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POLITECNICO DI TORINO
Corso di Laurea Magistrale in
Ingegneria Energetica e Nucleare
Tesi di Laurea Magistrale
Ottimizzazione integrata del sistema
edificio-impianti per il progetto di un edificio
multifamiliare
Relatore
Prof. Enrico Fabrizio
Correlatore
Arch. Maria Ferrara
Candidato
Andrea Rolfo
Dicembre 2017
A Paolo e Tiziana,
senza i quali avrei solo un mucchio
di pagine bianche
v
Ringraziamenti
Vorrei ringraziare il Professore Enrico Fabrizio per avermi dato la possibilità di lavorare ad
argomenti che hanno rispecchiato perfettamente ciò che avrei voluto fare fin dall’inizio nel mio
percorso di tesi, e per i preziosi consigli tecnici e professionali che mi ha dato durante tutto lo
sviluppo del lavoro.
In secondo luogo ci tengo a dire un grande Grazie all’Arch. Maria Ferrara, per avermi dato un
punto di riferimento fisso durante lo svolgimento del lavoro, per i numerosi suggerimenti
indispensabili al suo sviluppo, e per l’enorme disponibilità che mi ha dimostrato in questi mesi.
Voglio poi usare queste righe per dire grazie alle persone che mi hanno accompagnato in questi
anni. Chi fuori e chi dentro l’università sono state, a loro modo, tutte importanti.
Ai miei compagni di triennale Alessandra, Giuseppe, Manuel e Marco, ai miei compagni di
progetti Riccardo e Tommaso, ai miei compagni di viaggio, di sport e di svariate altre cose
Gregorio e Stefano, per aver reso le lezioni, i corsi, gli esami, gli anni passati al Politecnico
meno noiosi.
A Ivan, la persona con la quale ho trascorso più tempo in assoluto a lezione e agli esami. Fra
ritardi, scioperi, cancellazione di treni, ore buche e pause caffè siamo diventati amici, oltre che
compagni. Grazie per i tuoi preziosi consigli sulle fonti rinnovabili che ho inserito in questo
lavoro, e spero di poter ricambiare quando sarà il momento. Rimarranno celebri le nostre lezioni
di acustica e il nostro esame di centrali, episodi che anche fra parecchi anni ricorderò con una
sonora risata.
Ai miei amici di sempre Enrico e Gabriele, grazie ai quali ho avuto una via di fuga costante
dall’università. Se è vero che superati gli otto anni un’amicizia dura per tutta la vita, avremo
tutto il tempo per realizzare una delle nostre tante idee.
Ad Alessandra, con cui ho legato come con nessun altro in questi anni, nonostante negli ultimi
due abbiamo seguito poche lezioni insieme. Saranno state tutte le chiacchiere in ultima fila alla
triennale, o i nostri ritrovi davanti l’aula uno, ma sta di fatto che in te ho trovato una persona
fidata, che spero di non perdere una volta usciti da qui. Grazie per il supporto tecnico ed
emotivo di questi ultimi giorni. Grazie per tutti i consigli universitari, ma soprattutto per quelli
extra-universitari. Anche se ogni tanto non li metto in pratica, sappi che ti ascolto sempre.
Sei una bella persona, davvero.
A mia cugina Francesca, che con le sue continue domande su a che punto fossi con la tesi, mi ha
ricordato ogni giorno di non perdere tempo. So che studiare non è il suo hobby preferito, ma
spero che queste poche parole le servano da motivazione per arrivare un giorno a rivivere questo
momento, ma a parti invertite.
Ai miei genitori, per il loro incrollabile sostegno. Non ho molto da dire, se non Grazie. Grazie
per avermi permesso di studiare e per non avermi mai fatto pesare una scelta sbagliata, in
ambito universitario e non. Questa laurea è anche un po’ vostra. Vi voglio bene.
vi
vii
Indice
Ringraziamenti .............................................................................................................................. v
Indice ........................................................................................................................................... vii
1. Introduzione ........................................................................................................................ 1
1.1 Il concetto di nZEB ............................................................................................................. 2
1.2 La situazione normativa italiana ......................................................................................... 6
1.3 Obiettivi .............................................................................................................................. 9
2. L’ottimizzazione integrata ................................................................................................ 11
2.1 Strumenti di simulazione e di calcolo ............................................................................... 12
2.1.1 TRNSYS .................................................................................................................... 12
2.1.2 GenOpt ....................................................................................................................... 12
2.2 Descrizione del metodo ..................................................................................................... 13
2.3 Variabili di ottimizzazione ................................................................................................ 16
2.3.1 Variabili d’impianto ................................................................................................... 16
2.3.2 Variabili legate alle fonti rinnovabili ......................................................................... 18
2.4 Funzione di costo globale.................................................................................................. 20
2.5 Energia primaria ................................................................................................................ 23
3. Il caso studio ...................................................................................................................... 25
3.1 Descrizione dell’edificio ................................................................................................... 25
3.1.1 Involucro edilizio ....................................................................................................... 26
3.1.2 Copertura .................................................................................................................... 28
3.1.3 Dotazioni impiantistiche ............................................................................................ 29
3.2 Fabbisogni energetici per riscaldamento e raffrescamento ............................................... 30
3.3 Fabbisogno per ACS ......................................................................................................... 35
3.4 Effetto della ventilazione meccanica................................................................................. 38
3.5 Certificazione energetica ................................................................................................... 40
4. Sistemi energetici e loro modellazione ............................................................................. 43
4.1 Configurazioni d’impianto ................................................................................................ 44
viii
4.1.1 Soluzione con pompa di calore................................................................................... 44
4.1.2 Soluzioni con caldaia e chiller tradizionale ................................................................ 45
4.1.3 Soluzioni con caldaia e chiller ad assorbimento ......................................................... 48
4.2 Terminali ........................................................................................................................... 51
4.2.1 Pannelli radianti .......................................................................................................... 52
4.2.2 Ventilconvettori .......................................................................................................... 53
4.2.3 Radiatori ..................................................................................................................... 54
4.3 Generatori .......................................................................................................................... 55
4.3.1 Generatori di calore .................................................................................................... 55
4.3.2 Refrigeratori d’acqua .................................................................................................. 60
4.3.3 Pompa di calore .......................................................................................................... 69
4.4 Fonti rinnovabili e accumuli termici ................................................................................. 72
4.4.1 Solare fotovoltaico ..................................................................................................... 72
4.4.2 Solare termico ............................................................................................................. 74
4.4.3 Accumuli termici ........................................................................................................ 75
5. Funzioni di costo ................................................................................................................ 79
5.1 Terminali ........................................................................................................................... 79
5.1.1 Pannelli radianti .......................................................................................................... 79
5.1.2 Ventilconvettori .......................................................................................................... 80
5.1.3 Radiatori ..................................................................................................................... 81
5.2 Generatori .......................................................................................................................... 82
5.2.1 Generatori di calore .................................................................................................... 82
5.2.2 Refrigeratori d’acqua .................................................................................................. 83
5.2.3 Pompa di calore .......................................................................................................... 85
5.3 Fonti rinnovabili e accumuli termici ................................................................................. 86
5.3.1 Solare fotovoltaico ..................................................................................................... 86
5.3.2 Accumuli termici ........................................................................................................ 87
5.3.3 Solare termico ............................................................................................................. 88
5.4 Componenti d’involucro.................................................................................................... 89
5.4.1 Isolamento termico ..................................................................................................... 89
5.4.2 Serramenti .................................................................................................................. 89
5.5 Costo dell’energia elettrica ................................................................................................ 90
ix
5.6 Costo del gas naturale ....................................................................................................... 95
6. Analisi dei risultati ............................................................................................................ 97
6.1 Ottimizzazione d’impianto con involucro di progetto ...................................................... 98
6.1.1 Funzione obiettivo: costo globale .............................................................................. 98
6.1.2 Funzione obiettivo: energia primaria ......................................................................... 99
6.2 Ottimizzazione d’impianto con involucro ottimizzato .................................................... 102
6.2.1 Caratteristiche dell’involucro e relativi fabbisogni energetici dell’edificio ............. 102
6.2.2 Funzione obiettivo: costo globale ............................................................................ 105
6.2.3 Funzione obiettivo: energia primaria ....................................................................... 106
6.3 Ottimizzazione d’impianto con involucri non performanti ............................................. 107
6.3.1 Caratteristiche degli involucri e relativi fabbisogni energetici dell’edificio ............ 107
6.3.2 Funzione obiettivo: costo globale ............................................................................ 108
6.3.3 Funzione obiettivo: energia primaria ....................................................................... 110
6.4 Analisi dei costi ............................................................................................................... 112
6.4.1 Costo dell’involucro edilizio .................................................................................... 112
6.4.2 Componenti del costo globale .................................................................................. 114
6.5 Incidenza delle fonti rinnovabili ..................................................................................... 116
7. Conclusioni ...................................................................................................................... 121
Bibliografia ............................................................................................................................... 123
Indice delle figure ..................................................................................................................... 125
x
Introduzione
1
1. Introduzione
Nell’obiettivo di ridurre le emissioni di gas serra e di prolungare gli accordi presi con il
Protocollo di Kyoto, la Comunità Europea ha introdotto il cosiddetto “pacchetto clima-energia”
con la Direttiva 2009/29 [1]. Il documento è entrato in vigore nel giugno 2009 e definisce le
linee guida del progetto meglio noto come “20-20-20”, così chiamato perché mira a ridurre le
emissioni di gas serra del 20% rispetto ai valori di riferimento del 1990, di alzare la quota di
energia prodotta da fonti rinnovabili al 20% e di ridurre del 20% il consumo di energia primaria
rispetto al momento di attivazione del progetto, entro il 2020.
Tra i responsabili delle emissioni di gas serra ci sono sicuramente gli edifici che contribuiscono
per il 40% al consumo totale di energia dell’Unione Europea. Considerando che si prevede un
aumento di essi e visto l’obiettivo posto della riduzione del 20% dei consumi totali di energia
entro il 2020, il Parlamento Europeo ha emanato la Direttiva 2010/31 [2], che ha l’obiettivo di
aumentare le performance energetiche degli edifici e allo stesso tempo di dare delle linee guida
uguali per tutti i Paesi per quanto riguarda la loro certificazione energetica, che tengano conto
delle diverse condizioni climatiche dei Paesi membri. La Direttiva tiene conto dei consumi per
riscaldamento invernale, raffrescamento estivo, ventilazione, produzione di acqua calda
sanitaria e illuminazione.
Il concetto centrale della Direttiva sono gli nZEB, ovvero i nearly zero-energy building,
traducibile con “edifici ad energia quasi zero” che vengono descritti nella prima sezione di
questo capitolo. Sono edifici con un altissimo livello di performance energetiche; la loro bassa
richiesta di energia dovrebbe inoltre essere coperta da energia proveniente da fonti rinnovabili
prodotta in loco o nelle vicinanze dell’edificio. La Direttiva stabilisce che dal 31 dicembre 2018
gli edifici pubblici di nuova costruzione dovranno possedere questa caratteristica, e dal 31
dicembre 2020 il requisito sarà esteso a tutti gli edifici pubblici e privati di nuova costruzione in
tutta Europa. Inoltre vengono introdotti alcuni valori di requisiti minimi di efficienza in caso di
sostituzione degli impianti o ristrutturazioni di edifici esistenti.
La Direttiva è ancora stata aggiornata dopo due anni con la 2012/27/EU [3], che stabilisce delle
norme obbligatorie da seguire per aiutare l’Unione a raggiungere l’obiettivo del pacchetto
clima-energia entro il 2020. Con questo aggiornamento viene chiesto a tutti i Paesi membri di
aumentare l’efficienza energetica di ogni passaggio della catena energetica, dalla produzione al
consumo finale. In particolare, per quanto riguarda gli edifici, viene richiesto ai Paesi di
raggiungere un alto livello di prestazione anche per edifici già esistenti, attraverso interventi
quali l’aumento dell’efficienza dei sistemi di riscaldamento, l’installazione di finestre con
doppio vetro o l’isolamento delle coperture.
In Italia le Direttive sono state recepite e l’ultimo documento che detta le linee guida da seguire
per la certificazione energetica degli edifici è il Decreto Interministeriale del 26 giugno 2015
[4], che va ad adeguare il precedente dell’anno 2009 [5]. In questo capitolo vengono descritti
Introduzione
2
entrambi i Decreti, per le sezioni riguardanti l’assegnazione della classe energetica agli edifici.
Anche se attualmente è in vigore quello dell’anno 2015, la costruzione dell’edificio analizzato
in questo studio è antecedente a tale data, così come il metodo utilizzato per effettuare la sua
certificazione energetica, che segue le linee guida del Decreto del 2009.
1.1 Il concetto di nZEB
La definizione di nZEB è stata introdotta dalla Direttiva Europea 2010/31. Idealmente dovrebbe
essere un edificio che produce un quantitativo di energia da fonti rinnovabili pari al suo
fabbisogno energetico totale. Se i due quantitativi di energia sono circa uguali, si parla di “net
zero-energy building”, ovvero un edificio che ha un bilancio energetico nullo. Tuttavia la
situazione ideale è di difficile raggiungimento; per questo la Direttiva definisce i “nearly zero-
energy building” e fornisce metodologie di calcolo per la loro prestazione energetica che,
comunque, deve sempre essere la migliore possibile.
Solitamente gli nZEB hanno alcune caratteristiche tipiche, che consentono loro di avere un’alta
prestazione energetica [6]. A livello di struttura dell’edificio esse sono:
- basso valore del rapporto S/V;
- pareti interne ed esterne con valori di trasmittanza termica minore di 0,3 W/(m2K);
- superfici trasparenti con alto livello di performance (valori di trasmittanza termica
minori di 1,5 W/(m2K));
- involucro privo di infiltrazioni;
- ventilazione meccanica con recuperatore di calore;
- pre-riscaldamento o pre-raffrescamento dell’aria di ventilazione;
- ampia superficie vetrata rivolta a Sud, con adeguate schermature per la stagione estiva;
- copertura a falda inclinata rivolta a Sud per l’installazione di moduli fotovoltaici e
collettori solari.
A livello di impianti gli nZEB sono caratterizzati dalla presenza di generatori ad alto
rendimento quali caldaie a condensazione o pompe di calore che utilizzano il terreno come
pozzo di calore. A queste vengono accoppiati terminali in grado di lavorare a basse temperature
durante la stagione invernale e ad alte temperature durante quella estiva, come i pannelli radianti
a pavimento. La presenza combinata di questi elementi fa sì che in generale questo tipo di
edifici abbia un fabbisogno annuo per riscaldamento minore di 30 kWh/m2.
Nella Figura 1.1 (fonte [6]) è disegnata la linea ideale che caratterizza un edificio ad energia
zero, che coincide con la bisettrice del diagramma che riporta in ascissa l’energia prodotta in
loco e in ordinata la richiesta energetica totale dell’edificio.
Introduzione
3
La posizione 0 rappresenta il punto di progetto usuale di un edificio, caratterizzato da un
involucro non ottimale e dall’assenza di fonti rinnovabili. Da questo punto si deve arrivare al
punto 2 che coincide con la condizione di edificio ad energia zero. Il percorso da compiere
viene spezzato in due parti: la prima parte di colore blu indica l’ottimizzazione dell’involucro;
infatti il punto 1 è caratterizzato da una richiesta di energia minore rispetto a quella del punto 0,
ma ancora da una quota nulla di energia prodotta. La seconda parte del percorso è indicata in
rosso e rappresenta l’installazione di fonti rinnovabili, in quantità necessarie ad arrivare alla
condizione imposta dalla retta.
Figura 1.1: Rappresentazione grafica della retta che caratterizza gli edifici ad energia zero.
Tuttavia dalla figura non si possono trarre regole inerenti alla “lunghezza” dei percorsi, ovvero
una misura di quanto bisogna migliorare l’involucro e di quando fermarsi e cominciare ad
installare fonti rinnovabili. Per individuare le giuste misure con cui effettuare gli interventi è
necessario guardare ai costi di investimento.
Nella Figura 1.2 la linea blu indica l’andamento dei costi d’investimento per gli interventi di
miglioramento dell’involucro; si può notare che ad un certo punto si arriva ad una saturazione,
in corrispondenza della quale per ottenere un piccolo risparmio di energia è necessario
effettuare un grande investimento. La linea rossa indica invece l’andamento tra i costi e la
produzione dell’energia da fonte rinnovabile, nell’ipotesi che siano legati da un andamento
lineare come nel caso del fotovoltaico. Da queste due curve si può trarre una regola generale per
il progetto di un edificio ad energia zero: quando la curva dei costi degli interventi
sull’involucro sta per arrivare a saturazione (punto 1), essi vengono interrotti a beneficio delle
fonti rinnovabili. Esse dovranno essere installate nella misura necessaria ad arrivare al punto 2,
in cui la loro produzione coincide con il fabbisogno totale dell’edificio.
Introduzione
4
Figura 1.2: Rappresentazione della regola pratica per la progettazione di un edificio ad energia zero.
Caso 1: ipotesi di produzione lineare da fonte rinnovabile [6].
E’ da notare che il punto 1 di transizione è stato scelto in modo che la derivata della funzione di
costo degli interventi sull’involucro in tale punto avesse la stessa inclinazione della retta che
descrive il comportamento delle fonti rinnovabili. Il punto che si individua è il migliore
possibile perché consente di ottimizzare gli investimenti e i consumi: se la curva blu venisse
arrestata prima, si perderebbe una quota di investimento che porterebbe a buoni risultati in
termini di energia primaria risparmiata, mentre se si arrestasse dopo si avrebbe un aumento dei
costi che non porterebbe allo stesso risparmio rispetto al caso ottimale.
L’ipotesi di produzione lineare da fonte rinnovabile si adatta bene al caso del solare fotovoltaico
dove la rete può essere vista come un accumulo di capacità infinita in grado di stoccare energia
nei momenti in cui ne viene prodotta più di quella necessaria all’edificio. Quando si ha a che
fare con il solare termico questa ipotesi cade a causa della natura dell’energia che viene prodotta
e dell’assenza di una rete che possa funzionare da accumulo di capacità infinita. In questo caso
si utilizza una curva che segue la legge dei ritorni decrescenti per la produzione da rinnovabile.
La situazione è rappresentata nella Figura 1.3.
Il criterio di scelta del punto 1 è lo stesso descritto in precedenza. Tuttavia, a causa della forma
della curva ipotizzata per descrivere la produzione da fonte rinnovabile, si ha che il costo totale
C2’ è maggiore del costo C2 ottenuto con l’ipotesi di produzione lineare. Questo succede perché
con l’energia termica non si ha una capacità di accumulo infinita; oltre un certo limite di area
installata (e quindi di costi d’investimento) si ha difficoltà a consumare tutta l’energia
disponibile e quindi la curva che indica l’energia prodotta che viene effettivamente consumata
tende a crescere sempre più lentamente.
Introduzione
5
Figura 1.3: Rappresentazione della regola pratica per la progettazione di un edificio ad energia zero.
Caso 2: ipotesi di produzione non lineare da fonte rinnovabile [6].
Dalla descrizione di questi due semplici casi si capisce che la progettazione di uno nZEB è un
lavoro complesso che richiede studi approfonditi in fase di stesura. Sono necessarie lunghe
procedure di calcolo in grado di integrare il comportamento dell’involucro al variare dei
parametri che lo compongono, e in seguito di introdurre le fonti rinnovabili e osservare come
cambia il comportamento dell’edificio e la sua richiesta energetica. L’utilizzo di software di
calcolo è quindi fondamentale per gestire la mole di dati richiesta dalla progettazione di edifici
di questo tipo.
Introduzione
6
1.2 La situazione normativa italiana
In Italia il Decreto vigente in materia di prestazioni energetiche degli edifici è quello del 26
giugno 2015 [4], entrato in vigore il 1 ottobre dello stesso anno; in precedenza si faceva
riferimento a quello del 26 giugno 2009 [5].
Quest’ultimo documento prevedeva il calcolo dell’indice di energia primaria globale consumata
tramite la somma dei singoli indici riferiti alla climatizzazione invernale ed estiva, alla
produzione di acqua calda sanitaria e all’illuminazione artificiale, espressi in kWh annui per
unità di superficie utile. Tuttavia in fase di avvio delle certificazioni, si teneva solo conto
dell’indice di prestazione riferito al riscaldamento invernale ai fini della certificazione
energetica. Il Decreto suddivideva gli edifici in classi energetiche dalla A alla G, la meno
prestazionale, in base al valore di tale indice. I valori di delimitazione delle classi dipendevano
dalla zona climatica; nella Figura 1.4 viene riportata la suddivisione riferita alla zona climatica
E.
Accanto a questo indice ne era presente uno analogo per il raffrescamento estivo, i cui valori per
la zona climatica E sono rappresentati nella Figura 1.5. Questo indice teneva conto dell’energia
termica necessaria a mantenere determinate condizioni di comfort in ambiente; con tale
definizione veniva escluso il rendimento d’impianto e si aveva una stima solo delle prestazioni
dell’involucro.
Figura 1.4: Suddivisione delle classi energetiche riferita all'indice di consumo di energia primaria per la
climatizzazione invernale secondo il Decreto 26 giugno 2009 per la zona climatica E.
Introduzione
7
Figura 1.5: Suddivisione delle classi energetiche riferita all'indice di prestazione in fase di
raffrescamento estivo secondo il Decreto 26 giugno 2009 per la zona climatica E.
Nell’attestato di prestazione venivano anche riportati gli indici relativi alla produzione di acqua
calda sanitaria e alle prestazioni globali in termini di consumo di energia primaria dell’edificio,
ma essi non influivano sull’assegnazione della classe energetica. Tuttavia nel Decreto del 2009
si affermava che si sarebbe modificata tale metodologia di assegnazione con futuri
aggiornamenti, in modo da tener conto di tutti i servizi presenti in un edificio nella consegna
della certificazione.
Con il nuovo Decreto si mantiene la suddivisione in classi, ma cambia la metodologia con cui
esse vengono assegnate agli edifici. Il nuovo indice viene calcolato sulla base dell’energia
primaria globale non rinnovabile EPgl,nren e tiene conto dei servizi per la climatizzazione
invernale ed estiva, per la produzione di acqua calda sanitaria, per la ventilazione meccanica e,
in caso di edificio non residenziale, per l’illuminazione artificiale e per il trasporto di cose o
persone. Ogni servizio è caratterizzato da un indice espresso in kWh/(m2anno). In particolare
l’indice EPH di prestazione energetica per la climatizzazione invernale deriva dalla capacità
dell’involucro edilizio nel contenere il fabbisogno di energia per il riscaldamento e dal
rendimento dell’impianto di riscaldamento, mentre l’indice EPC di prestazione energetica per la
climatizzazione estiva deriva dalla capacità dell’involucro edilizio nel contenere il fabbisogno di
energia per il raffrescamento e dal rendimento dell’impianto di raffrescamento [4].
La scala di classificazione introdotta con il nuovo Decreto è riportata nella Figura 1.6. Rispetto
alla precedente è stato introdotto un indicatore numerico per la classe A, che indica livelli di
prestazione energetica crescenti a partire da 1. Inoltre è stato aggiunto un apposito spazio il
quale, se barrato, indicherà la presenza di un edificio ad energia quasi zero, in coerenza con
quanto introdotto nella Direttiva 2010/31/EU.
Si può notare come nella figura non ci siano valori numerici a delimitare le classi come
succedeva in precedenza. Questo perché il nuovo Decreto non stabilisce i valori dell’indice
EPgl,nren, bensì quelli del rapporto tra questo indice riferito all’edificio reale e quello calcolato
per un edificio di riferimento uguale a quello reale, ma in cui sono installati elementi edilizi ed
impiantistici standard dotati dei requisiti minimi di legge in vigore dal 1° gennaio 2019 per gli
Introduzione
8
edifici pubblici e dal 1° gennaio 2021 per tutti gli altri. Le caratteristiche di tali elementi sono
definite nell’appendice A dell’allegato 1 del Decreto requisiti minimi del 2015 [7].
Nella Tabella 1.1 viene riportata la nuova suddivisione in classi energetiche in base al valore del
rapporto tra l’indice dell’edificio reale e quello di riferimento; quest’ultimo valore è posto a
separazione delle classi A1 e B.
Figura 1.6: Suddivisione delle classi energetiche secondo il nuovo Decreto del 26 giugno 2015 [4].
Tabella 1.1: Suddivisioni delle classi energetiche secondo il Decreto entrato in vigore il 1° ottobre 2015.
Introduzione
9
1.3 Obiettivi
Con le normative introdotte negli ultimi anni nel campo dell’energetica applicata all’edilizia, è
necessario cambiare totalmente approccio nel momento in cui si va a progettare un nuovo
edificio o a effettuare interventi su uno esistente.
Già dal 2020 tutti gli edifici di nuova costruzione dovranno essere ad energia quasi zero ed è
facile immaginare che con il passare degli anni il requisito dovrà essere rispettato da un numero
di edifici sempre maggiore. Tuttavia, come si è visto, la progettazione di un edificio di questo
tipo non è cosa semplice. Non è sufficiente mettere insieme elementi ottimali per l’involucro,
per gli impianti e per le fonti rinnovabili, ma bisogna analizzare a fondo le interazioni che questi
elementi hanno gli uni con gli altri e le relative conseguenze sul comportamento dell’edificio.
Uno dei metodi che la stessa Direttiva 2010/31/EU consiglia di seguire è quello che richiede
l’analisi del livello di costo ottimale, ovvero quel livello di performance energetica dell’edificio
che porta ad un costo minore lungo tutto il periodo considerato per il calcolo.
Ne risulta che il progetto di un edificio ad energia zero è un complesso problema di
ottimizzazione e quindi richiede necessariamente l’intervento di software di calcolo. Tuttavia,
date le numerose variabili in gioco, l’utilizzo di un modello matematico esatto richiederebbe
troppo tempo. Per questo motivo riscuotono sempre più successo gli algoritmi di tipo euristico,
in grado di viaggiare più velocemente attraverso lo spazio delle soluzioni in cerca dell’ottimo
della funzione obiettivo.
Il metodo che si sta sviluppando in questo campo e che viene applicato in questo studio è il
cosiddetto “simulation-based optimization method” che si basa sull’accoppiamento tra un
software di simulazione energetica dinamica che analizza il comportamento dell’edificio al
variare dei parametri di progetto, e un software di ottimizzazione, necessario per trovare la
combinazione ottima di tali parametri.
In questo studio viene analizzato un edificio esistente situato a Cremona, in Italia, il quale
possiede già un involucro e impianti termici con determinate caratteristiche di progetto, ma nel
quale non sono installate fonti rinnovabili. L’edificio ha già ricevuto un attestato di prestazione
energetica ed è risultato di classe B secondo la definizione delle classi antecedente al 1 ottobre
2015. La descrizione dell’edificio, di come è stato modellato e di come sono stati calcolati i
fabbisogni energetici è riportata nel capitolo 3.
Lo studio vuole analizzare il comportamento dell’edificio al variare dei parametri di progetto e,
se possibile, trovare una soluzione per aumentare le sue prestazioni energetiche ed avvicinarlo
alla definizione di edifico ad energia quasi zero.
Inizialmente sono state ipotizzate e modellate nuove possibili configurazioni d’impianto che
includono una quota di fonti rinnovabili, ed è stato effettuato uno studio di ottimizzazione per
verificare quale soluzione fosse la migliore dal punto di vista dei costi globali e della
performance energetica dell’edificio risultante. Questo primo studio è stato condotto
mantenendo le caratteristiche dell'involucro fisse come da progetto.
Introduzione
10
In secondo luogo lo stesso studio è stato effettuato considerando diverse configurazioni
dell’involucro edilizio. In particolare è stata considerata una condizione ottimale che minimizza
i fabbisogni energetici, una condizione caratterizzata da scarse performance energetiche che
causano alti fabbisogni e una terza condizione che si colloca a metà strada fra le prime due.
L’obiettivo di questa fase è verificare se l’ottimizzazione d’impianto dipende dalle
caratteristiche dell’involucro, una volta che questo sia fissato a priori.
L’ottimizzazione integrata
11
2. L’ottimizzazione integrata
La ricerca dell’ottimo della funzione di costo globale dell’impianto è un problema complesso da
risolvere date le numerose variabili ed equazioni da cui essa dipende. Si dovrebbero infatti
prendere in considerazione svariate configurazioni e calcolare per ognuna la funzione finale,
procedimento che richiederebbe tempi di calcolo inaccettabili.
