di batterie senza inverter fotovoltaico CREDIT: SolarWorld

In questo contesto, un nuovo elemento sta assumendo sempre più importanza negli ultimi anni: il funzionamento delle reti di distribuzione e della stessa rete di trasmissione nazionale risentono sempre più del continuo e massiccio allacciamento di questi impianti di generazione diffusa. Le prime, tradizionalmente, dovevano gestire solo un flusso unidirezionale di potenza proveniente dalla rete di trasmissione. La situazione attuale invece prevede che l’eventuale eccesso rispetto alla domanda in media/bassa tensione debba essere contro-indirizzato verso la rete di trasmissione. Da qui l’importanza di adottare appropriate tecnologie di accumulo a tutti i livelli, non escluso il consumatore finale.

Le funzioni dell’accumulo In ragione del servizio che è chiamato a realizzare (Figura 2), l’accumulo di energia elettrica deve essere in grado di svolgere le seguenti funzioni: mettere a disposizione una potenza elevata per un breve periodo (power balancing), cioè compensare le variazioni rapide di produzioni aleatorie o distribuzioni con qualità non perfettamente costanti nel tempo (ad esempio gli improvvisi abbassamenti di tensione nelle linee di distribuzione); mettere a disposizione un’energia elevata per un lungo periodo (power quality), cioè intervenire ancora più rapidamente (in meno di un secondo) per mantenere

ELECTRICITY STORAGE IN DISTRIBUTED GENERATION AND COGENERATION PLANTS

The importance of the accumulations on batteries is emphasized in this document, where these are listed as the solution capable of responding significantly faster in terms of authorization processes, distribution and localization in the territories, not related, as in the case of pumping, to specific geographical and orographical areas. As a matter of brevity, the article won’t treat the complicated situation that has arisen between the different market players (producers, consumers, State). It would be very important progressing quickly to the first realizations of the clusters, also to see concretely what the most promising solutions for performance and cost are. However the changed, but not stable political situation of the moment may also have implications on the aspects here discussed.

Keywords: cogeneration, distributed generation, electrochemical battery, energy storage system

SISTEMA COMPLETO con inverter fotovoltaico CREDIT: Conergy AG la frequenza e la tensione entro valori che consentono alla rete di funzionare in condizioni ottimali; e, infine, accumulare energia con finalità di load shifting (spostamento temporale del carico elettrico), con lo scopo di ridurre la potenza impegnata contrattualmente (peak shaving) piuttosto che di utilizzare l’energia nelle fasce orarie in cui il prezzo di acquisto è maggiore.

Tipologie di accumulo Per quanto riguarda gli accumuli di energia su larga scala, si utilizzano soprattutto sistemi basati sul pompaggio dell’acqua (è la tecnologia più diffusa – circa 100 GW a livello mondiale, di cui 8 GW in Italia) e con aria compressa. In questo caso si tratta di sfruttare l’esubero di potenza elettrica fornito dalle centrali termoelettriche di base durante le “ore vuote” (tipicamente di notte) per pompare l’acqua da un bacino a quota inferiore verso un invaso superiore o per comprimere aria a 70-100 bar in cavità sotterrane ermetiche.

Rispettivamente, l’utilizzo dell’energia potenziale gravitazione in una turbina idraulica e dell’aria compressa in un impianto turbogas (permettendo di eliminare il lavoro del compressore)

#11

47

TECNOLOGIE DI ACCUMULO DI ENERGIA ELETTRICA PER APPLICAZIONI DI GENERAZIONE/COGENERAZIONE DISTRIBUITA

tabella 1

Tecnologia

di Costo capacità di Potenza (MW) Tempo scarica accumulo (€/kWh) Durata cicli/anni Effic. (%)

Criticità

Volani

1

< 5 min

700-1.400

100.000/>10

>90

Costi, applicazioni di potenza

Accum. ad aria compressa

2.700

2-10 h

60-140

5.000/>10

50

Sito specifico, costi di accumulo e trasmis.

Pompaggio acqua

4.000-22.500

4-12 h

50-70

10.000/>25

75-80

Sito specifico, costi di trasmis., impatto amb.

Supercapacitori

0,25

< 1 min

350-2000

500.000/20

>90

Pericolo di esplosioni, bassa dens.energ., costi

SMES

10

1-30 min

1.400-7.000

100.000/20

97

Costi d’invest. elevati, criogenia

Accum. chimici (idrogeno)

10

>5h

13

40-50

Bassa densità energ., costi elevati, sicurezza

Batterie secondarie

0,5-1

1-8 h

200-2.800

1.000-4.500/ 7-20

75-80

Costi elevati, durata ridotta

Batterie a flusso

12

10 h

100-2.000

500-2.000/10

70

Bassa densità energetica

Figura 3 – SISTEMA DI ACCUMULO A VOLANO (mod. Smart Energy 25 della Beacon Power Co.) (www.beaconpower.com)

consente la produzione dei picchi di potenza richiesti durante le “ore di punta”.

All’estremo opposto, in termini di velocità di scarica dell’accumulo (Figura 2), vi sono i volani e, ancor più, i supercapacitori (o supercondensatori) e gli accumuli magnetici a superconduttori. I primi sono dei sistemi di accumulo-generazione di energia elettrica che prevedono l’impiego di volani ad asse verticale in un robusto contenitore

48

Soloveichik, 2011

#11

di forma cilindrica nel quale viene mantenuto un certo grado di vuoto al fine di ridurre rumorosità e attriti aerodinamici del rotore (Figura 3). I supercapacitori o supercondensatori accumulano l’energia elettrica in due condensatori in serie a doppio strato elettrico EDL (Elettrochemical Double Layer). Sono interessanti per la loro elevata densità di potenza e per la loro grande durata; inoltre, l’immagazzinamento di energia è più semplice e più reversibile rispetto alle batterie convenzionali

(sopportano più di 500.000 cicli di carica/scarica con una durata di vita minima di 10 anni, senza che la capacità si modifichi in funzione del tempo). Infine, la tecnologia SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage) è basata sull’accumulo di energia in forma di campo magnetico per mezzo di potenti magneti superconduttivi.

Per quanto riguarda l’idrogeno, nell’ottica del suo impiego nel settore energetico occorre prevedere una crescente diffusione delle tecnologie di produzione, soprattutto di quelle che sfruttano unicamente fonti rinnovabili, al fine di realizzare quella compatibilità ambientale e quel ciclo energetico perfettamente rinnovabile che è l’obiettivo finale (per ulteriori approfondimenti consultare la bibliografia (Noro, 2010) (Lan et al., 2011) (Holladay et al, 2009) (Ibrahim, 2008) (Chen, 2009)).

ACCUMULATORI A BATTERIE ELETTROCHIMICHE Batterie primarie Contengono al loro interno tutta la massa di elementi chimici necessari allo svolgersi delle reazioni, esauriti i quali la batteria è scarica e va sostituita (batterie non ricaricabili). Non sono utili per le applicazioni di cui trattiamo in questo articolo.

Batterie secondarie Sono chiamate anche batterie ricaricabili o accumulatori. In questo caso, le reazioni in fase di carica (ossidazione del materiale attivo all’anodo con produzione di elettroni e riduzione del materiale attivo del catodo con “consumo” degli elettroni provenienti dal circuito elettrico esterno, con migrazioni degli ioni attraverso l’elettrolita separatore dei due elettrodi) possono essere invertite nella fase di scarica. Si tratta della categoria con maggior sviluppo ed ampiezza di prodotti disponibili oggi sul mercato.

Batterie al piombo acido Pb-H2SO4 lead-acid Si tratta della tecnologia più largamente diffusa sia per applicazioni veicolari che stazionarie. In questo secondo caso sono diffuse soprattutto le cosiddette VRLA (Valve-Regulated Lead-Acid), conosciute anche come batterie sigillate, sistemi a valvole a bassa pressione che in caso di sovraccarica permettono la fuoriuscita dei gas in eccesso e risigillano l’accumulatore dopo aver raggiunto i normali parametri di funzionamento. Normalmente l’elettrolita (acido solforico) è liquido (Figura 4); nelle batterie AGM (Absorbent Glass Mat) esso è assorbito dentro una matrice di sottili fibre di vetro (sono compatte, molto resistenti alle sollecitazioni meccaniche, si possono montare in qualunque posizione, hanno una bassa auto-scarica ed un’elevata resa amperometrica durante la carica). Fra i numerosi produttori possiamo citare la Exide Technologies (USA), C&D Battery (USA), Hagen Batterie AG (Germania), Storage Battery System (USA), FIAMM (Italia).

Figura 4 – MODELLO PMF SOLAR (batterie da 6 – 12V, piastre positive tubolari con elettrolita ad acido libero) della FIAMM

Batterie nichel-cadmio Ni-Cd nickel-cadmium

batterie secondarie

Anche questa tecnologia è molto diffusa sia per applicazioni di massa (consumer) che di accumulo in impianti di produzione elettrica e presso le utenze (stazionarie), perché presentano una densità energetica ed una durata migliori di quelle al piombo acido.

Tuttavia, negli ultimi anni, si sta assistendo ad un graduale rallentamento del mercato a causa della sostituzione con altri tipi di accumulatori elettrochimici; questo in ragione degli effettivi limiti di questa tecnologia, come il coefficiente di temperatura negativo (che limita la possibilità di carica), la presenza di un certo “effetto memoria” (effetto per il quale la capacità totale di carica diminuisce se gli accumulatori vengono ricaricati prima che siano stati totalmente scaricati), l’elevato costo. Tra i produttori citiamo ancora la Storage Battery System (USA) e la Saft Batteries (Francia) (Figura 5).

Figura 5 – MODELLO DI ACCUMULATORI al Ni-Cd per applicazioni in impianti di produzione a fonti rinnovabili non programmabili della Saft

Batterie nichel-idruri Ni-MH nickel metal-hydride Sebbene sia una tecnologia matura e diffusa sul mercato da oltre 20 anni per applicazioni su dispositivi portatili e per veicoli a trazione elettrica, solo recentemente le batterie al nickel-idruri metallici sono state considerate per applicazioni stazionarie (Zelinsky et al., 2010). Fra gli aspetti positivi vi sono l’elevata densità energetica specifica, la migliore tolleranza alle elevate temperature di funzionamento (fino a 70°C) e l’assenza dell’effetto memoria tipico della precedente tecnologia. La Ovonic Battery Co. (USA) è leader mondiale e anche la già citata Saft opera in questo settore (Figura 6).

Figura 6 – MODELLO NHE della Saft di accumulatore agli idruri metallici di nichel per applicazioni di generazione distribuita (NHE 10-100 12 V, 100 Ah; NHE 5-200 6 V, 200 Ah)

#11

49

Batterie sodio-zolfo Na-S sodium-sulfur

Figura 7 – APPLICAZIONE DEI SISTEMI DI ACCUMULO CON TECNOLOGIA NA-S della NGK Insulators Ltd: sistema da 34 MW accoppiato ad un parco eolico da 51 MW (sopra) e sistema da 1,5 MW accoppiato ad un campo fotovoltaico da 5 MW (sotto)

È una delle tecnologie più promettenti per le applicazioni oggetto del presente articolo (Soloveichik, 2011). L’efficienza è molto elevata ed il fenomeno dell’auto-scarica è assente. La ricerca attualmente sta spingendo verso la risoluzione di alcuni problemi tecnologici ancora non perfettamente risolti, come l’individuazione di materiali costruttivi resistenti all’elevata corrosività (dovuta anche alla temperatura, 300-350°C) ed elettroliti ad elevata conduttività elettrica (Soloveichik, 2011). Attualmente la NGK Insulators Ltd. (Giappone) è l’unica azienda al mondo che produce questa tecnologia, con sistemi di accumulo da 1 MW – 6 MWh fino a 65 MW – 150 MWh installati presso impianti di produzione a fonti rinnovabili (Figura 7).

Batterie ioni di litio Li-ion lithium-ion I vantaggi principali riguardano l’elevata densità energetica, la ridotta auto-scarica e l’assenza dell’effetto memoria. È solitamente presente un circuito elettronico protettivo per evitare l’inversione di polarità, sovraccarichi di tensione e surriscaldamento. Esistono anche batterie in cui l’elettrolita è un polimero solido, con maggior sicurezza ma a fronte di un aumento dei costi. Recentemente, accanto alla larghissima diffusione nelle applicazioni consumer e trazione elettrica, questa tecnologia sta trovando spazio anche nelle applicazioni stazionarie (Figura 8). A123 Systems (USA), AltairNanotechnologies (USA), Valence Technology (USA), Ener1 Battery Company (USA), Lithium Technology Co. (USA), Saft (Francia) sono le principali aziende che stanno sviluppando prodotti commerciali per applicazioni stazionarie.

Figura 8 – PRODOTTI SVILUPPATI DA SAFT: a destra, modulo Synerion 48E (48 V; 2,2 kWh) appositamente sviluppato per applicazioni di accumulo di energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili o cogenerazione distribuita (in funzione di time shifting); a sinistra, modulo container (560 kWh di batterie agli ioni di litio, comprensivo di sistema di controllo, supervisione e prevenzione incendi) costituito da 10 stringhe in parallelo, ognuna delle quali comprende 29 batterie da 24 V

batterie secondarie

Batterie sodio-cloruri di nichel (dette batterie ai sali fusi) Na-NiCl2 sodium metal chloride

50

Si tratta di una delle tecnologie oggi più promettenti per le applicazioni sia veicolari che stazionarie. Il brevetto originario (ZEBRA, ZEolite Battery Research Africa), elaborato appunto in Sudafrica negli anni ’80, venne acquistato dalla MES-DEA. Recentemente (2010), è nata la società FZ Sonick SA dalla collaborazione fra MES-DEA e l’italiana FIAMM. Il marchio commerciale ZEBRA è diventato quindi FIAMM SoNick. I principali vantaggi sono in termini ecologici (bassissimo impatto ambientale, assenza di emissioni) e di efficienza (lunghissima durata, elevata energia specifica, basso costo delle materie prime). Gli svantaggi sono legati all’elevata temperatura di esercizio (270-350°C) che fa sì che, se la batteria non rimane sotto carica, essa si scarica completamente in 6-7 giorni. Come visibile anche in Figura 9, il mantenimento della temperatura di funzionamento del pacco di celle (inserite nel contenitore in metallo con doppia parete separata da uno strato di vuoto) comporta la necessità di gestire, attraverso un sistema di controllo, il raffreddamento ed il riscaldamento delle stesse.

La FZSonick SA ha recentemente (giugno 2011) realizzato un impianto innovativo presso lo stabilimento di Almisano (VI) del Gruppo FIAMM, chiamato progetto Green Energy Island. Si tratta dell’utilizzo della tecnologia di accumulo con batterie ai sali fusi (230 kWh) in un impianto per la produzione di energia da fotovoltaico (4.500 m² di superficie) connesso alla rete di distribuzione elettrica (www.energheiamagazine.it). Nello stesso momento, il gruppo sta lavorando ad un sistema di produzione ed immagazzinamento dell’energia da fonti rinnovabili compatto, trasportabile e appositamente creato per risolvere il problema dell’autosufficienza energetica nelle aree prive di energia o non servite da reti (progetto Energy Oasis). Un sistema pre-assemblato, contenuto in un container e dotato di sistema inverter, in grado di produrre energia da pannelli fotovoltaici, da una pala eolica telescopica ed eventualmente da una piccola turbina idraulica o da un generatore a biomasse; i modelli proposti sono di taglie diverse, da qualche kW a qualche decina di kW (Figura 10). Altri produttori si stanno affacciando verso la tecnologia dei sali fusi: General Electric (USA), Xylene Power Ltd. (Canada).

Per ulteriori approfondimenti sulle tecnologie ancora in fase di studio e sperimentazione riguardanti le batterie secondarie si rimanda alla bibliografia (Soloveichik, 2011).

#11

Figura 9 – SISTEMI DI ACCUMULO sodio-cloruri di nichel della FZ Sonick SA (www. fzsonick.com)

Figura 10 – CONTAINER “OASIS” della Fiamm con i sistemi di produzione ed accumulo dell’energia elettrica per applicazioni off-grid

Batterie a flusso (flow batteries) Consistono tipicamente in due soluzioni elettrolitiche acquose che contengono due coppie di ossidoriducenti (redox) e che vengono fatte circolare in una cella elettrochimica in cui avvengono le reazioni di conversione in energia elettrica. Le due soluzioni vengono immagazzinate in due serbatoi e tenute separate nella cella da una membrana a scambio ionico (Figura 11). La caratteristica maggiormente positiva di queste batterie è quella di separare le prestazioni in termini di capacità da quelle di potenza: la prima è determinata dalla dimensione dei serbatoi, la seconda dalle dimensioni della cella elettrochimica. Ciò consente una certa flessibilità nel layout della batteria, importante nelle applicazioni di accumulo stazionario. La tecnologia è stata sviluppata a partire dagli anni ’70 del secolo scorso, numerose coppie redox sono state testate, passando dall’iniziale concetto di grandi accumuli di elettroliti ad un concetto più modulare su piccola scala.

Ad oggi le tecnologie maggiormente sviluppate sono le seguenti

Figura 11 – SCHEMA DI FUNZIONAMENTO di una batteria a flusso (www.arizonaenergy.org)

VRB (Batterie a flusso Vanadio Redox) Vanadium Redox Flow Battery Lo sviluppo negli anni ha portato a ridurre l’autoscarica, attualmente fino al 3% al giorno della capacità grazie a nuove tipologie di membrane e materiali conduttivi inseriti negli elettroliti (Soloveichik, 2011). L’efficienza netta e l’impatto ambientale sono migliori delle batterie al piombo acido (Rydh, 1999).

I maggiori costruttori di questa tecnologia sono: Prudent Energy (Cina), già VRB Power Systems Inc. (Figura 12); Sumitomo Electric Industries (Giappone); VFuel Pty Ltd (Australia) (produce sistemi da 5 fino a 50 kW); Cellennium Co. (Thailandia).

Figura 12 – SISTEMA DI ACCUMULO VRB della Prudent Energy (www. pdenergy. com)

PSB (Batteria a flusso Poli-Solfuro Bromuro) Polysulfide-bromine Flow Battery

batterie a flusso

L’elevata solubilità delle specie elettroattive consente una maggior densità energetica (30 Wh/kg) rispetto alle altre batterie a flusso. La tecnologia è stata recentemente acquisita dalla già citata Prudent Energy.

ZBB (Batteria a flusso Zinco-Bromo) Zinc-bromine Flow Battery Questa tecnologia ha avuto una relativa diffusione grazie all’elevata densità energetica (75-85 Wh/kg) e la molto limitata polarizzazione degli elettrodi (Ponce de Leon et al., 2006). I limiti maggiori riguardano l’elevato costo degli elettrodi, la non elevata efficienza energetica ed il ciclo di vita relativamente breve. Fra i principali produttori citiamo la ZBB Energy Corp. (USA), la Premium Power (USA) e la RedFlow (Australia) (Figura 13). Altre coppie redox sono in fase di studio e sviluppo presso aziende e centri di ricerca (cerio-zinco, ferro-cromo, vanadio-bromo). Per ulteriori approfondimenti si rimanda alla bibliografia (Soloveichik, 2011).

Figura 13 – MODULO RedFlow S520 (240V; 20 kWh) della RedFlow per applicazioni di accumulo dell’energia prodotta da impianti di generazione distribuita a fonti difficilmente programmabili

#11

51

Celle a combustibile rigenerative (RFC, Regenerative Fuel Cells) Si tratta di dispositivi elettrochimici che possono funzionare sia come celle a combustibile (ossidando l’idrogeno e producendo energia, fase di scarica) che come elettrolizzatori (producendo idrogeno ed ossigeno, fase di carica). Solamente le celle a membrana a scambio protonico (Proton Exchange Membrane, PEM) possono funzionare reversibilmente in tal modo. I sistemi RFC attualmente sviluppati raggiungono densità energetiche comprese fra 400 e 1.000 Wh/kg, valori ben maggiori di quelli di qualsiasi batteria

secondaria (Barbir et al., 2003). Alcuni recenti sviluppi della tecnologia hanno visto, ad esempio, la General Electric proporre una RFC con una densità estremamente elevata (1.900 Wh/kg); la limitazione del problema del deterioramento del catodo a causa della riduzione dell’ossigeno (Parker et Clapper, 2001); un’innovativa configurazione ibrida che utilizza una soluzione liquida organica ricca di idrogeno come “combustibile reversibile” (Soloveichik, 2011).

Confronto tra i sistemi ad accumulo elettrochimico I parametri più importanti per la diffusione dei sistemi di accumulo a batterie elettrochimiche sono il costo, l’affidabilità, la robustezza, la flessibilità e l’impatto ambientale. Da non trascurare inoltre la disponibilità dei materiali elettroattivi (Tabella 2). Ad esempio, la massiccia diffusione dei veicoli elettrici potrebbe limitare la disponibilità di litio per applicazioni stazionarie.

In termini di costo, le batterie a flusso redox e le batterie secondarie Ni-NaCl2 sono le migliori per le grandi applicazioni di power quality, mentre le batterie agli ioni di litio sono preferibili per piccole applicazioni di power balancing. Evidentemente queste sono indicazioni di larga massima in quanto non esiste una tecnologia migliore in assoluto: ogni caso va studiato a sé per ottimizzare il sistema di accumulo in funzione dell’applicazione e della taglia.

Le batterie agli ioni di litio con elevate capacità e potenze sono in

fase di avanzato studio, anche per applicazioni stazionarie, al fine di eliminare gli svantaggi attualmente non ancora del tutto risolti (costi elevati, durata limitata, sensibilità alla temperatura di esercizio, sicurezza, difficoltà nella scalabilità verso taglie adatte ai sistemi di accumulo stazionari).

Le batterie ai sali fusi (Na-NiCl2) sono adatte per applicazioni stazionarie su un ampio range di potenze (dai kW fino al MW), sono maggiormente sicure rispetto alle Na-S e possono fornire una potenza maggiore. Queste batterie hanno prestazioni che non risentono della temperatura ambiente e non presentano auto scarica, e per tali motivi sono molto promettenti per le applicazioni di generazione/cogenerazione distribuita. Infine, le batterie a flusso redox VRB sono maggiormente adatte per applicazioni di larga scala.

PARAMETRI TECNICI ED ECONOMICI DEI PRINCIPALI SISTEMI DI ACCUMULO ELETTROCHIMICO Soloveichik, 2011

tabella 2

Energia specifica (Wh/kg) Teorica

Pratica

Potenza specifica (W/kg)

VRLA

170

30-50

75-300

70-80%

0,1-0,3

NiCd

315

50-75

150-300

60-70%

NaS

755

150-240

150-230

NaNiCl2

790

100-120

Li-ion

560

75-200

ZBB

217

30-50

VRB

34

10-25

Tecnologia

Sviluppi futuri in Italia Nel momento in cui si sta scrivendo (metà novembre 2011) si è innescato un interessante dibattito circa gli aspetti riguardanti l’auspicabile diffusione, soprattutto nel Meridione, di sistemi di accumulo dell’energia elettrica sulle reti di trasmissione e distribuzione, data la situazione di forte crescita dell’apporto della generazione distribuita solo parzialmente programmabile (Zorzoli, 2011).

52

#11

Efficienza ciclo car./scar.

Auto-scarica (%/giorno)

Durata (cicli)

Costo €/kW

€/kWh

500-1.000

300-600

200-400

0,2-0,6

2.000-2.500

500-1.500

800-1.500

75-90%

0

2.500

1000-3.000

300-500

150-200

85-90%

0

2.500

150-300

100-200

150-315

85-98%

0,1-0,3

1.000-10.000

175-4.000

500-2.500

-

65-75%

-

2.000

700-2.500

150-1.000

-

75-85%

-

12.000

600-1.500

150-1.000

Il documento integrativo di Terna al Piano di Sviluppo 2011 (Terna, 2011) indica l’opportunità di intervenire sui sistemi di accumulo (esplicitamente indicati nei sistemi di pompaggio e nelle batterie elettrochimiche). Tale priorità risulta oggi accentuata anche dal fatto che il Piano di Sviluppo Terna si basa su numeri di diffusione delle rinnovabili datati e superati, dato che si parla, per il fotovoltaico, di 8.600 MW installati

raggiunti nel corso del biennio 2011-2012 e che, a metà novembre 2011, siamo già a quota 11.400 MW. L’importanza degli accumuli a batterie viene enfatizzata da questo documento, dove questi vengono indicati come la soluzione capace di dare risposte decisamente più rapide sia in termini di

iter autorizzativi che di distribuzione e di localizzazione nei territori, non legate, come nel caso dei pompaggi, a specifici contesti geografici ed orografici. La proposta è quella di partire con 130 MW di accumulo diffuso (batterie) con una capacità di 1.000 MWh, da localizzare in corrispondenza dei punti critici della produzione al Sud (Foggia, Benevento, Avellino, Salerno), come tra l’altro previsto dal d.lgs. 28/11 sulle rinnovabili.

Per questioni di brevità, non entriamo qui nel merito dell’ingarbugliata situazione che si è creata fra i diversi attori del mercato (produttori, consumatori, Stato) (Zorzoli, 2011). Sarebbe molto importante che si procedesse rapidamente alle prime realizzazioni di accumuli, anche per verificare in concreto quali siano le soluzioni più promettenti per prestazioni e costi; tuttavia, la mutata, ma non stabile situazione politica del momento potrà avere ripercussioni anche sugli aspetti qui trattati. n * Marco Noro, Dipartimento di Tecnica e Gestione dei sistemi industriali, Università di Padova – Sede di Vicenza

BIBLIOGRAFIA

• Barbir F., Dalton L., Molter T., 2003, Regenerative fuel cells for energy storage: efficiency and weight trade-offs, Intl. Energy Convers. Eng. Conf.

• Chen H., Cong T.N., Yang W., Tan C., Li Y., Ding Y., 2009, Progress in electrical energy storage system: a critical review, Prog. Nat. Sci., vol. 19, pp. 291–312 • Holladay J.D., Hu J., King D.L., Wang Y., 2009, An overview of hydrogen production technologies, Catalysis Today, vol. 139(4), pp. 244-260 • Ibrahim H., Ilinca A., Perron J., 2008, Energy storage systems—characteristics and comparisons, Renew. Sustain.

Energy Rev., vol. 12, pp. 1221–1250 • Lan R., Irvine J.T.S., Tao S., 2011, Ammonia and related chemicals as potential indirect hydrogen storage materials, International Journal of Hydrogen Energy, doi: 10.1016/j.ijhydene.2011.10.004 • Noro M., 2010, Celle a combustibile. Tecnologia e possibilità applicative, 2ª edizione, Dario Flaccovio Editore, Palermo, ISBN 978-88-579-0015-5 • Parker R., Clapper W.L.J., 2001, Hydrogen-based utility energy storage system, NREL/CP-570–30535, Proc. DOE Hydrog. Program Merit Rev. • Ponce de Leon C., Frias-Ferrer A., Gonzalez-Garcia J., Szanto D.A., Walsh F.C., 2006, Redox flow cells for energy conversion, J. Power Sources, vol. 160, pp. 716–732 • Rydh C.J., 1999, Environmental assessment of vanadium redox and lead-acid batteries for stationary energy storage, J. Power Sources, vol. 80, pp. 21–29 • Soloveichik G.L., 2011, Battery Technologies for Large-Scale Stationary Energy Storage, Annu. Rev. Chem. Biomol.

Eng., vol. 2, pp. 503–527, doi: 10.1146/annurev-chembioeng-061010-114116 • Terna, 2011, Piano di sviluppo 2011 – Documento integrative relative ai sistemi di accumulo diffuso di energia elettrica • Zelinsky M., Koch J., Fetcenko M., 2010, Heat tolerant Ni-MH batteries for stationary power, Proc. 2010, Battcon Station. Battery Conf.

• Zorzoli G.B., 2011, Il paradigma che cambia, QualEnergia, n. 4, pp. 16-2

Ricerca Sistema MCHP con motore Stirling esposto a Mostra Convegno Expocomfort.

Immagine non rappresentativa dell’unità MCHP valutata nelle prove sperimenali CREDIT: Baxi

MCHP nel residenziale

Prove sperimentali condotte su un sistema di microcogenerazione alimentato a gas naturale, basato su un motore a combustione interna integrato da una caldaia a condensazione, individuano potenzialità di risparmio di energia primaria pari a circa il 14% e di riduzione delle emissioni di CO2 equivalente pari a circa il 20% Giovanni Angrisani¹, Carlo Roselli¹, Maurizio Sasso¹, Antonio Rosato² e Sergio Sibilio²

L

una tecnologia alternativa a quelle convenzionali, più frequentemente presenti nel settore residenziale, rappresentate tipicamente dall’impiego della connessione alla rete di distribuzione, per soddisfare la richiesta di energia elettrica, e dall’impiego di caldaie centralizzate o autonome, per soddisfare la richiesta di energia termica per il riscaldamento degli ambienti e la produzione di acqua calda sanitaria.

La diffusione delle tecnologie cogenerative in ambito residenziale richiede che queste risultino effettivamente convenienti dal punto di vista energetico e di impatto ambientale, in modo da giustificarne l’introduzione.

Attualmente un considerevole sforzo di R&D è rivolto all’analisi, sperimentale e/o simulativa, di dispositivi di cogenerazione (CHP: Combined Heating and Power [1]) e poligenerazione (CCHP: Combined Cooling, Heating and Power [2]) di piccola taglia (Pel < 15 kW), per la transizione in atto da uno scenario energetico di “produzione” centralizzata ad un sistema di dispositivi decentralizzati.

Elemento fortemente trainante verso queste tecnologie, oltre al potenziale di riduzione del consumo di energia primaria e delle emissioni di gas serra, è la riduzione delle perdite energetiche connesse al trasporto ed alla distribuzione

54

a cogenerazione rappresenta

#11

dei vettori energetici (i sistemi di generazione distribuita sono in grado di soddisfare “in situ” le richieste energetiche dell’utenza), alle inefficienze dovute a prolungati funzionamenti a carichi parziali e all’utilizzo dei dispositivi energetici intermedi tra la fase di generazione e quella di utilizzo finale.

D’altra parte, la riduzione delle prestazioni che spesso consegue alla miniaturizzazione dei dispositivi di conversione energetica (“size effect”) influisce negativamente sulle potenzialità di contenimento dei consumi di energia primaria e delle emissioni climalteranti.

I settori applicativi attualmente più promettenti per la cogenerazione di piccola taglia (microcogenerazione) sono il terziario e la piccola e media industria, ma nel lungo termine spazi di mercato interessanti potrebbero aprirsi anche nel settore residenziale, dove l’esistenza di un numero elevato di potenziali clienti e il progressivo incremento del numero di modelli di microcogeneratori [3] potrebbe dar luogo a potenze cumulate installabili di gran lunga superiori a quelle previste per il settore terziario.

Se si prende come esempio limite l’applicazione monofamiliare domestica, l’obiettivo è quello di sostituire gradualmente il mercato delle caldaie domestiche a gas naturale con dispositivi che abbiano le stesse caratteristiche di sicurezza,

Ricerca METODOLOGIA DI PROVA

L’impianto sperimentale consente di simulare i fabbisogni termici per riscaldamento ambientale ed acqua calda sanitaria (ACS) di una reale utenza residenziale, rappresentata da una “Multy Family House” (MFH), e di valutare i flussi energetici e i consumi dei dispositivi di conversione energetica in condizioni reali di esercizio.

La Fig. 1 illustra lo schema dell’impianto sperimentale ed i diversi volumi di controllo che sono stati considerati per valutare i bilanci di energia.

L’impianto presenta i seguenti componenti principali [4]: • il Micro-CHP (MCHP), VC1; • una caldaia a condensazione di integrazione, VC2; • un accumulo termico da 3500 l, VC4; • un accumulo di ACS da 1000 l, VC6; • un sistema di simulazione dell’edificio mediante un carico termico dinamico per simulare le richieste di energia termica per il riscaldamento ambientale; • un sistema di simulazione del fabbisogno di energia termica per la richiesta di acqua calda sanitaria; • sistemi di distribuzione e collegamenti tra i vari componenti (pompe, valvole a 3 vie, …); • sensori di temperatura e di portata massica dell’acqua e del gas naturale.

Il volume di controllo VC3 racchiude le tubazioni di collegamento tra i sistemi di generazione (MCHP e caldaia) e il serbatoio d’accumulo principale (VC4), mentre il volume di controllo VC5 racchiude le tubazioni di collegamento tra l’accumulo principale e le utenze con cui esso si interfaccia, ovvero il serbatoio ACS (VC6) e l’impianto di riscaldamento.