L’utilizzo di un algoritmo di ottimizzazione velocizza il processo perché il modo in cui è
strutturato consente di scartare a priori alcune configurazioni. Il metodo è di tipo iterativo:
questo fa sì che ogni iterazione sia influenzata dalla precedente, cosa che permette di viaggiare
più velocemente verso la soluzione ottima.
L’ottimizzazione viene valutata grazie all’accoppiamento tra TRNSYS, software di simulazione
energetica dinamica, e GenOpt, generico programma di ottimizzazione. I due strumenti di
calcolo vengono brevemente descritti nella prima sezione di questo capitolo. In seguito viene
descritto il lavoro congiunto tra i due software, che costituisce il processo di ottimizzazione
integrata.
Nelle sezioni successive vengono descritte le variabili di ottimizzazione alla base dello studio e
le funzioni obiettivo date dalle diverse combinazioni di esse, gli oggetti che l’algoritmo deve
provvedere a minimizzare. Trattandosi di un impianto a servizio di un edificio, le funzioni di
maggior interesse sono quella relativa al costo globale dell’impianto e quella relativa al
consumo di energia primaria dell’edificio, risultato dal quale dipende anche la definizione della
classe energetica di esso.
L’ottimizzazione integrata
12
2.1 Strumenti di simulazione e di calcolo
2.1.1 TRNSYS
Il software TRNSYS (acronimo di “Transient System Simulation Program”) è un programma di
simulazione energetica dinamica sviluppato dal “Solar Energy Laboratory” dell’Università di
Wisconsin-Madison. Può essere utilizzato per la simulazione di svariati sistemi energetici,
dall’accoppiamento tra un collettore solare e un accumulo termico alla modellazione di un
complesso edificio con più zone termiche differenti.
L’interfaccia grafica è un ambiente di lavoro chiamato Simulation Studio, dove si possono
gestire tutti i componenti che fanno parte di un impianto. Ogni elemento viene simulato da un
Type, un modello scritto in linguaggio Fortran o C++, che racchiude le equazioni fisiche e
matematiche alla base del suo funzionamento; i parametri base dei componenti vengono inseriti
dall’utente (ad esempio l’area di un modulo fotovoltaico o la potenza nominale di una caldaia). I
Type possono essere interconnessi tra di loro in modo da creare un vero e proprio schema
d’impianto; si viene così a creare uno schema a blocchi dove gli output di un elemento sono gli
input di un altro.
Il software possiede una vastissima libreria di Type, in grado di modellare il comportamento di
sistemi energetici, ma anche di sistemi meccanici ed elettrici. Sono anche presenti appositi
strumenti di lettura dei dati meteo o di controllo degli impianti in cui l’utente può inserire
calendari di funzionamento o equazioni basate sugli operatori booleani. Il più utile in campo
edilizio è sicuramente il Type56 del modello di un edificio multi-zona, che possiede un apposito
ambiente di lavoro chiamato TRNBuild.
In questo ambiente è possibile modellare le zone termiche dell’edificio tramite la descrizione
dell’orientamento, della dimensione e della stratigrafia delle superfici opache e trasparenti che
le delimitano. Inoltre per ogni zona termica è possibile inserire gli apporti interni, il tipo di
ventilazione e le caratteristiche dell’impianto di climatizzazione invernale ed estiva. Si viene a
creare un complesso modello grazie a quale si possono calcolare in modo dettagliato i
fabbisogni termici annuali dell’edificio reale che si è modellato.
2.1.2 GenOpt
GenOpt è un programma di ottimizzazione per la minimizzazione di una funzione di costo
valutata da un programma esterno1, sviluppato dal Building Technologies Department del
Lawrence Berkeley National Laboratory (Università della California, Stati Uniti). E’ stato
progettato per problemi di ottimizzazione in cui la valutazione della funzione di costo è
dispendiosa dal punto di vista computazionale e la sua derivata non è disponibile o non esiste.
1 https://simulationresearch.lbl.gov/GO/download/manual-3-1-1.pdf
L’ottimizzazione integrata
13
Il software può essere accoppiato a qualsiasi programma di simulazione a patto che quest’ultimo
abbia i suoi input scritti su un semplice file di testo e scriva i suoi output su file dello stesso
tipo; in questo caso TRNSYS rispetta tale condizione.
GenOpt ha una libreria di algoritmi di ottimizzazione per problemi mono-dimensionali e multi-
dimensionali e algoritmi per simulazioni parametriche. Le variabili indipendenti la cui
combinazione fornisce la funzione obiettivo possono essere continue (possibilmente contenute
in intervalli con un minimo e un massimo reali) o discrete, o entrambe. Possono anche essere
utilizzate funzioni per legare tra loro due o più variabili.
L’algoritmo scelto per il processo di ottimizzazione integrata è il “Particle Swarm
Optimization” (PSO), che viene descritto nella sezione successiva.
2.2 Descrizione del metodo
La modellazione dell’impianto ipotizzato per l’edificio in esame viene effettuata in Simulation
Studio, ambiente di lavoro legato a TRNSYS. Qui viene definita la funzione di costo globale,
come somma di tutti i costi dei componenti che formano l’impianto e dei costi energetici legati
al suo funzionamento, ottenuti con la simulazione energetica dinamica (per la descrizione
completa della valutazione della funzione di costo di veda la sezione 2.4).
Le variabili di ottimizzazione da cui dipende la funzione di costo finale non hanno un valore
fisso, ma sono di volta in volta stabilite da GenOpt. Il software di ottimizzazione legge i valori
che possono assumere le variabili da un file di comando definito dall’utente e, in funzione
dell’algoritmo selezionato, attribuisce di volta in volta la combinazione di valori necessari per
avvicinarsi all’ottimo della funzione. In questo studio tutte le variabili di ottimizzazione sono di
tipo discreto; i valori che possono assumere vengono inseriti nel file di comando sotto forma di
valori singoli, oppure vengono definiti intervalli di valori delimitati da due estremi.
Per consentire a GenOpt di accedere alle variabili definite in Simulation Studio è necessario
modificare il file in formato DCK di input per la simulazione energetica dinamica. In
particolare, il nome delle variabili deve essere racchiuso tra due simboli di percentuale, segno
che indica a GenOpt che dovrà andare a modificare quei valori.
Per effettuare il processo di ottimizzazione è necessario “passare” la funzione obiettivo a
GenOpt. Per fare questo, si utilizza un file di inizializzazione in cui si inseriscono informazioni
riguardanti la posizione dei file di input, dei file di output e della funzione obiettivo e sul
trattamento degli errori. Una volta letta dal software di ottimizzazione, l’algoritmo la elabora e
ne cambia i valori delle variabili indipendenti da rimandare a TRNSYS per una nuova
simulazione energetica; da questa si ottiene un nuovo valore della funzione globale che percorre
lo stesso ciclo.
Nella Figura 2.1 è riportato un diagramma che rappresenta la comunicazione continua che
avviene fra i due software [8]. Si può notare come i risultati di output di GenOpt siano gli input
L’ottimizzazione integrata
14
per la simulazione energetica dinamica di TRNSYS, e gli output di quest’ultimo siano gli input
che il software di ottimizzazione deve analizzare nella ricerca continua del minimo della
funzione obiettivo.
Figura 2.1: Schema di comunicazione TRNSYS-GenOpt.
L’algoritmo di ottimizzazione utilizzato è il Particle Swarm Optimization (“ottimizzazione con
sciami di particelle”), ispirato al fenomeno naturale del movimento degli stormi di uccelli o dei
banchi di pesci. E’ stato introdotto inizialmente da Kennedy ed Eberhart [9] per risolvere
problemi con variabili continue e con funzioni obiettivo con possibili discontinuità; in seguito
gli stessi ne hanno introdotto una versione binaria per risolvere problemi con variabili discrete.
L’algoritmo PSO è un metodo di tipo euristico, ovvero progettato per arrivare ad una soluzione
più velocemente rispetto all’utilizzo di un metodo classico. La maggior velocità con cui si arriva
alla soluzione si paga con l’incertezza di aver trovato effettivamente quella ottimale. Tuttavia,
per determinate dimensioni del problema, l’algoritmo euristico arriva ad una soluzione molto
vicina a quella ottimale e per questo si preferisce ad un metodo classico esatto che richiederebbe
tempi di calcolo inaccettabili.
L’algoritmo è di tipo iterativo: ad ogni iterazione si prende in esame una serie di potenziali
soluzioni del problema di ottimizzazione. Ogni soluzione, data dalla combinazione di
determinati valori delle variabili indipendenti, è detta particella, e l’insieme delle particelle di
ogni iterazione è detta popolazione. La prima popolazione viene determinata con un generatore
di numeri casuali che distribuisce le particelle uniformemente in un iper-spazio di dimensione n,
L’ottimizzazione integrata
15
dove n è il numero di variabili indipendenti, il quale può contenere tutte le possibili soluzioni.
Nella Figura 2.2 si può vedere la distribuzione delle particelle durante la risoluzione di un
problema con il metodo PSO.
Le particelle si muovono nello spazio seguendo semplici equazioni, modellate osservando il
movimento dei fenomeni naturali citati in precedenza; esse determinano la posizione di ogni
particella nella generazione successiva fino a che il numero massimo di generazioni viene
raggiunto. Le equazioni tengono conto della velocità di spostamento delle particelle, della loro
conoscenza dello spazio in cui si muovono, ovvero la miglior soluzione identificata fino a quel
momento da ciascuna di esse, e della conoscenza condivisa, ovvero la miglior soluzione
generale identificata. Questi tre parametri sono rispettivamente chiamati inerzia, accelerazione
cognitiva e accelerazione sociale, ed i loro valori possono essere inseriti dall’utente nello stesso
file di comando in cui vengono definiti i valori che le variabili possono assumere.
Figura 2.2: Rappresentazione grafica del metodo PSO.
L’ottimizzazione integrata
16
2.3 Variabili di ottimizzazione
Le variabili di ottimizzazione sono i parametri i cui valori vengono fatti variare di volta in volta
dall’algoritmo, in modo da trovare la combinazione di esse che permette la minimizzazione
della funzione obiettivo.
Esse vengono suddivise in due sottosezioni: le variabili relative all’impianto e quelle legate alle
fonti rinnovabili.
Le variabili d’impianto comprendono le diverse possibili combinazioni di generatori di energia
termica e frigorifera, la tipologia di terminali installati in ambiente e quella di riscaldatori per
l’integrazione solare alla produzione di acqua calda sanitaria.
Le variabili legate alle fonti rinnovabili comprendono il tipo di modulo fotovoltaico impiegato,
la percentuale di copertura utilizzata per l’installazione dei pannelli e dei collettori e la
percentuale di ripartizione fra le due tecnologie. In questa categoria rientrano anche le
dimensioni degli accumuli, le quali dipendono direttamente dall’area di copertura occupata dai
collettori solari.
2.3.1 Variabili d’impianto
La prima variabile è quella che definisce la combinazione tra generatore di energia termica e
frigorifera inseriti nell’impianto.
I generatori di calore possono essere di due tipi, così come i refrigeratori d’acqua; inoltre è stato
preso in considerazione anche un generatore unico, la cui sola presenza è sufficiente a
soddisfare i fabbisogni in entrambe le stagioni. Ne risultano cinque possibili combinazioni
diverse, identificate dai valori riportati nella Tabella 2.1. Tali valori servono per definire i
controlli delle macchine all’interno della modellazione dell’impianto in TRNSYS. Ad esempio,
quando la variabile d’impianto è posta uguale a 2, i controlli sono strutturati in modo da far
funzionare solamente la caldaia tradizionale per il fabbisogno invernale ed il chiller a
compressione di vapore per il fabbisogno estivo, mentre le altre macchine ricevono un segnale
che ne blocca l’accensione.
Tabella 2.1: Valori della variabile relativa alla combinazione fra generatori.
PdC Chiller ad aria Chiller ad assorbimento
PdC 1 - -
Caldaia tradizionale - 2 4
Caldaia a condensazione - 3 5
La seconda variabile stabilisce i terminali installati in ambiente e può quindi assumere tre valori,
a seconda che siano presenti radiatori, ventilconvettori o pannelli radianti.
L’ottimizzazione integrata
17
Questa variabile va ad influire sulla temperatura di set-point delle macchine, i cui valori sono
riportati nella Tabella 2.2. E’ da sottolineare che in presenza di radiatori durante il periodo di
riscaldamento, è necessario prevedere l’installazione di una tipologia di terminale differente per
il periodo di raffrescamento.
Tabella 2.2: Valori della variabile terminali e relative temperature di set-point.
Tipologia terminale Valore variabile Set-point riscaldamento
(°C)
Set-point raffrescamento
(°C)
Radiatori 1 80 -
Ventilconvettori 2 50 7
Pannelli radianti 3 35 18
Tuttavia è da considerare che l’accoppiamento generatori-terminali non è sempre ottimale per
qualsiasi combinazione delle due variabili. Ad esempio, non è possibile accoppiare la pompa di
calore ai radiatori poiché essi necessitano di alte temperature, cosa che la macchina non è in
grado di fornire se non compromettendo di molto l’efficienza. Oppure, viceversa, è
svantaggioso inserire pannelli radianti quando si ha una caldaia tradizionale a causa delle basse
temperature che sono necessarie.
Per tenere conto delle sole combinazioni possibili, è stata introdotta una variabile ausiliaria per i
terminali, che ha la funzione di cambiare il valore alla variabile principale quando essa ne
assume uno non idoneo alla configurazione d’impianto presente.
La Tabella 2.3 riporta tutte le possibili combinazioni tra le prime due variabili descritte. La
dicitura “1+2” indica la presenza contemporanea di radiatori e ventilconvettori, visto che i primi
non possono soddisfare il fabbisogno di raffrescamento. In tutti gli altri casi è presente un solo
terminale in grado di funzionare in entrambi le stagioni.
Tabella 2.3: Possibili combinazioni generatori-terminali.
Variabile generatori Variabili terminali
1 2, 3
2 1+2, 2
3 1+2, 2, 3
4 1+2, 2
5 1+2, 2, 3
L’ultima variabile considerata in questa sezione è quella che tiene conto della tipologia di
riscaldatore ausiliario per la produzione di acqua calda sanitaria, che può utilizzare energia
termica o elettrica. La variabile può quindi assumere due valori e influisce sui valori di
efficienza dei riscaldatori, riportati nella Tabella 2.4.
L’ottimizzazione integrata
18
Tabella 2.4: Valori della variabile riscaldatore ausiliario e relativi valori di efficienza.
Tipologia integrazione Valore variabile Efficienza (%)
A gas naturale 1 88
Elettrica 2 100
2.3.2 Variabili legate alle fonti rinnovabili
La prima variabile d’interesse per le fonti rinnovabili è quella che definisce la percentuale di
copertura occupata dai moduli fotovoltaici e dai collettori solari. Essa può variare nell’intervallo
10-100%, ma può assumere solo valori multipli di dieci.
A questa prima variabile ne è affiancata una seconda, che definisce la percentuale di area
calcolata in precedenza occupata da moduli fotovoltaici; l’area occupata da collettori solari
viene definita di conseguenza come complemento a cento. Questa variabile può assumere valori
multipli di dieci compresi nell’intervallo 10-90%, in modo da evitare la presenza di soli moduli
fotovoltaici o soli collettori solari sula copertura.
Ad esempio, se la prima variabile assume un valore pari a 0,1 e la seconda assume un valore
pari a 0,3, significa che solamente il 10% della copertura è occupata da fonti rinnovabili, e
questa porzione è occupata a sua volta per il 30% da moduli fotovoltaici e per il 70% da
collettori solari.
Da queste prime due variabili dipendono direttamente il numero di moduli fotovoltaici e di
collettori solari; è infatti sufficiente conoscere l’area totale della copertura calcolata nel Capitolo
3, e le aree di un singolo modulo o collettore riportate nel Capitolo 4.
Un’ulteriore variabile di ottimizzazione è stata introdotta per determinare la dimensione degli
accumuli solari. Essi devono essere sufficientemente grandi per poter accumulare tutta l’energia
solare disponibile, e una regola pratica afferma che debbano avere un volume pari a 50-100 litri
per metro quadro di collettori solari installati. La variabile introdotta viene fatta variare in
questo intervallo: può assumere i valori 50, 75 e 100, per permettere di analizzare la richiesta
termica dell’impianto al variare delle dimensione dei bollitori e a parità di area solare.
La Tabella 2.5 riporta le variabile introdotte fin qui e gli intervalli in cui possono ricadere i
valori assunti da esse.
L’ottimizzazione integrata
19
Tabella 2.5: Intervalli di valori assunti dalle variabili.
Variabile Valori
Percentuale di copertura totale 10-100 %
Percentuale di fotovoltaico 10-90 %
Dimensione accumuli solari 50/75/100 l/m2
La Tabella 2.6 riporta i valori della variabile per le due tipologie di moduli, mentre per i dati
tecnici di ognuno si rimanda alle tabelle presenti nel Capitolo 4.
Tabella 2.6: Valori della variabile fotovoltaico.
Modulo fotovoltaico Valore variabile
Policristallino 1
Monocristallino 2
L’ottimizzazione integrata
20
2.4 Funzione di costo globale
La minimizzazione del costo dell’impianto è uno dei principali obiettivi di interesse a cui deve
essere orientata la sua progettazione.
La funzione di costo globale è stata calcolata seguendo la normativa EN 15459 [10], redatta dal
CEN (European Committee for Standardization), la quale detta le linee guida da seguire per la
valutazione economica degli impianti energetici all’interno degli edifici. Il documento fa parte
di una serie di normative che hanno lo scopo di unificare i metodi di calcolo per le performance
energetiche degli edifici a livello europeo.
Il costo globale dell’impianto viene calcolato su un periodo di tempo di 30 anni, e viene
suddiviso in diverse voci:
- costi d’investimento iniziali;
- costi di funzionamento;
- costi dovuti alla sostituzione di componenti.
Il costo d’investimento è quello da sostenere quando l’impianto viene consegnato al cliente,
pronto all’uso. Esso tiene conto della progettazione e realizzazione delle macchine, degli
allacciamenti alle reti, dell’installazione e del collaudo. Viene calcolato per ogni singolo
componente utilizzando le relative funzioni di costo descritte nel Capitolo 5.
I costi di funzionamento sono quelli da sostenere annualmente per garantire il corretto
funzionamento dell’impianto. Comprendono i costi per la manutenzione, quelli per gli operatori
(non considerati in questo studio), i costi energetici e i costi aggiuntivi.
I costi per la manutenzione sono quelli dovuti al controllo periodico delle macchine; tra le voci
che vanno a gravare su di essi ci sono le ispezioni ai componenti, le riparazioni, le pulizie e il
reintegro di parti consumabili. Il costo di manutenzione viene calcolato come percentuale annua
del costo di investimento iniziale della macchina; i valori standard di tale percentuale sono
forniti dalla normativa per rendere i calcoli più uniformi possibili e, per i componenti oggetto di
studio, sono riportati nella Tabella 2.7.
Tabella 2.7: Vita utile e manutenzione annua per le macchine oggetto di studio.
Componente Vita utile (anni) Manutenzione annua (%)
Caldaie 20 1,5
Chiller 15 3
Pompa di calore 15 3
Bollitori 20 1
Collettori solari 20 0,5
Moduli fotovoltaici 20 0,5
Radiatori 30 2
Ventilconvettori 15 4
Pannelli radianti 30 1,5
L’ottimizzazione integrata
21
Gli impianti necessitano di energia per funzionare; i costi per l’acquisto di energia elettrica o
termica, sotto forma di gas naturale, rientrano nei costi energetici. Le tariffe a cui l’energia
elettrica e il gas vengono acquistati sono descritte nel Capitolo 5.
I costi aggiuntivi tengono conto di assicurazioni e tasse, ma anche dei sussidi alle rinnovabili e
al compenso per la produzione locale di energia. In questo caso, il ritiro dedicato per l’energia
prodotta da fotovoltaico rientra in questa categoria e agisce come un riduttore di costo.
I costi di sostituzione dei componenti sono da sostenere quando una macchina ha una vita utile
minore dell’intero periodo di calcolo. Questa voce possiede anche una quota sottrattiva nel caso
la macchina abbia ancora un valore utile al termine di tale periodo. Ad esempio, se una caldaia
ha una vita utile di 20 anni e il periodo di calcolo è di 30 anni, bisogna considerare il costo
aggiuntivo di una sostituzione, ma anche quello sottrattivo dovuto al fatto che al termine del
periodo di calcolo la macchina ha ancora un valore direttamente proporzionale ai restanti 10
anni di possibile utilizzo. Così come le percentuali per il calcolo del costo di manutenzione
annuo, anche la vita utile degli impianti è fornita dalla normativa e i valori sono riportati nella
Tabella 2.7.
Per tenere conto dell’ampio periodo di tempo lungo cui sono calcolati i costi, bisogna introdurre
alcuni fattori moltiplicativi che riportano tutti i costi al valore che avrebbero all’anno zero di
inizio del periodo di calcolo.
Per prima cosa bisogna tenere conto del tasso reale di interesse RR, che a sua volta è funzione
del tasso d’inflazione RI e del tasso di interesse di mercato RM. In questo caso vengono
considerati tutti costanti e il valore del tasso reale è del 4%.
Da questo valore è possibile calcolare quello del tasso di sconto Rd con l’equazione (2.1), che
definisce i valori di confronto del valore del denaro per anni differenti. Per questo motivo il
tasso di sconto è funzione dell’anno p a cui è riferito.
(
)
(2.1)
Il tasso di sconto viene utilizzato come fattore moltiplicativo per il calcolo dei costi di
sostituzione dei componenti, per tenere conto del deprezzamento che essi subiscono con il
trascorrere degli anni.
Anche i costi annuali dovuti alla manutenzione e all’acquisto di energia devono essere riportati
all’anno di inizio del calcolo. Per tenere conto di questo si moltiplica il valore annuale per un
coefficiente chiamato present value factor (eq. 2.2), che tiene conto del tasso di interesse reale e
del numero di anni n lungo cui si svolge il calcolo.
(2.2)
A questo punto si hanno tutti gli elementi per il calcolo del costo globale dell’impianto
rapportato all’anno zero. Detti CI,j e nj il costo iniziale d’investimento e la vita utile per il
L’ottimizzazione integrata
22
componente j, e detto N il periodo di calcolo, pari a 30 anni, il costo di manutenzione e il costo
dovuto alla sostituzione del componente j sono dati rispettivamente dalle equazioni (2.3) e (2.4).
(2.3)
( ) [( )
] (2.4)
dove il termine sottrattivo dell’equazione (2.4) indica il valore residuo dei componenti al
termine del periodo di calcolo; il termine NS,j indica il numero di sostituzioni necessarie del
componente j lungo il periodo N.
Anche i costi energetici annui per l’energia elettrica e il gas naturale devono essere moltiplicati
per il present value factor. Per quanto riguarda il gas naturale, il calcolo del costo energetico
annuo è immediato: basta conoscere l’energia termica consumata dai componenti e il valore del
potere calorifico del gas per determinare il numero di standard metri cubi consumati. Il costo
per unità di volume viene considerato costante, quindi il costo totale viene determinato di
conseguenza.
Il calcolo del costo annuo dell’energia elettrica richiede invece un passaggio intermedio a causa
della presenza dell’impianto fotovoltaico. Per prima cosa si effettua un bilancio tra domanda
totale dell’edificio e produzione da rinnovabile. Se la richiesta risulta maggiore della
produzione, tutta l’energia proveniente dal fotovoltaico viene auto-consumata ed è necessario
acquistare dalla rete la restante quota per soddisfare il fabbisogno. Se invece la produzione
risulta superiore alla richiesta, il fabbisogno dell’edificio e dell’impianto vengono coperti
completamente dal fotovoltaico e la quota che avanza viene immessa in rete e remunerata
secondo i prezzi riportati nel Capitolo 5. Il costo totale dell’energia elettrica è quindi dato dal
totale acquistato dalla rete per il prezzo di acquisto, ma a questa quota bisogna sottrarre le
entrate provenienti dal ritiro dedicato.
Il costo globale è quindi dato dalla somma dei costi di investimento, manutenzione e
sostituzione di ogni singolo componente che fa parte dell’impianto più i costi energetici annui.
Tutte queste componenti devono essere rapportate all’anno zero di inizio del calcolo seguendo i
criteri descritti.
Quando si considerano configurazioni d’involucro differenti, nel calcolo del costo globale
bisogna tenere conto anche del costo dei componenti opachi e trasparenti che si vanno ad
installare, i cui prezzi sono riportati nel Capitolo 5. Gli elementi dell’involucro incidono
solamente sul costo d’investimento iniziale, visto che non richiedono manutenzione o
sostituzione nell’arco della vita utile dell’edificio.
L’ottimizzazione integrata
23
2.5 Energia primaria
Il consumo di energia primaria è un indicatore fondamentale per stabilire le performance
energetiche di un edificio. Tale valore, espresso in kWh/m2, viene utilizzato per definire la sua
classe energetica, secondo la Direttiva [2].
La richiesta di energia primaria di un edificio e il costo globale dell’impianto che si va a
progettare devono sempre essere correlate. In sede di progetto non è possibile concentrarsi solo
su un aspetto, perché trascurare l’altro può portare a risultati non ottimali; se l’obiettivo del
progetto è quello di avere un impianto poco costoso per avere un risparmio economico
maggiore, è molto probabile che le performance di quell’impianto, e di conseguenza
dell’edificio, saranno molto scarse. Viceversa, se si sceglie di avere un impianto con
elevatissimi livelli di efficienza senza badare al costo, è probabile che si arrivi ad una soluzione
con un valore inaccettabile del tempo di rientro dell’investimento. Per avere la soluzione
ottimale bisogna sempre trovare il giusto compromesso fra costo totale dell’impianto e consumo
di energia primaria.
L’energia primaria viene calcolata utilizzando alcuni fattori che consentono di convertire le
diverse forme di energia utilizzate dai componenti dell’impianto. Essi possono essere di due
tipi: fattori di energia primaria totale e fattori di energia primaria non rinnovabile.
I fattori di energia primaria totale tengono conto di tutte le spese energetiche affrontate prima
della consegna al punto di utilizzo, comprese quelle per le energie rinnovabili. Questi fattori
sono sempre maggiori dell’unità.
I fattori di energia primaria non rinnovabile tengono conto di tutte le spese, ma considerano il
contributo delle rinnovabili pari a zero; di conseguenza, per un’energia rinnovabile, esso
dovrebbe idealmente tendere a zero. Questo fattore è da utilizzarsi quando si vuole esprimere
l’utilizzo di una fonte fossile o non rinnovabile.
In Italia la Normativa di riferimento per il calcolo dell’energia primaria è la UNI TS 11300 [11].
In particolare, nella parte 2 si definiscono i fabbisogni per la climatizzazione invernale, nella
parte 3 quelli per il raffrescamento estivo e nella parte 5 la metodologia di calcolo da seguire per
il calcolo del fabbisogno totale. La procedura si applica a sistemi di nuova progettazione,
ristrutturati o esistenti, adibiti alla sola climatizzazione estiva ed invernale, alla sola produzione
di acqua calda sanitaria, o combinati.
Nella parte 5 vengono anche definiti i fattori di energia primaria rinnovabile e non rinnovabile, i
cui valori sono riportati nella Figura 2.3. Dalla somma dei due valori è possibile determinare il
valore del fattore di energia primaria totale.
L’ottimizzazione integrata
24
Figura 2.3: Fattori di conversione per energia primaria secondo UNI TS 11300-5.
In questo studio vengono calcolate sia la quota di energia primaria non rinnovabile, sia la quota
totale. La quota di energia primaria non rinnovabile è necessaria per l’assegnazione della classe
energetica dell’edificio secondo il nuovo Decreto [4] entrato in vigore il 1 ottobre 2015, ma è
anche utile per verificare il consumo di fonti fossili o non rinnovabili dell’edificio. Il bilancio
per la quota di energia primaria non rinnovabile è espresso dall’equazione (2.5). Il fattore di
conversione per il gas naturale è pari a 1,05, mentre quello per l’energia elettrica acquistata
dalla rete è pari a 1,95.
(2.5)
La quota di energia primaria totale viene calcolata tramite l’equazione (2.6), che tiene conto di
tutte le componenti che rientrano nel bilancio di energia dell’edificio, rinnovabili e non
rinnovabili. In questo caso il fattore di conversione per l’energia elettrica è pari a 2,42, mentre
quello per il gas naturale è sempre uguale a 1,05; vengono poi introdotti altri due termini, uno
aggiuntivo relativo all’energia elettrica auto consumata e uno sottrattivo che tiene conto
dell’energia elettrica prodotta in loco e immessa in rete. Entrambi i termini vengono moltiplicati
per un fattore unitario visto che provengono da una fonte rinnovabile.