Infine, il volume di controllo VC di Fig. 1 racchiude l’intero impianto sperimentale.

Secondo lo schema di Fig. 1, sia il MCHP che la caldaia di integrazione interagiscono con l’accumulo termico, da cui viene prelevata acqua calda sia per l’impianto di riscaldamento, sia per l’alimentazione del serbatoio di ACS. Simulazioni Al fine di valutare le prestazioni energetiche del sistema in condizioni di prova che siano il più simili possibile a quelle che si verificano durante il reale funzionamento presso un’utenza residenziale, l’impianto sperimentale consente di simulare l’edificio presso cui si ipotizza di installare il sistema, in particolare permette di simulare i suoi carichi termici per riscaldamento ambientale e ACS. Il sistema di simulazione del fabbisogno termico per riscaldamento ambientale è costituito da una serie di recipienti, di differente capacità, che simulano gli effetti termici (carichi termici, inerzia, perdite…) dei radiatori e delle tubazioni di distribuzione. In particolare, l’energia termica associata alle perdite ed ai carichi termici è simulata mediante scambiatori di calore interagenti con un circuito di

MCHP residential application

raffreddamento. L’effetto inerziale è invece rappresentativo del tempo che intercorre tra l’accensione dell’impianto di riscaldamento e l’effettivo raggiungimento delle condizioni di comfort negli ambienti.

Il fabbisogno termico per ACS è invece simulato mediante dei rubinetti, che prelevano l’acqua dal corrispondente accumulo da 1000 l.

Figura 1 – Layout dell’impianto sperimentale.

Il controllo del cogeneratore è con pilotaggio termico, cioè il dispositivo segue la richiesta di energia termica dell’edificio, mentre l’energia elettrica “prodotta” può essere autoconsumata o ceduta alla rete; la modalità di gestione dell’energia elettrica cogenerata non influenza i bilanci energetici e di impatto ambientale che seguono, ma solo l’analisi economica che però esula dallo scopo del presente lavoro. Per quanto riguarda il pilotaggio termico del cogeneratore, quando la temperatura all’interno dell’accumulo termico scende al di sotto di un valore di set-point, il MCHP si avvia e fornisce energia termica all’accumulo stesso; quando la temperatura all’interno dell’accumulo è superiore a quella di setpoint, il MCHP si arresta. Un altro valore critico per il sistema di controllo del cogeneratore, è la temperatura di ritorno dell’acqua (Trit,MCHP): qualora essa superi i 65°C, il dispositivo si spegne automaticamente, in quanto un valore così elevato di temperatura di ritorno è sintomatico di uno scarso utilizzo di energia termica da parte dell’utenza, ed è noto che i benefici energetici e di impatto ambientale tipici della cogenerazione sono legati a un effettivo utilizzo dell’energia termica recuperata. Quando la temperatura richiesta dal circuito di riscaldamento è superiore a quella dell’acqua contenuta nell’accumulo con il cogeneratore già in funzione, si attiva la caldaia a condensazione.

In this paper, the results of experimental tests carried out on a microcogenerator based on a natural gas fuelled internal combustion engine, integrated with a condensing boiler, have been analyzed. Tests have been carried out at Institute for Energy Economy and Application Technology (IfE) of Technical University of Munich. Electric and thermal power of the MCHP are 5.5 and 14.8 kW, respectively. Four type days, characteristic of Mediterranean climatic conditions, have been used to define space heating and domestic hot water thermal energy user requirements.

The test facility allowed to simulate the thermal energy requirements of a real residential application, represented by a Multi Family House consisting of 10 apartments, and to evaluate the energy flows of the energy conversion devices in real operating conditions. The results of the experimental tests, carried out with a heat lead operating mode of the microcogenerator, have been used to implement an energy and environmental analysis, in which the MCHP system has been compared with a reference system, based on separate “production” (electric grid and natural gas boiler). The analysis allowed to evaluate the REP of the proposed system, that is about 14%, and its avoided CO2 equivalent emissions, that are about 20%. Finally, the analysis defined by the European Directive on the promotion of cogeneration has been implemented; it demonstrated that the PES is well above of the limit value prescribed by the Directive. That allows the cogeneration plant to access to certain mechanisms that could help guarantee the economic competitiveness of the system, in addition to energy and environmental benefits.

Keywords: MCHP, domestic, heating, DHW, gas boiler, REP

semplicità d’uso e installazione, ma che siano in grado di “produrre” sia energia elettrica che termica, valorizzando sempre integralmente l’energia termica recuperata e concentrando la “produzione” di energia elettrica nei periodi in cui essa è più pregiata.

LA PROVA SPERIMENTALE L’Università degli Studi del Sannio, in cooperazione con l’Institute for Energy Economy and Application Technology (IfE) dell’Università Tecnica di Monaco, ha realizzato una campagna sperimentale finalizzata a valutare le prestazioni di un sistema di microcogenerazione in un’applicazione residenziale.

A tal scopo, test sperimentali sono stati condotti presso il laboratorio dell’IfE con un cogeneratore basato su un motore alternativo a

#11

55

Ricerca

Tipo di motore

Alternativo a combustione interna

Combustibile

Gas naturale

Pel [kW]

5,5

Pth [kW]

14,8

Pp [kW]

20,5

ηel [-]

0,27

ηth [-]

0,72

CUC [-]

0,99

combustione interna alimentato a gas naturale.

La potenza elettrica nominale è di 5,5 kW, mentre quella termica è di 14,8 kW. Lo scopo di tali test è stato quello di verificare le prestazioni giornaliere e su base annua del dispositivo di “produzione” combinata, integrato con una caldaia a condensazione, e di verificarne il potenziale di risparmio di energia primaria e di riduzione delle emissioni climalteranti rispetto ad un sistema di riferimento.

L’unità è dotata di uno scambiatore di calore aggiuntivo (Scambiatore di Calore con i Gas Combusti, SCGC in Fig. 1), installato esternamente, che consente un ulteriore recupero dell’energia termica dalla condensazione del vapore d’acqua contenuto nei gas combusti. Questi, infatti, hanno una temperatura all’uscita della macchina di circa 150°C; mediante l’utilizzo dello scambiatore aggiuntivo è possibile, con una temperatura di ritorno dal serbatoio pari a 35°C, raffreddare i gas combusti fino a circa 55°C. Ciò consente di condensare circa la metà del vapor d’acqua in essi contenuta, in maniera analoga a quanto avviene in una caldaia a condensazione.

Tale ulteriore energia termica, aggiungendosi a quella recuperata dal liquido di raffreddamento del motore e dal generatore elettrico, consente

dati caratteristici dell’utenza

#11

1216

Volume riscaldato [m³]

3176

Altezza netta interpiano [m]

2,61

Numero di piani [-]

4

Rapporto S/V [1/m]

0,447

Numero di occupanti [-]

1961-1975 30

Fabbisogno energia termica per riscaldamento [kWh/m²· anno]

46,5

Fabbisogno energia termica per ACS [kWh/giorno]

42,9

al dispositivo di ottenere valori particolarmente elevati del rendimento termico ed un CUC nominale pressoché unitario.

Caratteristiche dell’utenza Si è ipotizzato che il sistema di cogenerazione sia al servizio di una MFH costituita da dieci appartamenti, localizzata a Napoli (zona climatica C).

In Tab. 1 sono riportate le caratteristiche nominali del microcogeneratore, in Tab. 2 i dati caratteristici dell’utenza, in Tab. 3 le caratteristiche termofisiche dei componenti opachi e trasparenti dell’involucro edilizio, quali la superficie, la trasmittanza termica U ed il guadagno solare g.

Ovviamente non è praticabile valutare le prestazioni del sistema durante un intero anno di funzionamento, pertanto quest’ultimo è stato discretizzato in 4 giorni tipo, rappresentativi delle differenti condizioni climatiche che mediamente si verificano nella località presso cui l’utenza è collocata. I bilanci energetici e di impatto ambientale sono stati poi estesi su base annua considerando il numero di occorrenze annue di ciascun giorno tipo.

Figura 2 – Curve di carico termico per riscaldamento

56

Superficie riscaldata [m²]

Periodo di costruzione tabella 2

tabella 1

caratteristiche nominali del MCHP

Si sono in particolare individuati i seguenti giorni tipo: • giorno tipo 1: inverno (rappresentativo dei mesi di Gennaio e Febbraio); • giorno tipo 2: intermedio con riscaldamento ambientale (rappresentativo del periodo 15 Novembre – 31 Dicembre e del mese di Marzo); • giorno tipo 3: intermedio senza riscaldamento ambientale (rappresentativo dei mesi di Aprile e Maggio e del periodo 16 Settembre – 14 Novembre); • giorno tipo 4: estivo (rappresentativo del periodo 1 Giugno – 15 Settembre).

In particolare, la suddivisione dei giorni dell’anno nei quattro giorni tipo è stata effettuata considerando il periodo ammissibile di accensione dell’impianto di riscaldamento previsto dalla normativa [5] nonché dei valori orari di temperatura, ricavati dai dati Meteonorm [6].

Le curve di carico per i due giorni tipo in cui vi è richiesta di energia termica per riscaldamento ambientale (giorni tipo 1 e 2) sono state ricavate simulando l’utenza ipotizzata mediante l’interfaccia TRNBuild di TRNSYS 17 [7] e sono riportate in Fig. 2.

Si può notare il tipico picco mattutino di potenza termica richiesta affinché la temperatura all’interno dell’edificio raggiunga il valore desiderato di 20°C. Di contro, la potenza termica richiesta si riduce poi nell’arco della giornata, fino a raggiungere il valore minimo nelle ore centrali della giornata.

Figura 3 – Energia termica per ACS giorni tipo 2 e 3

Ricerca caratteristiche termofisiche dell’involucro edilizio tabella 3

Componenti opache Copertura

Componenti trasparenti

Pareti esterne Solaio verso terra

N

S

E/O

Superficie [m²]

304

637

304

69

76

14

U [W/m²K]

2,30

1,20

0,297

2,83

2,83

2,83

-

-

-

0,76

0,76

0,76

g [-]

La richiesta di energia termica per ACS (rappresentata in Fig. 3 per i soli giorni tipo 2 e 3 per maggiore chiarezza), è stata stimata ipotizzando un fabbisogno di 40 litri al giorno per persona e le curve di carico riportate in [8].

Anche in questo caso, è possibile osservare i tipici picchi di richiesta mattutini e serali.

RISULTATI DELL’ANALISI SPERIMENTALE In Fig. 4a sono riportate le potenze termiche erogate dal microcogeneratore (con e senza il recupero termico dallo scambiatore di recupero dai gas combusti, Pth,MCHP+SCGC e Pth,MCHP , rispettivamente) e dalla caldaia, la potenza primaria richiesta e quella elettrica erogata dal MCHP, per il giorno tipo invernale.

Si può notare il notevole contributo in termini di potenza termica fornita dalla caldaia, in particolare nelle prime ore della giornata, quando considerevole è la richiesta di energia termica per riscaldamento ambientale e ACS.

Il cogeneratore, quando attivo, riversa in rete una potenza elettrica costantemente pari all’incirca a 5,3 kW, potendo funzionare solo a pieno carico; di conseguenza, l’assorbimento elettrico degli ausiliari del MCHP può essere stimato in circa 200 W. Per quanto riguarda la potenza primaria in ingresso al MCHP ed alla caldaia, l’impianto prevede la misura della temperatura e della pressione del gas naturale, al fine di correlarne il potere calorifico inferiore (PCI) effettivo con quello alle condizioni standard. Il valore medio del PCI è pari a 10,0 kWh/Nm³.

In Fig. 4b, sempre con riferimento al giorno tipo 1, sono invece riportate le temperature di mandata e ritorno del cogeneratore (Tmand,MCHP e Trit,MCHP, rispettivamente), la temperatura di mandata della caldaia (Tmand,B), nonché la temperatura del fluido termovettore di ritorno dall’accumulo termico in ingresso allo scambiatore di recupero dai gas combusti (Tin,SCGC), che coincide anche con la temperatura di ritorno della caldaia, non visualizzata per maggiore chiarezza. Si può notare che il MCHP fornisce un’aliquota addizionale di potenza al massimo pari a 2 kW, e che tale aliquota aumenta al ridursi di Tin,SCGC. A partire dalle ore 13:30 circa, nonostante la potenza termica richiesta dall’utenza sia superiore a quella che il MCHP riesce ad erogare, si ha un funzionamento intermittente del dispositivo; ciò è dovuto al particolare collegamento

idraulico con l’accumulo (MCHP e caldaia in parallelo) ed alla presenza di una caldaia d’integrazione che eroga da sola, anche nelle ore di basso carico, una potenza termica (oltre 25 kW) quasi sufficiente a coprire la richiesta dell’utenza, causando l’aumento della Trit,MCHP ed il funzionamento discontinuo del MCHP. Tale circostanza, sebbene anomala, non comporta una significativa riduzione delle prestazioni energetiche del microcogeneratore su base giornaliera, data la brevità delle interruzioni di funzionamento (complessivamente circa 70 minuti). Inoltre, è possibile notare che durante le interruzioni nel funzionamento del cogeneratore, anche la caldaia si disattiva, non influenzando in maniera sostanziale l’efficienza globale del sistema.

Un’analisi analoga è stata realizzata anche per gli altri tre giorni tipo.

In Fig. 5 sono riportate le medesime grandezze riportate in Fig. 4a, con riferimento al giorno tipo estivo.

In questo caso si può notare che il MCHP è da solo in grado di soddisfare il fabbisogno di energia termica, in quanto esso è solamente relativo alla richiesta di ACS, dunque non vi è necessità di attivare la caldaia di integrazione.

In Fig. 6 si riporta il contributo di ciascuno dei due dispositivi di conversione energetica analizzati (MCHP e caldaia) al soddisfacimento del fabbisogno di energia termica dell’edificio nei quattro giorni tipo.

Si può notare che la caldaia contribuisce significativamente al fabbisogno di energia termica dell’edificio, in particolare nel giorno tipo invernale, a causa della significativa richiesta di riscaldamento ambientale.

La riduzione del fabbisogno di energia termica per i giorni tipo 3 e 4 comporta una riduzione del numero di ore di funzionamento del microcogeneratore e della conseguente energia termica fornita (si veda anche la Tab. 4) nonché la scomparsa del contributo della caldaia.

In Tab. 4 sono riportati i bilanci energetici, per

Figura 4 – Temperature e potenze del MCHP e della caldaia per il giorno tipo invernale

a

b

#11

57

Ricerca

Figura 6 – Contributo del MCHP e della caldaia al soddisfacimento del fabbisogno di energia termica

Figura 5 – Potenze del MCHP per il giorno tipo estivo

ciascun giorno tipo, relativamente ad un volume di controllo che racchiude il solo MCHP. Si sono riportate, oltre all’energia primaria in ingresso ed a quelle termica ed elettrica in uscita, le ore di funzionamento del microcogeneratore ed i parametri di prestazione basati sulla prima legge della termodinamica, definiti come: (1) (2) (3) Dalla Tab. 4 si può osservare che il microcogeneratore riesce ad ottenere valori di rendimento e di CUC del tutto confrontabili con quelli nominali, in particolare nei giorni tipo 1 e 2, in cui la presenza del carico termico per riscaldamento ambientale comporta per il cogeneratore un elevato numero

di ore di funzionamento continuato in condizioni stazionarie.

Ovviamente le ore di funzionamento del MCHP si riducono notevolmente nei giorni tipo 3 e 4.

Il CUC su base annua è pari a 0,949.

In Tab. 5 si riportano i bilanci energetici relativamente ai vari volumi di controllo individuati in Fig. 1 su base annuale.

Per ciascuno di essi, si è riportata l’energia primaria in ingresso, (Ep , ovviamente solo per MCHP e caldaia), l’energia termica in ingresso (Eth,in , definita per tutti i volumi di controllo ad eccezione di microcogeneratore e caldaia), l’energia termica in uscita (Eth,out), l’energia termica persa (Eth ,per, data dalla differenza tra energia termica in ingresso e quella in uscita) e l’energia elettrica in uscita (Eel , ovviamente solo per il microcogeneratore).

Si può notare che la caldaia, sfruttando la condensazione dei gas combusti, fornisce un’energia termica maggiore di quella primaria in ingresso, basata sul potere calorifico inferiore del combustibile; al relativo volume di controllo non sono state dunque associate perdite, pur essendo esse comunque esistenti ma impossibili da

valutare con l’attuale dotazione sensoristica del laboratorio.