(2.6)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Non-Rinnovabile Rinnovabile
Il caso studio
25
3. Il caso studio
3.1 Descrizione dell’edificio
L’edificio analizzato in questo studio (Figura 3.1) è situato a Cremona, in Italia, ed è stato
costruito tra maggio 2012 e aprile 2014; si tratta un intervento di housing sociale, un fenomeno
che si sta sviluppando negli ultimi anni che ha come obiettivo quello di garantire benessere
abitativo e integrazione sociale a prezzi accessibili per chi non ha le possibilità di inserirsi nel
mercato immobiliare.
L’edificio è formato da cinque complessi di cui si riporta la disposizione nella Figura 3.2, per un
totale di 7950 m2 di superficie utile, e si sviluppa su più piani: il piano terra è adibito ad attività
commerciali e di ritrovo, mentre ai piani superiori si trovano appartamenti di diverse tipologie:
monolocali con cucina a vista, bilocali con cucina abitabile o a vista, trilocali e quadrilocali con
cucina.
Figura 3.1: Vista da SO dell'edificio.
La porzione di edificio oggetto di analisi è la manica Sud del complesso, ovvero quella formata
dai lotti 1 e 2. Questa parte è di particolare interesse di studio perché possiede la facciata di
maggior estensione rivolta proprio in direzione Sud, cosa che consente di sfruttare al massimo
gli apporti gratuiti solari durante la stagione invernale e di limitarli durante la stagione estiva
rispetto al caso di esposizione Est/Ovest.
La manica composta dai lotti 1 e 2 (d’ora in poi chiamata solamente ‘edificio’) si sviluppa su sei
piani: al piano terra sono presenti negozi e altri esercizi commerciali, mentre ai piani superiori si
trovano gli appartamenti, suddivisi nelle seguenti tipologie: 3 monolocali, 14 bilocali, 15
Il caso studio
26
trilocali e 3 quadrilocali, per un totale di 35 unità abitative. Nella Tabella 3.1 viene riportato il
numero di appartamenti su ciascun piano e la superficie utile totale data dalla somma delle
superfici di ciascuno di essi.
Figura 3.2: Disposizione dei lotti nel complesso edilizio.
Tabella 3.1: Distribuzione degli appartamenti e superficie totale di ciascun piano.
Numero appartamenti Superficie totale [m
2]
Piano 1 8 561,7
Piano 2 8 561,7
Piano 3 8 561,7
Piano 4 7 505
Piano 5 4 272,8
Totale 35 2462,9
3.1.1 Involucro edilizio
L’edificio presenta una struttura in calcestruzzo armato e blocchi forati di laterizio con spessore
variabile, rivestita con un isolamento a cappotto costituito da lastre di polistirene espanso dello
spessore di 10 cm. Nella Tabella 3.2 e nella
Tabella 3.3 vengono riportate le stratigrafie dei componenti opachi verticali ed orizzontali con i
relativi valori di trasmittanza termica.
I serramenti sono invece del tipo a doppio vetro con trattamento basso emissivo e sono dotati di
schermature mobili montate all’esterno. La Tabella 3.4 riporta i valori della trasmittanza termica
e del fattore di assorbimento solare dei serramenti dell’edificio, comprensivi della presenza del
telaio.
Il caso studio
27
Tabella 3.2: Stratigrafie dei componenti opachi verticali.
Componente
verticale
Componenti
out-->in
Spessore
[m]
Spessore totale
[m]
Trasmittanza
termica
[W/m2K]
Pareti esterne
Intonaco 0,005
0,425 0,262 Isolante 0,100
Mattoni porosi 0,300
Intonaco 0,020
Pareti interne agli
appartamenti
Intonaco 0,020
0,120 1.762 Mattoni porosi 0,080
Intonaco 0,020
Pareti divisorie tra
appartamenti
Intonaco 0,020
0,350 0,429
Mattoni porosi 0,120
Isolante 0,040
Aria 0,030
Mattoni porosi 0,120
Intonaco 0,020
Tabella 3.3: Stratigrafie dei componenti opachi orizzontali.
Componente
orizzontale
Componenti
in-->out
Spessore
[m]
Spessore totale
[m]
Trasmittanza
termica
[W/m2K]
Pavimenti appartamenti
Piastrelle 0,015
0,430 0,313
Spazio tecnico 0,095
Isolante 0,100
Cemento 0,200
Intonaco 0,020
Pavimento sotto-tetto
Cemento 0,200
0,270 0,415 Isolante 0,050
Intonaco 0,020
Pavimento tetto
Ferro ondulato 0,005
0,325 0,219 Isolante 0,120
Cemento 0,200
Tabella 3.4: Caratteristiche dei componenti trasparenti.
Zona di installazione Trasmittanza termica
[W/m2K]
g-value
[%]
Ambienti 1,27 0,591
Bagni 1,27 0,591
Scale 0,7 0,294
Negozi 0,7 0,294
Il caso studio
28
3.1.2 Copertura
L’orientamento dell’edificio permette di avere una copertura a falda inclinata con una grande
area rivolta a Sud; la superficie è disponibile per l’installazione di fonti rinnovabili solari per la
produzione di elettricità e di acqua calda, e il suo orientamento favorevole permette di
massimizzare il loro fattore di utilizzazione. L’angolo d’inclinazione si legge direttamente dalla
sezione della copertura riportata nella Figura 3.3 ed è pari a 26°.
L’area della porzione di copertura rivolta a Sud si ricava invece dalle misure lette dalla pianta
riportata nella Figura 3.4 e considerando l’angolo d’inclinazione letto in precedenza. Le misure
sulla pianta sono riportate in centimetri.
Una dimensione della copertura misura 55,55 metri, mentre l’altra si ricava utilizzando la
proiezione di essa sull’orizzontale, la cui misura è riportata in pianta, e il coseno dell’angolo; ne
risulta una lunghezza di 7,29 metri.
La superficie totale di copertura rivolta a Sud è pari a circa 400 m2. Questo valore è alla base
delle variabili di ottimizzazione riferite alle fonti rinnovabili solari.
Figura 3.3: Sezione della copertura della manica Sud.
Il caso studio
29
Figura 3.4: Pianta della copertura della manica Sud dell'edificio.
3.1.3 Dotazioni impiantistiche
In stato di progetto, l’edificio è servito dalla rete di teleriscaldamento cittadina alimentata a
rifiuti solidi urbani (RSU). Il calore proveniente dalla rete viene utilizzato per produrre acqua
calda nella centrale termica dell’edificio; l’acqua viene mandata negli ambienti attraverso la rete
interna del complesso, per servire i sistemi di riscaldamento presenti nelle unità abitative
costituiti da pannelli radianti a pavimento. Ogni appartamento è dotato di un sistema di
regolazione on/off e di un termostato elettronico con temperature non inferiori a 15°C.
Anche l’acqua calda per usi igienico-sanitari viene prodotta nella centrale termica dell’edificio
utilizzando il calore proveniente dalla rete di teleriscaldamento, e stoccata in due accumuli da
1500 litri ciascuno.
Gli appartamenti sono anche dotati di bocchette per la ventilazione. L’impianto di ventilazione è
di tipo meccanico controllato, con recuperatore a flussi incrociati montato sulla copertura
dell’edificio.
Il caso studio
30
3.2 Fabbisogni energetici per riscaldamento e raffrescamento
I fabbisogni di energia per il riscaldamento invernale e il raffrescamento estivo sono stati
calcolati utilizzando una simulazione energetica dinamica in TRNSYS.
I file di input di partenza sono le modellazioni dei piani in cui è suddiviso l’edificio, di cui un
esempio è riportato nella Figura 3.5. Questi modelli sono stati creati precedentemente per un
altro studio [12] e qui sono stati utilizzati allo scopo di determinare i fabbisogni totali
dell’edificio.
Ogni piano è stato suddiviso in zone termiche differenti che corrispondono ai diversi
appartamenti o ai luoghi comuni, alle quali è stata assegnata una temperatura di set-point, pari a
20°C per la stagione invernale e 26°C per quella estiva. Per ogni zona termica viene anche
modellato il contributo degli apporti interni e delle infiltrazioni, e l’impianto di ventilazione
meccanica presente nell’edificio caratterizzato dalla presenza di un recuperatore a flussi
incrociati. Non è stato possibile modellare un solo piano e poi estendere i risultati a tutti gli altri,
poiché la configurazione dell’edificio non consente di avere un “piano tipo”. Infatti soltanto il
secondo ed il terzo piano sono uguali fra loro, mentre tutti gli altri hanno una caratteristica che li
contraddistingue:
- il piano terra è adibito ad attività commerciali;
- il primo piano ha dispersioni differenti rispetto ai superiori poiché si trova al di sopra
del piano terra;
- il quarto piano confina con il quinto, dove è presente una zona non riscaldata;
- il quinto e ultimo piano ha una zona non riscaldata e inoltre ha una superficie più ampia
confinante con l'ambiente esterno.
Nei modelli sono state inserite anche tutte le stratigrafie di progetto per le pareti esterne ed
interne, e per le superfici trasparenti, dati utili al calcolo delle dispersioni verso l’esterno.
Le stratigrafie sono anche necessarie per il calcolo degli apporti gratuiti entranti in ambiente, ma
ancora più importanza hanno alcuni dati sulle superfici trasparenti, quali il loro orientamento, la
loro forma e la possibile presenza di schermature o ostacoli che potrebbero ridurre la quantità di
energia solare entrante in ambiente; per tenere conto di ciò, tutti gli oggetti esterni alle finestra
sono stati modellati utilizzando il Type34, riconoscibile nella Figura 3.5 dall’icona della finestra
con una schermatura esterna. Con questo Type è anche possibile modellare l’oggetto esterno
alla finestra con un plug-in (Figura 3.6), che consente di avere un riferimento visivo più chiaro
di ciò che si sta modellando.
Un altro Type molto importante è quello che legge il file meteo in formato “.epw” della località
d’interesse. Il file meteo contiene svariati dati, tra cui i più importanti per questa applicazione
sono la temperatura dell’aria e i valori di irraggiamento solare incidente sulle facciate
dell’edificio. Questi ultimi sono collegati proprio ai Type34 descritti in precedenza, per
modellare al meglio l’energia entrante in ambiente al variare degli angoli di incidenza.
Il Type14e (riconoscibile dall’icona con un termometro con sfondo un istogramma verde)
stabilisce invece le ore dell’anno in cui l’impianto deve mantenere la temperatura di set-point
Il caso studio
31
stabilita per il funzionamento invernale. Questo periodo corrisponde alla durata della stagione di
riscaldamento, che varia a seconda della posizione geografica in cui ci si trova. In base
all’Articolo 2 del DPR 412/93 [13], il territorio nazionale viene suddiviso in sei zone climatiche
(A-F) in funzione dei gradi-giorno della località. Oltre alla durata della stagione di
riscaldamento, il Decreto stabilisce anche il numero massimo di ore giornaliere in cui è
consentita l’accensione degli impianti, fatta eccezione per la zona F che non ha limitazioni. La
città di Cremona, con 2389 gradi-giorno, appartiene alla zona climatica E. La stagione di
riscaldamento inizia il 15 ottobre e termina il 15 aprile. Per quanto riguarda la stagione di
raffrescamento, il Decreto non stabilisce alcuna limitazione. Tuttavia la sua durata viene assunta
costante, dal 1 giugno al 15 settembre.
Figura 3.5: Esempio di modellazione di un piano in TRNSYS.
Il caso studio
32
Figura 3.6: Interfaccia visiva del Type34.
La simulazione fornisce come risultato i dati di potenza oraria necessaria a mantenere in
ambiente le temperature di set-point definite. I dati di output in uscita dal Type56 (modello di
edificio multi-zona) vengono prima convertiti da kJ/h a kW, e poi integrati lungo tutto l’anno
utilizzando il Type24. In questo modo si ottengono i fabbisogni annuali di energia per
riscaldamento e raffrescamento in kWh di un singolo piano, i cui valori sono riportati nella
Tabella 3.5. Questo procedimento viene eseguito per tutti i piani così da ottenere il fabbisogno
totale dell’edificio.
Tabella 3.5: Riepilogo dei fabbisogni di energia dell'edificio.
Fabbisogni riscaldamento Fabbisogni raffrescamento
kWh/anno kWh/m2anno kWh/anno kWh/m
2anno
Piano 1 13049 23,23 7348 13,08
Piano 2 10166 18,10 6383 11,36
Piano 3 10166 18,10 6383 11,36
Piano 4 11019 21,82 6224 12,33
Piano 5 12308 45,12 3484 12,77
Totale (kWh/anno) 56708 23,02 29822 12,11
Nella Figura 3.7 sono rappresentati i profili di richiesta annuali per le stagioni di riscaldamento
e raffrescamento, mentre nella Figura 3.8 le relative curve cumulate. I valori riportati nella
precedente tabella trovano conferma osservando la forma delle curve cumulate: infatti, pur
avendo la curva di raffrescamento un valore di picco più alto, l’area sottesa da essa è nettamente
inferiore rispetto a quella sottesa dalla curva di riscaldamento.
Il caso studio
33
Figura 3.7: Profili annuali di richiesta termica dell'edificio.
Figura 3.8: Curve cumulate di richiesta dell'edificio.
Anche la domanda giornaliera di energia ha andamenti diversi a seconda della stagione
considerata. Nella Figura 3.9 viene riportata la curva di richiesta per riscaldamento invernale per
una settimana centrale del mese di gennaio. Si può notare come la curva abbia una forma simile
ad intervalli regolari corrispondenti ai giorni della settimana: essa presenta un massimo durante
le prime ore del mattino quando la temperatura esterna è più bassa, poi diminuisce fino a toccare
un minimo nelle ore centrali della giornata quando si è in presenza di apporti solari gratuiti, e
infine torna a salire nelle ore serali quando le condizioni sono simili a quelle mattutine.
0
10
20
30
40
50
60
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Fa
bb
iso
gn
o [
kW
]
Tempo [h]
Riscaldamento Raffrescamento
0
10
20
30
40
50
60
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Fa
bb
iso
gn
o [
kW
]
Tempo [h]
Riscaldamento Raffrescamento
Il caso studio
34
La curva di richiesta per raffrescamento estivo per una settimana centrale del mese di luglio è
invece riportata nella Figura 3.10. In questo caso si nota un andamento opposto al caso
invernale: infatti la richiesta è minima durante le ore del mattino e della sera, mentre è massima
durante le ore centrali della giornata. Questo è dovuto agli apporti gratuiti solari che in estate
recano uno svantaggio all’impianto di climatizzazione, al contrario di quanto succede in
inverno.
Figura 3.9: Curva tipica di richiesta settimanale per riscaldamento invernale.
Figura 3.10: Curva tipica di richiesta settimanale per raffrescamento estivo.
0
5
10
15
20
25
30
35
0 24 48 72 96 120 144 168
Fa
bb
iso
gn
o [
kW
]
Tempo [h]
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 24 48 72 96 120 144 168
Fa
bb
iso
gn
o [
kW
]
Tempo [h]
Il caso studio
35
3.3 Fabbisogno per ACS
Il fabbisogno di energia termica per la produzione di acqua calda sanitaria è stato calcolato
seguendo la normativa UNI/TS 11300-2:2014, di cui si riporta l’estratto e i prospetti necessari a
determinare i parametri utili al calcolo [14].
L’energia termica richiesta QW espressa in kWh necessaria a soddisfare il fabbisogno
dell’edificio in funzione del volume di acqua richiesto e della differenza fra la temperatura di
erogazione e quella dell’acqua fredda in ingresso è data dall’equazione (3.1).
∑ ( ) (3.1)
dove:
- ρW è la densità dell’acqua, pari a 1000 kg/m3;
- cW è il calore specifico dell’acqua, pari a 1,162*10-3
kWh/(kg*K);
- VW,i è il volume di acqua giornaliero per l’i-esima attività o servizio richiesto, espresso
in metri cubi al giorno;
- θer,i è la temperatura di erogazione per l’i-esima attività o servizio richiesto;
- θ0 è la temperatura dell’acqua fredda in ingresso;
- G è il numero di giorni del periodo di calcolo considerato.
Per edifici adibiti ad uso residenziale viene considerato il volume d’acqua per il solo utilizzo
domestico. In questo caso la temperatura di erogazione viene considerata pari a 40°C la
temperatura di ingresso dell’acqua pari alla media annuale delle temperature medie mensili
dell’aria esterna della località considerata; in questo caso è pari a 12°C.
Il volume di acqua richiesto VW, espresso in litri/giorno, è dato dall’equazione (3.2).
(3.2)
dove:
- a è un parametro espresso in litri/(m2 giorno) ricavabile dalla Tabella 3.6;
- b è un parametro espresso in litri/giorno ricavabile dalla Tabella 3.6;
- Su è la superficie utile dell’abitazione espressa in metri quadri.
Tabella 3.6: Valori dei parametri a e b in funzione della superficie utile dell'abitazione.
Superficie utile Su [m2] Su <= 35 35 < Su <= 50 50 < Su <= 200 Su >= 200
Parametro a
[litri/m2giorno]
0 2.667 1.067 0
Parametro b
[litri/giorno] 50 -43.33 36.67 250
Il caso studio
36
La Tabella 3.6 riporta i valori dei parametri a e b in funzione della superficie utile
dell’abitazione. Tuttavia in questo caso si ha a che fare con un condominio, la cui superficie
utile totale supera di molto i limiti della tabella. Per ovviare a questo problema, si è considerato
un valore medio della superficie utile degli appartamenti, calcolato dividendo la superficie utile
totale riportata nella Tabella 3.1 per il numero totale di unità abitative. Si ottiene un valori
di 70,4 m2, che si utilizza per determinare i valori dei parametri a e b. Ne segue che il parametro
a ha un valore di 1,067 e il parametro b ha un valore di 36,67.
A questo punto si utilizza l’equazione (3.2) per calcolare il volume giornaliero di acqua
richiesto da un appartamento di superficie media; in seguito si moltiplica tale valore per il
numero totale di appartamenti, pari a 35. Si trova un valore di 3,912 metri cubi al giorno.
Infine, noti tutti i dati, si utilizza l’equazione (3.1) per il calcolo del fabbisogno annuale totale di
energia termica per utilizzo sanitario.
E’ da sottolineare che questo valore non tiene conto del fabbisogno richiesto per rispettare il
requisito sulla prevenzione e controllo della legionella, per il quale si devono effettuare
trattamenti periodici dell’impianto sanitario.
Noto il fabbisogno totale, è ora necessario determinare la portata oraria richiesta dall’utenza per
inserirne il valore all’interno della modellazione dei bollitori sanitari. Nel fare ciò è stato
ipotizzato un profilo orario di richiesta uguale per tutti i giorni dell’anno, riportato in Figura
3.11: viene considerato un valore massimo di portata nelle prime ore del mattino, nelle ore del
primo pomeriggio e nelle ore serali. Tale valore è stato ottenuto dal fabbisogno totale annuo,
ipotizzando che la richiesta giornaliera sia uguale durante tutto il periodo.
Mentre la portata richiesta di acqua calda sanitaria viene considerata fissa, la portata di acqua
calda in uscita dal bollitore può subire variazioni in funzione della sua temperatura. Infatti è
possibile che in alcune ore della giornata, soprattutto durante il periodo estivo quando la fonte
solare è molto presente, la temperatura all’interno del bollitore superi il valore di 45°C di
riferimento per l’erogazione alle utenze. In questi casi viene prelevata una portata minore dal
bollitore e viene miscelata con una portata di acqua fredda proveniente dall’acquedotto, in modo
che la portata risultante sia sufficiente per soddisfare la richiesta e ad una temperatura costante.
La portata ridotta di acqua calda viene calcolata attraverso l’equazione (3.3), che non è altro che
l’espressione risultante dal bilancio di energia fra le due portate. Le temperature di equilibrio e
di ingresso dell’acqua fredda sono note e pari rispettivamente a 45°C e 12°C, la temperatura di
uscita dal bollitore viene valutata dal software ora per ora e la portata totale è quella richiesta
dall’utenza, pari a 490 l/h.
(3.3)
Il caso studio
37
Figura 3.11: Profilo di richiesta giornaliero di acqua calda sanitaria per l’intero edificio.
I valori dei tre fabbisogni principali di energia (riscaldamento, raffrescamento e acqua calda
sanitaria) sono stati utilizzati in TRNSYS per modellare gli impianti e calcolare la richiesta di
energia primaria di ogni configurazione ipotizzata. In particolare, i fabbisogni orari per
riscaldamento e raffrescamento rappresentano la domanda di energia che i generatori di calore e
i refrigeratori d’acqua devono soddisfare, mentre la portata sanitaria e il relativo profilo orario
sono stati inseriti come dati di input per la modellazione dei bollitori.
In termini di potenza termica richiesta, è bene considerare le condizioni più svantaggiose per il
suo calcolo, ovvero assenza di energia dall’impianto solare termico e portata massima richiesta
pari a 490 l/h. La potenza da fornire in tali condizioni viene calcolata con l’equazione (3.4),
dove la temperatura di erogazione alle utenze e la temperatura di ingresso dell’acqua fredda
sono sempre pari rispettivamente a 45°C e 12°C.
(3.4)
Come si vede nella Figura 3.12, il fabbisogno di energia termica per la produzione di acqua
calda sanitaria ha un’incidenza percentuale quasi pari a quella del riscaldamento invernale. Per
questo motivo sarà fondamentale la valutazione dell’incidenza delle fonti rinnovabili: il solare
termico deve coprire una quota di questa richiesta, ma anche il solare fotovoltaico gioca un
ruolo importante nelle configurazioni in cui sono presenti riscaldatori ausiliari elettrici.
Il caso studio
38
Figura 3.12: Distribuzione percentuale dei fabbisogni dell'edificio.
3.4 Effetto della ventilazione meccanica
Nell’edificio è presente un impianto di ventilazione meccanica controllata per il ricircolo
dell’aria all’interno delle unità abitative, dotato di un recuperatore a flussi incrociati che
consente di immettere in ambiente aria ad un temperatura più elevata di quella esterna; questo fa
sì che venga ridotto il fabbisogno di riscaldamento rispetto al caso di immissione diretta di aria
esterna. Il sistema muove una portata d’aria di 0,7 vol/h ed ha un’efficienza minima garantita
del 50%.
Nella Figura 3.13 si può vedere come il recuperatore di calore riduca i fabbisogni energetici per
la climatizzazione invernale di una quota pari a circa il 45%.
Figura 3.13: Incidenza del recuperatore sui fabbisogni energetici per la climatizzazione invernale.
42,6%
22,4%
35%
Heating
Cooling
ACS
0
5000
10000
15000
20000
25000
Piano 1 Piano 2 Piano 3 Piano 4 Piano 5
Fa
bb
iso
gn
o [
kW
h/a
nn
o]
Con recuperatore Senza recuperatore
Il caso studio
39
L’impianto di ventilazione richiede un consumo di energia elettrica per movimentare la portata
d’aria necessaria. Il consumo viene calcolato su base annua prendendo in considerazione i dati
riportati nella Tabella 3.7, letti dal Decreto requisiti minimi del 2015 [7].
Tabella 3.7: Consumo specifico di energia elettrica degli impianti di ventilazione secondo [7].
Tipologia di impianto Eve [Wh/m3]
Ventilazione meccanica a semplice flusso per estrazione 0,25
Ventilazione meccanica a semplice flusso per immissione con filtrazione 0,3
Ventilazione meccanica a doppio flusso senza recupero 0,35
Ventilazione meccanica a doppio flusso con recupero 0,5
Il volume totale delle zone in cui agisce l’impianto di ventilazione si può calcolare conoscendo
la superficie utile totale e l’altezza delle unità abitative, pari a 2,72 metri. Noto il volume totale,
il consumo specifico e il valore dei ricambi orari, è possibile calcolare il fabbisogno annuo di
energia elettrica richiesta dall’impianto con l’equazione (3.5).
(3.5)
Il caso studio
40
3.5 Certificazione energetica
La valutazione delle prestazioni energetiche dell’edificio è stata effettuata seguendo la
normativa vigente nel periodo antecedente al 1 ottobre 2015. E’ da sottolineare ancora che
l’attestato riportato nella Figura 3.14 è riferito all’intero immobile, comprensivo di tutti e 5 i
lotti, mentre il processo di ottimizzazione effettuato in questo studio considera solo i lotti 1 e 2.
Figura 3.14: Attestato di prestazione energetica dell'edificio.
Il caso studio
41
Nella seconda pagina dell’attestato di prestazione energetica (Figura 3.15) vengono riportati gli
indici di prestazione dell’edificio per la climatizzazione invernale ed estiva e per la produzione
di acqua calda sanitaria. Si può notare che vengono riportati sia i fabbisogni di energia termica,
sia quelli riferiti all’energia primaria. Gli indici ETH e ETC tengono conto del fabbisogno di
energia richiesto in ambiente per mantenere determinate condizioni di comfort rispettivamente
durante il periodo invernale ed estivo, mentre gli indici EPH e EPC tengono conto anche dei
rendimenti d’impianto (il secondo indice non viene riportato poiché a progetto non è prevista
l’installazione di un impianto per il raffrescamento estivo). Gli indici ETW e EPW sono quelli
riferiti alla produzione di acqua calda sanitaria e la loro differenza è la stessa descritta per quelli
riferiti alla climatizzazione invernale.
Nella parte destra viene invece riportata la tipologia di impianto termico utilizzato per
soddisfare il fabbisogno di energia per la climatizzazione invernale.
Figura 3.15: Indici di prestazione calcolati durante la certificazione energetica e tipologia di impianto
presente.
Il caso studio
42
Sistemi energetici e loro modellazione
43
4. Sistemi energetici e loro modellazione
In questo capitolo vengono descritti i diversi schemi impiantistici ipotizzati per il caso studio e
le principali caratteristiche dei componenti che li costituiscono: i generatori di energia termica e
frigorifera, i terminali presenti in ambiente, le fonti rinnovabili e le logiche di controllo alla base
dell’impianto.
Per ogni componente vengono riportati i dati utili alla sua modellazione in TRNSYS, prelevati
direttamente dalle schede tecniche fornite dai costruttori. Inoltre viene riportata una breve
descrizione di tutti i Type utilizzati per modellare i diversi componenti e la struttura dei modelli
matematici alla base del loro funzionamento.
Gli schemi che si andranno a descrivere nella prima sezione di questo capitolo sono diversi dalla
configurazione presente nell’edificio a seguito del progetto; essi rappresentano delle ipotetiche
alternative su cui verrà effettuato lo studio di ottimizzazione, che dovrà stabilire qual è la
migliore per questo tipo di applicazione.
Le configurazioni alternative a quella di progetto combinano la presenza di un generatore di
energia termica e di uno di energia frigorifera, per soddisfare anche il fabbisogno di
raffrescamento estivo dell’edificio. Inoltre tengono conto della possibile presenza di tipologie
differenti di terminali in ambiente. Nei nuovi schemi viene anche ipotizzata la presenza di fonti
rinnovabili solari per la produzione di energia elettrica e acqua calda sanitaria, cosa che
potrebbe migliorare la classificazione energetica dell’edificio rispetto alla situazione di progetto,
dove erano totalmente assenti.
L’impianto di ventilazione non viene modificato dai nuovi schemi ipotizzati; la sua richiesta di
energia elettrica è quindi uguale a quella calcolata in sede di progetto.
Sistemi energetici e loro modellazione
44
4.1 Configurazioni d’impianto
Dall’esame di tutte le possibili combinazioni tra generatori di energia termica e frigorifera, sono
state selezionate cinque diverse configurazioni impiantistiche, di cui si riportano i relativi
schemi. Nei disegni vengono rappresentati i collegamenti idraulici tra i vari componenti con
linee continue di colore diverso, il cui significato verrà descritto di volta in volta, mentre le
logiche di controllo sono indicate da linee punteggiate.
Il sistema fotovoltaico non è mai presente sugli schemi, ma lo è durante tutte le simulazioni
effettuate, e occupa un’area il cui valore è stabilito di volta in volta dall’algoritmo.
4.1.1 Soluzione con pompa di calore
Nella prima soluzione (Schema A, Figura 4.1) viene adottata una pompa di calore acqua-acqua
reversibile sul lato gas, la quale è in grado di soddisfare sia il fabbisogno di riscaldamento
invernale sia quello di raffrescamento estivo. Il funzionamento della pompa di calore è
comandato da un sensore di temperatura posizionato sul ramo di ritorno dell’acqua: in fase di
riscaldamento esso comanda l’accensione della pompa se la temperatura scende sotto un certo
valore e viceversa in fase di raffrescamento. Questi valori dipendono dal tipo di terminali
presenti in ambiente.