Per quanto riguarda il VC6, il termine Eth,per tiene conto sia delle perdite relative al non perfetto isolamento del serbatoio di ACS, sia delle perdite connesse all’esistenza di una rete di ricircolo, ovvero un circuito collegato ad anello al serbatoio di ACS in cui una pompa mantiene continuamente in circolazione il fluido termovettore, in modo che le utenze, anche quelle più lontane dal serbatoio stesso, possano sempre disporre di acqua calda pronta all’uso.

Per quanto riguarda, infine, il volume di controllo complessivo, VC, per esso l’energia termica in uscita è data dalla somma dell’energia termica per ACS in uscita dal VC6 e dal fabbisogno annuo di energia termica per riscaldamento ambientale, pari a 56,6 MWh.

bilanci energetici per i diversi volumi di controllo su base annuale dati in MWh

58

Ep

Eth,in

VC1

85,9

-

58,3

4,35

23,3

51,5

VC2

47,7

-

48,7

-

-

121

124

VC3

-

107

102

5,40

-

15,2

9,36

9,62

VC4

-

102

95,5

6,10

-

0,267

0,273

0,270

0,271

VC5

-

95,5

87,6

7,90

-

ηth [-]

0,693

0,717

0,654

0,653

VC6

-

31,0

17,3

13,7

-

CUC [-]

0,960

0,990

0,924

0,924

VC

134

-

73,9

37,5

23,3

Giorno tipo 1

Giorno tipo 2

Giorno tipo 3

Giorno tipo 4

Ep [kWh/giorno]

336

300

185

190

Eel [kWh/giorno]

89,8

82,0

50,0

Eth [kWh/giorno]

233

215

tMCHP [h/giorno]

16,9

ηel [-]

#11

tabella 5

tabella 4

bilancio energetico per il MCHP per i quattro giorni tipo

Eth,out Eth,per

Eel

Ricerca CONFRONTO con il sistema tradizionale In base ai risultati ottenuti dall’analisi sperimentale, è stata condotta un’analisi energetica e di impatto ambientale confrontando il sistema di microcogenerazione con uno di riferimento.

La prima permette di confrontare sistemi alternativi in termini di efficienza di conversione dell’energia primaria, mentre la seconda è rivolta a valutare le emissioni di sostanze inquinanti immesse nell’ambiente esterno. In tal senso sono confrontati il Sistema Proposto (SP), descritto nei paragrafi precedenti, ed il Sistema Tradizionale (ST), che è quello usualmente adottato per il soddisfacimento delle richieste energetiche dell’utenza considerata, a parità di energia resa utile all’utenza.

Il sistema tradizionale è costituito, in questo caso, da: • una caldaia a condensazione alimentata a gas naturale, per il soddisfacimento delle richieste di energia termica per riscaldamento ambientale e ACS (caratterizzata da un rendimento termico nominale uguale a 1,02, pari al rendimento termico medio annuale della caldaia di integrazione del SP); • la rete di distribuzione elettrica nazionale, che presenta per l’Italia un rendimento pari a 0,46, incluse le perdite di trasmissione e distribuzione [1].

Confronto energetico Il confronto tra il sistema proposto e quello tradizionale è stato condotto, da un punto di vista

energetico, mediante il parametro Risparmio di Energia Primaria, REP, definito come: (4) mentre per il confronto in termini di impatto ambientale si è utilizzato il parametro emissioni evitate di CO2 equivalente, definito come: (5) in cui le emissioni dei due sistemi sono state valutate considerando i seguenti fattori d’emissione: • 0,531 kgCO2/kWhel per la rete elettrica nazionale; • 0,200 kgCO2/kWhp per il gas naturale.

In Fig. 7 si riporta il REP per i diversi giorni tipo.

Come si può notare, il REP è positivo per tutti i giorni tipo e varia da un minimo del 9,6% per il giorno tipo 1 (invernale) ad un massimo di 18,6% per il giorno tipo 4 (estivo). In particolare, il REP assume il valore minimo durante il giorno tipo 1, a causa del notevole contributo della caldaia al soddisfacimento della richiesta termica nel SP ed al considerevole fabbisogno di energia primaria sia del ST che del SP, mentre nei giorni tipo 3 e 4 la caldaia di integrazione del SP rimane inattiva, e ciò consente di massimizzare i benefici legati alla cogenerazione. Su base annua, il REP è del 14,0%.

In Fig. 8 si riportano le emissioni evitate di CO2 equivalente per i diversi giorni tipo.

Considerazioni del tutto analoghe a quelle fatte per il REP possono essere fatte anche per le emissioni evitate di CO2, che assumono un valore minimo di 13,6% nel giorno tipo invernale ed un valore massimo di 26,4% nel giorno tipo estivo. Su base annua il ∆CO2 è pari a 19,8%.

Tali risultati giustificano l’interesse verso tale tecnologia manifestato dall’Unione Europea, secondo cui una significativa diffusione della cogenerazione potrebbe contribuire in maniera significativa al raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni al 2020.

La Commissione Europea, in accordo con la Direttiva 2004/8/CE sulla promozione della

Figura 7 – REP per i diversi giorni tipo

cogenerazione [9] fornisce un metodo per calcolare i rendimenti di riferimento per la “produzione” separata di energia elettrica e termica [10].

In particolare, il valore del rendimento elettrico di riferimento è funzione dell’anno di installazione dell’impianto, del tipo di combustibile utilizzato, delle condizioni climatiche (in particolare della temperatura ambiente media dello Stato membro), nonché delle perdite evitate sulla rete elettrica. Per quanto riguarda questi ultimi due aspetti, vengono fissati fattori di correzione dei rendimenti elettrici di riferimento legati alle perdite evitate sulla rete, che dipendono dal livello di tensione a cui l’impianto è collegato e dalle aliquote di energia elettrica autoconsumata ed esportata verso la rete.

In particolare, l’impianto in oggetto utilizza gas naturale, si ipotizza sia stato installato nel 2011 e sia collegato alla rete di bassa tensione (< 400 V). La temperatura ambiente media per l’Italia è di 18°C.

Rendimento termico Per quanto riguarda il rendimento termico, esso risulta funzione del tipo di combustibile e varia a seconda che il recupero termico dai gas combusti venga utilizzato direttamente o ceduto ad un fluido termovettore secondario, acqua calda o vapore, come accade per il microcogeneratore analizzato. In definitiva, il rendimento termico di riferimento nel caso oggetto di studio è pari a 0,90.

La Direttiva introduce il parametro PES, Primary Energy Saving, per valutare se un impianto di “produzione” combinata possa essere definito di “cogenerazione ad alto rendimento”, condizione tra l’altro necessaria per poter accedere al meccanismo dello scambio sul posto cui si è accennato precedentemente. Il PES è definito nel seguente modo: (6)

Figura 8 – ∆CO2 per i diversi giorni tipo

20

REP [%]

16 12 8 4 0 giorno tipo 1

giorno tipo 2

giorno tipo 3

giorno tipo 4

#11

59

Ricerca Primary energy saving A differenza del REP, nella definizione del PES rientrano esclusivamente flussi energetici relativi al cogeneratore.

Per quanto riguarda la quantità di energia elettrica annua da introdurre nel calcolo del PES (Eel,CHP), essa non coincide necessariamente con la totale “produzione” elettrica dell’impianto, ma ciò accade solo se il CUC dell’impianto su base annua è maggiore di un valore di soglia, che nel caso di cogeneratore con motore a combustione interna è pari al 75%. L’impianto in oggetto raggiunge un CUC annuo (94,9%) ben più elevato di tale valore limite, quindi tutta l’energia elettrica prodotta (23,3 MWh) può considerarsi elettricità da cogenerazione.

In Fig. 9 si riporta l’andamento del PES in funzione del rapporto tra energia elettrica autoconsumata ed energia elettrica “prodotta” totale.

La Direttiva stabilisce che gli impianti di taglia inferiore a 1 MWel si possono considerare di cogenerazione ad alto rendimento se il PES è positivo. Tale condizione risulta essere abbondantemente verificata per l’impianto analizzato, in cui tale indice è sempre superiore all’incirca al 24%. Inoltre il PES cresce all’aumentare della percentuale di energia elettrica autoconsumata, in quanto la Comunità ha stabilito dei fattori correttivi del rendimento elettrico di riferimento che assumono valori più bassi nel caso di energia consumata in loco rispetto al caso di energia elettrica esportata in rete, per tener conto delle perdite sulla rete stessa legate al vettoriamento dell’energia elettrica.

In conclusione, il rispetto della condizione PES>0 fa sì che il sistema di cogenerazione analizzato possa accedere ad una serie di benefici (defiscalizzazione del combustibile, accesso al servizio di scambio sul posto, riconoscimento dei Titoli di Efficienza Energetica, precedenza nel dispacciamento) che possono avvantaggiarlo anche dal punto di vista economico, oltre che energetico e di riduzione delle emissioni climalteranti.

VALUTAZIONE DEI RISULTATI SPERIMENTALI In sintesi, l’analisi su base giornaliera relativa al solo microcogeneratore mostra valori di rendimento e di CUC del tutto confrontabili con quelli nominali e che la caldaia contribuisce significativamente al fabbisogno di energia termica dell’edificio nel giorno tipo invernale, a causa della significativa richiesta di riscaldamento ambientale. Tale contributo si annulla nei giorni tipo 3 e 4, in quanto in tali giorni l’unica richiesta di energia termica è quella per ACS.

Collegamento in parallelo della caldaia e dell’unità MCHP Si è notato inoltre che il collegamento in

60

#11

Figura 9 – PES in funzione dell’aliquota di energia elettrica autoconsumata

parallelo del microcogeneratore e della caldaia all’accumulo non consente di gestire il primo indipendentemente dalla seconda. Infatti, la caldaia d’integrazione eroga da sola una potenza termica quasi sufficiente a coprire la richiesta dell’utenza nelle ore di basso carico, causando l’aumento della Trit,MCHP ed il funzionamento discontinuo del MCHP. Tale circostanza, sebbene anomala, non comporta una significativa riduzione delle prestazioni energetiche del microcogeneratore su base giornaliera, data la brevità delle interruzioni di funzionamento, ma può causare una maggiore frequenza degli interventi di manutenzione ed una riduzione della durata di vita.

In futuro verranno condotti ulteriori test per valutare le prestazioni del MCHP adottando schemi idraulici alternativi, come quello descritto in [11].

Valutazione delle emissioni In base ai risultati ottenuti dall’analisi sperimentale, è stata condotta un’analisi energetica e di impatto ambientale, confrontando il sistema proposto (microcogeneratore + caldaia) con un sistema di riferimento, costituito da una caldaia a condensazione alimentata a gas naturale, per il soddisfacimento delle richieste di energia termica, e dalla rete di distribuzione elettrica nazionale.

Il REP è positivo per tutti i giorni tipo, e varia da un minimo del 9,6% per il giorno tipo 1 (invernale) ad un massimo di oltre il 18,6% per il giorno tipo 4 (estivo), con un valore annuo del 14,0%.

Considerazioni del tutto analoghe possono essere fatte anche per le emissioni evitate di CO2, che assumono un valore minimo di 13,6% nel giorno tipo invernale ed un valore massimo di 26,4% nel giorno tipo estivo, con un valore annuo del 19,8%.

Valutazione del PES È stata infine condotta la valutazione del PES, così come definito dalla Direttiva sulla promozione della cogenerazione, che confronta il sistema di cogenerazione con un sistema di “produzione” separata. Si è dimostrato che il PES è positivo qualunque sia la frazione di energia elettrica autoconsumata;

NOMENCLATURA

CO2 Emissioni di CO2 equivalente, [kg/anno] CUC Coefficiente di Utilizzo del Combustibile, [-] E Energia, [kWh/giorno] o [MWh/anno] g guadagno solare, [-] P Potenza, [kW] PES Primary Energy Saving, [-] REP Risparmio di Energia Primaria, [-] t ore di funzionamento, [h/giorno] T Temperatura, [°C] U Trasmittanza termica totale, [W/m²K] Apici e pedici B Caldaia CHP Combined Heat and Power el elettrica in ingresso mand mandata MCHP Micro Combined Heat and Power out uscita p primaria per persa rif riferimento rit ritorno SCGC Scambiatore di Calore con i Gas Combusti SP Sistema Proposto ST Sistema Tradizionale th termica Simboli greci rendimento, [-] η ∆CO2 emissioni evitate di CO2 equivalente, [-]

Ricerca tale condizione consente di accedere ad alcuni meccanismi che ne possono favorire la diffusione.

CONCLUSIONI In definitiva, la microcogenerazione è una tecnologia che può essere utilizzata efficacemente anche per applicazioni residenziali, in cui consente di ottenere significative riduzioni del consumo di energia primaria e di emissioni di gas serra, a patto che si valorizzi sempre integralmente l’energia termica recuperata. n ¹ Giovanni Angrisani, Carlo Roselli e Maurizio Sasso – Università degli Studi del Sannio, Dipartimento di Ingegneria ² Antonio Rosato e Sergio Sibilio – Seconda Università degli Studi di Napoli, Facoltà di Architettura, Dipartimento di Cultura del Progetto

bibliografiA

1. C. Roselli, M. Sasso, S. Sibilio, P. Tzscheutschler, Experimental analysis of microcogenerators based on different prime movers, Energy and Build., vol. 43, pp. 796–804, 2011.

2. G. Angrisani, C. Roselli, M. Sasso, S. Sibilio, Analisi sperimentale di impianti di poligenerazione di piccolo taglia basati su un motore a combustione interna alimentato a gas naturale, 65º Congresso Nazionale ATI, Domus de Maria (CA), 13-17 Settembre 2010.

3. M. Sasso, C. Roselli, G. Angrisani, M. Citterio, Creazione di un database di sistemi di microcogenerazione, Report RSE/2009/118.

4. H. Mühlbacher, P. Tzscheutschler, B. Geiger, Performance of Residential Cogeneration Systems in Germany, A Report of Subtask C of FC+COGEN-SIM, The Simulation of Building-Integrated Fuel Cell and Other Cogeneration Systems, Annex 42 of the International Energy Agency, 2008.

5. D.P.R. 26 agosto 1993, n. 412. Regolamento recante norme per la progettazione, l’installazione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti termici degli edifici ai fini del contenimento dei consumi di energia.

6. www.meteonorm.com.

7. TRNSYS 17, a TRaNsient SYstem Simulation program, Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin-Madison, 2010.

8. M. Oliva, Analisi energetica di utenze domestiche e valutazione dell’impiego di sistemi di microcogenerazione, Tesi di Laurea, Facoltà di Ingegneria, Università degli Studi di Napoli Federico II, 2005.

9. Direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell’11 febbraio 2004 sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia.

10. Decisione della Commissione del 21 dicembre 2006 che fissa valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di elettricità e di calore in applicazione della direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio.

11. U. Arndt, I. Beausoleil-Morrison, M. Davis et al., Experimental Investigation of Residential Cogeneration Devices and Calibration of Annex 42 Models, A Report of Subtask B of FC+COGEN-SIM, The Simulation of BuildingIntegrated Fuel Cell and Other Cogeneration Systems, Annex 42 of the International Energy Agency, 2007.

Informazione COMPLETA in tempo reale

www.casaeclima.COM Perché l’aggiornamento professionale è un vantaggio competitivo Editore: Quine srl · Via Spadari, 3 · 20123 Milano - Italia · Tel. +39 02 72094827 · Fax. +39 02 72016740

ESPERIENZA DELLE AZIENDE

Trigenerazione per l’Ospedale San Martino di Genova Pompa di calore geotermica, trigenerazione e fotovoltaico. Analisi dei costi e benefici degli interventi in fase di realizzazione

U

di Ilmo Lanza*

na struttura energivora,

62

quella dell’Ospedale San Martino di Genova. Per risolvere le problematiche legate agli elevati costi, energetici ed ambientali, si è deciso di progettare un restyling del sistema impiantistico della struttura che prevede la progressiva sostituzione dei vecchi generatori con sistemi che sfruttano fonti rinnovabili.

Sanitarie della Liguria, prevede lo sfruttamento dell’energia termica sia per il riscaldamento/condizionamento sia per il raffrescamento degli ambienti, con un sistema di produzione simultanea di energia elettrica, termica e frigorifera.