Con questa soluzione è possibile adottare due tipologie diverse di terminali: ventilconvettori o
pannelli radianti. Entrambi possono soddisfare alla perfezione sia la richiesta di riscaldamento
che quella di raffrescamento, cosa che consente di avere un solo circuito idraulico.
Alla pompa di calore viene affiancata una caldaia a condensazione di integrazione e riserva.
Durante il periodo estivo essa funziona da integrazione al circuito solare per la produzione di
acqua calda sanitaria grazie al collegamento con la serpentina superiore del bollitore; durante il
periodo invernale la caldaia può anche contribuire a soddisfare il fabbisogno di calore
dell’edificio grazie alla presenza di una valvola a tre vie motorizzata, nel caso la sola pompa di
calore non sia sufficiente. L’accensione della caldaia di integrazione viene comandata da un
sensore di temperatura presente all’uscita del bollitore nel caso la temperatura di utilizzo
sanitario sia troppo bassa, o dallo stesso sensore che controlla la pompa di calore.
Il circuito solare è collegato alla serpentina inferiore del bollitore adibito alla produzione di
acqua calda sanitaria durante tutto l’anno. L’accensione della pompa del circuito è comandata
da una centralina che legge la temperatura in uscita dal collettore e quella dell’acqua nel
bollitore all’altezza dello scambiatore; se la prima è maggiore della seconda più un certo delta
(5-8°C), allora la pompa può accendersi.
Nello schema le linee di colore rosso indicano i condotti di mandata dell’acqua, sia per il caso
invernale che per quello estivo, le linee di colore blu indicano i condotti di ritorno, mentre la
linea di colore verde indica il collegamento alla rete del gas. La caldaia di integrazione e il
collettore solare sono facilmente riconoscibili dalla loro forma caratteristica.
Sistemi energetici e loro modellazione
45
Figura 4.1: Schema A. Impianto con pompa di calore acqua-acqua e caldaia di integrazione e riserva.
4.1.2 Soluzioni con caldaia e chiller tradizionale
Quando non si ha a disposizione un unico generatore che produce sia acqua calda che acqua
fredda, si deve ricorrere ad una soluzione con due generatori distinti. Gli schemi nella Figura
4.2 e nella Figura 4.3 rappresentano due possibili soluzioni, mentre altre due possibili soluzioni
verranno analizzate in seguito.
Nel primo caso (Schema B, Figura 4.2) si è ipotizzato di avere in ambiente terminali che
lavorano con temperature medio- alte durante il periodo invernale, ovvero ventilconvettori
(45°C) o radiatori (circa 80°C). Con questa ipotesi è indifferente utilizzare una caldaia a
condensazione o una caldaia tradizionale poiché anche quest’ultima, se ben selezionata, è in
grado di lavorare nel campo di temperature necessario. Parallelamente, il chiller raffreddato ad
aria può essere a servizio di ventilconvettori, se questi sono già presenti in riscaldamento; nel
caso in cui i terminali di riscaldamento siano dei radiatori, è stato ipotizzato di avere
nuovamente ventilconvettori, ma utilizzati per il solo raffrescamento estivo.
I due generatori sono comandati da due sensori di temperatura posizionati sui rami di ritorno
dell’acqua, che ne regolano la potenza erogata. Le due macchine hanno ottime prestazioni anche
ai carichi parziali, grazie alla presenza dell’inverter che regola la potenza del compressore del
chiller, e al regolatore di portata di gas naturale per il bruciatore della caldaia.
I circuiti idraulici delle due macchine sono separati, ma utilizzano gli stessi collettori grazie alla
presenza di valvole a tre vie all’ingresso del collettore di mandata e all’uscita del collettore di
ritorno.
Il fabbisogno di acqua calda sanitaria è soddisfatto dal circuito solare collegato ad un bollitore
mono serpentino; all’uscita del bollitore è posizionato un riscaldatore ausiliario elettrico o a gas,
che ha la funzione di innalzare la temperatura dell’acqua quando la fonte solare non è
Sistemi energetici e loro modellazione
46
sufficiente a soddisfare pienamente il fabbisogno dell’edificio. Il funzionamento del circuito
solare è regolato da una centralina: questa legge le temperature di uscita dal collettore e quella
nel bollitore in corrispondenza dello scambiatore, le confronta e manda un segnale alla pompa
nel caso la prima sia maggiore della seconda più un certo delta.
Nel disegno le linee di colore rosso e blu indicano rispettivamente la mandata e il ritorno del
circuito solare. La linea di colore azzurro indica il circuito utilizzato durante il funzionamento
estivo, mentre la linea di colore arancione quello utilizzato durante il funzionamento invernale. I
collettori sono di colore neutro poiché vengono utilizzati in entrambe le stagioni.
Figura 4.2: Schema B. Impianto con caldaia a condensazione o tradizionale e chiller raffreddato ad aria
per diverse tipologie di terminali.
Lo schema C nella Figura 4.3 viene invece utilizzato solo se sono presenti pannelli radianti
come terminali di riscaldamento. In questo caso la caldaia deve essere necessariamente a
condensazione poiché i pannelli necessitano di acqua a bassa temperatura e una caldaia
tradizionale non può lavorare nel range richiesto.
La caldaia a condensazione selezionata per questa applicazione è in grado di gestire due circuiti
a differente temperatura: in questo caso il primo circuito lavora ad alta temperatura (80-60°C) e
contribuisce alla produzione di acqua calda sanitaria nel periodo invernale, mentre il secondo
circuito lavora a bassa temperatura (38-30°C) e fornisce acqua ad un accumulo. Lo stesso
accumulo è anche alimentato dal circuito solare che d’inverno contribuisce a soddisfare il
fabbisogno per il riscaldamento degli ambienti. L’accumulo alimenta i terminali di
riscaldamento a bassa temperatura; sulla mandata dell’impianto è posizionato un termostato che
regola la valvola di miscelazione collegata al ritorno, nel caso la temperatura di mandata sia
troppo elevata. La caldaia è regolata da due sensori di temperatura, uno posizionato all’uscita
del bollitore dell’acqua calda sanitaria e l’altro sul ritorno dell’accumulo sul lato caldaia;
Sistemi energetici e loro modellazione
47
entrambi ne comandano l’accensione se la temperatura dell’acqua scende oltre ad un certo
valore.
Al di fuori della stagione di riscaldamento, o nelle ore invernali durante le quali la temperatura
dell’accumulo è sufficientemente alta, il circuito solare è collegato al bollitore per l’acqua calda
sanitaria grazie alla presenza di valvole a tre vie. In questa configurazione il bollitore è
equipaggiato con un riscaldatore ausiliario elettrico o a gas, che funziona quando la sola fonte
solare non è sufficiente a soddisfare l’intero fabbisogno dell’edificio. Il funzionamento del
circuito solare è regolato da una centralina, il cui funzionamento è lo stesso descritto in
precedenza per le altre configurazioni.
Il funzionamento del chiller è analogo a quello dello schema descritto in precedenza: esso è
regolato da un sensore di temperatura posizionato sul ramo di ritorno dell’acqua che ne regola la
potenza erogata in modo da mantenere costante la temperatura di uscita. In questa soluzione
viene considerata un’unica tipologia di terminali di raffrescamento, i pannelli radianti. Grazie a
questa ipotesi, è possibile utilizzare gli stessi collettori della stagione di riscaldamento con
l’introduzione di valvole a tre vie in ingresso o uscita da essi, pur avendo il chiller un circuito
idraulico separato da quello collegato all’accumulo di acqua calda.
In questo schema il circuito utilizzato durante la stagione invernale è quello di colore arancione,
mentre quello utilizzato durante la stagione estiva è di colore azzurro. Le linee di colore rosso
indicano la mandata dell’impianto solare e quella del circuito di alta temperatura della caldaia,
mentre le linee di colore blu i rispettivi ritorni. La linea di colore verde indica il collegamento
alla rete del gas con il quale è alimentata la caldaia a condensazione.
Figura 4.3: Schema C. Impianto con caldaia a condensazione e chiller raffreddato ad aria per utilizzo con
pannelli radianti.
Sistemi energetici e loro modellazione
48
4.1.3 Soluzioni con caldaia e chiller ad assorbimento
In alternativa al chiller tradizionale raffreddato ad aria, si può installare una macchina ad
assorbimento che utilizza come sorgente di calore una portata d’acqua scaldata dalla sorgente
solare. Anche in questo caso vengono analizzate due differenti configurazioni impiantistiche,
che differiscono per i terminali di riscaldamento presenti in ambiente; nel primo schema (Figura
4.4) viene ipotizzata la presenza di radiatori o ventilconvettori, mentre nel secondo (Figura 4.5)
di pannelli radianti.
Se si sceglie la prima configurazione (Schema D), è possibile utilizzare sia una caldaia a
condensazione sia una caldaia tradizionale poiché entrambe possono produrre acqua calda ad
una temperatura sufficiente per il funzionamento in riscaldamento di ventilconvettori o
radiatori. La configurazione invernale è indicata sul disegno dalle linee di colore arancione: essa
è molto semplice e simile a quella già descritta nei casi precedenti.
La configurazione estiva è invece più complessa ed è indicata dalle linee di colore azzurro: il
circuito solare è collegato ad un accumulo di acqua calda che serve da sorgente per il chiller ad
assorbimento. L’acqua in uscita dall’accumulo entra in caldaia, la quale, se necessario, ne eleva
la temperatura fino al valore necessario al corretto funzionamento dell’assorbitore, 80°C. La
portata che esce dalla macchina possiede ancora un alto livello termico, motivo pe cui viene
fatta fluire all’interno dello scambiatore contenuto nel bollitore per l’acqua calda sanitaria.
L’acqua in uscita dalla serpentina torna nell’accumulo dove si scalda nuovamente grazie alla
fonte solare.
Quest’ultima parte del circuito è regolata da una valvola a tre vie, comandata da un sensore di
temperatura che legge la temperatura dell’acqua calda sanitaria all’uscita del bollitore: se essa è
sufficientemente alta, la valvola devia l’intera portata direttamente nell’accumulo. Inoltre il
bollitore è dotato di un riscaldatore ausiliario a gas o elettrico in modo da garantire una
temperatura adeguata in ogni condizione di funzionamento.
Il chiller ad assorbimento è regolato da un sensore di temperatura posizionato sul ramo di
ritorno dell’acqua, in maniera analoga a quella descritta in precedenza per il chiller raffreddato
ad aria.
Al di fuori della stagione di raffrescamento, il fabbisogno di acqua calda sanitaria è soddisfatto
dai collettori solari. Il funzionamento del circuito solare è regolato da una centralina, che segue
lo stesso principio di azionamento della pompa descritto per gli schemi precedenti.
Sistemi energetici e loro modellazione
49
Figura 4.4: Schema D. Impianto con caldaia a condensazione o tradizionale e chiller ad assorbimento per
diverse tipologie di terminali.
Analogamente a quanto fatto nella sezione precedente, è possibile introdurre ancora uno schema
(Schema E, Figura 4.5) se si ha a che fare con pannelli radianti in periodo di riscaldamento.
Anche in questo caso è necessario avere una caldaia a condensazione e un accumulo di acqua a
bassa temperatura a servizio dei terminali in ambiente.
Il funzionamento estivo è indicato dalle linee di colore azzurro: l’acqua esce dall’accumulo e
viene mandata in caldaia dove viene fornito calore solo se necessario. In seguito l’acqua calda
arriva all’assorbitore e, dopo aver ceduto calore, torna direttamente nell’accumulo al contrario
di quanto succede nel caso precedente. Nell’accumulo è immerso lo scambiatore collegato al
circuito solare grazie al quale l’acqua si scalda prima di uscire nuovamente verso la caldaia.
L’accensione del chiller viene comandata da un sensore di temperatura posizionato sul ramo di
ritorno come nei casi precedenti.
Durante il periodo estivo il fabbisogno di acqua calda sanitaria è soddisfatto grazie al circuito ad
alta temperatura della caldaia a condensazione. La mandata di questo circuito è indicata dalla
linea di colore rosso, mentre il ritorno da quella di colore blu. In questa configurazione, lo stesso
circuito provvede anche al fabbisogno sanitario invernale, visto che il circuito solare è sempre
collegato all’accumulo per la produzione di acqua a bassa temperatura utile al funzionamento
dei pannelli radianti. In entrambi i casi il bollitore sanitario è equipaggiato con un riscaldatore
ausiliario elettrico o a gas.
Il funzionamento invernale è indicato dalle linee di colore arancione: esso è simile a quello
descritto per la Figura 4.3. L’accumulo ha un’entrata e un’uscita per il circuito di bassa
temperatura della caldaia a condensazione (38-30°C) e un’entrata e un’uscita per l’impianto
Sistemi energetici e loro modellazione
50
radiante. Su quest’ultima uscita è posizionato un sensore di temperatura, che comanda una
valvola di miscelazione: nel caso la temperatura di mandata sia troppo alta, il sensore comanda
un’apertura parziale della valvola in modo che l’acqua in mandata venga miscelata con parte di
quella del ritorno, più fredda.
Durante i periodi dell’anno fuori dalla stagione di riscaldamento o da quella di raffrescamento,
il circuito solare viene collegato al bollitore sanitario grazie alla presenza di valvole a tre vie.
Figura 4.5: Schema E. Impianto con caldaia a condensazione e chiller ad assorbimento per utilizzo con
pannelli radianti.
Sistemi energetici e loro modellazione
51
4.2 Terminali
In questo studio sono stati presi in considerazione tre tipologie di terminali che lavorano con tre
differenti livelli termici in fase di riscaldamento. I pannelli radianti lavorano a bassa
temperatura (circa 30°C), i ventilconvettori lavorano a media temperatura (45°C), mentre i
radiatori lavorano ad alta temperatura (80°C).
Durante la stagione estiva possono essere utilizzate solo le prime due tipologie. Anche in questo
caso le temperature di esercizio sono differenti: i pannelli radianti lavorano a circa 18 °C,
mentre i ventilconvettori a 7°C.
La scelta del terminale ha influenza solo sulle temperature di mandata delle macchine e sul
modello di schema impiantistico da seguire, motivo per cui non vengono modellati in TRNSYS.
Tuttavia la presenza di una tipologia piuttosto che un’altra ha incidenza sulla funzione di costo
globale dell’impianto dell’edificio; per questo si riportano le principali caratteristiche dei
terminali scelti per assicurare coerenza con quanto descritto nella sezione dedicata ai costi.
Oltre alle caratteristiche tecniche, altri parametri importanti che incidono nel calcolo della
funzione di costo globale dell’impianto sono il numero e la dimensione dei terminali, in termini
di potenza emessa. Noti i fabbisogni massimi di riscaldamento e di raffrescamento dell’intero
edificio, pari rispettivamente a circa 40 kW e 50 kW (vedi capitolo 3), il numero di
appartamenti e la loro classificazione, e la superficie utile totale, viene ipotizzato un fabbisogno
medio per unità di superficie. Da questo valore e dai valori di metratura degli appartamenti,
viene ricavato il loro fabbisogno e di conseguenza la potenza che i terminali devono erogare. Si
applica infine un leggero sovradimensionamento per tenere conto delle ipotesi di calcolo
descritte. L’utilizzo di questo metodo equivale a considerare un valore unitario del rendimento
di emissione dei terminali; questa è un’ipotesi ottimistica, di cui si terrà conto in fase di analisi
dei risultati.
Dal valore del fabbisogno massimo per riscaldamento si ricava la dimensione e il numero dei
radiatori da inserire negli ambienti. Essi hanno una potenza di 1 kW; nei monolocali e nei
bilocali ne viene installato uno, mentre nei trilocali e nei quadrilocali ne vengono installati due.
Il dimensionamento dei ventilconvettori viene invece effettuato a partire dal fabbisogno
massimo di raffrescamento. In seguito ai calcoli sono stati scelti apparecchi con due potenze
frigorifere differenti: nei monolocali e nei bilocali ne viene installato uno con potenza 2 kW,
mentre nei trilocali e nei quadrilocali ne vengono installati due con potenza di 1,5 kW.
I pannelli radianti coprono sempre l’intera superficie utile, pari a circa 2450 m2.
Ogni terminale ha una propria efficienza di emissione e di regolazione, mentre l’efficienza di
distribuzione è uguale per tutte le tipologie. I valori di questi parametri vengono letti dalla [14] e
sono riportati nella Tabella 4.1. Il prodotto di queste tre efficienze fornisce il rendimento di
utilizzazione dell’impianto.
Sistemi energetici e loro modellazione
52
Tabella 4.1: Efficienze del sottosistema di utilizzazione dell'impianto.
Tipologia terminali Efficienza emissione Efficienza regolazione Efficienza distribuzione
Pannelli radianti 0,98 0,98 0,99
Ventilconvettori 0,95 0,99 0,99
Radiatori 0,97 0,99 0,99
4.2.1 Pannelli radianti
I pannelli radianti rappresentano un’ottima soluzione durante il periodo di riscaldamento perché
consentono di lavorare con generatori a bassa temperatura (pompa di calore o caldaia a
condensazione) con rendimenti elevati, limitando così i consumi di energia primaria. I pannelli
sono una buona soluzione anche durante il periodo di raffrescamento: essi lavorano ad una
temperatura più alta rispetto ai ventilconvettori, cosa che permette di avere una differenza di
temperatura ridotta tra il condensatore e l’evaporatore del ciclo inverso a compressione di
vapore, sia che si tratti di una pompa di calore, sia che si tratti di un chiller; questa caratteristica
consente alla macchina di lavorare con un EER più elevato.
Tuttavia il funzionamento dei pannelli radianti prevede limiti massimi e minimi di temperatura
dettati della normativa UNI EN 1264 [15] per non compromettere la condizione di comfort
dell’ambiente. In modalità di riscaldamento la normativa prevede, per pannelli a pavimento, una
temperatura massima di 29°C per la zona occupata, e di 35°C per la zona perimetrale; per
quanto riguarda i pannelli a parete, la temperatura dell’acqua non deve superare i 40°C, mentre
per quelli a soffitto non deve eccedere i 29°C sulla superficie per evitare problemi di asimmetria
radiante.
In modalità di raffrescamento occorre considerare che la temperatura della superficie deve
essere più elevata di quella di rugiada dell’aria ambiente per evitare la formazione di condensa;
questo fenomeno è assolutamente da evitare perché potrebbe rovinare strutture, causare
incidenti o rendere insalubre l’aria per la formazione di muffe. Inoltre, per pannelli a pavimento,
la temperatura minima deve essere di 19°C per non causare discomfort alle persone.
Per questa applicazione sono stati scelti pannelli radianti a pavimento sia per la modalità di
riscaldamento, sia per quella di raffrescamento. Durante il periodo estivo questo non causa
problemi poiché i generatori scelti sono in grado di adattare la temperatura di mandata
dell’acqua nell’intervallo imposto dalla normativa; durante il periodo invernale non ci sono
problemi se si adotta una pompa di calore, mentre si deve adottare un particolare schema con
accumulo se si utilizza una caldaia a condensazione (Figura 4.3). L’utilizzo dei pannelli radianti
in fase di riscaldamento non viene preso in considerazione se si ha una caldaia tradizionale.
Il modello scelto come riferimento è il pannello EUROSUPER dell’azienda EUROTHERM
(Figura 4.6)2. Questo sistema può essere utilizzato sia in riscaldamento che in raffrescamento;
comprende una lastra di poliuretano compreso tra due fogli di alluminio, protetto superiormente
2 http://www.eurotherm.info/it/sistemi/sistema_eurosuper
Sistemi energetici e loro modellazione
53
da un film di materiale plastico e inferiormente da una guaina in polietilene. Quest’ultimo
riporta le linee per la posa delle tubazioni che possono avere diversi diametri a seconda del
fabbisogno; infine il sistema prevede una striscia perimetrale doppia in polietilene espanso di
altezza opportuna per l’isolante scelto.
Figura 4.6: Pannello radiante a pavimento per utilizzo invernale ed estivo.
4.2.2 Ventilconvettori
I ventilconvettori sono terminali ad acqua-aria adatti sia per la climatizzazione invernale che per
quella estiva. Grazie al loro funzionamento con acqua a bassa temperatura nella stagione
invernale, sono un’ottima soluzione se accoppiati con una pompa di calore o una caldaia a
condensazione.
Il modello di ventilconvettore scelto come riferimento è l’OmniaUL dell’azienda AERMEC
(Figura 4.7)3. Questo è un terminale all’avanguardia: possiede un ventilatore centrifugo
ispezionabile per facilitarne la pulizia e dotato di un motore a tre velocità per regolare la potenza
emessa in ambiente. Inoltre ha un controllo elettronico della temperatura e, se dotato di
termostato, è possibile inserire lo spegnimento automatico, per evitare consumi non necessari. Il
ventilconvettore lavora in periodo di raffrescamento con temperature dell’acqua in
ingresso/uscita dalla batteria di 7/12°C, mentre in periodo di riscaldamento con temperature in
ingresso/uscita di 45/40°C che possono raggiungere anche i 70°C in ingresso senza causare
problemi all’apparecchio.
3 http://global.aermec.com/it/products/scheda-prodotto/?Code=UL
Sistemi energetici e loro modellazione
54
Figura 4.7: Ventilconvettore a tre velocità per utilizzo invernale ed estivo.
4.2.3 Radiatori
I radiatori selezionati come riferimento (Figura 4.8) sono costituiti da elementi assemblabili
realizzati in ghisa che ottimizzano l’efficienza energetica tramite una costante diffusione del
calore. E’ stato scelto il modello TEMA 4/681 dell’azienda IDEALCLIMA4 realizzato con
moderne tecnologie di fusione in grado di lavorare fino ad una pressione massima di 7 bar. Ogni
elemento ha un’altezza di 686 mm, una profondità di 128 mm, un interasse di 623 mm e
garantisce un’emissione fino a 115 W.
Figura 4.8: Radiatori in ghisa ad elementi componibili.
4 http://www.idealclima.eu/it/caloriferi-in-ghisa/tema
Sistemi energetici e loro modellazione
55
4.3 Generatori
In questa sezione vengono descritti i modelli di riferimento per i generatori utilizzati nei diversi
schemi d’impianto. Sono presenti generatori di calore, generatori di energia frigorifera e un
generatore combinato. Nella prima categoria rientrano le caldaie a condensazione e la caldaia
tradizionale, nella seconda categoria il chiller raffreddato ad aria e l’assorbitore, mentre la
pompa di calore acqua-acqua reversibile sul lato gas è l’unico generatore combinato considerato
in questo studio.
4.3.1 Generatori di calore
La soluzione classica per soddisfare il fabbisogno di riscaldamento invernale prevede l’utilizzo
di una caldaia. Essa deve scaldare una portata d’acqua fino alla temperatura di set-point più
adeguata al terminale presente in ambiente, attraverso la combustione di un combustibile fossile
(gas o gasolio).
In questo studio sono state prese in considerazione due caldaie, una murale a condensazione e
una tradizionale a basamento, per fare un confronto su quale sia la tecnologia più adatta
all’applicazione tenendo conto di tipo di: terminali, costi di installazione e gestione, e utilizzo di
energia primaria sotto forma di combustibile.
Una terza caldaia a condensazione di integrazione e riserva è stata utilizzata solo quando si ha a
che fare con la pompa di calore.
Il riferimento scelto per la caldaia a condensazione è il modello Condexa-Pro funzionante a
metano, prodotta dall’azienda RIELLO, riportata nella Figura 4.95. Questa è una caldaia murale
ad altissima efficienza con grandi superfici di scambio termico nonostante il ridotto ingombro;
inoltre è in grado di lavorare con differenze di temperatura di 40°C, cosa che consente una
veloce messa a regime. Gli scambiatori di calore sono resistenti alla corrosione e quindi la
caldaia è in grado di fornire acqua calda in un ampio intervallo di temperature: le più
interessanti per le soluzioni già descritte sono 45°C nel caso siano presenti ventilconvettori in
ambiente, o 80°C nel caso ci siano radiatori.
Un ulteriore vantaggio è che l’ampia versatilità non incide sul rendimento: la caldaia è in grado
di lavorare fino al 30% della potenza nominale con rendimenti oltre al 105% nel caso le
temperature di ingresso/uscita dell’acqua siano rispettivamente 30°C/50°C.
I principali dati di targa della serie di caldaie a condensazione sono riportati nella Tabella 4.2. I
valori di potenza e di portata sono quelli relativi al modello più piccolo e più grande della serie,
mentre i rendimenti possono essere considerati costanti anche al variare della potenza nominale.
5 http://www.riello.it/catalogo/professionale/generatori-a-condensazione
Sistemi energetici e loro modellazione
56
Figura 4.9: Caldaia a condensazione murale Condexa-Pro.
Tabella 4.2: Dati tecnici caldaie a condensazione Condexa-Pro.
Potenza nominale max. 80-60°C (kW) 34,2/88,3
Potenza nominale max. 50-30°C (kW) 37,6/96,8
Portata nominale (kg/s) 0,409/1,055
Rendimento a P. max. 80-60°C (%) 98,2
Rendimento a P. max. 50-30°C (%) 107,8
Rendimento utile 30% (%) 108,7
Per quanto riguarda la caldaia tradizionale, è stata scelta come riferimento per la modellazione
la serie TREGì-N a metano, prodotta dalla stessa azienda RIELLO (Figura 4.10)6. Sono caldaie
a basamento in ghisa a tre giri di fumo con turbolatori estraibili, focolare bagnato e bruciatore a
gas ad aria soffiata.
Pur non essendo caldaie a condensazione, la serie TREGì prevede una temperatura di ritorno
dell’acqua ammessa fino a 35°C per tutti i combustibili, cosa che rende il suo utilizzo ideale
anche con terminali funzionanti a bassa temperatura come i ventilconvettori (50°C). Inoltre
questo modello ha un ottimo comportamento anche ai carichi parziali con rendimenti superiori
al 90% con un carico parziale al di sotto del 50% della potenza nominale.
I principali dati di targa della serie di caldaie tradizionali a basamento sono riportati nella
Tabella 4.3. Come nel caso precedente, sono presenti i valori di potenza e portata per il modello
più piccolo e più grande della serie TREGì-N; il valore del rendimento utile a carico ridotto può
essere considerato costante, mentre per il rendimento utile a pieno carico viene utilizzata
6 http://www.riello.it/catalogo/professionale/caldaie-ad-aria-soffiata
Sistemi energetici e loro modellazione
57
l’equazione ricavata dai dati presenti nella Figura 4.11, in funzione della potenza termica
nominale della caldaia.
Figura 4.10: Caldaia tradizionale a basamento TREGì-N.
Tabella 4.3: Dati tecnici caldaie tradizionali TREGì-N.
Potenza termica utile (kW) 23,9/63,8
Portata nominale (kg/s) 0,285/0,762
Rendimento utile (%) (Figura 4.11)
Rendimento utile 30% (%) 91,3
Figura 4.11: Rendimento delle caldaie tradizionali TREGì-N in funzione della potenza termica nominale.
y = 0,0173x + 89,887
88
88,5
89
89,5
90
90,5
91
91,5
92
10 20 30 40 50 60 70
Ren
dim
ento
uti
le [
%]
Potenza termica [kW]
Sistemi energetici e loro modellazione
58
Quando si sceglie una configurazione impiantistica con la pompa di calore, è bene prevedere
una caldaia di integrazione e riserva nel caso la pompa non riesca a soddisfare il fabbisogno
dell’edificio. Questo problema può sorgere quando la temperatura esterna (e di conseguenza la
temperatura della sorgente) si abbassa oltre un certo valore, oppure quando la pompa deve
subire manutenzione. Inoltre questa caldaia può essere utilizzata anche nella produzione di
acqua calda sanitaria in aiuto al circuito solare.
Anche in questo caso è stata scelta una serie di caldaie murali a condensazione ad alto
rendimento della RIELLO, in particolare i modelli Residence Condens5 (Figura 4.12); sono
molto simili alla prima caldaia descritta, ma di potenzialità ridotta. Come le precedenti, hanno
un alto rapporto di modulazione che permette di rispondere a tutte le richieste di calore e di
lavorare ai carichi parziali con efficienze oltre al 100%.
I principali dati di targa della serie sono riportati nella Tabella 4.4.
Figura 4.12: Caldaia a condensazione murale Residence Condens.
Tabella 4.4: Dati tecnici caldaia a condensazione di integrazione e riserva.
Potenza nominale max. 80-60°C (KW) 19,58/29,34
Potenza nominale max. 50-30°C (KW) 21/31,4
Portata nominale (Kg/s) 0,251/0,358
Rendimento a P. max. 80-60°C (%) 97,9
Rendimento a P. max. 50-30°C (%) 104,8
Rendimento utile 30%, 30°C sul ritorno (%) 110
Sistemi energetici e loro modellazione
59
Le tre caldaie precedentemente descritte sono state modellate in TRNSYS utilizzando il
Type751. Questo Type richiede come parametri i dati nominali delle caldaie riportati nelle
tabelle e come input i valori di portata e temperature di ingresso e uscita. La temperatura di
uscita è quella fissata di set-point, che varia a seconda del terminale presente in ambiente,
mentre quella d’ingresso è calcolata in funzione del carico termico dell’edificio con l’equazione
(4.1).
(4.1)
Inoltre è richiesto come input un file di testo esterno in cui sono riportati i valori di rendimento
totale e di combustione in funzione della frazione percentuale di carico e della temperatura di
ingresso dell’acqua in caldaia.
Quando la temperatura di ingresso è più bassa della temperatura di set-point, la caldaia è accesa
e il Type calcola per prima cosa la potenza necessaria per innalzare la temperatura dell’acqua
fino al valore desiderato, utilizzando l’equazione (4.2). La potenza richiesta può assumere valori
compresi fra 0 e la potenza massima della caldaia, inserita tra i parametri del Type; questo
significa che se la temperatura di ingresso è superiore a quella di set-point, non può essere
calcolata una potenza termica negativa e la caldaia rimane spenta. Viceversa, se dall’equazione
(4.2) risulta un valore superiore alla potenza massima, il Type la riduce automaticamente a
quest’ultimo valore. Nota la potenza richiesta, viene calcolato il fattore di carico parziale con
l’equazione (4.3), e da quest’ultimo valore è possibile risalire ai valori dei rendimenti inseriti
nel file esterno.
(4.2)
(4.3)
Noti i rendimenti, viene calcolata la potenza di combustibile che è necessario introdurre in
caldaia per soddisfare il fabbisogno in quella determinata ora con l’equazione (4.4).
(4.4)
Il prodotto tra quest’ultimo valore e il fattore di conversione per l’energia primaria è il dato
necessario allo studio di minimizzazione.
I Type751 sono controllati da una funzione forzante in cui sono inseriti i limiti del periodo di
riscaldamento per la zona climatica E in cui si trova la città di Cremona (15 ottobre-15 aprile); il
controllo fa sì che al di fuori di questo periodo le caldaie siano spente. Tuttavia può succedere
che anche all’interno della stagione di riscaldamento il Type rimanga “spento”; questo succede
se il carico richiesto in ambiente è nullo poiché in questo caso la temperatura di ingresso in
caldaia è uguale a quella di set-point, e quindi non viene richiesta potenza termica.
Sistemi energetici e loro modellazione
60
La conseguenza è che l’accensione delle caldaie segue fedelmente la richiesta termica
dell’edificio ora per ora.
Oltre a questo controllo, ne è presente un altro che lavora ad un livello superiore. Si tratta di
quello collegato alla variabile di ottimizzazione che regola la configurazioni d’impianto in
analisi. Ad esempio, se tale variabile indica la configurazione con pompa di calore, il controllo
deve annullare l’accensione della caldaia a condensazione e di quella tradizionale, e comandare
solamente la caldaia di integrazione e riserva. Per una descrizione più approfondita della
variabile e del controllo ad essa legato, si rimanda alla Sezione 2.2.1.
4.3.2 Refrigeratori d’acqua
La prima opzione utilizzata per la refrigerazione dell’acqua utile al raffrescamento estivo è un
chiller raffreddato ad aria. La macchina lavora con un ciclo inverso a compressione di vapore
(Figura 4.13): l’effetto utile si ottiene all’evaporatore grazie al passaggio di stato del vapore
stesso che assorbe calore dalla portata d’acqua, mentre il condensatore è montato in un’apposita
unità esterna e viene raffreddato utilizzando l’aria ambiente. All’uscita dell’evaporatore si trova
il compressore che ha il compito di innalzare la pressione del gas all’interno del ciclo, mentre
all’uscita del condensatore è montata una valvola di trafilazione che ha la funzione inversa, cioè
riportare il gas alla pressione dell’evaporatore e raffreddarlo allo stesso tempo.
Figura 4.13: Funzionamento di un ciclo inverso a compressione di vapore (Fonte [16]).
Come riferimento per la modellazione è stata scelta la serie NXC di chiller raffreddati ad aria
prodotta dall’azienda RIELLO (Figura 4.14). Queste macchine utilizzano come fluido
refrigerante l’R410A, uno dei gas a più basso impatto ambientale di tutti quelli facenti parte
Sistemi energetici e loro modellazione
61
della famiglia dei derivati alogenati degli idrocarburi. L’unità di compressione è composta da
due compressori di tipo scroll montati su supporti antivibranti e isolati acusticamente; inoltre
questi sono dotati di inverter. Tutte queste caratteristiche fanno sì che i chiller abbiano un
ottimo funzionamento anche quando è richiesta una potenza minore di quella nominale. Infine i
ventilatori dell’unità esterna sono anch’essi a velocità variabile per garantire una portata d’aria
ottimale in qualsiasi condizione di funzionamento, fino ad una temperatura dell’aria esterna di
46°C.
L’ottima versatilità ha risvolti positivi anche sull’effetto utile generato dalla macchina: è infatti
possibile produrre acqua refrigerata a diverse temperature. Nello studio qui condotto viene
utilizzata una temperatura dell’acqua in uscita dall’evaporatore pari a 7°C se negli ambienti da
raffrescare sono presenti terminali ad acqua-aria (ventilconvettori), mentre viene utilizzata una
temperatura di mandata pari a 18°C se si considerano terminali ad acqua (pannelli radianti).
Entrambe le temperature sono supportate senza problemi da questa macchina.
Figura 4.14: Chiller raffreddato ad aria della serie NXC7.
La serie NXC comprende chiller con valori della potenza nominale che vanno dai 40 kW ai 156
kW, calcolati nelle seguenti condizioni di riferimento: temperature di ingresso e uscita
evaporatore pari rispettivamente a 12°C e 7°C, e temperatura dell’aria ambiente pari a 35°C.
Data la vasta gamma di potenze, non è possibile considerare un valore costante del coefficiente
di prestazione COP, come si può vedere nella Figura 4.15. Tali valori, pur rientrando in un
intervallo limitato, sono disposti apparentemente in modo casuale e non è possibile trovare una
vera e propria relazione che li leghi.
Tuttavia è interessante osservare come le temperature caratteristiche di funzionamento della
macchina incidano sulle prestazioni. Nella Figura 4.16 viene riportato il valore del rapporto fra
7 http://www.riello.it/catalogo/professionale/condizionamento
Sistemi energetici e loro modellazione
62
COP reale e COPR nelle condizioni di riferimento, in funzione della temperatura di uscita
dell’acqua dall’evaporatore, e mantenendo costante la temperatura dell’aria in ingresso al
condensatore. Si può notare un miglioramento delle prestazioni al crescere delle temperatura
dell’acqua in uscita dallo scambiatore. Questo incremento del COP è dovuto alla forma del ciclo
inverso a compressione di vapore che, al diminuire della differenza fra le due temperature
estreme, vede aumentare il proprio rendimento.
Questa caratteristica di funzionamento è vantaggiosa nel momento in cui si utilizzano terminali
che lavorano ad una temperatura più elevata rispetto a quella di riferimento, come nel caso di
pannelli radianti.
Figura 4.15: Coefficienti di prestazione per le macchine della serie NXC in condizioni di riferimento.
Figura 4.16: Prestazioni delle macchine NXC al variare della temperatura dell’acqua in uscita
dall’evaporatore.
2,5
2,55
2,6
2,65
2,7
2,75
2,8
2,85
2,9
2,95
3
0 50 100 150 200
CO
P [
kW
/kW
]
Potenza frigorifera [kW]
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
1,4
0 5 10 15 20
CO
P/C
OP
R
Tout evaporatore [°C]
Sistemi energetici e loro modellazione
63
Un comportamento analogo a quello rappresentato nella Figura 4.16 si può notare nella Figura
4.17, dove viene riportato lo stesso rapporto fra il COP reale e quello nelle condizioni di
riferimento, ma al variare della temperatura dell’aria in ingresso al condensatore e mantenendo
fissa quella dell’acqua all’uscita dall’evaporatore.
Anche in questo caso si può notare un miglioramento delle prestazioni al diminuire della
temperatura dell’aria per lo stesso motivo decritto in precedenza; infatti mantenendo fissa la
temperatura dell’evaporatore, al diminuire della temperatura al condensatore la differenza fra le
temperature estreme del ciclo tende a diminuire migliorandone il rendimento.
Questa caratteristica è particolarmente vantaggiosa quando la macchina lavora in un ambiente a
temperatura minore di quella di riferimento, cosa che succede molto spesso data la collocazione
geografica dell’edificio in cui viene installata.
Figura 4.17: Prestazioni delle macchine NXC al variare della temperatura dell'aria in ingresso al
condensatore.
Infine le prestazioni possono ancora essere osservate in funzione del fattore di carico parziale.
Quando non lavorano alla potenza nominale, le macchine dotate di compressori di tipo scroll
hanno una curva di prestazione che segue l’andamento rappresentato nella Figura 4.18 (valori
della curva letti da [17]). Si può notare come queste macchine subiscano un incremento delle
prestazioni quando lavorano ad una potenza inferiore di quella nominale, fino ad un valore del
fattore di carico parziale (PLR) maggiore di circa 0,2.
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
10 20 30 40 50
CO
P/C
OP
R
Tin condensatore [°C]
Sistemi energetici e loro modellazione
64
Figura 4.18: Andamento delle prestazioni per chiller dotati di compressori scroll al variare del fattore di
carico parziale.
Il chiller a compressione di vapore è stato modellato in TRNSYS utilizzando il Type655. Esso
richiede come parametri i valori nominali di alcune grandezze nominali, mentre come dati di
input il valore della portata, delle temperature di ingresso e uscita dell’acqua da refrigerare e la
temperatura ambiente; quest’ultima viene estratta direttamente dal file meteo relativo alla
località di interesse utilizzando l’apposito Type disponibile.
La portata refrigerata viene ricavata dai dati nominali della macchina, mentre la temperatura di
set-point è quella necessaria al corretto funzionamento dei terminali presenti in ambiente (7°C
per i ventilconvettori e 18°C per i pannelli radianti). La temperatura di ingresso alla macchina
viene ricavata tramite l’equazione (4.5) conoscendo il carico che grava in ambiente ora per ora;
ovviamente più questo è piccolo, più la temperatura di ingresso sarà vicina a quella di set-point
e meno potenza verrà richiesta al chiller.
(4.5)
Il Type655 richiede inoltre come input due file di testo. Nel primo vengono inseriti i fattori di
correzione relativi alla potenza frigorifera e al C.O.P. del chiller per diversi valori della
temperatura di bulbo secco dell’aria e di quella di set-point dell’acqua refrigerata; nel secondo
vengono inseriti i fattori di riduzione della potenza nominale per le situazioni in cui il chiller
non lavora a piena potenza. I dati di entrambi i file sono reperibili nella scheda tecnica della
macchina.
Il Type lavora ora per ora leggendo di volta in volta la temperatura ambiente dal file meteo e,
combinandola con la temperatura di set-point, legge i fattori correttivi dal primo file e calcola i
valori di potenza nominale e C.O.P. disponibili in quel determinato istante. A questo punto
calcola il carico che deve soddisfare il chiller con l’equazione (4.6) e in seguito il rapporto tra
potenza richiesta e potenza nominale con l’equazione (4.7), ovvero il fattore di carico parziale.
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
1,1
1,2
1,3
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2
CO
P/C
OP
R
PLR [-]
Sistemi energetici e loro modellazione
65
Per come è definita la potenza richiesta, è possibile che risulti un fattore di carico parziale
maggiore dell’unità; in tal caso il Type riduce automaticamente la potenza richiesta al valore di
potenza nominale massima inserita come parametro.
(4.6)
(4.7)
Noto questo valore, è possibile leggere dal secondo file la frazione percentuale (FP) di potenza
nominale disponibile in tali condizioni e infine la potenza elettrica assorbita dal chiller
dall’equazione (4.8), dato utile per l’analisi dei consumi annuali di energia primaria.
(4.8)
Il chiller viene controllato utilizzando il Type14h, nel quale è stata inserita la durata della
stagione di raffrescamento (1 giugno-15 settembre); al di fuori di questo periodo la macchina
non si accende mai. In secondo luogo il chiller si accende solo quando legge una temperatura
dell’acqua in ingresso diversa da quella di set-point, quindi rimane spento nelle ore del giorno in
cui non c’è un carico che grava in ambiente.
Analogamente a quanto descritto per le caldaie, anche per il chiller è presente un controllo che
lavora ad un livello superiore, legato alle variabili di ottimizzazione.
La seconda opzione utilizzata per la refrigerazione della portata d’acqua necessaria al
raffrescamento estivo degli ambienti è un chiller ad assorbimento. Questa particolare macchina
sfrutta come sorgente di energia una potenza termica, al contrario di un chiller tradizionale che
assorbe potenza elettrica. La potenza termica può essere fornita direttamente da un bruciatore a
gas, o da una portata di vapore, o da una portata d’acqua calda.
Il ciclo può essere percorso da una miscela di acqua e ammoniaca o da una miscela di acqua e
bromuro di litio a seconda dell’applicazione richiesta; la macchina ha uno schema di
funzionamento simile ad un ciclo a compressione con l’unica differenza che il compressore
viene sostituito con una serie di altri componenti per evitare il consumo di energia elettrica
(Figura 4.19).
Per questa applicazione sono stati scelti come riferimento i modelli WFC-SC prodotti
dall’azienda YAZAKI. Sono macchine a singolo stadio che utilizzano come sorgente termica
una portata di acqua calda.
Il ciclo è percorso da una miscela di acqua e bromuro di litio, un sale molto stabile con alta
affinità per il vapore d’acqua; l’acqua è il fluido refrigerante che assorbe calore all’evaporatore
e lo cede al condensatore come in un ciclo a compressione, mentre il bromuro di litio agisce da
assorbente.
Sistemi energetici e loro modellazione
66
La soluzione diluita viene spinta nel generatore (GE) dalla pompa di soluzione (SP) dove viene
riscaldata fino all’ebollizione dall’acqua di alimentazione. Il vapore d’acqua che si forma fluisce
nel condensatore (CO) dove cede calore al circuito dell’acqua di refrigerazione, mentre la
soluzione ricca di bromuro di litio viene mandata all’assorbitore (A) dopo aver ceduto calore
alla soluzione diluita nello scambiatore di calore (H).
Il vapore d’acqua formatosi nel generatore condensa e in seguito subisce un calo di pressione
tramite la valvola di refrigerazione (RV); a questo punto viene fatto fluire sulle serpentine
dell’evaporatore (E) dove si ottiene l’effetto utile di refrigerazione dell’acqua grazie al
passaggio di stato del refrigerante. Il vapore di refrigerante arriva nell’assorbitore dove incontra
la soluzione ricca: qui viene ristabilita la concentrazione diluita attraverso un processo
esotermico e la miscela è pronta per ricominciare il ciclo.
Figura 4.19: Schema di funzionamento di un assorbitore con ciclo ad acqua-bromuro di litio8.
I modelli della serie WFC-SC sono disponibile con valori nominali della potenza frigorifera pari
a 35, 70 o 105 kW e con un valore del rendimento in condizioni di riferimento che può essere
considerato costante e pari al 70%. Possono produrre acqua refrigerata a diversi valori di
temperatura, ma i valori di maggior interesse sono quelli già citati in precedenza: 7°C se in
ambiente sono presenti ventilconvettori o 18°C se si sceglie di installare pannelli radianti.
8 Immagine tratta dalla brochure tecnica messa a disposizione in rete dal produttore, versione 03.04.
Sistemi energetici e loro modellazione
67
Il problema delle macchine ad assorbimento è la scarsa versatilità; è bene infatti mantenere la
temperatura dell’acqua calda di alimentazione e quella del circuito di raffreddamento più
costanti possibili per non compromettere il funzionamento della macchina. A titolo d’esempio si
riportano nella Figura 4.20 le curve di funzionamento per diversi valori di queste temperature
per il modello WFC-SC20 della potenza nominale di 70 kW.
Figura 4.20: Curve di prestazione del modello WFC-SC20 per diversi valori delle temperature di
alimentazione e di raffreddamento.
Come per i chiller a compressione di vapore, è importante conoscere il comportamento dei
chiller ad assorbimento al variare del fattore di carico. L’equazione (4.9) è stata tratta da [17] e
descrive la curva delle prestazioni al variare del fattore di carico PLR.
(4.9)
La curva che si ricava viene rappresentata nella Figura 4.21. Si può notare che per un chiller ad
assorbimento l’intervallo in cui si ha un aumento delle prestazioni rispetto alle condizioni di
riferimento è meno ampio rispetto ad un chiller a compressione di vapore che utilizza
compressori scroll. Al di sotto del 30% della potenza nominale si ha infatti un brusco calo del
rendimento, mentre nel caso precedente si aveva un calo meno repentino.
Sistemi energetici e loro modellazione
68
Figura 4.21: Curva di prestazione per un chiller ad assorbimento al variare del fattore di carico parziale.
La macchina ad assorbimento è stata modellata in TRNSYS utilizzando il Type680. Esso
richiede in input un file di testo con le frazioni percentuali di potenza frigorifera erogata e
potenza termica richiesta al variare della temperatura di set-point dell’acqua refrigerata, della
temperatura di ingresso dell’acqua calda e di quella di ingresso dell’acqua di refrigerazione.
Questi dati sono stati letti dalle curve di funzionamento nella Figura 4.20.
Il funzionamento è simile a quello descritto in precedenza per il Type655 del chiller raffreddato
ad aria: per prima cosa viene calcolata la potenza da soddisfare con l’equazione (4.6), riportata
di seguito per comodità. La temperatura di ingresso viene calcolata come per il chiller
tradizionale con l’equazione (4.5), la temperatura di set-point e la portata di acqua refrigerata
sono note.
(4.6)
A questo punto viene calcolata la frazione di potenza nominale a cui deve lavorare la macchina
con l’equazione (4.7) e, dai dati disponibili nel file esterno, l’effettiva potenza disponibile e la
corrispondente potenza termica richiesta in queste determinate condizioni. Da quest’ultima si
può ricavare la temperatura di uscita dell’acqua di alimentazione con l’equazione (4.10).
(4.10)
La logica di controllo del chiller ad assorbimento è la stessa descritta in precedenza per il chiller
a compressione di vapore.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2
CO
P/C
OP
R
PLR [-]
Sistemi energetici e loro modellazione
69
4.3.3 Pompa di calore
Una pompa di calore invertibile sul circuito frigorifero rappresenta la miglior soluzione per
soddisfare sia il fabbisogno di riscaldamento invernale che quello di raffrescamento estivo con
una sola macchina. La pompa lavora con un ciclo inverso a compressione di vapore (Figura
4.22): d’inverno l’effetto utile si ha al condensatore dove il calore prodotto dalla condensazione
del vapore viene ceduto alla portata d’acqua innalzando così il suo livello termico, mentre
d’estate il ciclo viene invertito e l’effetto utile si ha all’evaporatore proprio come in un chiller
tradizionale.
In questa particolare applicazione è stata scelta una pompa di calore acqua-acqua, ovvero una
pompa con entrambi gli scambiatori (condensatore ed evaporatore) a contatto con una portata
liquida. Con questa soluzione è anche possibile sfruttare la risorsa geotermica sul lato sorgente
(evaporatore d’inverno e condensatore d’estate) in modo da migliorare il rendimento della
pompa.
Figura 4.22: Schema di funzionamento di una pompa di calore acqua-acqua9.
La serie scelta come modello è la WRL-H dell’azienda AERMEC (Figura 4.23). La serie
funziona con un ciclo inverso a compressione invertibile sul circuito frigorifero e funzionante
con gas refrigerante R410A. Possiede compressori ermetici scroll ad elevata resa e basso
assorbimento elettrico per massimizzare i rendimenti durante entrambe le stagioni. Inoltre
impiega una regolazione elettronica di ultima generazione in grado di adeguare la temperatura
dell’acqua prodotta al variare delle condizioni climatiche; questo consente di adattare la
9 Immagine tratta dalla documentazione del software TRNSYS
Sistemi energetici e loro modellazione
70
temperatura di mandata al terminale presente in ambiente, cosa che rende ottimale
l’accoppiamento della pompa di calore con ventilconvettori o pannelli radianti sia in
riscaldamento che in raffrescamento.
I principali dati di targa utili alla modellazione in TRNSYS sono riportati nella Tabella 4.510
. I
valori delle potenze sono riferiti alle macchine di minore e maggiore potenza della serie. I valori
delle efficienze vengono invece rappresentati nella Figura 4.24 al variare delle potenze di
raffreddamento e riscaldamento di targa della macchina. Si può notare che le prestazione hanno
una tendenza crescente all’aumentare della potenza di targa della macchina, ma non rispettano
un andamento stabile; questo si può notare anche dai bassi valori del parametro R2 delle rette
interpolanti.
Figura 4.23: Pompa di calore acqua-acqua della serie WRL-H.
Tabella 4.5: Dati tecnici pompe di calore acqua-acqua della serie WRL-H.
Prestazioni in raffrescamento Prestazioni in riscaldamento
Potenza frigorifera (kW) 45/157 Potenza termica (kW) 53/184
Potenza assorbita (kW) 10,96/35,97 Potenza assorbita (kW) 13,04/42,60
EER (kW/kW) (Figura 4.24) COP (kW/kW) (Figura 4.24)
10
http://global.aermec.com/it/products/scheda-prodotto/?Code=WRL_2_HP
Sistemi energetici e loro modellazione
71
Figura 4.24: Rendimenti delle pompe di calore al variare delle potenze nominali.
Per modellare la macchina in TRNSYS è stato utilizzato il Type668. Oltre alle temperature di
ingresso lato carico e ingresso lato sorgente e relative portate, il Type richiede in input due file
di testo: uno con le prestazioni in riscaldamento e uno con quelle in raffrescamento; questi
valori di potenza sono inseriti in funzione delle due temperature appena citate.
Il Type richiede in input anche due segnali di controllo, uno per la modalità di riscaldamento e
uno per quella di raffrescamento. La prima ha la precedenza: vuol dire che nel caso i segnali di
controllo siano entrambi uguali ad uno, il Type attribuisce la precedenza a quello di
riscaldamento e quindi funziona in questa modalità.
Quando la modalità di riscaldamento è ON, il Type legge dal relativo file i dati di potenza
termica disponibile per quei determinati valori di temperature e la relativa potenza elettrica
assorbita; a questo punto è possibile calcolare il COP dal rapporto delle due grandezze, ma
anche la temperatura di uscita dell’acqua tramite l’equazione (4.11).
Quando la modalità di raffrescamento è ON, il comportamento è analogo a quello appena
descritto con la differenza che in questo caso il Type accede ai dati disponibili nel file delle
prestazioni in raffrescamento. La temperatura di uscita dell’acqua viene calcolata con
l’equazione (4.12).
(4.11)
(4.12)
L’accensione della pompa viene comandata controllando la temperatura di ingresso dell’acqua:
in inverno la macchina si accende quando essa scende sotto un certo valore che dipende dai
terminali presenti, e viceversa in estate.
y = 0,0038x + 3,8897
R² = 0,4602
y = 0,0032x + 3,8785
R² = 0,6317
3
3,2
3,4
3,6
3,8
4
4,2
4,4
4,6
4,8
5
40 80 120 160 200
CO
P,
EE
R [
kW
/kW
]
Potenza termica/frigorifera [kW]
EER
COP
Sistemi energetici e loro modellazione
72
4.4 Fonti rinnovabili e accumuli termici
4.4.1 Solare fotovoltaico
I pannelli fotovoltaici coprono un importante ruolo nella riduzione del fabbisogno di energia
dell’edificio. L’energia elettrica prodotta può essere utilizzata per i servizi interni all’edificio
quali l’illuminazione, ma anche per sopperire in parte alla potenza assorbita dalle macchine
utilizzate per il riscaldamento o il raffrescamento degli ambienti quali la pompa di calore o il
chiller.
Per poter effettuare un migliore confronto fra tecnologie sono stati scelti due moduli differenti,
uno in silicio monocristallino e uno in silicio policristallino. La differenza fra le due tecnologie
sta nella purezza del silicio utilizzato per produrre le celle, ma, oltre che nella composizione, i
due moduli differiscono anche in prestazioni e costi: il modulo in silicio monocristallino è più
efficiente, ma ovviamente anche più costoso.
Il modulo monocristallino scelto è il modello NU-RC29011
prodotto dalla SHARP (Figura 4.25).
Questo modulo ha una potenza nominale di 290 W e possiede un rivestimento antiriflesso per
migliorare le prestazioni energetiche; è un modulo ad alta prestazione che può raggiungere
un’efficienza del 17,6%.
Anche il modulo policristallino è stato scelto tra i prodotti della SHARP, in particolare è stato
selezionato il modello ND-R250A511
, della potenza nominale di 250 W (Figura 4.25); ha un
vetro anti riflesso per aumentare l’assorbimento della luce e può raggiungere un’efficienza del
15,2%. Inoltre vengono garantite prestazioni elevate anche in condizioni di bassa irradiazione.
Figura 4.25: Modulo monocristallino NU-RC290 (a sinistra) e modulo policristallino ND-R250A5 (a
destra).
11
http://www.enerpoint.it/prodotti/prodotti_view.php?id_cat=1&id_subcat=4&id_marca=1
Sistemi energetici e loro modellazione
73
Per modellare entrambe le tecnologie in TRNSYS è stato utilizzato il Type94a. Questo Type
simula il comportamento di moduli in silicio monocristallino o policristallino impiegando un
modello di circuito elettrico equivalente formato da un generatore di corrente, un diodo e uno o
due resistori; la potenza del generatore di corrente varia a seconda della radiazione solare che il
pannello legge grazie al collegamento diretto al file meteo. I risultati di questo circuito
equivalente vengono estrapolati per predire il comportamento di un pannello composto da più
moduli collegati in serie o in parallelo.
Per moduli monocristallini e policristallini il Type94a utilizza un circuito equivalente “a quattro
parametri”; questi dati non possono essere ottenuti direttamente dalle schede tecniche fornite dai
costruttori, ma TRNSYS li calcola a partire da dati disponibili sulle schede tecniche riportati
nella Tabella 4.6. Inoltre sono richiesti come dati di entrata i coefficienti di temperatura, il
numero di moduli in serie o in parallelo, il numero di celle che compongono un modulo, l’area
di un singolo modulo e la tensione del carico a cui sono collegati i moduli, ovvero 230 V.
Tabella 4.6: Dati tecnici modulo monocristallino e policristallino.
Dati elettrici (STC) Monocristallino Policristallino
Potenza di picco (W) 290 250
Tensione di circuito aperto (V) 39,3 37,6
Corrente di corto circuito (A) 9,8 8,68
Tensione alla massima potenza (V) 31,3 30,9
Corrente alla massima potenza (A) 9,25 8,1
Efficienza del modulo (%) 17,6 15,2
Dati elettrici (NOCT) Monocristallino Policristallino
Potenza di picco (W) 212 180,2
Tensione di circuito aperto (V) 36,2 36,7
Corrente di corto circuito (A) 7,93 7
Tensione alla massima potenza (V) 28,4 27,7
Efficienza del modulo (%) 16,1 /
Dati generali Monocristallino Policristallino
Numero di celle in serie 60 60
Area del modulo (m2) 1,7 1,7
Sistemi energetici e loro modellazione
74
4.4.2 Solare termico
I collettori solari hanno l’obiettivo di ridurre la domanda di calore da fonti fossili per i
fabbisogni di acqua calda sanitaria; inoltre possono anche intervenire in aiuto degli impianti di
riscaldamento quando si ha a che fare con terminali che lavorano a bassa temperatura, come nel
caso di pannelli radianti per riscaldamento a pavimento.
Il modello scelto per questa applicazione è il CS25R Plus a circolazione forzata della RIELLO12
(Figura 4.26). Esso è dotato di una piastra captante in alluminio con finitura selettiva che
permette un assorbimento energetico pari al 95% dell’irraggiamento sulla superficie e ne limita
l’emissione al 5%; sulla piastra sono saldate ad ultrasuoni le tubazioni in rame che trasportano il
fluido termovettore. L’isolamento di lana di roccia sia nella parte inferiore che in quella laterale
garantisce un elevato rendimento anche in presenza di forti salti termici tra la temperatura di
lavoro e quella ambiente. Gli attacchi idraulici del collettore sono progettati in modo da favorire
il collegamento in serie di più moduli.