Impianto di trigenerazione

Composizione e funzionamento dell’impianto

Risale al mese di novembre 2010 l’approvazione, da parte dell’Agenzia Regionale dell’Energia, dopo uno studio durato circa un anno, del progetto di un impianto di trigenerazione, la cui costruzione si concluderà, stando ai piani, entro la fine dell’anno 2012. L’impianto, che sarà finanziato e realizzato da Siram SpA, che gestisce il servizio energetico integrato esternalizzato con l’Appalto Regionale, ed esteso a tutte le strutture

Il sistema, noto anche come CHP (Combined Heat and Power), è formato da un motore primario, un alternatore, un sistema di recupero termico costituito da scambiatori di calore, un gruppo frigorifero “assorbitore” e interconnessioni elettriche.

Il motore converte il gas metano prelevato dalla rete cittadina in energia meccanica, trasformata a sua volta in energia elettrica grazie

#11

all’alternatore montato sull’asse del motore. Mentre il sistema di recupero termico, attraverso gli scambiatori, raccoglie e converte l’energia termica contenuta nei fumi di scarico, nel liquido di raffreddamento e nell’olio di lubrificazione del motore in energia utilizzabile per il riscaldamento/ condizionamento degli ambienti, la produzione di acqua calda sanitaria, la produzione di acqua refrigerata per il condizionamento estivo.

Parte del calore recuperato infatti, tramite il gruppo di

COG2

COG1

Caratteristiche (Valori nominali 100%): Potenza immessa kW 3.680 Portata metano Sm3/h 384 Potenza meccanica kWb 1.520 Potenza elettrica (@1pf ) kWe 1.480 Temperatura gas di scarico °C. 445 Portata max fumi kg/h 8.722 Contenuto termico gas scarico 120 °C. kW 874 Contenuto termico gas scarico 150 °C. kW 793 Temperature circuito Jacket Water (HT) °C. 80/92 Calore Jacket Water (HT) kW 787 Temperature circuito Intercooler (HT) °C. 40/43 Calore Intercooler + olio (LT) kW 142 Irraggiamento kW 102 Aria comburente kg/h 8.449 Rend. elettrico (@1pf ) % 40,2 Rend. termico (HT + fumi 120 °C.) % 45,1 Rend. complessivo % 85,3 Consumo olio kg/h 0,3 NOx mg/Nm3@ 5% 250 CO mg/Nm3@ 5% 300 NMHC mg/Nm3@ 5% 60

Gruppo elettrogeno costituito da: - motore a quattro tempi ciclo otto con sovralimentazione della miscela aria-gas combustibile e relativo intercooler, impianto di accensione elettronica controllata da microprocessori con bobina per ogni singolo cilindro - generatore sincrono trifase autoeccitato completo di sistema di regolazione automatico della tensione e di regolatore automatico del fattore di potenza (cosphi) - linea di alimentazione gas combustibile - quadro di comando e controllo di tutte le funzioni del gruppo elettrogeno, in particolare della misura della temperatura della camera di combustione, per mezzo di sensori NiCrNi per ogni cilindro

SC4

SC2

SC3

SC1

EP2

Caratteristiche: Potenzialità netta 719 + 25 % kW Primario acqua e glicole etilenico 30% Temperature Ti/Tu primario 43 / 40 °C. Secondario acqua Temperature Ti/Tu secondario 36 / 39 °C.

Scambiatore di calore a piastre di acciaio inox AISI 316, con potenza di scambio termico opportunamente maggiorata.

Caratteristiche: Potenzialità netta 719 + 25 % kW Primario acqua e glicole etilenico 30% Temperature Ti/Tu primario 92 / 80 °C. Secondario acqua Temperature Ti/Tu secondario 75 / 85 °C.

Scambiatore di calore a piastre di acciaio inox AISI 316, con potenza di scambio termico opportunamente maggiorata.

EP1

ALL'INTERNO DEL LOCALE CENTRALE TERMICA

EP3

PV2

PV1

EP5

Recupero calore fumi all'uscita della prima sezione Potenza termica 108 kW Dimensioni scambiatore 1.520 × 1.012 × 320 mm.

Portata gas 8.422 kg/h Temperatura ingresso gas 171 °C. Temperatura uscita gas 120 °C. Perdita di carico 80 Pa Temperatura max fumi in ingresso 250 °C. Temperatura ingresso acqua calda 75 °C. Temperatura max uscita acqua calda 85 °C. Portata acqua calda 9.300 kg/h

Sezione economizzatore n° ranghi 6 Dimensioni scambiatore 1.520 x 1.012 x 300 mm.

Portata gas 8.422 kg/h Temperatura ingresso gas 218 °C. Temperatura uscita gas 172 °C. Portata acqua di alimento 933,3 kg/h Pressione assoluta vapore 9,5 bar Temperatura ingresso secondario 75 °C. Temperatura uscita secondario 178 °C. Perdita di carico 38 Pa Potenza termica economizzatore 100.620 kcal/h (117 kW) Potenza termica generatore di vapore 547.820 kcal/h (637 kW)

Sezione vaporizzazione n° ranghi 8 Dimensioni scambiatore 1.520 x 1.012 x 600 mm.

Portata gas 8.422 kg/h Temperatura ingresso gas 425 °C. Temperatura uscita gas 218 °C. Portata vapore saturo 933,3 kg/h Pressione assoluta vapore 9,5 bar Temperatura ingresso secondario 178 °C. Temperatura uscita secondario 178 °C. Perdita di carico 40 Pa Potenza termica 447.200 kcal/h (520 kW)

Generatore indiretto di vapore è costituito da diverse unità di scambio termico, realizzate con scambiatore di calore del tipo a tubi in acciaio sch. 40 Ø 21,3 mm. disposti su ranghi paralleli; carpenteria in acciaio nero, aventi le seguenti caratteristiche:

EP4

EP6

Elettropompa di circolazione gemellare in-line con motore asincrono a tre velocità selezionabili manualmente, rotore bagnato, corpo in bocche di aspirazione e di mandata flangiate PN10.

Caratteristiche tecniche: Costruzione Grundfos (o similare) Modello UPSD 50-180 F Portata 18,6 mc/h Prevalenza 90,0 kPa Attacchi DN50 Al. Elettrica 3x400 V Potenza elettrica 1 kW Ass. Elettrico 2,0 A Curva 3

Elettropompa centrifuga monostadio con bocche a squadra, motore trifase autoventilato, corpo e girante in ghisa.

Caratteristiche tecniche: Costruzione Grundfos (o similare) Modello NB 50-250/263 A-F-A BAQE Portata 44,0 mc/h Prevalenza 195,0 kPa Attacchi asp/man DN100/DN80 Al. Elettrica 3x380 V Potenza elettrica 4 kW Ass. Elettrico 8,9 A

EP3 EP4

EP7

Elettropompa centrifuga monostadio con bocche a squadra, motore trifase autoventilato, corpo e girante in ghisa.

Caratteristiche tecniche: Costruzione Grundfos (o similare) Modello NB 80-400/365 A-F-A BAQE Portata 84,0 mc/h Prevalenza 210,0 kPa Attacchi asp/man DN100/DN80 Al. Elettrica 3x380 V Potenza elettrica 22 kW Ass. Elettrico 40,5 A

EP1 EP2

PREDISPOSIZIONE PER ELETTROPOMPE PRIMARIO ASSORBITORE II° LOTTO

EP14

VE2

ghisa,

EP7

EP9

VE1

Elettropompa centrifuga monostadio con bocche a squadra, motore trifase autoventilato, corpo e girante in ghisa.

Caratteristiche tecniche: Costruzione Grundfos (o similare) Modello NB 80-200/196 A-F-A BAQE Portata 108,0 mc/h Prevalenza 97,2 kPa Attacchi asp/man DN100/DN80 Al. Elettrica 3x380 V Potenza elettrica 4 kW Ass. Elettrico 8,9 A Elettropompa centrifuga monostadio con bocche in linea, motore trifase autoventilato, corpo e girante in ghisa.

Caratteristiche tecniche: Costruzione Grundfos (o similare) Modello TPE 80-340/4 A-F-A BAQE Portata 53,6 mc/h Prevalenza 340,0 kPa Attacchi asp/man DN80/DN80 Al. Elettrica 3x380 V Potenza elettrica 11 kW Ass. Elettrico 20,4 A

Elettropompa di circolazione gemellare in-line con elettropompa di circolazione gemellare in-line con integrato, e rotore bagnato. Corpo in ghisa. Bocche di aspirazione e di mandata flangiate PN10.

Caratteristiche tecniche: Costruzione Grundfos (o similare) Modello UPS 32-30F Portata 2,5 mc/h Prevalenza 32 kPa Attacchi asp/man DN32 Al. Elettrica 3x400 V Potenza elettrica 60/115 W Ass. Elettrico 0,5 A

Esempio di scambiatore a tubi di fumo (dettaglio) EP14

EP10 EP11 EP12 EP13

EP8 EP9

EP8

EV1

DC1

W=14400 l/h

VST1 - VST2 Ø1"1/2x1"1/4

LEGENDA

scarico con recupero glicole

EV2

N° 14 ventilatori assiali, aventi ognuno le seguenti caratteristiche: Portata: 14.000 mc/h Diametro: 800 mm Pale: 5 Motore: 400V-50Hz-3Ph Potenza elettrica: 2kW Isolamento: IP54

BATTERIA CIRCUITO CAMICIE MOTORE LATO ALETTE Fluido: aria Portata: 197.729 mc/h Aria secca: 62,12 kg/s T ingresso: 38,7 °C T uscita: 54,5 °C Velocità frontale: 2,8 m/s Perdita di carico: 46 Pa Capacità: 988 kW LATO TUBI Fluido: acqua glicolata Portata: 19,78 l/s T ingresso: 91 °C T uscita: 78 °C Glicole: 30% Massa specifica: 1,003 kg/cmc Calore specifico: 3,831 kJ/kg °C Conducibilità termica: 0,497 W/m °C Viscosità: 0,605 mPa s Velocità: 0,98 m/s Perdita di carico: 13,7 kPa

Caratteristiche: BATTERIA CIRCUITO AFTER COOLER LATO ALETTE Fluido: aria Portata: 196.000 mc/h Aria secca: 62,12 kg/s Velocità frontale: 2,7 m/s Perdita di carico: 96 Pa T ingresso: 36 °C. T uscita: 38,7 °C. Capacità: 170 kW LATO TUBI Fluido: acqua glicolata Portata: 12,99 l/s T ingresso: 41,4 °C. T uscita: 38 °C. Glicole: 30% Massa specifica: 1,032 kg/cmc Calore specifico: 3,731 kJ/kg °C. Conducibilità termica: 0,49 W/m °C. Viscosità: 1,368 mPa s Perdita di carico: 56,5 kPa

Aerorefrigerante in esecuzione a tavola, con batterie di scambio termico a pacco alettato, sovrapposte, realizzate con tubi in rame ø 16,5 x 0,4 mm, alette in alluminio spess. 0,20 mm. (AC) / spess. 0,13 mm. JW, collettori in acciaio e connessioni flangiate PN16

SC1

P= 3,5 bar W=984,23 kg/h

VT1

max 17 bar (IN)

Filtro reg. press. Ø1/2"

VS1 - VS2 Ø1"x1"1/4

max 17 bar (IN)

max 17 bar (IN)

MET1

Filtro olio-vapore Ø1/2"

Filtro olio-vapore Ø1/2"

Collegamento linea aria compressa esistente

DC1

EV3

M

EV2 EV3 EV6 EV7

M

EV5

EV1

EP10

VS3

W=318,09 kg/h

P= 3,5 bar

VS3 Ø1/2"x3/4"

PV1

Attuatore elettrico idoneo per valvole con corsa da20mm completo di switch di fine corsa di caratteristiche: Costruzione Trend Control (o similare) Modello AL1820-P-K Forza 1800 N Corsa 20 mm Alimentazione 24 V Segnale di controllo 0...10 V Tempo 1,9 min

P1 8 bar P2 6 bar

kv 16,4

DN 32

M

EV8

EV4

EP11

EV4

Cap = 12 lt Pi = 1,5 bar

MPV1

VT2

Attuatore elettrico idoneo per valvole con corsa da20mm completo di switch di fine corsa di caratteristiche: Costruzione Trend Control (o similare) Modello AL1820-P-K Forza 1800 N Corsa 20 mm Alimentazione 24 V Segnale di controllo 0...10 V Tempo 1,9 min

Valvola motorizzata a tre vie per acqua con corpo in ghisa gg25, stelo e otturatore in acciaio inox, di caratteristiche: Costruzione Trend Control (o similare) Modello V 162 F-80-100 Corsa 20 mm Temperatura min/max 2-170°C Pressione PN16 Attacchi flangiati ISO 7005 DN80 Kvs 25 mc/h

Q 1000 kg/h

LIMITE BATTERIA IMPIANTO DI COGENERAZIONE

COG1

CAT1

RPV1

Valvola di sicurezza P 8 bar DN 25/40 Qvap 1549 kg/h

T

Valvola motorizzata a tre vie per acqua con corpo in ghisa gg25, stelo e otturatore in acciaio inox, di caratteristiche: Costruzione Trend Control (o similare) Modello V 163 F-80-100 Corsa 20 mm Temperatura min/max 2-170°C Pressione PN16 Attacchi flangiati ISO 7005 DN80 Kvs 100 mc/h

VALVOLA MOTORIZZATA A DUE VIE PER ACQUA-VAPORE CON CORPO IN GHISA GG25, STELO E OTTURATORE IN ACCIAIO INOX, DI CARATTERISTICHE: * COSTRUZIONE TREND CONTROL (O SIMILARE) * MODELLO V 162 F 100-160 * CORSA 38 mm * TEMPERATURA MIN/MAX 2-220 °C * PRESSIONE PN16 * ATTACCHI FLANGIATI ISO 7005 DN100 ATTUATORE ELETTRICO IDONEO PER VALVOLE CON CORSA DA 38mm COMPLETO DI RITORNO A MOLLA IN ASSENZA DI TENSIONE (VALVOLA CHIUSA) E SWITCH DI FINE CORSA. DI CARATTERISTICHE: * COSTRUZIONE TREND CONTROL (O SIMILARE) * MODELLO AL1838-P-K * FORZA 1800 N * CORSA 38 mm * ALIMENTAZIONE 24 V * SEGNALE DI CONTROLLO 2...10 V

MET5

DC2

5.6

EV5

W=14400 l/h

VST1 - VST2 Ø1"1/2x1"1/4

MET2

SC3

P= 3,5 bar W=984,23 kg/h

VS1 - VS2 Ø1"x1"1/4

scarico con recupero glicole

VT3

EV6

kv 16,4

DN 32

Q 1000 kg/h

P1 8 bar P2 6 bar

EV7

RPV2 CAT2

EP12

Valvola di sicurezza P 8 bar DN 25/40 Qvap 1549 kg/h

W=318,09 kg/h

P= 3,5 bar

VS4 Ø1/2"x3/4"

DC1

PV2

MET6

kWh

MPV2

MPV1

VT4

VT2

VT3

VT1

CONTATORE VOLUMETRICO DI PORTATA DI VAPORE CON SISTEMA INTEGRATO PER LA MISURA DI TEMPERATURA E PRESSIONE CARATTERISTICHE : * ATTACCHI FLANGIATI DN50 PN16 * ACCURATEZZA +/- 1% * PORTATA 930 kg/h * INPUT/OUTPUT 4-20 mA,Pulse/Freq. 0,5 Hz * ALIMENTAZIONE 24 DC * PRESSIONE MASSIMA 100 bar * TEMPERATURA FLUIDO -40/240 °C * CLASSE DI PROTEZIONE IP66/67

Valvola di bilanciamento con corpo, coperchio e sede in lega antidezincificazione, completa di dispositivo venturi per la misura della portata. ,caratteristiche tecniche: Costruzione Caleffi (o similare) Modello 135100 Posizione di regolazione 2,5 Attacchi flangiati DN 100 Perdita di carico 78,18 kPa Portata 53,6 mc/h Kv 38 mc/h