Figura 4.26: Collettore solare piano CS25R Plus.
Il collettore è stato modellato in Trnsys utilizzando il Type1d. Oltre alle dimensioni
geometriche ed ai parametri ottici, esso richiede in input i dati del test standard di efficienza a
cui sono sottoposti i collettori solari che sono riportati nella Tabella 4.7. Il Type può anche
simulare il comportamento di un sistema composto da più collettori solari disposti in serie o in
parallelo a patto che siano note le caratteristiche di ogni modulo. Infine è presente un
collegamento diretto con il file meteo grazie al quale il modello legge ora per ora i valori di
irraggiamento solare, l’angolo di incidenza solare, la riflettività del terreno (costante) e il valore
della temperatura ambiente. Il Type restituisce come output i valori della portata e della
temperatura in uscita dell’acqua e la potenza utile assorbita dal fluido.
12
http://www.riello.it/catalogo/professionale/solare-termico-e-bollitori
Sistemi energetici e loro modellazione
75
Tabella 4.7: Dati tecnici collettore solare piano.
Area collettore (m2) 2,29 Temperatura di stagnazione (°C) 202
Portata consigliata (l/h) 30 Rendimento ottico η0 (%) 0,801
Potenza di picco (W) 1719 Fattore a1 (W/m2/K) 3,86
Assorbimento (%) 95 Fattore a2 (W/m2/K) 0,0089
Emissione (%) 5 Portata di prova (l/h) 75
4.4.3 Accumuli termici
I bollitori svolgono una funzione importante nell’accumulo di energia quando essa è
disponibile, per poi renderla utilizzabile in un secondo momento. Sono fondamentali nella
raccolta dell’energia solare; per questo motivo devono essere ben dimensionati in modo da poter
raccogliere tutta quella disponibile.
Solitamente la risorsa solare viene impiegata nella produzione di acqua calda sanitaria; il
bollitore utilizzato contiene una serpentina collegata al sistema solare e un’altra collegata alla
caldaia di integrazione, necessaria quando l’insolazione è scarsa o del tutto assente. In
alternativa alla seconda serpentina, può essere utilizzata una resistenza elettrica come ausiliario
quando la sola energia solare non è sufficiente a portare l’acqua alla temperatura necessaria.
A seconda dello schema impiantistico scelto, in questo studio vengono utilizzate entrambe le
tipologie descritte. Sono stati scelti due modelli della RIELLO12
, disponibili con valori di
capacità che vanno dai 200 ai 900 litri.
Il bollitore mono serpentino è il modello RBC 1S in acciaio e vetrificato internamente (Figura
4.27). Possiede uno scambiatore per il collegamento al circuito solare di forma ellittica, che
consente di ottenere ottime prestazioni in termini di scambio termico grazie all’incremento della
turbolenza. E’ anche possibile installare una resistenza elettrica nella parte superiore del
bollitore di potenza compresa tra 1500 W e 3800 W, che funziona da ausiliario nel caso la
risorsa solare non sia sufficiente a portare l’acqua in temperatura.
Figura 4.27: Vista in sezione del bollitore mono serpentino.
Sistemi energetici e loro modellazione
76
Il bollitore a doppio serpentino è il modello RBS 2S in acciaio e vetrificato internamente
(Figura 4.28). Anche in questo caso gli scambiatori sono a sezione ellittica per ottimizzare le
prestazioni, ed è possibile installare una resistenza elettrica opzionale della stessa potenza del
bollitore precedente.
Figura 4.28: Vista in sezione del bollitore doppio serpentino.
Per la modellazione dei bollitori in TRNSYS è stato utilizzato il Type60; questo Type simula il
comportamento di un accumulo d’acqua in cui avviene il fenomeno della stratificazione termica,
con la possibilità di introdurre fino a tre scambiatori, fino a due resistenze elettriche ausiliarie e
di inserire fino a due entrate e due uscite.
Il Type60 è il più dettagliato fra tutti quelli contenuti nella libreria per gli accumuli nel
programma. Utilizza un time-step interno diverso da quello della simulazione principale, cosa
che permette di minimizzare gli errori durante la risoluzione delle equazioni differenziali date
dal bilancio di energia fra tutti i flussi entranti ed uscenti.
Oltre alla caratteristiche dell’acqua e a quelle dell’isolante, il Type richiede in ingresso tutti i
parametri geometrici dei bollitori. Tuttavia questi non sono fissi, ma dipendono dal loro volume,
che a sua volta dipende dalla superficie totale occupata dai collettori solari. Per questo motivo
tutti i parametri geometrici dei bollitori e degli scambiatori sono espressi tramite funzioni.
Il volume è la grandezza che dipende direttamente dalla superficie dei collettori solari (vedi
Sezione 2.2.2). A partire da questo valore, e con l’ipotesi di mantenere costante il rapporto fra
larghezza ed altezza pari a 0,5, è possibile determinare l’altezza del bollitore con l’equazione
(4.13).
√
(4.13)
Gli scambiatori di calore interni all’accumulo vengono considerati con sezione e spessore
costanti, pari rispettivamente ad 1” e ad 1 mm.
Sistemi energetici e loro modellazione
77
Le superfici di scambio termico delle serpentine sono state calcolate utilizzando funzioni lineari
ricavate da dati tecnici di bollitori presenti in commercio. Le funzioni sono riportate nella
Figura 4.29 e nella Figura 4.30 rispettivamente per un bollitore mono serpentino e doppio
serpentino.
Figura 4.29: Area serpentino per bollitore a singolo scambiatore in funzione del suo volume.
Figura 4.30: Aree serpentini per bollitore a doppio scambiatore in funzione del suo volume.
La lunghezza delle serpentine è stata ricavata dai valori di area appena calcolati e dal perimetro
esterno del tubo, pari ad un pollice più un millimetro.
Sono ancora da definire le altezze delle entrate all’accumulo e delle uscite da esso, e le altezze
degli attacchi degli scambiatori di calore.
y = 2,0324x + 0,3753
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
0 0,5 1 1,5 2 2,5
Are
a s
erp
enti
no
[m
2]
Volume accumulo [m3]
y = 1,8665x + 0,5963
y = 0,8764x + 0,4668
0
2
4
6
8
10
12
0 1 2 3 4 5 6
Are
a s
erp
enti
ni
[m2]
Volume accumulo [m3]
Inferiore
Superiore
Sistemi energetici e loro modellazione
78
Quando si ha a che fare con bollitori per acqua calda sanitaria, si ha una sola entrata sul fondo
del bollitore e una sola uscita posta in cima; le altezza sono quindi pari rispettivamente a zero e
all’altezza del bollitore definita con l’equazione (4.13).
Nel caso di accumulo per acqua calda utilizzata come sorgente termica per il chiller ad
assorbimento, la descrizione è la stessa, mentre si ha una configurazione diversa quando si ha un
accumulo per il funzionamento dei pannelli radianti durante il periodo di riscaldamento. In
questo caso l’accumulo possiede due entrate e due uscite per i collegamenti alla caldaia a
condensazione e all’impianto di riscaldamento. Le altezze di entrate e uscite sono direttamente
proporzionali all’altezza totale del bollitore (Figura 4.31).
Figura 4.31: Configurazione dell'accumulo per pannelli radianti.
Anche le altezze degli attacchi degli scambiatori di calore sono direttamente proporzionali alle
altezze dei bollitori. I valori sono riportati nella Tabella 4.8.
Tabella 4.8: Altezze degli attacchi degli scambiatori di calore agli accumuli termici.
H mandata/H tot H ritorno/H tot
Doppio serpentino Inferiore 0,42 0,17
Superiore 0,82 0,65
Mono serpentino Inferiore 0,5 0,15
Funzioni di costo
79
5. Funzioni di costo
L’analisi dei costi è alla base dello studio di ottimizzazione; vengono considerati sia i costi
diretti dovuti all’acquisto delle macchine e alla loro installazione, sia i costi annuali per la loro
manutenzione e sostituzione, sia i costi annuali di energia necessaria al loro funzionamento.
Il capitolo è strutturato in modo simile a quello precedente: le funzioni di costo dei terminali
vengono descritte per prime, poi si passa a quelle dei generatori di calore e di freddo e infine a
quelle di fonti rinnovabili e accumuli termici.
Tutte le curve di costo vengono riportate in funzione di un parametro caratteristico del terminale
o della macchina oggetto di studio. In alcuni casi tale parametro coincide con la variabile di
ottimizzazione legata al componente, come succede per le fonti rinnovabili solari.
Tutte le voci di costo sono state lette dal prezzario delle opere pubbliche messo a disposizione
dalla regione Lombardia [18]. Quando non è stato possibile reperire i costi sul documento [18],
si è ricorsi ad un prezzario molto simile trovato in rete, redatto dalla Camera di Commercio
della provincia di Belluno [19].
Al termine della definizione dei costi degli impianti, è presente un sezione in cui vengono
descritte le funzioni di costo relative ai componenti opachi e trasparenti dell’involucro edilizio,
utili al calcolo della funzione di costo globale quando si considera un involucro con
caratteristiche variabili.
Infine sono presenti due sezioni in cui vengono descritte le voci di costo per l’energia elettrica e
per il gas naturale e il loro prezzo di acquisto dalle reti.
5.1 Terminali
5.1.1 Pannelli radianti
Il costo dei pannelli radianti varia a seconda dell’installazione: pavimento, parete o soffitto. Il
prezzo viene espresso al metro quadro di pannellatura e viene riportato nella Tabella 5.1 per
pannelli a pavimento, a parete o a soffitto.
Per impianti a pavimento la voce selezionata dal prezzario regionale comprende:
- pannelli porta tubo;
- tubazione in polietilene reticolato;
- bordatura isolante;
Funzioni di costo
80
- giunti di dilatazione;
- centralina climatica di regolazione;
- installazione in ambienti con difficoltà di esecuzione.
Per impianti a parete o a soffitto sono compresi:
- pannelli composti da tubi in polipropilene fissati con staffe e clips a binario;
- collettori e teste elettrotermiche;
- collegamento alla rete di distribuzione;
- installazione sotto intonaco o cartongesso.
Tabella 5.1: Costo per pannelli radianti a pavimento, a parete o a soffitto.
Tipologia pannelli Costo [€/m2]
A pavimento 67,79
A parete 151,6
A soffitto 157,05
5.1.2 Ventilconvettori
La voce di costo selezionata per i ventilconvettori presenta le seguenti caratteristiche:
- ventilatore di mandata di tipo assiale;
- batteria in tubi di rame con alettatura in alluminio;
- vasca di raccolta condensa
- filtri in materiale sintetico;
- commutatore di velocità a tre posizioni;
- collegamento a tubazioni esistenti e alla linea di alimentazione elettrica;
- valvole e rivestimento isolante.
La curva di costo è riportata nella Figura 5.1 ed è stata ricavata in funzione della potenza
frigorifera del terminale visto che la potenza termica è sempre più elevata, e risulterà di
conseguenza sufficiente.
Funzioni di costo
81
Figura 5.1: Funzione di costo per ventilconvettori.
5.1.3 Radiatori
Il prezzario riporta il costo di radiatori in ghisa ad elementi componibili preassemblati con le
seguenti caratteristiche:
- valvola d’intercettazione e detentore;
- valvola di sfogo aria;
- collegamento alle tubazioni di andata a ritorno impianto compreso;
- emissione termica 115±5 W per elemento;
- 623 mm di interasse, 680 mm di altezza, 120 mm di profondità.
La curva di costo è stata ricavata in funzione della potenza termica del radiatore, ottenuta dal
prodotto tra il numero degli elementi che lo compongono e la potenza di un singolo elemento,
ed è riportata nella Figura 5.2.
Figura 5.2: Funzione di costo per radiatori.
y = 38,57x + 270,15
0
100
200
300
400
500
600
0 1 2 3 4 5 6 7
Co
sto
[E
uro
]
Potenza frigorifera [kW]
y = 0,1948x + 61,32
0
50
100
150
200
250
300
350
0 250 500 750 1000 1250 1500
Co
sto
[E
uro
]
Potenza termica [W]
Funzioni di costo
82
5.2 Generatori
5.2.1 Generatori di calore
La funzione di costo delle caldaie a condensazione è stata reperita senza problemi dal prezzario.
La voce corrispondente comprende una caldaia a condensazione murale con:
- scambiatore in alluminio-silicio;
- bruciatore automatico in acciaio inox per la combustione di metano a bassa emissione;
- ventilatore a velocità variabile per modulazione della potenza da 20% a 100%;
- pannello di controllo integrato.
Il costo viene fornito per potenze da 10 kW a 115 kW, intervallo che si adatta perfettamente
all’applicazione qui descritta.
La voce a cui si fa riferimento per ricavare il costo di una caldaia tradizionale comprende una
caldaia a basamento in ghisa ad alto rendimento con:
- bruciatore a gasolio o a gas metano;
- pannellatura frontale portastrumenti;
- termostato di regolazione e di sicurezza;
- valvole a sfera per l’intercettazione dei circuiti.
A differenza della caldaia a condensazione, il costo della caldaia tradizionale viene invece
fornito solo per potenze superiori a 80 kW; tuttavia i punti che si trovano sono disposti in modo
da seguire un andamento lineare e quindi viene usata la retta interpolante anche per potenze
minori, nello stesso intervallo di quelle per la caldaia a condensazione.
I risultati ottenuti sono riportati nella Figura 5.3.
Figura 5.3: Funzioni di costo per caldaie a condensazione e tradizionali.
y = 43,515x + 2634
y = 17,283x + 1282,2
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Co
sto
[E
uro
]
Potenza termica [kW]
Condensazione Tradizionale
Funzioni di costo
83
5.2.2 Refrigeratori d’acqua
Per quanto riguarda il chiller tradizionale, la voce selezionata sul prezzario comprende un
refrigeratore d’acqua condensato ad aria con le seguenti caratteristiche:
- ventilatori elicoidali e compressori di tipo scroll;
- resistenze per il riscaldamento dell’olio;
- evaporatore in piastra d’acciaio;
- batterie condensanti con pacco alettato in alluminio;
- quadro elettrico montato a bordo macchina.
Le opere murarie e i collegamenti elettrici sono esclusi.
Il prezzo delle macchine viene riportato solo per potenze nominali inferiori a 37 kW. Come già
fatto per la caldaia tradizionale, si riportano i punti ricavati dal prezzario e poi si utilizza la retta
interpolante per le potenze d’interesse. Il procedimento è giustificato dal fatto che l’andamento
del prezzo è rappresentabile quasi alla perfezione da una retta (Figura 5.4).
La voce di costo del chiller ad assorbimento non è presente sul prezzario della regione
Lombardia, quindi viene letta dal prezzario messo a disposizione dalla camera di commercio
della provincia di Belluno.
Il prezzo è riportato per un chiller ad assorbimento che lavora con una miscela di acqua e
bromuro di litio con le seguenti caratteristiche:
- parzializzazione della potenza in funzione del carico richiesto;
- pompa della soluzione sigillata, a due velocità;
- centralina di controllo a componenti elettronici ed elettromeccanici per la gestione del
gruppo in base alle condizioni di carico dell’impianto;
- allacciamenti idraulici, elettrici e formazione del basamento inclusi nel prezzo.
Come nei casi precedenti, il prezzo è riportato per potenze frigorifere più elevate di quelle
necessarie all’edificio in studio; per potenze inferiori si è utilizzato lo stesso procedimento già
descritto in precedenza, giustificato dal fatto che i prezzi seguono un andamento perfettamente
lineare, come si vede nella Figura 5.5.
Funzioni di costo
84
Figura 5.4: Funzione di costo per chiller a compressione di vapore dotato di compressori scroll.
Figura 5.5: Funzione di costo per chiller ad assorbimento.
y = 145,25x + 2441,8
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Co
sto
[E
uro
]
Potenza frigorifera [kW]
y = 373,96x + 3984,7
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
Co
sto
[E
uro
]
Potenza frigorifera [kW]
Funzioni di costo
85
5.2.3 Pompa di calore
La curva di costo della pompa di calore viene ricavata in funzione della potenza frigorifera
poiché la macchina viene dimensionata su di essa. La potenza termica risulta infatti sempre
maggiore di quella frigorifera, e di conseguenza sarà sicuramente sufficiente a soddisfare il
fabbisogno dell’edificio. Questa particolare caratteristica è visibile anche dalla rappresentazione
del ciclo inverso a compressione di vapore su un diagramma (p,h).
Il costo viene riportato per una pompa di calore refrigerata con acqua di torre o di pozzo con le
seguenti caratteristiche:
- unità a volume di refrigerante variabile R410A;
- compressori ermetici di tipo scroll con regolazione on/off completi di supporti
ammortizzatori;
- resistenza elettrica di riscaldamento dell’olio;
- termostato di lavoro e di sicurezza;
- manometro di alta e bassa pressione e pressostato doppio di sicurezza;
- quadro elettrico e mobile di copertura;
- collegamenti elettrici inclusi.
Il risultato ottenuto è riportato nella Figura 5.6.
Figura 5.6: Funzione di costo per una pompa di calore acqua-acqua.
y = 1040,1x0,6467
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
0 20 40 60 80 100
Co
sto
[E
uro
]
Potenza frigorifera [kW]
Funzioni di costo
86
5.3 Fonti rinnovabili e accumuli termici
5.3.1 Solare fotovoltaico
La prima voce selezionata dal prezzario nell’ambito delle fonti rinnovabili è quella che
comprende un modulo fotovoltaico con celle al silicio monocristallino con le seguenti
caratteristiche:
- 60 celle di forma quadrata di colore nero;
- area del modulo 1,7 m2;
- efficienza del modulo > 10%;
- tensione massima 750 V;
- scatola di connessione IP 65 certificata IEC 61215;
- struttura di supporto modulare in profilati di alluminio;
- installazione su tetto a falda inclinata;
La voce relativa al modulo con celle al silicio policristallino comprende:
- 60 celle di forma quadrata di colore blu;
- area del modulo 1,7 m2;
- efficienza del modulo > 10%;
- tensione massima 750 V;
- scatola di connessione IP 65 certificata IEC 61215;
- struttura di supporto modulare in profilati di alluminio;
- installazione su tetto a falda inclinata;
Le voci del documento qui descritte riportano solamente i prezzi di moduli fotovoltaici di bassa
potenza (fino a 200 W di picco). Per determinare i costi dei moduli selezionati per questo studio
è stato svolto un procedimento simile a quello effettuato per i casi precedenti: per prima cosa si
è determinata la funzione di costo per le potenze riportate e poi si sono estrapolati i dati per i
valori di potenza più elevati necessari all’applicazione. Si sono così determinati i costi unitari
di un modulo in silicio monocristallino e di uno in silicio policristallino, che vengono riportati
nella
Tabella 5.2. Le funzioni di costo corrispondenti saranno necessariamente delle rette.
Tabella 5.2: Prezzi unitari dei moduli fotovoltaici.
Tipo modulo Costo [€/modulo]
Monocristallino 1616,9
Policristallino 1255,8
Funzioni di costo
87
5.3.2 Accumuli termici
Tutti i serbatoi o bollitori di acqua presenti nelle diverse configurazioni impiantistiche sono stati
scelti di forma cilindrica verticale. Essendo presenti due tipologie di bollitori, sono state
calcolate due funzioni di costo differenti a seconda del numero di scambiatori presenti
all’interno di essi (Figura 5.7).
Per un bollitore mono serpentino il costo riportato sul prezzario comprende:
- bollitore in acciaio vetrificato;
- serpentina di scambio termico per la produzione di acqua calda sanitaria;
- isolamento e rivestimento esterno;
- rubinetto di scarico;
- termometro, termostato e valvole di sfiato;
- allacciamento all’impianto idrico-sanitario e a quello di riscaldamento.
Per bollitore a doppio serpentino:
- bollitore in acciaio vetrificato;
- due serpentine di scambio termico per la produzione di acqua calda funzionanti una per
il circuito solare e una per integrazione con caldaia;
- isolamento in lana di roccia e rivestimento esterno;
- rubinetto di scarico;
- termometro, termostato e valvole di scarico;
- allacciamento all’impianto idrico-sanitario, a quello di riscaldamento e a quello solare.
Figura 5.7: Funzioni di costo per due tipologie di bollitori.
y = 1,7601x + 1579,8
y = 1,1807x + 1266,7
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Co
sto
[E
uro
]
Capacità [l]
Doppio serpentino Mono serpentino
Funzioni di costo
88
5.3.3 Solare termico
La voce selezionata dal prezzario per i collettori solari comprende:
- piastra captante ad alta selettività;
- accessori necessari al montaggio ed ai collegamenti tra i componenti solari;
- isolamento in poliuretano ad alta densità;
- valvola miscelatrice termostatica per acqua sanitaria;
- collegamenti elettrici ed idraulici;
- installazione su tetto a falda inclinata.
Tuttavia il prezzario non riporta voci contenenti il costo dei singoli pannelli, ma solo costi di
soluzioni integrate a bollitori. Per determinare il costo del solo pannello è stata quindi sottratta
la funzione di costo del bollitore a doppio serpentino trovata in precedenza al prezzo totale di
collettore+bollitore, calcolata in corrispondenza della giusta dimensione di quest’ultimo
riportata in voce. Viene così determinata una prima funzione di costo per pannelli di area
minore o uguale a circa 8 metri quadri (valori disponibili sul prezzario); in seguito da questa
funzione vengono estrapolati i costi per sistemi di area maggiore, come fatto in precedenza per
altri componenti.
Il risultato ottenuto è riportato nella Figura 5.8. Vengono inseriti anche i risultati relativi a
sistemi di area più elevata rispetto a quelli presenti sul prezzario, ottenuti con la retta
interpolante.
Figura 5.8: Funzione di costo per collettori solari piani.
y = 394,24x + 207,34
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
0 20 40 60 80
Co
sto
[E
uro
]
Area [m2]
Funzioni di costo
89
5.4 Componenti d’involucro
5.4.1 Isolamento termico
Per l’isolamento termico delle pareti esterne verticali e del pavimento del sotto-tetto vengono
utilizzate due funzioni di costo tratte da [20], riportate nella Figura 5.9. Entrambe le funzioni
sono comprensive dell’acquisto e della posa in opera di pannelli isolanti in polistirene espanso
sinterizzato (EPS), e hanno una quota fissa in cui è compreso anche il costo della muratura. Le
funzioni disegnate indicano quindi i costi per unità superficie di una parete comprensiva di
intonaco, blocchi in laterizio e isolante, al variare della resistenza termica di quest’ultimo.
Figura 5.9: Funzione di costo per isolamento termico delle superfici opache dell'involucro.
5.4.2 Serramenti
Anche le funzioni di costo delle superfici trasparenti sono state tratte da [20] per tre tipologie di
serramenti caratterizzati da tre livelli differenti di performance energetiche (Figura 5.10).
Figura 5.10: Funzioni di costo per le tipologie di serramenti selezionate.
y = 13,33x + 107,51
y = 13,33x + 131,27
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
0 0,5 1 1,5 2
Co
sto
[E
uro
/m2]
Resistenza termica [m2Kh/kJ]
Pareti esterne Sotto-tetto
y = 307.38x
y = 342,23x
y = 867.2x
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 1 2 3 4 5 6
Co
sto
[E
uro
]
Area serramento [m2]
Doppio vetro
(U=2,83)
Doppio vetro con
Argon (U=1,27)
Triplo vetro
(U=0,7)
Funzioni di costo
90
5.5 Costo dell’energia elettrica
Il costo dell’energia elettrica sul territorio italiano varia a seconda della regione in cui ci si trova
e delle tipologia di cliente.
Il mercato dell’energia elettrica, come quello del gas, è un mercato libero: questo significa che
ogni cliente ha la possibilità di scegliere il proprio fornitore fra tutti quelli operanti nel
panorama nazionale. In questo caso il prezzo viene stabilito di comune accordo tra cliente e
fornitore, entro certi limiti imposti dall’Autorità, e si parla di cliente idoneo. Se si sceglie di non
avvalersi di tale possibilità, si viene inseriti d’ufficio sul Mercato di Maggior Tutela; in questo
caso si parla di cliente vincolato. I prezzi dell’energia per clienti vincolati sono fissi e sono
stabiliti dall’Autorità nella figura dell’AEEGSI.
In rete sono disponibili moltissime offerte per clienti idonei da svariate società operanti su tutto
il territorio, che includono anche pacchetti con gas e energia elettrica. Tuttavia in questo studio
si utilizzano i prezzi stabiliti dall’AEEGSI per clienti vincolati, in modo da attribuire maggiore
oggettività ai risultati ottenuti. Le tabelle e i prezzi riportati in seguito hanno come fonte il sito
ufficiale dell’AEEGSI13
.
La Tabella 5.3 riporta i prezzi dell’energia elettrica, imposte escluse, per clienti domestici per il
IV trimestre dell’anno 2017. L’offerta può essere monoraria, se si sceglie di avere un prezzo
fisso dell’energia in qualsiasi ora del giorno e della settimana, o bioraria: in questo caso la fascia
F1 comprende le ore dalle 8 alle 19 dei giorni dal lunedì al venerdì, festività nazionali escluse,
mentre le fasce F2 e F3 comprendono le restanti ore della settimana e le festività.
Nella voce ‘materia energia’ è compreso il prezzo dell’energia vera e propria, più le componenti
per il dispacciamento e la perequazione; nella voce ‘trasporto e gestione del contatore’ sono
comprese le componenti per la trasmissione, la distribuzione e la misura dell’energia elettrica.
Gli oneri di sistema comprendono invece tre componenti tariffarie:
- componenti A: coprono gli oneri sostenuti nell’interesse generale del sistema elettrico,
tra cui l’incentivazione all’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili, rappresentata dalla
componente A3;
- componenti UC: coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico;
- componenti MCT: comprendono il corrispettivo a copertura del Finanziamento delle
misure di compensazione territoriale per lo smantellamento delle centrali nucleari.
Ai valori riportati nella Tabella 5.3 sono da aggiungere le imposte, per ottenere il costo lordo
finale di un kWh di energia elettrica.
Le imposte sono riportate nella Tabella 5.4. Il valore dell’imposta erariale è quello relativo agli
usi domestici con un valore di potenza impiegata oltre i 3 kW. L’IVA per usi domestici in cui si
includono anche i servizi condominiali è pari al 10%.
13
https://www.autorita.energia.it/it/prezzi.htm
Funzioni di costo
91
Tabella 5.3: Costi dell'energia elettrica per clienti domestici, imposte escluse.
1 ottobre - 31 dicembre 2017 Materia energia Trasporto e gestione del
contatore
Oneri di sistema
Monorario Biorario
Quota energia (euro/kWh) fascia unica fascia F1 fascia F23
kWh/anno: da 0 a 1800 0,07947 0,08698 0,07593 0,00842
0,026722
oltre 1800 0,08258 0,09009 0,07904 0,057962
Quota fissa (euro/anno) 34,6434 18,9600 -
Quota potenza (euro/kW/anno)
- 21,6873 -
Tabella 5.4: Imposte sull'energia elettrica.
ACCISA - Imposta erariale c€/kWh
USI DOMESTICI
Forniture per abitazione di residenza anagrafica ("prima casa")
• Forniture fino a 3 kW*
- Consumi fino a 150 kWh/mese 0
- Consumi oltre 150 kWh/mese 2,27
• Forniture oltre 3 kW 2,27
Forniture per non residenti ("seconde case") 2,27
ILLUMINAZIONE PUBBLICA
• Forniture con qualsiasi livello di consumo 1,25
ALTRI USI
Forniture fino a 1.200.000 kWh/mese
- Primi 200.000 kWh consumati nel mese 1,25
- Consumi oltre 200.000 kWh nel mese 0,75
Forniture oltre 1.200.000 kWh/mese
- Primi 200.000 kWh consumati nel mese 1,25
- Consumi oltre 200.000 kWh nel mese 4820 € in misura fissa
IVA Aliquota
USI DOMESTICI e assimilati - Servizi condominiali (edifici residenziali) 10%
ILLUMINAZIONE PUBBLICA 22%
ALTRI USI
- Per uso di imprese estrattive, agricole e manifatturiere comprese le poligrafie, editoriali e simili, funzionamento degli impianti irrigui e di sollevamento e scolo delle acque da parte di Consorzi di bonifica e Consorzi di irrigazione
10%
- Altre attività 22%
Il costo finale del kWh di energia elettrica per una tariffa monoraria è riportato nella Tabella
5.5, mentre la sua composizione percentuale nella Figura 5.11. Si può notare come il costo
dell’energia elettrica vera e propria sia meno della metà del costo totale della bolletta elettrica;
Funzioni di costo
92
inoltre la percentuale riportata sotto la voce ‘materia energia’ tiene conto anche del costo delle
perdite di rete e dei costi del dispacciamento, quindi l’energia effettivamente consumata incide
per meno del 40% sul totale. Gli oneri per il corretto funzionamento del sistema e le accise
coprono la restante metà e oltre.