Valvola di bilanciamento con corpo, coperchio e sede in lega antidezincificazione, completa di dispositivo venturi per la misura della portata. ,caratteristiche tecniche: Costruzione Caleffi (o similare) Modello 135100 Posizione di regolazione 4 Attacchi flangiati DN 100 Perdita di carico 23,7 kPa Portata 53,6 mc/h Kv 110 mc/h

kWh

MET6

MET5

MET4

MET3

kWh

MET2

MET1

CONTATORE VOLUMETRICO DI PORTATA PER INSTALLAZIONE ORIZZONTALE IDONEO PER ACQUA CALDA Tmax 130°C, SENZA INGRANAGGI A CONTATTO CON L'ACQUA, CONTATORE INCAPSULATO, EVACUATO E STAGNO. DI CARATTERISTICHE : * ATTACCHI FLANGIATI DN40 PN16 * PORTATA continua Qn 10 m c/h * PORTATA min Qmin 0,2 m c/h * PERDITA DI CARICO 25 kPa * CLASSE DI PROTEZIONE IP54 UNITA' DI CALCOLO PER CONTABILIZZAZIONE ENERGIA TERMICA DI TIPO UNIVERSALE, IDONEO PER CONTATORI VOLUMETRICI MECCANICI, CONFORME AI REQUISITI OIML R75 - CLASSE 4 - EN 1434, COMPLETO DI DISPLAY A CRISTALLI LIQUIDI E DI n.2 SENSORI DI TEMPERATURA CON LUNGHEZZA CONO DI 3 METRI - SEGNALE IN USCITA M-BUS PER COLLEGAMENTO A SISTEMA DI SUPERVISIONE

CONTATORE VOLUMETRICO DI PORTATA PER INSTALLAZIONE ORIZZONTALE IDONEO PER ACQUA CALDA Tmax 130°C, SENZA INGRANAGGI A CONTATTO CON L'ACQUA, CONTATORE INCAPSULATO, EVACUATO E STAGNO. DI CARATTERISTICHE : * ATTACCHI FLANGIATI DN100 PN16 * PORTATA continua Qn 60 m c/h * PORTATA min Qmin 0,5 m c/h * PERDITA DI CARICO 6 kPa * CLASSE DI PROTEZIONE IP54 UNITA' DI CALCOLO PER CONTABILIZZAZIONE ENERGIA TERMICA DI TIPO UNIVERSALE, IDONEO PER CONTATORI VOLUMETRICI MECCANICI, CONFORME AI REQUISITI OIML R75 - CLASSE 4 - EN 1434, COMPLETO DI DISPLAY A CRISTALLI LIQUIDI E DI n.2 SENSORI DI TEMPERATURA CON LUNGHEZZA CONO DI 3 METRI - SEGNALE IN USCITA M-BUS PER COLLEGAMENTO A SISTEMA DI SUPERVISIONE

Esempio di scambiatore a piastre

RPV2

RPV1

S

VE3

VE2

VE1

T

VS4

LIMITE BATTERIA IMPIANTO DI COGENERAZIONE

COG2

EP13

RIDUTTORE DI PRESSIONE VAPORE

VASO D'ESPANSIONE DI TIPO APERTO, CON CHIUSURA CON TAPPO DI SICUREZZA, REALIZZATO CON TUBAZIONE IN ACCIAIO SS MANNESMANN CON DI FONDELLI BOMBATI; COMPLETO DI N°2 INDICATORI DI LIVELLO E N°3 SONDE. CARATTERISTICHE: * DIAMETRO 273 mm * ALTEZZA 2000 mm * CAPACITA' TOTALE 100 lt

VT4

SC4

MET4

DEPURATORE CATALITICO GAS DI SCARICO PER MOTORE A GAS COMPLETO DI TELAIO IN ACCIAIO CON FLANGE DI COLLEGAMENTO DN 500, PN 16 E FLANGIA DI ISPEZIONE PER INTRODUZIONE E RIMOZIONE ELEMENTO CATALITICO, COMPLETO DI CONTRO FLANGE IN ACCIAIO INOX. CARATTERISTICHE : * TIPO MOTORE MWM TCG 2020 * POTENZA 1550 kW * PORTATA GAS DI SCARICO 8706 kg/h * TEMPERATURA GAS DI SCARICO 423 °C * CO iniziale 1100 mg/Nm * CO finale 250 mg/Nm * ABBATTIMENTO RICHIESTO 78% * ABBATTIMENTO GARANTITO 83% DOPO 16000h O 2anni * CONTROPRESSIONE MASSIMA 0,8 kPa

EV8

max 17 bar (IN)

Filtro olio-vapore Ø1/2"

c

Terminale di scarico

Caratteristiche tecniche: Diametro DN 300 Tipo Terminale tronco-conico

4.320 mm.

30/35 dB(A)

8.422 kg/h 423 °C. 760 kg 950 mm.; 850

EX2

Caratteristiche tecniche: Portata gas di scarico Temperatura gas di scarico Peso Diametro corpi cilindrici mm.

Lunghezza totale Abbattimento acustico

Silenziatore gas di scarico, fonoassorbente, realizzato in acciaio al Carbonio, con corpi a forma cilindrica, saldati a tenuta, rivestimento interno con materiale fonoassorbente ad alta efficacia trattenuto con lamiere forate e resistenti al calore (480 °C), verniciatura esterna con prodotti idonei per alta temperatura, ingresso fumi radiale DN 500 completo di contro flangia, uscita fumi assiale DN 500 completo di contro flangia.

EX1

SIL2

SIL1

CAT2

CAT1

max 17 bar (IN)

max 17 bar (IN)

Cap = 12 lt Pi = 1,5 bar

Filtro olio-vapore Ø1/2"

Filtro reg. press. Ø1/2"

Collegamento linea aria compressa esistente

DC2

c

5.6

PIANO TERRENO

PIANO PRIMO

I

SEGNALAZIONE LUMINOSA

INTERCONNESSIONE LOGICA

SENSORE PASSIVO

CONTROLLORE LOGICO LIBERAMENTE PROGRAMMABILE

SIMBOLOGIA P&DI

TUBAZIONE ESPUSIONE FUMI MOTORE

TUBAZIONE OLIO MOTORE COGENERATORE

TUBAZIONE GAS

TUBAZIONE VAPORE

TUBAZIONE CONDENSA

TUBAZIONE ACQUA FREDDA

TUBAZIONE RITORNO ACQUA CALDA

TUBAZIONE MANDATA ACQUA CALDA

SIMBOLOGIA TUBAZIONI

PIANO TERRAZZO

L’impianto, costituito da due gruppi cogeneratori alimentati a gas naturale di rete, prevede un sistema di scambiatori che consente il recupero di calore dal circuito di raffreddamento del motore e dai fumi di scarico composto da: 1. scambiatore a piastre per il recupero di calore dai circuiti di raffreddamento del motore e dall’olio di lubrificazione; 2. scambiatore a piastre per il recupero di calore dalle camicie di raffreddamento del motore; 3. scambiatore a tubi di fumo (recuperatore) per il recupero di calore dai gas di scarico del motore. costruzione pneumatex mod. Cg.700.6 (o similare) compressore e quadro mod. Tec.box c10.2-6 6 capacità nominale 700l pressione max 600 kPa temperatura max 120°C peso 210 kg

Caratteristiche tecniche:

Vaso d'espansione a pressione costante e livello variabile in acciaio, saldato, piede di misurazione del contenuto. Apertura d'ispezione endoscopica per controlli interni; certificato di prova CE in conformità alla direttiva PED/DEP 97/23/EC, vescica in butile ermetica airproof, conforme alla norma DIN 4807 sicura dell'acqua di espansione contro T3,protezione ossigeno; vescica con sfiato nella parte l'ingresso di superiore, vaso con scarico per la condensa nella parte inferiore. Completo di quadro elettrico e compressore.

Schema impianto di trigenerazione

SC2

MET3

MPV2

VE3

Sistema degli scambiatori

#11

63

Scala

.

Var Nu Pri

23/11/2010 15/10/2010

Nome file

E' viet

D2641.251.02.05

De

14/02/2011

0

Data

1

Rev.

2

3

Centrale d Schema fl

Titolo

A1

Form.

Via SS. Giacomo e Filippo, 7 16122 Genova

MICENES S.c.a.r.l.

Assuntrice

IMPIA TERMI

ESPERIENZA DELLE AZIENDE

assorbimento, viene infine trasformato in acqua refrigerata ed utilizzato per i fabbisogni aziendali delle unità di trattamento dell’aria e dei fan coils.

PRESTAZIONI ENERGETICHE

Prestazioni energetiche Stando alle stime, con la messa in servizio della nuova centrale di trigenerazione si potrà erogare una potenza massima pari a: • potenza elettrica di 3.200 kWelettrici ai morsetti alternatore; • potenza termica di 3.600 kWtermici (di cui 955 kWt destinati al freddo).

Con le prestazioni riportate nella tabella 1 tabella 1

Considerando che con 100 unità di combustibile (mc di metano) si ottengono circa 40% unità di energia elettrica, 45% di energia termica e 15% di dispersioni, e tenendo conto che 1 m³ di metano defiscalizzato costa € 0,34, ne consegue che il suo 40% (cioè 0,136 €) è il costo di 1 unità di energia elettrica autoprodotta e il suo 45% (cioè € 0,153) è il costo di 1 unità di energia termica recuperata. Il costo dell’energia autoprodotta è, quindi, nettamente superiore a quello effettivo dell’energia prodotta nelle grandi centrali termoelettriche.

Le stesse considerazioni vanno trasferite sul bilancio aziendale. Il prezzo di cessione dell’energia elettrica alle imprese distributrici per la vendita al mercato tutelato consentirebbe, nella migliore delle ipotesi, un ricavo dello 0,086 €/KWh a fronte dello 0,136 €/KWh di costo di produzione. Per questo motivo le taglie dei motori sono state definite per limitare al minimo la cessione di energia elettrica, comunque variabile rispetto ai consumi anch’essi variabili di anno in anno. Il quantitativo di metano acquistato è superiore con l’impianto di trigenerazione rispetto a quello necessario ad una centrale tradizionale; questo è evidente dato che in trigenerazione si produce l’energia elettrica che altrimenti non sarebbe prodotta dalle caldaie di un impianto tradizionale che come dimostrato in tabella produrrà risparmi di oltre il 30%

64

#11

Valore 1 motore

Valore 2 motore

Potenza immessa

kW

3.766

7.532

Portata metano

mc/h

393

786

Potenza elettrica

kW

1.600

3.200

Temperatura gas di scarico

°C

440

440

Kg/h

8.575

17.150

Recupero termico gas scarico (acqua 120°C)

kW

210

450

Recupero termico gas scarico (vapore 440°C)

kW

565

1.200

Recupero termico camice (acqua 120°C)

kW

795

1.650

Recupero intercooler (acqua 120°C)

kW

148

300

Rendimento elettrico

%

38

38

Rendimento termico

%

41

41

Rendimento assorbitore

%

6

6

Rendimento complessivo

%

85

85

I Risultati ottenibili RISULTATI SOTTO IL PROFILO ENERGETICO energia primaria da acquistare en. Term. en. elettrica en. Totale

metano

en. elettrica

MWh

MWh

MWh

m3 di gas

MWh

impianto attuale di tipo convenzio nale

52.300

20.250

72.550

6.152.941

20.250

impianto trigenerati vo

14.270

15.153

3.515.579

-

integrazio ne con impianto esistente + ENEL

38.030

5.097

4.474.118

5.097

72.550

I principali risultati ottenibili, dal punto di vista energetico, saranno in un anno: • Energia elettrica autoprodotta e utilizzata direttamente: MWh 15.153 • Energia elettrica ceduta all’ENEL: MWh 234 • Energia termica recuperata e utilizzata direttamente: MWh 14.270

VALUTAZIONE DELLA TAGLIA Gas metano

Pay Back

Energia elettrica

MWh

€/MWh €x1000

MWh

52.300

69 **

3.608

20.250

14.270

35 *

499

15.153

38.030

69

2.624

5.097

€/MWh €x1000 130

2.632

totale €x1000 6.241 499

130

662

3.286

* Il metano utilizzato in trigenerazione è defiscalizzato per la Legge sul contenimento dei consumi e lo sfruttamento delle energie alternative e quindi ha un costo di circa la metà di quello utilizzato in centrale termica tradizionale, questo incide considerevolmente sui risparmi economici che si conseguono con questi impianti; ** Metano: gas di città distribuito in rete con le seguenti caratteristiche: Il costo medio nel 2010 del gas metano a Genova, fornito a strutture ospedaliere, è stato di 0.69 €/m3. Quindi 1 KWh di energia, al netto dei rendimenti di trasformazione derivante dalla combustione costa 0.069 € e quindi 1 MWh costa 69 €.

tabella 3

Come si può osservare dai dati ricavati, i costi annuali da sostenere per l’intero fabbisogno ospedaliero ammonteranno a € 3.786.130 contro gli € 6.241.200 sostenuti nell’anno 2010 a parità di energie utilizzate, con un risparmio netto di € 2.455.070 corrispondenti al 39% in meno. Considerando che il costo complessivo dell’operazione sarà di circa 5.000.000 di €, al netto degli oneri finanziari e delle spese accessorie il rientro dell’investimento avverrà in poco meno di tre anni.

um

Portata max fumi

tabella 2

Profilo economico

descrizione

Confronto dei risultati con quelli ottenibili con un impianto di tipo tradizionale, come quello attualmente in uso presso l’Azienda ospedaliera. L’energia termica recuperata, circa 14.000 MWh, è di fatto molto inferiore a quella necessaria per l’intero fabbisogno annuale aziendale, che corrisponde a circa 52.000 MWh, perché si è scelto di stabilire la taglia dei generatori su base elettrica anziché termica. Una scelta motivata dal fatto che se il motore dell’impianto fosse stato settato per produrre tutta l’energia termica necessaria, si sarebbe verificato di conseguenza un’enorme esubero di energia elettrica che dovrebbe essere ceduta all’Enel, con un guadagno, però, molto inferiore rispetto al costo di produzione.

Risultati sotto il profilo ambientale.

Per quanto concerne, infine, la produzione di biossido di carbonio (CO2), il sistema trigenerativo che verrà adottato sarà in grado, stando alle stime, di ridurre di circa il 36% di emissioni.

Pro e contro dell’impianto geotermico

In sintesi i vantaggi conseguiti: • elevato COP; • risparmio di energia primaria; • possibilità di utilizzare un unico impianto per riscaldamento e raffrescamento; • riduzione dell’impatto ambientale e costo energetico nullo se utilizzato insieme ai pannelli fotovoltaici.

A fronte di: • un costo iniziale elevato; • un aggravio sulla rete se il sistema non è associato ai pannelli fv; • impossibilità di utilizzare le sonde geotermiche in caso di terreni particolarmente duri o in assenza di spazio

Considerando infine che l’Ospedale nell’anno 2009 ha consumato, per fonti primarie, 10.227 TEP (dati comunicati al Ministero dell’Industria) il contenimento dei consumi derivanti dal funzionamento della trigenerazione sarà di oltre il 30%

Impianto fotovoltaico Siram SpA ha anche sviluppato, in accordo con l’ufficio tecnico dell’Azienda ospedaliera, un’ipotesi di realizzazione, sulla copertura del Padiglione Monoblocco, di un impianto fotovoltaico che, con un’estensione di circa 3.000 m², sfrutterà la tecnologia dei pannelli in film sottile flessibile a tre strati di silicio amorfo.

L’investimento previsto per l’impianto, dotato di una potenza stimabile di 180 kWp e una conseguente produzione di 180.000 kWh/anno, è di circa 900.000,00 €, con un tempo di ritorno, senza previsione di finanziamento, di circa 9 anni.

Pompa di calore geotermica Nell’anno 2006 è stato, inoltre, progettato e costruito un sistema pilota di condizionamento a pompa di calore geotermica in collaborazione con il Dipartimento di Ingegneria della Produzione, Termoenergetica e Modelli Matematici della Facoltà di Ingegneria

dell’Università di Genova, e con il contributo del Parco Scientifico Regionale.

Struttura dell’impianto pilota

Il sistema, in funzione da cinque anni a servizio dell’asilo nido aziendale collocato al piano terra del Padiglione Convitto, si compone di: una pompa di calore tipo acqua-acqua di potenza nominale 12 kW termici, due sonde geotermiche infisse nel terreno sino alla profondità di 90 m, un gruppo di pompaggio gemellare e cinque ventilconvettori incassati nel controsoffitto.

Risultati del monitoraggio

Dopo un monitoraggio di tre anni è stato accertato un C.O.P. di 4,7, che sta ad indicare che ogni unità di energia elettrica immessa nella pompa di calore produce circa 5 unità di fluidi caldi o freddi, per il riscaldamento o il raffrescamento degli ambienti. Un risultato considerevole se confrontato con quello ottenibile da un gruppo frigorifero tradizionale, che per ogni unità di energia elettrica introdotta produce al massimo 2,5 di energia frigorifera, o da una caldaia che, per ogni unità di gas naturale (o di combustibile liquido) bruciata, produce 0,9 di energia termica. n

* Ilmo Lanza – Responsabile U.O. Manutenzione Patrimoniale e Impiantistica

A.S.Pr. A.

Direzione scientifica dei Corsi: prof. Attilio Carotti del Politecnico di Milano

Alta Scuola Professionale & Analisi Avanzate

REGALATI UN CORSO A.S.Pr.A. A NATALE! NON RIMANERE INDIETRO CON LA TUA PROFESSIONE MENTRE IL MONDO VA AVANTI! FANTASTICHE PROMOZIONI PER TE SE TI ISCRIVI A DICEMBRE per tutti i Corsi in calendario da dicembre 2011 a marzo 2012!

VUOI QUALCHE ESEMPIO? • Corso di formazione per Certificatori Energetici CENED 790 € anziché 990 € (esente iva)

• Corso di formazione per Tecnico competente in acustica 790 € + iva, anziché 995 € + iva

• Corso di aggiornamento Coordinatore Sicurezza nei cantieri 720 € anziché 900 € (esente iva)

• Corso di specializzazione Impianti fotovoltaici. Guida alla progettazione e al business plan 240 € + iva anziché 300 euro + iva

• NUOVI CORSI BREVI DI AGGIORNAMENTO

… E MOLTO ALTRO SUL SITO WWW.ASPRA.EU

RICORDATI DI CHIEDERE LA “PROMOZIONE DI NATALE” QUANDO TI ISCRIVI A DICEMBRE! SEDE DEI CORSI: MILANO - PER INFORMAZIONI

www.aspra.eu

corso@aspra.eu

Sede legale: via L. Mascheroni 31 - 20145 Milano

Tel. 0247995206 - Cell. 349 0891051

ESPERIENZA DELLE AZIENDE

Recupero termodinamico con la domotica

MATRIX-Living è una struttura residenziale nel cuore di Berlino che sfrutta come fonte rinnovabile l’aria di recupero canalizzata per la condensazione delle pompe di calore aria-acqua di Ansel &Möllers GmbH, Nina Henkel, Simone Setka e Centra Line

Alti standard di efficienza e comfort Il complesso di appartamenti MATRIXLiving è stato costruito nel cuore di Berlino, tra Kurfürstendamm e Volkspark Wilmersdorf, tra maggio 2009 e ottobre 2010. Il complesso di appartamenti rappresenta l’esempio di come applicando una tecnologia di controllo innovativa sia possibile ottenere alti risparmi energetici pur in presenza di edifici plurifamiliari con molteplici abitudini d’uso.

Il fabbricato consiste in 43 abitazioni, tre spazi adibiti ad uffici di lusso, un garage sotterraneo ventilato di 1.200 m² e 800 m² di spazio aperto e green roof. Le unità abitative hanno un range di spazio abitabile dagli 88 ai 399 m² composto da 3 a 9 stanze. Gli appartamenti sono dotati di finestre a tutta altezza, di ampie aree esterne private (patii, balconi o verande), di riscaldamento sottopavimento, radiatori in bagno, fornitura di acqua calda centralizzata con stazioni separate, riscaldamento e raffrescamento di spazi abitabili, oltre alla ventilazione di singole stanze con intercambio di aria ottimizzato.

Recupero termodinamico dall’aria di ventilazione La chiave impiantistica innovativa prevede il recupero termodinamico centralizzato del calore estratto dall’impianto di ventilazione. Alla base

66

#11

del progetto vi è una di tecnologia di controllo e gestione degli edifici, prodotta da CentraLine e installata in ciascuno dei singoli appartamenti in cui è diviso il complesso residenziale.

I progettisti hanno scelto di rinunciare alla ventilazione centralizzata a favore di una ventilazione dei singoli vani abitabili, che impiega anche tutto il calore di scarto dei singoli appartamenti. Questo calore residuo viene utilizzato insieme all’energia solare per coprire le principali esigenze di riscaldamento del complesso.

Cinque pompe di calore aria-acqua recuperano termodinamicamente il calore estratto dall’aria di ventilazione esausta e contribuiscono a riempire gli accumuli termici. Il sistema può immagazzinare volumi di circa 26.500 litri (2 x 9.000 litri solari + pompe di calore + 2 x 3.000 litri di raffreddamento + 1 x 2.500 litri di bypass idraulico). Con una domanda energetica totale

VOLUME D’ARIA PER LE POMPE DI CALORE Aria esterna = 55.000 m³/h Aria dal garage = 25.000 m³/h a 16°C Aria estratta dagli appartamenti = 20.000 m³/h a 22°C

di 329 kilowatt l’ora, viene garantita un’adeguata fornitura di acqua calda per usi domestici e di riscaldamento. A questa contribuisce un impianto solare di 126 collettori installati su un’area di circa 300 m².

L’energia termica viene utilizzata per la fornitura di acqua calda ad uso domestico, come backup per l’impianto di riscaldamento.

Le cinque pompe di calore aria-acqua dispongono di un impianto comune di evaporazione di 15 m² progettato per trasferire energia dall’aria estratta all’acqua: i volumi d’aria ricavati dall’aria esterna (55.000 m³/h a temperature variabili), dal garage sotterraneo (25.000 m³/h a 16°C) e dagli appartamenti (20.000 m³/h a una temperatura costante di 22°C) vengono impiegati per garantire un funzionamento efficiente in termini ecologico-economici.

In caso di temperature invernali estreme – a Berlino si scende anche 10-15 gradi sotto lo zero –, il teleriscaldamento fornisce un back-up per far fronte ai picchi di

Figura 2 – FLUSSO dell’aria interna.

Il sistema garantisce un riciclo di aria dall’esterno attraverso delle griglie di ventilazione consumo energetico. Quarantatré stazioni d’acqua controllabili forniscono su richiesta acqua calda per uso domestico a ciascun appartamento, riducendo notevolmente il rischio legionella.

dell’aria sono dotate di blocchi alla spinta del vento e limitatori di portata.

Il sistema di controllo per i ventilatori di estrazione è dotato di un sensore della temperatura e dell’umidità, in grado di regolare le impostazioni dei ventilatori in base alle esigenze di ventilazione. La portata aumenta o diminuisce in rapporto all’umidità relativa.

L’appartamento viene tuttavia ventilato il meno possibile, ogni volta che è richiesta la ventilazione per evitare problemi di umidità e muffa. L’interruttore stagionale automatico regola il ventilatore sulle impostazioni più basse d’estate o durante le stagioni di transizione e, quindi, ritorna nuovamente alle impostazioni di controllo dell’umidità durante l’inverno. Ciascuna delle 440 stanze

all’interno dell’edificio dispone anche di un regolatore dei singoli ambienti CentraLine serval per il riscaldamento e il raffreddamento tramite l’impianto di riscaldamento/raffreddamento sottopavimento. Installato sul controsoffitto, tale regolatore garantisce un elevato livello di comfort riducendo, contemporaneamente, il consumo energetico.

Recupero calore di ventilazione tramite pompe di calore La fornitura di energia primaria per il riscaldamento e il raffrescamento è data dai collettori solari, dalle pompe di calore, dal sistema di aria estratta, dal buffer di stoccaggio e dal teleriscaldamento urbano. Il coordinamento e controllo di ciascuno di questi sistemi è affidato a ventotto controller CentraLine Lion modulari e programmabili dall’utente. Tali controller vengono

Figura 3 – DIAGRAMMA DI RETE DELLA TECNOLOGIA DI CONTROLLO. Le unità di appartamenti da 1 a 34 e il controller del sistema primario sono tutti collegati tra di loro tramite LON, mentre il sistema di gestione dell’edificio è collegato tramite TCP/IP

Ventilazione controllata in ogni singolo ambiente Ciascun appartamento è dotato di un regolatore che controlla la ventilazione, garantendo una circolazione d’aria efficace per tutta l’area abitabile. Il regolatore è integrato nel pannello di distribuzione elettrico centrale all’interno dell’edificio. Il sistema di controllo dell’aria interna gestisce tutto il calore estratto dai singoli appartamenti. A seconda della domanda e dell’umidità dell’aria, i ventilatori trasportano l’aria estratta dal bagno, dalla cucina e dal WC al di fuori dell’appartamento, tramite le condotte di estrazione. Si verifica una leggera sottopressione nello spazio abitabile. Grandi griglie di transito nelle porte garantiscono sempre un buon bilanciamento della ventilazione tra le stanze interne e quelle con finestre affacciate sull’esterno. Ciò significa una circolazione costante di aria fresca: prima dall’esterno verso lo spazio abitabile e poi da lì verso le stanze interne. Le griglie d’ingresso

#11

67

ESPERIENZA DELLE AZIENDE

installati nell’area impianti del complesso centrale. I ventilatori dell’aria estratta sono collegati a una condotta principale (che non rilascia aria nell’ambiente attraverso il tetto, come avviene generalmente). Nel complesso di appartamenti MATRIX-Living, l’aria estratta viene convogliata direttamente alle pompe di calore che generano acqua calda per il riscaldamento e acqua sanitaria. Di conseguenza, le pompe di calore risultano estremamente efficienti – Coefficiente prestazione (COP) 3,7-4,8 – quando la temperatura dell’aria estratta supera in media i 10°C (sommando quella estratta dal garage e quella degli appartamenti).

Attraverso questa configurazione impiantistica, il recupero di calore non dipende dall’utente. Nel caso del sistema di ventilazione meccanica convenzionale con recupero del calore, il comportamento dell’utente (ad esempio, l’apertura delle finestre in inverno) potrebbe avere un impatto negativo sui risparmi energetici. Al contrario, quando il calore è recuperato tramite pompe di calore, l’aria viene estratta da tutti gli appartamenti. I dispositivi di ventilazione nei singoli appartamenti possono incidere sulla temperatura dell’aria estratta nelle relative condotte per quanto concerne le pompe di calore; in particolare, gli ambienti interni (cucina e bagno) sono le stanze più calde dell’appartamento.

Controllo individuale tramite touch screen Tutti gli appartamenti di MATRIX-Living sono dotati di speciali touch screen: dalla grafica intuitiva, gli schermi sono installati nell’ingresso di ciascuna abitazione. I residenti possono quindi utilizzare il proprio touch screen per registrare e regolare le temperature e programmare il timer per il raffreddamento o riscaldamento di ogni stanza. Anche l’accesso all’edificio viene controllato via touchscreen: il riconoscimento dell’utente viene gestito dai componenti del sistema CentraLineAX, in totale sicurezza. Ciascuna delle 46 unità abitabili e uffici dispone poi di una piattaforma di integrazione hawk: il sistema di gestione dell’edificio arenaax nell’area impianti utilizza la piattaforma per monitorare il funzionamento dell’intero complesso, inclusi i singoli appartamenti, e per registrare costantemente il consumo energetico. Hawk permette inoltre ai residenti di controllare le condizioni nel proprio appartamento e di modificare le impostazioni in modo remoto via Internet. A tale scopo, il residente immette l’indirizzo IP dell’hawk in un browser in cui può visualizzare lo stato corrente e modificare le impostazioni della temperatura.

Costi di riscaldamento ridotti per MATRIX-Living

Figura 4 – PRESTAZIONI ENERGETICHE DI MATRIX-LIVING. Valutazione del consumo energetico rispetto norme di legge 1. MATRIX-Living, 22,6 kWh/m²a, emissioni CO2 7,5 kg/m²a; 2. Istituto di Credito per la Ricostruzione 40 kWh/m²a per 40 appartamenti; 3. Istituto di Credito per la Ricostruzione 60 kWh/m²a per 60 appartamenti; 4. EnEv (Energy Saving Regulation) nuova costruzione 100 kWh/m²a; 5. Costruzione vecchia parzialmente modernizzata 200 kg/m²a kWh/m²a; 6. Costruzione vecchia non modernizzata 430 kWh/m²a.

Bibliografia

1. Sito Web MATRIX-Living: http:// www.matrixliving.de 2. Confronto energetico per lo scambio di calore tramite flusso nella condotta dell’aria (KWL) con recupero del calore nelle pompe di calore aria-acqua, Babelsberger Strasse Berlin Wilmersdorf – complesso di alloggi – Autore: Karsten Kosubeck 3. BV Babelsberger Straße, Berlin – descrizione della tecnologia di ventilazione – Autore: Andreas Schulz, BSC Eng 4. Comunicato stampa 100315 da König-Wärmepumpen – Autore: Manfred Kuhnle 5. MATRIX-Living a Berlino, un complesso di appartamenti del futuro – Autore: Ralf Herrmann Industrieelektronik Brandenburg 6. Sito Web Mieterbund: http://www.mieterbund.de/service.htm

68

#11

Expert team

• Sviluppatore Matrix Projektentwicklungs GmbH, Berlino • Architetti Wiewiorra Hopp Architekten, Berlino • Ingegneri Büro Karsten Kosubek, Velten • Programmazione del sistema di controllo, installazione e messa in funzione Industrie-Elektronik Brandenburg, partner CentraLine • Tecnologia di controllo e gestione dell’edificio, dispositivi di campo CentraLine • Collettori solari Solarfocus di Steyr, Austria • Pompe di calore ITEC GmbH KÖNIGWärmepumpen, Elsterwerda • Stazioni di acqua fresca PAW, Hameln • Ventilazione Lunos, Berlino • HVAC WOLF Anlagen-Technik GmbH & Co. KG, Geisenfeld • Arge Matrix (SHT Torgau / EAN Elektro Petzold / Öko Rein / IEB) • Software di pianificazione: liNear Gesellschaft für konstruktives Design mbH, Aachen

La rivista del

o ufficiale e – Organ bimestral

di APA

w

e cl im a w w.c a sa

L

.c o m

ICATA E CERTIF N IO S U F DIF PIÙ ALTA A L n o c ti ttis er i proge a rivista p

IS SN : 20

3 8 -0 8 95 Euro 9

progettare e costruire sostenibile

011 icembre 2 vembre-d o n · I V o n N. 34 · An

A Per PENS

IRE COSTRU e E R A T ET RE, PROG

IBILE SOSTEN

A N FI ER VISTI I SAie e MADe expo ità

Le nov

I VABI L

RI N NO

fAcc iARe Le RiLAnc tiche e n e Rg e

SO

iAte

H LON

ECAT LAR D

oltre la

bolletta

ALORE

DI C ISOLE ntaggi?

Solo sva

RICER

u ppO L I V S CA & me ici sotto

w w w. c a s a e c l i m a . c o m

ttrocrom vetri ele

esa

VO BIETTI O ’ L O DENTR in classe A g

Restylin

Poste Italia

ine – LO/C

rget magaz

Posta ta ne Spa –

/2010

ONV/020

Efficienza Energetica Integrazione Impianti Qualità del Costruire Comfort dell’Abitare

AiCARR informa Call for Papers per il 29º Convegno di Padova

L’appuntamento con la 29ª edizione del Convegno di Padova è fissato per il prossimo 7 giugno, presso la prestigiosa sede congressuale di Villa Ottoboni. L’argomento affrontato quest’anno riguarda “Le strategie per il controllo e il monitoraggio di macchine e impianti per la climatizzazione ai fini del risparmio energetico”. Il Comitato Scientifico del Convegno ha individuato tre macroaree tematiche intorno alle quali si svilupperanno le relazioni: • le attuali tendenze dei sistemi di controllo degli impianti di climatizzazione; • il funzionamento ai carichi parziali delle macchine termiche e frigorifere; • i sistemi di supervisione e monitoraggio.