Tabella 5.5: Costo per componente di un kWh di energia elettrica.
Componente Costo [c€/kWh]
Materia energia 8,258
Trasporto e gestione del contatore 0,842
Oneri di sistema 5,796
Imposte 3,987
Totale 18,883
Figura 5.11: Composizione percentuale del costo di un kWh elettrico.
Definito il prezzo di acquisto dell’energia elettrica dalla rete, è necessario determinare anche
quello di vendita, vista la presenza di un impianto fotovoltaico che potrebbe produrre in
determinate ore più energia di quella realmente necessaria all’edificio.
La modalità di vendita scelta è quella del ritiro dedicato: consiste nella cessione dell’energia
elettrica immessa in rete al Gestore dei Servizi Energetici-GSE, che provvede a remunerarla
direttamente al produttore, con un prezzo per ogni kWh ritirato.
L’energia elettrica immessa in rete con questo meccanismo viene valorizzata dal GSE al prezzo
medio zonale orario, ovvero al prezzo medio mensile per fascia oraria che si forma sul mercato
elettrico. I produttori di piccola taglia, come in questo caso studio, ricevono dal GSE una
remunerazione garantita ai cosiddetti ‘prezzi minimi garantiti’ per i primi 2 milioni di kWh
annui immessi in rete, senza pregiudicare la possibilità di ricevere di più nel caso in cui la
remunerazione a prezzi orari zonali dovesse risultare più vantaggiosa.
43,7%
4,5%
30,7%
21,1% Materia energia
Trasporto e gestione del
contatore
Oneri di sistema
Imposte
Funzioni di costo
93
I prezzi minimi garantiti sono aggiornati ogni anno dall’AEEG; i valori per le diverse fonti
rinnovabili per l’anno 2017 sono riportati nella Tabella 5.614
.
Tabella 5.6: Prezzi minimi garantiti per il ritiro dedicato di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile
per l'anno 2017.
I prezzi medi zonali orari per l’anno 2017 sono riportati nella Tabella 5.8; al momento della
scrittura non sono ancora disponibili quelli relativi ai mesi di ottobre, novembre e dicembre,
motivo per cui in questi mesi si considerano quelli relativi all’anno 2016. I prezzi vengono
riportati in funzione della zona in cui è situato l’impianto e della fascia oraria in cui viene
prodotta l’energia. La zona a cui si deve fare riferimento in questo studio è la zona Nord, mentre
le fasce orarie sono state definite dalla delibera AEEG 181/06 [21] e sono riportate nella Tabella
5.7.
Tabella 5.7: Definizione delle fasce orarie come da delibera AEEG.
14
http://www.gse.it/it/Ritiro%20e%20scambio/Ritiro%20dedicato/Pages/default.aspx
Funzioni di costo
94
Tabella 5.8: Prezzi medi zonali espressi in euro/MWh.
Funzioni di costo
95
5.6 Costo del gas naturale
Anche nel settore del gas naturale vi è una distinzione tra clienti idonei e clienti vincolati. Come
già fatto per l’energia elettrica, anche in questo caso si considerano i prezzi per clienti vincolati
che acquistano il gas naturale ai prezzi presenti sul Mercato di Tutela.
I prezzi vengono stabiliti trimestralmente dall’AEEGSI; nella Tabella 5.9 vengono riportati
quelli relativi ad un’utenza condominiale situata in Lombardia per il IV trimestre dell’anno
201715
.
Tabella 5.9: Prezzi di fornitura del gas naturale per il IV trimestre 2017, accise escluse.
Condomini con uso domestico Materia
gas naturale
Trasporto e gestione del
contatore Oneri di sistema Ambito nord orientale
1 ottobre - 31 dicembre 2017
Quota energia (euro/smc)
consumo Smc/anno: da 0 a 120
0,244833
0,042657 0,021397
da121 a 480 0,106106 0,058997
da 481 a 1.560 0,100730 0,043097
da 1.561 a 5.000 0,100975 0,038697
da 5.001 a 80.000 0,086232 0,033397
da 80.001 a 200.000 0,064730 0,025597
Quota fissa (euro/anno)
78,35
-27,01 portata contatore: classe fino a G6 49,53
classe da G10 a G40 363,41
classe oltre G40 898,84
La voce ‘materia gas naturale’ comprende il costo della materia prima gas, più le componenti
per la vendita al dettaglio e per gli oneri di gradualità; la voce ‘trasporto e gestione del
contatore’ comprende i costi per la distribuzione, la misura, il trasporto, la qualità e la
perequazione, mentre gli oneri di sistema comprendono il bonus sociale e gli incentivi al
risparmio energetico.
Le accise sono riportate nella Tabella 5.10 in funzione di quattro scaglioni di consumo, per usi
civili e industriali; esse coprono più del 40% del costo totale della bolletta del gas e si dividono
in tre categorie:
- imposta sul consumo;
- addizionale regionale ARISGAM (non presente per la regione Lombardia);
- IVA.
15
https://www.autorita.energia.it/it/prezzi.htm
Funzioni di costo
96
Tabella 5.10: Accise sul gas naturale espresse in c€/Smc.
IMPOSTE USI CIVILI USI INDUSTRIALI
Fascia di consumo annuo < 120 m3
120-480 m
3
480-1.560 m
3
> 1.560 m
3
< 1,2 M(m
3)
> 1,2 M(m
3)
ACCISA
Normale 4,4000 17,5000 17,0000 18,6000 1,2498 0,7499
Territori ex Cassa del Mezzogiorno
3,8000 13,5000 12,0000 15,0000 1,2498 0,7499
ALIQUOTA IVA (%) 10 10 22 22 10 10
Il costo totale per la fascia di consumo 5001/80000 Smc è riportato nella Tabella 5.11 e la sua
composizione percentuale nella Figura 5.12. Si può notare come le imposte incidano per quasi
la metà sul prezzo totale della bolletta del gas, addirittura in maggior misura della quota data dal
consumo di gas vero e proprio.
Per trasformare tali prezzi espressi in unità di volume in costi per unità di energia, è necessario
utilizzare il potere calorifico del gas naturale, assunto pari a 9,6 kWh/Smc.
Tabella 5.11: Costo per componente di uno Smc di gas naturale.
Componente Costo [cEuro/Smc]
Materia gas naturale 24,483
Trasporto e gestione del contatore 8,623
Oneri di sistema 3,340
Imposte 30,710
Totale 67,156
Figura 5.12: Composizione percentuale del costo di uno Smc di gas naturale.
36,5%
12,8% 5%
45,7% Materia gas naturale
Trasporto e gestione
del contatore
Oneri di sistema
Imposte
Analisi dei risultati
97
6. Analisi dei risultati
In questo capitolo vengono analizzati i risultati ottenuti dagli studi di ottimizzazione. Le
simulazioni effettuate si possono suddividere principalmente in tre fasi:
1. ottimizzazione dell’impianto per l’edificio che possiede la configurazione d’involucro
di progetto;
2. ottimizzazione dell’impianto per l’edificio che possiede la configurazione d’involucro
ottimizzata;
3. ottimizzazione dell’impianto per l’edificio che possiede configurazioni d’involucro con
caratteristiche meno performanti rispetto alla condizione di progetto;
Nella prima fase vengono utilizzati come dati di input i profili di carico riportati nel capitolo 3,
che derivano dalla simulazione energetica dinamica dell’edificio, il cui involucro possiede le
caratteristiche di progetto descritte nello stesso capitolo. Nella seconda fase si utilizza una
soluzione d’involucro migliorativa rispetto a quella di progetto e i profili di carico che ne
derivano. Nella terza fase vengono considerati due involucri che possiedono elementi meno
performanti rispetto alle soluzioni precedenti: nel primo caso viene ridotto l’isolamento delle
pareti esterne e delle due superfici orizzontali a contatto con le zone non climatizzate, mentre
nel secondo caso si va ad agire anche sull’involucro trasparente utilizzando componenti meno
efficienti. L’obiettivo principale di queste tre fasi è verificare cosa succede ai parametri ottimali
relativi all’impianto quando si considerano involucri con diversi livelli di performance
energetica, ma ognuno con caratteristiche fisse, ovvero che non cambiano nel corso della
simulazione.
Per ogni fase si sono svolte tre ottimizzazioni relative rispettivamente alla funzione di costo
globale, all’energia primaria non rinnovabile e all’energia primaria globale.
Per ognuna di queste simulazioni viene riportata la rappresentazione dello spazio delle soluzioni
in diagrammi che hanno il costo globale per unità di superficie utile in ordinata e il consumo di
energia primaria per unità di superficie utile in ascissa. Ne risultano delle nuvole di punti con
forme caratteristiche a seconda della funzione in esame, nelle quali si va ad individuare di volta
in volta il punto corrispondente alla combinazione delle variabili indipendenti che genera il
minimo della funzione. Il valore assunto da tali variabili è l’oggetto su cui si devono basare le
successive considerazioni sui risultati ottenuti.
Analisi dei risultati
98
6.1 Ottimizzazione d’impianto con involucro di progetto
6.1.1 Funzione obiettivo: costo globale
Dallo studio di minimizzazione della funzione di costo globale è stata ricavata una nuvola di
punti, ognuno dei quali corrisponde ad una diversa combinazione delle variabili indipendenti.
Lo spazio delle soluzioni viene rappresentato su un diagramma che riporta in ordinata il costo
globale per unità di superficie utile e in ascissa il corrispondente consumo di energia primaria
per unità di superficie (Figura 6.1). La distribuzione dei punti della parte inferiore della nuvola
ricorda la forma di una parabola tipica della curva di costo ottimale per cui per consumi sempre
minori, e quindi per sistemi sempre più efficienti, il costo corrispondente aumenta. Il punto in
cui la funzione di costo globale ha il suo valore minimo è quello individuato dai valori nella
figura; la corrispondente combinazione delle variabili indipendenti che dà origine a questo
punto è riportata nella Tabella 6.1.
Figura 6.1: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro di progetto.
Avendo svolto l’ottimizzazione sul costo globale si può notare come i parametri energetici non
siano i migliori possibili. Ad esempio sulla copertura vengono installate fonti rinnovabili solo in
un quota pari al 10% della superficie totale disponibile, viene impiegato un modulo fotovoltaico
meno costoso e quindi meno efficiente, la dimensione degli accumuli solari è la più piccola
disponibile, e si utilizzano ventilconvettori che hanno un costo molto minore rispetto ai pannelli
radianti che sarebbero ottimi se accoppiati con una pompa di calore.
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 60 80 100 120 140 160 180 200
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
EPgl [kWh/m2anno]
Cg=182,47 €/m2
EPgl=106,3 kWh/m2anno
Analisi dei risultati
99
La diretta conseguenza è l’elevato consumo di energia primaria per unità di superficie, oggetto
di studio nella successiva sezione.
Tabella 6.1: Valori delle variabili nel punto di ottimo della funzione di costo globale per l’edificio che
possiede la configurazione d’involucro di progetto.
Variabile Valore - Tipologia componente
Tipo impianto 1 - Pompa di calore
Tipo terminale 2 - Ventilconvettori
Modulo fotovoltaico 1 - Policristallino
Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico
Dimensione accumuli solari 50 [l/m2]
Percentuale di tetto coperta 10%
Percentuale di fotovoltaico 90%
6.1.2 Funzione obiettivo: energia primaria
La minimizzazione dell’energia primaria viene svolta sia per la quota non rinnovabile, che tiene
conto solo delle fonti fossili che si utilizzano per soddisfare i fabbisogni dell’edificio, sia per la
quota globale, che tiene conto anche del contributo delle fonti rinnovabili. I risultati ottenuti
sono rappresentati nella Figura 6.2 e i corrispondenti valori delle variabili nei punti di ottimo
sono riportati nella Tabella 6.2.
Figura 6.2: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro di progetto.
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
Energia primaria [kWh/m2anno]
PE non rinnovabile PE globale
Cg=363,6 €/m2
EPnren=57,84 kWh/m2anno
Cg=371 €/m2
EPgl=71,51 kWh/m2anno
Analisi dei risultati
100
Tabella 6.2: Valori delle variabili nei punti di minimo fabbisogno di energia primaria per l’edificio che
possiede la configurazione d’involucro di progetto..
Variabile Valore - Tipologia componente
EPnren
Valore - Tipologia componente
EPgl
Tipo impianto 1 - Pompa di calore 1 - Pompa di calore
Tipo terminale 3 - Pannelli radianti 3 - Pannelli radianti
Modulo fotovoltaico 2 - Monocristallino 2 - Monocristallino
Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico 1 - Gas
Dimensione accumuli solari 100 [l/m2] 100 [l/m
2]
Percentuale di tetto coperta 100% 100%
Percentuale di fotovoltaico 70% 80%
Si può notare come le distribuzioni abbiano la stessa forma, ma sono traslate una rispetto
all’altra di una quota pari alla quantità di energia auto-consumata prodotta dal sistema
fotovoltaico, che è la reale differenza fra le due definizioni.
Analogamente a quanto succede per il costo globale, anche in questo caso ai punti di ottimo
dell’energia corrisponde un valore non ottimale di costo, che è più del doppio rispetto al valore
trovato nella sezione precedente. Infatti le variabili assumono i valori corrispondenti agli
elementi più performanti dal punto di vista energetico, come i pannelli radianti o i moduli
fotovoltaici monocristallini, ma naturalmente anche più costosi. Inoltre la copertura risulta
totalmente utilizzata per l’installazione di fonti rinnovabili nelle misure riportate in tabella, cosa
che influisce ulteriormente in modo negativo sul costo globale.
Le uniche differenze tra la minimizzazione dell’energia primaria non rinnovabile e quella
globale sono la tipologia di riscaldatore ausiliario per acqua calda sanitaria e la percentuale di
ripartizione delle fonti rinnovabili solari. La motivazione risiede nei valori dei fattori di
conversione in energia primaria: nel calcolo della quota non rinnovabile l’energia elettrica ha un
fattore pari a 1,95, mentre nel calcolo della quota globale il fattore è pari a 2,42; per questo
motivo nel secondo caso è risultato un riscaldatore a gas, il quale ha un fattore di conversione
più basso, e una quantità maggiore di solare fotovoltaico in modo da ridurre la quantità di
energia elettrica acquistata dalla rete.
Da queste prime simulazioni risulta già evidente che la progettazione di un edificio ad energia
quasi zero non può essere orientata solamente alla minimizzazione del costo globale o
dell’energia primaria. L’obiettivo principale è trovare il giusto compromesso tra le due funzioni,
in modo da evitare di avere un progetto inaccettabile dal punto di vista dell’investimento o dal
punto di vista delle performance energetiche.
Tuttavia in entrambi i casi i risultati sono concordanti sul sistema energetico da utilizzare,
ovvero la pompa di calore. Questa configurazione d’impianto, corrispondente allo schema A
rappresentato nel capitolo 4, è vantaggiosa sotto molti punti di vista: prima di tutto non si rende
necessaria l’installazione di un doppio generatore poiché la pompa di calore è in grado di
Analisi dei risultati
101
produrre sia energia termica per la climatizzazione invernale, sia energia frigorifera per la
climatizzazione estiva, con ottimi rendimenti in entrambe le stagioni.
In secondo luogo la pompa di calore è vantaggiosa dal punto di vista dell’alimentazione: il suo
fabbisogno di energia elettrica può essere coperto in parte dal sistema fotovoltaico, motivo per
cui i risultati delle simulazioni sono anche concordanti dal punto di vista della percentuale di
fonti rinnovabili elettriche da installare, che è sempre maggiore rispetto alla quota di solare
termico.
Infine il solare termico, se pur installato in misura minore rispetto al solare fotovoltaico, riduce
il fabbisogno di energia termica da fonte fossile per la produzione di acqua calda sanitaria
durante tutto l’anno. In altre configurazioni d’impianto questo non sarebbe possibile perché in
certi periodi dell’anno il solare termico verrebbe anche utilizzato per la climatizzazione
invernale o per quella estiva o per entrambe.
L’incidenza delle fonti rinnovabili sulle due principali funzioni obiettivo verrà trattata nel
dettaglio nella sezione 6.4.
Analisi dei risultati
102
6.2 Ottimizzazione d’impianto con involucro ottimizzato
6.2.1 Caratteristiche dell’involucro e relativi fabbisogni energetici dell’edificio
Per determinare i parametri che rendono ottimale l’involucro edilizio dal punto di vista dei
consumi energetici, è stata svolta una simulazione uguale a quella utilizzata in questo studio per
la parte impiantistica. Le variabili di ottimizzazione considerate sono quelle legate ai
componenti opachi e trasparenti dell’involucro, quali lo spessore degli isolanti, la tipologia di
serramenti e le loro dimensioni. I risultati sono stati tratti da [12] e vengono riportati di seguito.
Nella Tabella 6.3 sono presenti le modifiche da apportare ai componenti dell’involucro opaco in
termini di spessore degli isolanti; rispetto alle condizioni di progetto, questi vengono
raddoppiati, causando una diminuzione del valore di trasmittanza termica. Oltre alle pareti
esterne, si può notare che lo spessore degli isolanti viene aumentato anche nel pavimento del
sotto-tetto e in quello del primo pianto poiché entrambi sono confinanti con zone non
climatizzate.
Per quanto riguarda l’involucro trasparente vengono apportate diverse modifiche rispetto alla
condizione di progetto. Innanzitutto viene cambiata la tipologia di serramenti presente negli
appartamenti: si passa da un serramento a doppio vetro ad uno a triplo vetro, i cui valori
principali sono riportati nella Tabella 6.4. Le altezze dei serramenti vengono mantenute costanti
e pari a 2,4 m, mentre le altezze possono variare a seconda del piano e dell’orientamento
dell’appartamento. Negli altri ambienti (scale, bagni e negozi) vengono mantenuti gli stessi
serramenti di progetto, le cui caratteristiche sono riportate nel capitolo 3.
Tabella 6.3: Caratteristiche delle componenti opache dell'involucro ottimizzato.
Componente
opaca
Componenti
in-->out
Spessore
[m]
Spessore totale
[m]
Trasmittanza
termica
[W/m2K]
Pareti
esterne
Intonaco 0,020
0,525 0,152 Mattoni porosi 0,300
Isolante 0,200
Intonaco 0,005
Pavimento
sotto-tetto
Cemento 0,200
0,420 0,131 Isolante 0,200
Intonaco 0,020
Pavimento
piano 1
Piastrelle 0,015
0,530 0,194
Spazio tecnico 0,095
Isolante 0,200
Cemento 0,200
Intonaco 0,020
Analisi dei risultati
103
Un altro parametro che viene utilizzato come variabile di ottimizzazione è la profondità delle
logge in cui sono installati alcuni serramenti degli appartamenti. In sede di progetto le logge
hanno tutte la stessa profondità di 1,81 m, mentre dopo il processo di ottimizzazione assumono
valori diversi a seconda del piano e dell’orientamento, come riportato nella Tabella 6.5.
Infine si ipotizza anche l’inserimento di aggetti sopra le aperture della facciata Sud in modo da
limitare gli apporti solari durante la stagione estiva, ma non durante quella invernale (in inverno
i raggi solari hanno un’inclinazione minore e non vengono così intercettati dagli aggetti). Tali
schermature fisse hanno una profondità pari a 0,30 m per il primo piano e pari a 1,20 m per i
piani dal secondo al quinto.
Tabella 6.4: Caratteristiche dei serramenti dell’involucro di progetto e di quello ottimizzato.
Situazione involucro Tipo di serramento Trasmittanza termica
[W/m2K]
g-value
[%]
Progetto 4/16/4 1,27 0,591
Ottimizzato 6/12/4/12/4 0,7 0,294
Tabella 6.5: Profondità delle logge per ogni piano e orientamento.
Piano Orientamento Profondità [m]
Piano 1
Nord 3,00
Sud 1,20
Est, Ovest 1,80
Piani 2, 3, 4 Nord 2,10
Sud 2,70
Piano 5 Nord 3,00
Sud 2,40
Con tali caratteristiche dell’involucro, viene effettuata nuovamente una simulazione dinamica in
modo da determinare i fabbisogni di energia dell’edificio con la nuova configurazione. I profili
di carico così determinati hanno la stessa forma di quelli calcolati per l’edificio in stato di
progetto, ma i picchi di potenza richiesta subiscono una riduzione grazie alle migliori
caratteristiche isolanti dell’involucro. Ovviamente la diminuzione di potenza richiesta incide sui
consumi annui di energia. Nella Figura 6.3 si vede che l’energia necessaria a soddisfare i
fabbisogni in ambiente cala di una quota pari a quasi il 30% rispetto alle condizioni di progetto
sia nella stagione invernale che in quella estiva.
Analisi dei risultati
104
Figura 6.3: Valori dei fabbisogni annui di energia dell'edificio con involucro di progetto e involucro
ottimizzato.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Riscaldamento Raffrescamento
Fa
bb
iso
gn
o a
nn
uo
[k
Wh
]
Progetto
Ottimizzazione
-27,2% -28,8%
23,02
kWh/m2
11.89
kWh/m2
16,75
kWh/m2
8,63
kWh/m2
Analisi dei risultati
105
6.2.2 Funzione obiettivo: costo globale
La nuvola di punti ottenuta dall’ottimizzazione della funzione di costo globale per l’involucro
con le caratteristiche descritte in precedenza è rappresentata nella Figura 6.4, mentre la
combinazione delle variabili che genera il punto di minimo è riportata nella Tabella 6.6. Da
quest’ultima si nota che le variabili assumono gli stessi valori di quelle relative al caso
precedente in cui era presente l’involucro di progetto; ovviamente le coordinate dei punti che
formano la nuvola sono diverse, visto che i fabbisogni dell'edificio sono calati. La nuvola è
infatti traslata leggermente a sinistra rispetto a quella ottenuta per l’edificio con l’involucro di
progetto.
Figura 6.4: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata.
Tabella 6.6: Valori delle variabili nel punto di ottimo della funzione di costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata.
Variabile Valore - Tipologia componente
Tipo impianto 1 - Pompa di calore
Tipo terminale 2 - Ventilconvettori
Modulo fotovoltaico 1 - Policristallino
Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico
Dimensione accumuli solari 50 [l/m2]
Percentuale di tetto coperta 10%
Percentuale di fotovoltaico 90%
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 60 80 100 120 140 160 180 200
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
EPgl [kWh/m2anno]
Cg=174,47 €/m2
EPgl=100,4 kWh/m2anno
Analisi dei risultati
106
6.2.3 Funzione obiettivo: energia primaria
Le nuvole di punti ottenute dalle simulazioni con obiettivo l’energia primaria sono rappresentate
nella Figura 6.5. La disposizione dei risultati è molto simile a quella ottenuta con le
caratteristiche d’involucro di progetto; nuovamente cambiano solo i valori delle coordinate dei
punti di ottimo e di quelli che formano la nuvola visto che si ha a che fare con un edificio con
fabbisogni diversi. Anche i valori delle variabili che generano i punti di minimo non cambiano
rispetto al primo caso analizzato (Tabella 6.7).
Figura 6.5: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata.
Tabella 6.7: Valori delle variabili nei punti di minimo fabbisogno di energia primaria per l’edificio che
possiede la configurazione d’involucro ottimizzata.
Variabile Valore - Tipologia componente
EPnren
Valore - Tipologia componente
EPgl
Tipo impianto 1 - Pompa di calore 1 - Pompa di calore
Tipo terminale 3 - Pannelli radianti 3 - Pannelli radianti
Modulo fotovoltaico 2 - Monocristallino 2 - Monocristallino
Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico 1 - Gas
Dimensione accumuli solari 100 [l/m2] 100 [l/m
2]
Percentuale di tetto coperta 100% 100%
Percentuale di fotovoltaico 70% 80%
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
Energia primaria [kWh/m2anno]
PE non rinnovabile PE globale
Cg=358,75 €/m2
EPnren=55,14 kWh/m2anno
Cg=366,22 €/m2
EPgl=67,39 kWh/m2anno
Analisi dei risultati
107
6.3 Ottimizzazione d’impianto con involucri non performanti
6.3.1 Caratteristiche degli involucri e relativi fabbisogni energetici dell’edificio
I due involucri a cui si fa riferimento in questa sezione hanno caratteristiche riconducibili ad
involucri esistenti. Il secondo di essi, che d’ora in poi sarà chiamato involucro numero 4,
possiede un basso livello di isolamento termico delle pareti esterne e di quelle confinanti con
ambienti non climatizzati (solo 4 cm), oltre a serramenti del tipo a doppio vetro 4/16/4, poco
efficienti; questi hanno un valore di trasmittanza termica pari a 2,83 W/(m2K) e del fattore
solare g pari a 0,755, mentre l’influenza che la scarsa quantità di isolante ha sulle caratteristiche
dei componenti opachi è descritta nella Tabella 6.8. Gli altri elementi dell’involucro (tipologia
dei serramenti, aggetti esterni, profondità delle logge) vengono mantenuti uguali alla situazione
ottimale.
Nell’ultima soluzione d’involucro, identificata con il numero 3, viene ipotizzato di effettuare un
intervento di miglioramento rispetto alla condizione numero 4 tramite la sostituzione di tutti i
serramenti a doppio vetro con elementi a triplo vetro, molto più performanti.
Tabella 6.8: Caratteristiche dei componenti opachi per gli involucri 3 e 4.
Componente Spessore totale
[m]
Trasmittanza termica
[W/m2K]
Pareti esterne 0,365 0,464
Pavimento piano 1 0,370 0,438
Pavimento sotto-tetto 0,260 0,510
Ovviamente gli elementi dell’involucro meno performanti incidono negativamente sul
fabbisogno totale per la climatizzazione dell’edificio. Nella Figura 6.6 si nota che il fabbisogno
per riscaldamento invernale cresce a causa delle maggiori dispersioni dell’edificio verso
l’esterno, mentre quello per raffrescamento estivo è minore di quello ottenuto in fase di
progetto: questo dimostra che un edificio ben isolato è un vantaggio nella stagione invernale, ma
può diventare uno svantaggio in quella estiva. Tuttavia il valore d’interesse è la somma dei due
fabbisogni e il mancato isolamento in inverno grava in maggior misura sul totale rispetto alla
sua presenza in estate.
Analisi dei risultati
108
Figura 6.6: Fabbisogni energetici dell'edificio che possiede gli involucri 3 o 4.
6.3.2 Funzione obiettivo: costo globale
Le nuvole di punti relative alla minimizzazione sono rappresentate nella Figura 6.7 per la
configurazione d’involucro 3 e nella Figura 6.8 per la configurazione 4. Nel primo caso si ha
una forma molto simile a quella ottenuta utilizzando la configurazione di progetto; anche i
valori che individuano il minimo della funzione differiscono solamente di qualche decimo. Nel
secondo caso invece si ha una distribuzione che, in generale, risulta traslata verso destra rispetto
a tutte le precedenti a causa dei più alti fabbisogni energetici dell’edificio. Come prevedibile, il
punto di minimo del costo globale relativo alla configurazione d’involucro 4 è il peggiore fra
tutti quelli identificati fino ad ora, sia in termini di costi che di energia primaria consumata.
Le combinazioni delle variabili che generano i due punti di minimo sono riportate nella Tabella
6.9; si può notare che le variabili assumono gli stessi identici valori dei casi precedenti. Questo
risultato porta alla conclusione che, una volta fissate le caratteristiche dell’involucro e quindi i
fabbisogni dell’edificio, la soluzione tecnologica ottimale non cambia se si punta a minimizzare
il costo globale dell’impianto.
Tabella 6.9: Valori delle variabili nei punti di ottimo della funzione di costo globale per l’edificio che
possiede la configurazione d’involucro 3 o 4.