Come sempre, accanto agli esperti relatori su invito che hanno maturato esperienze professionali e di ricerca nei diversi settori, il Convegno apre le porte all’intervento di quanti vogliano far conoscere i propri studi, esperienze, realizzazioni relativamente al controllo e al monitoraggio del sistema edificio-impianto. Avete esperienze applicative già collaudate e che ritenete interessanti su queste tematiche? Proponetevi in qualità di relatori, inviando un abstract del vostro lavoro entro il 31 gennaio 2012, attraverso il sito (sezione Convegni/Call for Papers). Entro il 15 febbraio vi sarà comunicato se la vostra proposta è stata accolta dal Comitato Scientifico del Convegno.

a cura di Lucia Kern

Districarsi fra le norme consultando il sito AiCARR

Ricordiamo ai Soci che sul sito è attivo, in esclusiva per loro, il servizio ideato al fine di offrire un concreto supporto nel lavoro e nello studio in un ambito complesso e sempre in evoluzione come quello normativo. Inserendo la propria password e scegliendo dal menu la voce Normative, i Soci possono accedere alla sezione Legislazione, dove hanno l’opportunità di consultare tutte le leggi in tema di efficienza energetica, suddivise nelle aree Comunitaria, Nazionale e Regionale. Le leggi sono pubblicate in ordine cronologico, a partire dalla più recente: entrando nella sezione di interesse, si visualizzano rapidamente gli eventuali aggiornamenti in materia, pubblicati in tempo reale. All’inizio di ogni sezione si trova inoltre il link diretto al sito dell’Ente legislativo di competenza. Nella stessa sezione è disponibile anche l’area Certificazione, dove è reperibile tutta la legislazione in tema di certificazione energetica e ambientale. Per ogni Regione è disponibile un documento che riporta le principali disposizioni legislative in materia, il rimando alla legislazione regionale in tema di efficienza energetica, i bandi e finanziamenti attivi, informazioni sul soggetto di accreditamento regionale e sulle caratteristiche dei tecnici abilitati alla certificazione, l’eventuale modulistica utile, la descrizione dei software per la certificazione energetica a livello regionale, l’indicazione dell’eventuale attivazione di un catasto energetico, contatti e indirizzi utili e, infine, una sezione FAQ che chiarisce i dubbi più frequenti (in fase di allestimento).

Premio Sanguineti, edizione 2012

A Torino, il punto sulla RES

“L’attuazione del Decreto RES (Renewable Energy Sources).

Opportunità per il risparmio energetico e possibili soluzioni tecnologiche” è il tema del Convegno che si terrà a Torino il 19 gennaio 2012. Il Convegno consentirà, fra le altre cose, di fare chiarezza sugli obiettivi della Comunità Europea in relazione al Decreto e sulle scelte a livello nazionale per la sua attuazione. Da sottolineare, nel programma dell’evento, la presentazione de “La posizione di AiCARR sul Decreto Legislativo 3 Marzo 2011, n. 28 per gli aspetti riguardanti le rinnovabili termiche”.

Ulteriori informazioni sono in fase di pubblicazione sul sito.

Le informazioni e i moduli per le iscrizioni a tutti gli eventi AICARR sono pubblicati sul sito www.aicarr.org

Ritorna nel 2012 il Premio biennale istituito da AiCARR in ricordo di Roberto Sanguineti quale riconoscimento al migliore scritto relativo ad argomenti di condizionamento dell’aria, riscaldamento, refrigerazione pubblicato sulla rivista organo ufficiale dell’Associazione o negli Atti delle manifestazioni culturali organizzate da AiCARR nel periodo dal 1 ottobre 2009 al 30 settembre 2011. La partecipazione non comporta alcuna domanda di iscrizione: gli scritti verranno esaminati da un’apposita Commissione giudicatrice che sceglierà il vincitore del Premio e redigerà un elenco di scritti meritevoli di segnalazione.

Al vincitore verranno assegnati un premio in denaro e una pergamena d’onore.

Analoga pergamena verrà assegnata agli autori degli scritti segnalati.

I premi verranno consegnati in occasione di Mostra Convegno Expocomfort 2012 a Milano.

Gli eventi AiCARR in Mostra Convegno Expocomfort 2012 Milano, 27-30 marzo 2012

I Convegni HVAC in Zero Energy Buildings (28 marzo) Decreto rinnovabili: prospettive e opportunità (29 marzo) Biomasse per la produzione di energia (30 marzo) I seminari di aggiornamento tecnico I sistemi multi energia: progetto ed esercizio (27 marzo) Gli impianti a pompa di calore: cosa cambia alla luce del D. Lgs. 28/11 (28 marzo) Smoke Management: sistemi e tecnologie per il controllo del fumo e del calore (29 marzo) Collaudo di impianti: il TAB nella procedura di Commissioning (29 marzo) Tutte le informazioni relative agli eventi AiCARR a MCE saranno pubblicate a breve sul sito.

I Delegati Territoriali AiCARR in riunione, con visita tecnica in Piemonte

Si è tenuta il 10 novembre a Milano una riunione dei Delegati Territoriali, gli “ambasciatori” AiCARR sul territorio ai quali è affidato il delicato compito di rendere concreta e immediata la presenza dell’Associazione presso gli iscritti in tutta Italia, attraverso la realizzazione di incontri tecnici, seminari itineranti, corsi della Scuola in Pillole e iniziative speciali (ricordiamo la novità dei Convegni in collegamento streaming realizzata in alcune città). Dalla riunione sono emersi come principali obiettivi per l’immediato futuro una più nutrita proposta di eventi locali, anche in collaborazione con le aziende della Consulta, nelle regioni meridionali e la focalizzazione degli incontri su due tematiche di particolare interesse: la certificazione globale dell’edificio e i sistemi antincendio, già al centro di alcuni incontri in corso di realizzazione che stanno ottenendo particolare successo, grazie anche all’autorevole presenza dei Comandanti dei Vigili del Fuoco locali.

L’incontro è poi proseguito con un piacevole programma offerto da Sintra, Socio Benemerito AiCARR. I partecipanti si sono infatti trasferiti a Stresa la sera del 10 novembre per prendere parte alla cena conviviale organizzata presso un prestigioso hotel sulle rive del Lago Maggiore e si sono dati appuntamento il mattino successivo per la visita tecnica a due realizzazioni alle quali è stata applicata la tecnologia a pulsione dell’aria ambiente Mix-Ind: la concessionaria Audi Zentrum di Arona, caratterizzata da una gradevole struttura in vetro e acciaio, e il PalaPhenomenon, un locale polivalente con struttura telescopica in legno e vetro, noto per la sua piscina “a scomparsa” che nella stagione invernale si trasforma in sala spettacolo. Nelle due strutture, entrambe di ampia metratura e – in particolare la seconda – soggette a sovraffollamento, l’aria e la temperatura ambiente sono rese omogenee e ottimali da Pulsori che utilizzano l’aria di mandata per spingere e mettere in moto la totalità del volume dell’aria ambiente, con un risultato di particolare comfort termoigrometrico, a fronte di consumi ridotti, dovuti soprattutto a un free-cooling invernale estremo, che consente di contrastare il surriscaldamento ambientale, potendo immettere dell’aria esterna senza doverla riscaldare.

La giornata si è conclusa con la visita alla sede della Sintra, dove la tecnologia di pulsione dell’aria ambiente è stata applicata con interessanti performance e un piacevole risultato architettonico di stile hi-tech, e presso il laboratorio dell’azienda, dove si è svolta una prova fumogena che ha consentito di apprezzare visivamente le performance dei Pulsori.

Pubblicata la prima Guida AiCARR

È stato pubblicato il volume “Criteri di misurazione delle reti aerauliche”, che inaugura la serie di Guide AiCARR, strumenti operativi a supporto dell’attività professionale dei Soci. Le Guide sono prodotte dalla Commissione Comitati Tecnici, organo consultivo permanente di AiCARR che ha come scopo l’aggiornamento, l’approfondimento e la divulgazione delle tematiche nei settori di interesse dell’Associazione. La Guida affronta le problematiche relative alla misurazione delle reti di distribuzione dei fluidi termovettori, componenti importanti degli impianti di climatizzazione, proponendo una nuova metodologia applicabile all’insieme delle condotte aerauliche, che permette di effettuarne la misurazione in maniera univoca e indipendente dal materiale impiegato, anche in fase di progettazione preliminare disponendo solo di un dimensionamento unifilare. Questa Guida è indirizzata a tutti coloro che hanno parte nella realizzazione delle reti aerauliche: committenti, progettisti, produttori, direttori dei lavori, collaudatori, contabili dei lavori.

I Guida AiCARR – AA.VV. (Coordinatore: Gennaro Loperfido) – Editore: Editoriale Delfino (2011) – Pagine: 52 – Prezzo: € 12,00 (IVA inclusa).

LA FORMAZIONE FINANZIATA I Delegati Territoriali AiCARR in riunione, con visita tecnica in Piemonte

La formazione finanziata permette ai datori di lavoro di offrire ai propri dipendenti attività di formazione e aggiornamento professionale a costo zero. È importante sottolineare che i finanziamenti per la formazione possono essere ottenuti non soltanto da aziende di grandi e medie dimensioni ma anche da piccole imprese, come studi professionali con uno o più dipendenti: l’unico vincolo è la posizione di dipendente di chi partecipa ai corsi e l’iscrizione dell’impresa a un Fondo interprofessionale. Per queste realtà esiste un Fondo ad hoc, denominato Fondoprofessioni, che, attraverso avvisi emanati periodicamente, permette di partecipare ai corsi proposti dagli Enti di formazione accreditati al Fondo stesso oppure di disegnare un percorso formativo individuale e personalizzato volto all’acquisizione di competenze specifiche e professionalizzanti. In entrambi i casi, le procedure da seguire sono molto semplici ma, se richiesto dall’azienda, AiCARR può fornire attraverso un suo consulente indicazioni su come procedere; anche nel caso venga richiesta una consulenza approfondita nella progettazione di un piano di formazione, non ci sono costi aggiuntivi per l’impresa in quanto il compenso del consulente è coperto dal finanziamento stesso. A coloro che intendono fruire di finanziamenti attraverso Fondoprofessioni, ricordiamo che AiCARR è in grado di proporsi come ente erogatore di corsi in formazione finanziata in quanto accreditata presso il Fondo.

Iscritti a Fondimpresa? Non lasciate scadere il vostro Conto Formazione

Fondimpresa informa che le aziende iscritte al Fondo prima dell’anno 2009 perderanno parte dei contributi versati e accantonati sul Conto Formazione se non utilizzeranno tali risorse entro il prossimo 31 dicembre.

Al fine di non perdere i fondi accantonati, è necessario che le aziende interessate verifichino le risorse in scadenza e si affrettino a progettare un piano formativo, che può anche includere corsi in programma nel 2012, richiedendone il finanziamento a Fondimpresa.

Attraverso un’articolata offerta di corsi, AiCARR si pone l’obiettivo di aiutare nell’individuazione di esigenze e nella programmazione di interventi formativi da includersi nel Piano, in modo da poter presentare al Fondo un progetto coerente che renda più semplice ottenere il finanziamento.

Inoltre, nel caso di necessità di consulenza esterna per la progettazione e per la gestione, rendicontazione e ottenimento del finanziamento, AiCARR vi indirizza a un consulente per la Formazione finanziata, il cui compenso, anche in questo caso, è coperto dal finanziamento stesso. È consigliabile verificare subito la posizione di iscritto a Fondimpresa collegandosi all’area riservata del sito www.fondimpresa.it.

Per ulteriori informazioni vi invitiamo a consultare sul sito la sezione Scuola/ Formazione finanziata e a contattare AiCARR.

Le soluzioni di oggi per i progetti di domani…

ABBONATI SUBITO!

Fascicolo

DOSSIER MONOGRAFICO

FOCUS TECNOLOGICO

#12

Riqualificazione impianti esistenti

Geotermia

#13

Ventilazione

Evacuazione fumi e compartimentazione

#14 Misure, diagnosi e Catena del freddo #15 #16

collaudi Pompe di calore Impianti di riscaldamento

#17 Centrali frigorifere

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento

Organo Ufficiale AiCARR

Organo Ufficiale AiCARR

mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

condizionamento

ambiente

ambiente

refrigerazione

La rivista PEr i ProfEssionisti DEGLi iMPianti HvaC&r

EFFICIENZA e COMFORT negli AlBergHi

refrigerazione

AnnO 2 - OTTOBRE 2011

La rivista PEr i ProfEssionisti DEGLi iMPianti HvaC&r

INTERVISTA CORREGGERE IL DECRETO RINNOVABILI TAVOLA ROTONDA COME CAMBIANO LE ESIGENZE DEGLI ALBERGATORI PORTATA VARIABILE E SISTEMI RADIANTI ANCHE IN CAMERA TEMPI DI MESSA A REGIME DEI SISTEMI TRIGENERAZIONE PER LA SPA ASSORBIMENTO VS COMPRESSIONE RISPARMIARE L’ACQUA CON LO STANDARD ASHRAE 189.1 IMPIANTI ANTISISMICI

mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

BesT PrACTiCes Per EDIFICI DIREZIONALI

DISLOCAMENTO E RAFFRESCAMENTO PASSIVO MONITORAGGIO IMPIANTO GEOTERMICO EDIFICI E RINNOVABILI: UNI TS 11300 PARTE 4 SPECIALE FACCIATE CLIMATICHE GESTIONE E MANUTENZIONE DEGLI IMPIANTI

mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

Per richiedere arretrati: abbonamenti@quine.it Editore: Quine srl · Via Spadari, 3 · 20123 Milano - Italia · Tel. +39 02 864105 · Fax. +39 02 72016740

ABBONATI! INVIA SUBITO QUESTO TAGLIANDO VIA FAX AL NUMERO 02 72016740 INSIEME ALLA COPIA DEL PAGAMENTO Desidero abbonarmi ad AiCARR journal al costo di: 55 euro (6 numeri all’anno) Pagamento * Il CVV2 è il codice di tre cifre posizionato sul Versamento su c/c postale N.60473477 intestato a Quine srl - Via Spadari,3 I 20123 Milano (Allegare copia) retro della carta di credito dopo i numeri che Bonifico a favore di Quine srl - Credito Artigiano,ag.1 di Milano - IBAN: IT87L0351201602000000000855 (Allegare copia) identificano la carta stessa per il circuito VISA. Carta di credito N. CVV2* Visa Mastercard Cartasì Titolare Scadenza NOME COGNOME PROFESSIONE AZIENDA INDIRIZZO CAP PROV. CITTÀ TEL FAX EMAIL DATA FIRMA Privacy: con la comunicazione dei dati personali si acconsente al trattamento di tali dati da parte di Quine srl,ai sensi della legge 196/2003,ai fini dello svolgimento del servizio,per fini imposti da obblighi normativi e per fini di marketing estatistici.Quine srl non comunicherà i dati all’esterno. L’utente può esercitare i diritti legge (accesso correzione,cancellazione,opposizione al trattamento) rivolgendosi a Quine srl,via Spadari 3,20123 Milano.

eUrO15

mensile – POsTe iTAliAne sPA – POsTA TArgeT mAgAzine - lO/COnV/020/2010.

dossier: analisi del quarto conto energia mercato del fotovoltaico integrato solar cooling, quale scegliere solare termico per la pompa di calore sistemi multienergia i costi del termodinamico

imPiAnTi solari termici e fotovoltaici

condizionamento

ambienterefrigerazione ener tegia riscaldamentoambien condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento

AnnO 2 - SETTEMBRE 2011

eUrO15

FOCUS: REcUpERO DI cALORE, qUANDO cONvIENE ImpIANTI AD ENERgIA pOsITIvA DIRETTIvA EcO DEsIgN pROgETTAZIONE ILLUmINOTEcNIcA REfRIgERANTI, sTANDARD INTERNAZIONALI

condizionamento

refrigerazione

La rivista PEr i ProfEssionisti DEGLi iMPianti HvaC&r

#10 riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento

AnnO 2 - maggio-giugno 2011

eUrO15

RIDUZIONE Dei FABBisOgni NEL RETAIL

eUrO15

La rivista PEr i ProfEssionisti DEGLi iMPianti HvaC&r

#9

Best Practices per edifici direzionali

ambienterefrigerazione ener tegia riscaldamentoambien condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento

ambiente

refrigerazione

Freecooling

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento

ambienterefrigerazione ener tegia riscaldamentoambien condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento

ambiente

AnnO 2 - APRILE 2011

#8

riscaldamentoenergia ISSN:2038-2723

condizionamento

ambienterefrigerazione ener tegia riscaldamentoambien condizionamento ambiente uomo energia riscaldamento condizionamento

Efficienza e comfort negli alberghi

Organo Ufficiale AiCARR

#7

Impianti solari termici e fotovoltaici

Organo Ufficiale AiCARR

Riduzione dei fabbisogni nel retail

Scambiatori Recuperatori di calore

MCE_adv_Aicarr_Journal_07_06_11.pdf

C

M

Y

CM

MY

CY

CMY

K

7-06-2011

16:30:37