Variabile Valore - Tipologia componente
Involucro 3
Valore - Tipologia componente
Involucro 4
Tipo impianto 1 - Pompa di calore 1 - Pompa di calore
Tipo terminale 2 - Ventilconvettori 2 - Ventilconvettori
Modulo fotovoltaico 1 - Policristallino 1 - Policristallino
Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico 2 - Elettrico
Dimensione accumuli solari 50 [l/m2] 50 [l/m
2]
Percentuale di tetto coperta 10% 10%
Percentuale di fotovoltaico 90% 90%
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Riscaldamento Raffrescamento
Fa
bb
iso
gn
i a
nn
ui
[kW
h/m
2]
Progetto
Involucro 3
Involucro 4
Analisi dei risultati
109
Figura 6.7: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 3.
Figura 6.8: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 4.
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 60 80 100 120 140 160 180 200
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
EPgl [kWh/m2anno]
Cg=182,67 €/m2
EPgl=106,4 kWh/m2anno
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 60 80 100 120 140 160 180 200
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
EPgl [kWh/m2anno]
Cg=195,85 €/m2
EPgl=116,2 kWh/m2anno
Analisi dei risultati
110
6.3.3 Funzione obiettivo: energia primaria
Quando si va ad ottimizzare il consumo di energia primaria per gli involucri 3 e 4 si ottengono
le nuvole di punti rappresentate rispettivamente nella Figura 6.9 e nella Figura 6.10. Le forme
sono simili a quelle individuate in precedenza, ma ovviamente cambiano le coordinate dei punti
di minimo: nel primo caso si hanno valori molto simili a quelli ottenuti in condizioni di
progetto, mentre nel secondo caso si hanno punti che subiscono uno spostamento verso destra a
causa dei maggiori fabbisogni dell’edificio.
Le combinazioni delle variabili che individua i punti di minimo per l’energia primaria non
rinnovabile e l’energia primaria globale sono le stesse per entrambe le tipologie di involucro e
sono riportate nella Tabella 6.10. Nuovamente i valori sono gli stessi già individuati per tutte le
altre simulazioni; questo significa che, una volta fissato l’involucro, la soluzione impiantistica
tecnologica che minimizza il consumo di energia primaria dell’intero edificio non cambia.
Tabella 6.10: Valori delle variabili nei punti di minimo fabbisogno di energia primaria per l’edificio che
possiede la configurazione d’involucro 3 o 4.
Variabile Valore - Tipologia componente
EPnren
Valore - Tipologia componente
EPgl
Tipo impianto 1 - Pompa di calore 1 - Pompa di calore
Tipo terminale 3 - Pannelli radianti 3 - Pannelli radianti
Modulo fotovoltaico 2 - Monocristallino 2 - Monocristallino
Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico 1 - Gas
Dimensione accumuli solari 100 [l/m2] 100 [l/m
2]
Percentuale di tetto coperta 100% 100%
Percentuale di fotovoltaico 70% 80%
Analisi dei risultati
111
Figura 6.9: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro 3.
Figura 6.10: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro 4.
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
Energia primaria [kWh/m2anno]
PE non rinnovabile PE globale
Cg=364,8 €/m2
EPnren=58,81 kWh/m2anno
Cg=372,3 €/m2
EPgl=71,77 kWh/m2anno
100
150
200
250
300
350
400
450
500
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
Energia primaria [kWh/m2anno]
PE non rinnovabile PE globale
Cg=374 €/m2
EPnren=64,19 kWh/m2anno
Cg=381,4 €/m2
EPgl=78,87 kWh/m2anno
Analisi dei risultati
112
6.4 Analisi dei costi
Dai risultati ottenuti è evidente che la soluzione impiantistica ottimale non cambia una volta che
vengono fissate le caratteristiche dell’involucro. In particolare, dal punto di vista del costo
globale, la soluzione migliore è costituita da una pompa di calore alla quale vengono accoppiati
i ventilconvettori per soddisfare i fabbisogni di energia negli ambienti. La soluzione ottimale è
caratterizzata dalla bassa presenza di fonti rinnovabili poiché l’ottimizzazione è stata condotta
avendo come obiettivo la sola funzione di costo globale.
In questa sezione vengono analizzati nel dettaglio i costi globali ottimali ottenuti nelle
simulazioni per le quattro tipologie di involucri considerate, dal punto di vista della loro
composizione.
Per prima cosa viene valutato il costo d’investimento degli involucri stessi, non considerato
all’interno della definizione della funzione di costo globale analizzata nelle simulazioni. In
secondo luogo il costo dell’involucro viene sommato al valore ottimale del costo globale già
individuato, per avere una visione completa di tutti gli elementi che lo compongono e del loro
contributo al valore totale.
6.4.1 Costo dell’involucro edilizio
Il costo totale dell’involucro per le diverse configurazioni ipotizzate viene calcolato utilizzando
le funzioni riportate nel capitolo 5 per i componenti opachi e trasparenti. Il risultato trovato
viene sommato al valore del costo globale ottimale individuato dalle simulazioni di
minimizzazione, in modo da avere il costo dell’insieme edificio-impianto per tutte le
configurazioni considerate.
Nella Tabella 6.11 vengono riportate le principali caratteristiche degli involucri oggetto di
studio, il loro costo totale, e il costo globale della soluzione edificio-impianto calcolato come
somma del costo dell’impianto e di quello dell’involucro.
Tabella 6.11: Caratteristiche degli involucri e relativi costi totali.
Tipologia di
serramenti
Spessore isolante
pareti esterne
[m]
Spessore isolante
sotto-tetto
[m]
Costo investimento
involucro
[€]
Costo
globale
[€]
Involucro
1
Doppio vetro
con Argon 0,100 0,100 345429,9 788297
Involucro
2 Triplo vetro 0,200 0,200 532152,6 955366
Involucro
3 Triplo vetro 0,040 0,040 500147,5 943592
Involucro
4 Doppio vetro 0,040 0,040 322326,2 798262
Analisi dei risultati
113
Essendo l’involucro numero 4 il più scadente dal punto di vista delle performance energetiche,
esso viene preso come riferimento per valutare il risparmio energetico che si ha quando si
utilizza una delle altre tre configurazioni. Il risparmio energetico viene valutato in termini di
energia elettrica consumata per climatizzazione estiva ed invernale, visto che gli altri fabbisogni
dell’edificio (ventilazione, acqua calda sanitaria, illuminazione) rimangono costanti qualsiasi sia
l’involucro. I valori a cui si fa riferimento sono quelli riportati nella Figura 6.11.
Figura 6.11: Fabbisogni elettrici per climatizzazione estiva ed invernale per le differenti configurazioni
d'involucro.
Per avere un’indicazione di quanto sia vantaggioso investire sull’involucro in esame, viene
valutato il rapporto tra risparmio di energia per la climatizzazione estiva ed invernale e
differenza di costo di investimento rispetto alla soluzione più scadente, ovvero la numero 4. Per
il generico involucro i il valore riportato nella Figura 6.12 viene calcolato con l’equazione (6.1).
(6.1)
Dal calcolo di questo primo indice risulta evidente che l’involucro numero 3 è quello su cui
conviene meno investire perché garantisce un basso risparmio di energia a fronte di un troppo
alto costo di investimento iniziale; un comportamento analogo si verifica anche per la soluzione
ottimale a causa dell’elevato costo d’investimento causato dai componenti più efficienti. La
soluzione migliore è quella di progetto che, pur avendo un fabbisogno di energia più elevato,
risulta essere il giusto compromesso tra costo d’investimento e corrispondente risparmio di
energia rispetto alla soluzione di riferimento.
22689,23
16654,78
22840,54
32778,93
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
1 2 3 4
Fa
bb
iso
gn
o c
lim
ati
zza
zio
ne
[kW
h]
Tipologia involucro
Analisi dei risultati
114
Figura 6.12: Indice di risparmio energetico riferito al solo costo d’investimento dell’involucro edilizio.
6.4.2 Componenti del costo globale
Nella Figura 6.13 il costo globale dell’insieme edificio-impianto viene scorporato nelle sue
componenti principali: il costo d’investimento dell’impianto con annesse fonti rinnovabili, i
costi per la loro manutenzione e sostituzione, il costo d’investimento dell’involucro e i costi
energetici da sostenere nell’arco del periodo di calcolo.
Figura 6.13: Componenti del costo globale dell'insieme edificio-impianto.
0,44
0,08 0,06
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
1 2 3
kW
h r
isp
arm
iato
/€
Tipologia involucro
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1 2 3 4
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro]
Tipologia involucro
Energia
Investimento involucro
Manutenzione e sostituzione componenti impianto
Investimento impianto
Analisi dei risultati
115
La prima cosa che si osserva è la costanza dei contributi dovuti all’investimento per l’impianto e
alla manutenzione e sostituzione dei suoi componenti. Questo risultato deriva ovviamente dalle
simulazioni di ottimizzazione: quando si andava a minimizzare il costo globale, si erano trovati
sempre gli stessi valori delle variabili legate all’impianto, al variare delle configurazioni
d’involucro.
I contributi che subiscono una variazione sono quello legato al costo d’investimento
dell’involucro e, di conseguenza, quello che tiene conto dell’energia consumata durante il
periodo di calcolo. La reale differenza tra le colonne relative ai contributi energetici è da
ricercare nell’energia utilizzata per la climatizzazione poiché gli altri fabbisogni (ventilazione,
illuminazione, acqua calda sanitaria) rimangono costanti al variare della configurazione
d’involucro.
La differenza fra le due quote variabili in funzione dell’involucro sta nel periodo di tempo lungo
il quale vengono calcolate: il costo d’investimento viene calcolato ad inizio del periodo
considerato per il calcolo e quindi non risente dell’arco temporale scelto per la valutazione del
costo globale. L’energia invece viene moltiplicata per il present value factor che tiene conto
dell’arco temporale; come tale i costi energetici tendono a crescere maggiormente quando si va
a considerare un periodo di tempo più ampio.
In questo studio è stato considerato un arco temporale di 30 anni per la valutazione del costo
globale. Tuttavia un involucro edilizio ha una vita utile ben più elevata. Se si considerasse un
periodo di calcolo più lungo, si avrebbe che il costo d’investimento dell’involucro non
cambierebbe, ma il contributo dovuto ai costi energetici crescerebbe di una quota tanto più
elevata quanto meno performante è l’involucro stesso.
Ad esempio, osservando la figura, si può osservare che aumentando gradualmente il periodo di
calcolo la colonna relativa all’involucro 4 salirebbe molto più velocemente rispetto a quella
relativa all’involucro 2, che ha costi energetici più contenuti.
La scelta della soluzione ottimale che accoppia il sistema impianto con il sistema edificio
dipende quindi dall’arco temporale utilizzato per il calcolo del costo globale. In questo caso il
migliore sarebbe l’involucro di progetto, che ha un quasi perfetto bilanciamento tra costo
d’investimento e costi energetici. Tuttavia sul lungo periodo l’involucro 2 può risultare migliore
grazie ai minori costi energetici annui ad esso legati.
Analisi dei risultati
116
6.5 Incidenza delle fonti rinnovabili
Se da un lato le fonti rinnovabili contribuiscono alla riduzione del fabbisogno di energia
primaria, dall’altro incidono negativamente sul costo globale. A testimonianza di questo, è
sufficiente prestare attenzione alla variabile relativa alla percentuale di copertura utilizzata, che
in tutte le simulazioni assume il valore minimo in fase di minimizzazione del costo globale e il
valore massimo in fase di minimizzazione dell’energia primaria. Visto che la progettazione di
un nuovo edificio deve tenere conto di entrambi gli aspetti, è chiaro che l’ago della bilancia sia
la quantità e la tipologia di fonti rinnovabili da installare.
Risulta quindi interessante osservare come le funzioni obiettivo di questo studio risentano della
presenza di fonti rinnovabili. Per questa analisi viene considerato l’edificio che possiede
l’involucro con le caratteristiche di progetto; tuttavia, visti i risultati riportati nelle sezioni
precedenti, le conclusioni a cui si giunge possono essere estese a qualsiasi configurazione.
Inoltre vengono mantenute fisse le seguenti variabili di ottimizzazione:
- configurazione d’impianto con pompa di calore (schema A), identificata come la
migliore in tutte le simulazioni di ottimizzazione;
- riscaldatore ausiliario per acqua calda ad alimentazione elettrica;
- moduli fotovoltaici monocristallini;
- dimensione degli accumuli solari pari ad un valore intermedio di 75 l/m2;
- percentuale di solare fotovoltaico sul totale delle fonti rinnovabili installate pari a 70%.
La variabile legata alla percentuale di copertura occupata da fonti rinnovabili viene fatta variare
su tutto l’intervallo disponibile, da 10% a 100%.
L’analisi viene condotta per entrambe le tipologie di terminali adatti all’utilizzo con pompa di
calore, ovvero ventilconvettori (Figura 6.14) e pannelli radianti (Figura 6.15).
In entrambi i casi si nota come le funzioni obiettivo abbiano un andamento che rispecchia
quanto detto in precedenza: all’aumentare della quantità di fonti rinnovabili installate il costo
globale d’impianto aumenta e il corrispondente consumo di energia primaria dell’edificio
diminuisce. Il problema che ci si pone è come trovare la giusta quantità di fonti rinnovabili che
non compromette uno dei due obiettivi.
Per trovare la soluzione bisogna osservare gli andamenti della funzione di costo globale e, ad
esempio, di quella relativa all’energia primaria non rinnovabile. Si considera la Figura 6.15 in
cui le funzioni sono state calcolate per pannelli radianti, ma succede la stessa cosa nel caso di
ventilconvettori.
Si può notare che la curva relativa all’energia primaria non rinnovabile non subisce un calo
lineare: la retta tangente alla curva nella prima metà di grafico ha una pendenza più accentuata
rispetto a quella nella seconda metà. Come prova di questo è sufficiente osservare i valori che la
curva assume in questi intervalli: nel tratto da 10% a 50% il calo è di quasi 20 kWh/m2, mentre
nell’intervallo da 50% a 100% la curva subisce un calo di appena 8 kWh/m2.
Analisi dei risultati
117
Il fenomeno opposto succede alla curva relativa al costo globale: nella prima metà di grafico la
sua retta tangente ha una pendenza minore rispetto a quella nella seconda metà. Nuovamente si
possono controllare i valori per dare prova di questo andamento: nell’intervallo da 10% a 50%
la curva di costo globale subisce un aumento di circa 30 €/m2, mentre nella seconda metà
l’incremento è quasi pari al doppio.
Figura 6.14: Andamento delle funzioni obiettivo al variare della quantità di fonti rinnovabili installate.
Terminali: ventilconvettori.
Figura 6.15: Andamento delle funzioni obiettivo al variare della quantità di fonti rinnovabili installate.
Terminali: pannelli radianti.
180
200
220
240
260
280
300
60
70
80
90
100
110
120
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
En
erg
ia p
rim
ari
a [
kW
h/m
2a
nn
o]
Area utilizzata [%]
EP globale EP non rinnovabile Costo globale
260
280
300
320
340
360
380
50
60
70
80
90
100
110
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Co
sto
glo
ba
le [
Eu
ro/m
2]
En
erg
ia p
rim
ari
a [
kW
h/m
2a
nn
o]
Area utilizzata [%]
EP globale EP non rinnovabile Costo globale
Analisi dei risultati
118
Dallo studio del comportamento delle due curve si può dedurre che non è sempre vantaggioso
installare quante più fonti rinnovabili possibili perché oltre ad un certo limite si ha un piccolo
guadagno in termini di risparmio energetico dell’edificio a costo di un sempre più elevato
investimento iniziale. Questo succede sicuramente a causa della presenza del solare termico che,
come descritto nell’introduzione, non ha una produzione direttamente proporzionale alla
superficie occupata; mantenendo il rapporto tra solare termico e solare fotovoltaico costante,
questa caratteristica tende a pesare maggiormente all’aumentare della superficie totale occupata
dalle fonti rinnovabili solari come si vede nella Figura 6.16. Tuttavia la presenza dei collettori
solari è indispensabile per ridurre la quantità di energia primaria necessaria a soddisfare i
fabbisogni dell’edificio; in questa analisi è stata utilizzata una quota di superficie occupata dal
solare termico pari al 30% dell’area totale occupata poiché tale valore è risultato come ottimale
dallo studio di minimizzazione dell’energia primaria non rinnovabile.
Figura 6.16: Produzione di energia del sistema solare termico al variare della superficie occupata.
Anche il sistema solare fotovoltaico incide sul comportamento delle funzioni obiettivo. Nella
Figura 6.17 sono rappresentate le curve dell’energia elettrica prodotta in loco, dell’energia auto-
consumata e di quella acquistata dalla rete. La differenza tra la prima e la seconda curva
costituisce il quantitativo di energia venduta alla rete.
La produzione di energia elettrica dal sistema solare fotovoltaico è lineare e direttamente
proporzionale alla superficie occupata, ma lo stesso non si può dire per le altre due curve: la
curva dell’energia auto-consumata non cresce linearmente, così come quella relativa all’energia
acquistata dalla rete non decresce con tale andamento. Questo succede perché all’aumentare
della superficie occupata, si ha una possibilità inferiore di consumare istantaneamente tutta
l’energia prodotta; visto che questa quantità diventa sempre più grande, ma il reale fabbisogno
dell’edificio rimane costante, la produzione viene auto-consumata in misura uguale alla
richiesta elettrica dell’edificio e si è costretti ad immettere l’energia in più in rete. Allo stesso
tempo nei momenti in cui la produzione è scarsa o nulla, è comunque necessario acquistare
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Pro
du
zio
ne
an
nu
a [
kW
h]
Area utilizzata [%]
Analisi dei risultati
119
l’energia elettrica dalla rete indipendentemente da quanto sia grande il sistema fotovoltaico e da
quanta energia abbia prodotto in precedenza.
Figura 6.17: Curve di bilancio elettrico dell'edificio al variare della superficie occupata dal sistema solare
fotovoltaico.
E’ quindi evidente che l’andamento dell’energia primaria globale non è causato solo dal
comportamento del solare termico descritto in precedenza, ma anche a causa del sistema
fotovoltaico. L’energia acquistata dalla rete ha infatti un fattore di conversione in energia
primaria più alto rispetto all’energia auto-consumata o a quella immessa in rete; come si è visto,
all’aumentare della superficie occupata l’energia acquistata dalla rete non cala linearmente, e di
conseguenza anche l’energia primaria corrispondente. Questo dimostra che non è sufficiente
avere una produzione lineare di energia da solare fotovoltaico per avere un calo lineare del
fabbisogno di energia primaria dell’edificio.
Parallelamente l’energia viene acquistata dalla rete ad un prezzo di gran lunga più elevato
rispetto a quello con cui viene venduta alla rete stessa. Questo giustifica in parte l’andamento
non lineare della funzione di costo globale.
In generale si può quindi affermare che non è vantaggioso occupare sempre l’intera superficie
disponibile per l’installazione di fonti rinnovabili. L’intervallo ottimale deve essere valutato di
volta in volta a seconda dell’applicazione tenendo conto egli andamenti delle curve descritte. In
questo caso l’intervallo ottimale sarebbe tra il 40% e il 60% della superficie totale; in questa
zona le curve relative al costo globale e all’energia primaria cambiano la loro pendenza, così
come quella relativa alla produzione di energia dal sistema solare termico. Inoltre in questa zona
si ha anche la minima differenza tra l’energia prodotta dal solare fotovoltaico e la quota di tale
energia che viene auto-consumata.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
En
erg
ia a
nn
ua
[k
Wh
]
Area utilizzata [%]
Prodotta Acquistata Autoconsumata
Analisi dei risultati
120
Conclusioni
121
7. Conclusioni
Il processo di minimizzazione della funzione di costo globale e di quella relativa all’energia
primaria ha fornito risultati chiari su quale sia la soluzione tecnologica migliore da utilizzare
quando si vuole progettare un edificio ad alta prestazione energetica. La pompa di calore è una
macchina efficiente, in grado di soddisfare i fabbisogni di riscaldamento e raffrescamento senza
dover ricorrere ad una configurazione impiantistica con un doppio generatore, che richiederebbe
costi d’investimento e di manutenzione più elevati.
Il primo aspetto su cui bisogna porre l’attenzione durante la progettazione dell’impianto è la
quantità di fonti rinnovabili da impiegare: se si sceglie di non installarne sicuramente si avrà un
costo d’investimento minore, ma altrettanto sicuramente si avrà un elevato consumo di energia
primaria dell’edificio, e viceversa nel caso si scegliesse di installarne quante più possibile. Con
le nuove normative nel campo dell’energetica applicata all’edilizia la prima strada non è più
percorribile, ma anche la seconda può risultare svantaggiosa dal punto di vista dell’ente
finanziatore del progetto che vedrebbe un tempo di rientro dell’investimento inaccettabile.
La soluzione ottimale sta nel trovare il giusto compromesso fra i due aspetti; un possibile
metodo consiste nell’analisi del comportamento di entrambe le funzioni al variare della quantità
di fonti rinnovabili installate. Solitamente l’andamento delle funzioni non segue una crescita o
un calo costanti: l’intervallo di ottimo si trova proprio nell’intorno della zona oltre la quale
diventa necessario effettuare un grande investimento per ottenere un piccolo guadagno di
energia risparmiata.
Accanto al sistema di generazione e alle fonti rinnovabili, non bisogna dimenticare il ruolo
fondamentale che ha l’involucro edilizio: l’entità dei fabbisogni per la climatizzazione che il
sistema di generazione deve provvedere a soddisfare dipende direttamente dalle sue
caratteristiche e dal suo livello di performance energetica.
Risulta evidente che la progettazione di un edificio richiede analisi approfondite di come i tre
elementi principali che lo compongono (involucro edilizio, fonti rinnovabili, generatori e
sottosistemi dell’impianto termico) interagiscono fra loro. Finora le analisi sono sempre state
condotte mantenendo fissi uno o due elementi: quando si è andati ad ottimizzare l’impianto
sono state mantenute costanti le caratteristiche dell’involucro; quando si è analizzato il
comportamento delle funzioni obiettivo al variare della quantità di fonti rinnovabili installate si
è mantenuto fisso sia l’involucro che il sistema di generazione; quando si è analizzata
l’influenza dell’involucro sui costi globali si è mantenuta fissa la quantità di fonti rinnovabili e
il sistema di generazione.
Il passaggio successivo sarà considerare all’interno della stessa simulazione di ottimizzazione le
variabili relative a tutti e tre gli elementi che vanno a comporre l’edificio, per avere una visione
completa di come interagiscono fra loro e su quale sia il più o il meno vantaggioso su cui
investire quando si vuole progettare un edificio che si avvicini alla definizione di edificio ad
Conclusioni
122
energia zero. Il “simulation-based optimization method” assume quindi un’importanza
fondamentale negli sviluppi futuri nel campo dell’edilizia energetica.
123
Bibliografia
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Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greehouse gas emission allowance
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Energy Performance of Building Directive, recast (EPBD), 2010.
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economico, 26 giugno 2009 - Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli
edifici, 2015.
[5] Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto 26 giugno 2009 - Linee guida nazionali per
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[6] Giovanni Fracastoro, Dispense del corso "Energy savings and comfort in buildings",
Politecnico di Torino, 2016.
[7] Ministero dello Sviluppo Economico, Decreto Ministeriale in attuazione del Decreto
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rendimento energetico nell'edilizia, 2015.
[8] Maria Ferrara, Enrico Fabrizio, Joseph Virgone, and Marco Filippi, "Energy systems in
cost-optimized design of nearly zero-energy buildings," Automation in Construction, no.
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[10] European Committee for Standardization, EN 15459: Energy performance of buildings-
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quota di energia da fonti rinnovabili, 2016.
[12] Yannick Ngatchou, Ottimizzazione dei consumi e dei costi energetici degli alloggi di un
edificio multipiano, 2017.
[13] Decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993 n. 412, Art. 2: Individuazione
della zona climatica e dei gradi giorno.
[14] Ente Italiano di Normazione, UNI/TS 11300-Parte 2: Determinazione del fabbisogno di
energia primaria e dei rendimenti per la climatizzazione invernale, per la produzione di
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[15] Ente Italiano di Normazione, UNI EN 1264-Parte 4: Sistemi radiati alimentati ad acqua per
il riscaldamento e il raffrescamento integrati nelle strutture, 2009.
[16] Marco Carlo Masoero, Dispense del corso "Design of HVAC systems and mechanical
equipment", Politecnico di Torino, 2016.
[17] Enrico Fabrizio, Modelling of multi-energy systems in buildings, 2008.
124
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[19] Camera di Commercio di Belluno, Prezzario delle opere edili, 2010.
[20] Federico Prunotto, Ottimizzazione integrata di edificio, impianti e fonti rinnovabili di
energia per la cost-optimal analysis di edifici nZEB, 2017.
[21] Autorità per l'energia elettrica e il gas, Delibera n. 181/06-Aggiornamento delle fasce
orarie con decorrenza 1 gennaio 2007, 2006.
125
Indice delle figure
Figura 1.1: Rappresentazione grafica della retta che caratterizza gli edifici ad energia zero. ..................... 3
Figura 1.2: Rappresentazione della regola pratica per la progettazione di un edificio ad energia zero.
Caso 1: ipotesi di produzione lineare da fonte rinnovabile [6]. ................................................ 4
Figura 1.3: Rappresentazione della regola pratica per la progettazione di un edificio ad energia zero.
Caso 2: ipotesi di produzione non lineare da fonte rinnovabile [6]. ......................................... 5
Figura 1.4: Suddivisione delle classi energetiche riferita all'indice di consumo di energia primaria per la
climatizzazione invernale secondo il Decreto 26 giugno 2009 per la zona climatica E. ........... 6
Figura 1.5: Suddivisione delle classi energetiche riferita all'indice di prestazione in fase di raffrescamento
estivo secondo il Decreto 26 giugno 2009 per la zona climatica E. .......................................... 7
Figura 1.6: Suddivisione delle classi energetiche secondo il nuovo Decreto del 26 giugno 2015 [4]. ........ 8
Figura 2.1: Schema di comunicazione TRNSYS-GenOpt. ........................................................................ 14
Figura 2.2: Rappresentazione grafica del metodo PSO.............................................................................. 15
Figura 2.3: Fattori di conversione per energia primaria secondo UNI TS 11300-5. .................................. 24
Figura 3.1: Vista da SO dell'edificio. ......................................................................................................... 25
Figura 3.2: Disposizione dei lotti nel complesso edilizio. ......................................................................... 26
Figura 3.3: Sezione della copertura della manica Sud. .............................................................................. 28
Figura 3.4: Pianta della copertura della manica Sud dell'edificio. ............................................................. 29
Figura 3.5: Esempio di modellazione di un piano in TRNSYS. ................................................................ 31
Figura 3.6: Interfaccia visiva del Type34. ................................................................................................. 32
Figura 3.7: Profili annuali di richiesta termica dell'edificio. ...................................................................... 33
Figura 3.8: Curve cumulate di richiesta dell'edificio. ................................................................................ 33
Figura 3.9: Curva tipica di richiesta settimanale per riscaldamento invernale. .......................................... 34
Figura 3.10: Curva tipica di richiesta settimanale per raffrescamento estivo. ........................................... 34
Figura 3.11: Profilo di richiesta giornaliero di acqua calda sanitaria per l’intero edificio. ........................ 37
Figura 3.12: Distribuzione percentuale dei fabbisogni dell'edificio........................................................... 38
Figura 3.13: Incidenza del recuperatore sui fabbisogni energetici per la climatizzazione invernale. ........ 38
Figura 3.14: Attestato di prestazione energetica dell'edificio. ................................................................... 40
Figura 3.15: Indici di prestazione calcolati durante la certificazione energetica e tipologia di impianto
presente. ................................................................................................................................ 41
126
Figura 4.1: Schema A. Impianto con pompa di calore acqua-acqua e caldaia di integrazione e riserva. ... 45
Figura 4.2: Schema B. Impianto con caldaia a condensazione o tradizionale e chiller raffreddato ad aria
per diverse tipologie di terminali............................................................................................. 46
Figura 4.3: Schema C. Impianto con caldaia a condensazione e chiller raffreddato ad aria per utilizzo con
pannelli radianti. ...................................................................................................................... 47
Figura 4.4: Schema D. Impianto con caldaia a condensazione o tradizionale e chiller ad assorbimento per
diverse tipologie di terminali. .................................................................................................. 49
Figura 4.5: Schema E. Impianto con caldaia a condensazione e chiller ad assorbimento per utilizzo con
pannelli radianti. ...................................................................................................................... 50
Figura 4.6: Pannello radiante a pavimento per utilizzo invernale ed estivo. .............................................. 53
Figura 4.7: Ventilconvettore a tre velocità per utilizzo invernale ed estivo. .............................................. 54
Figura 4.8: Radiatori in ghisa ad elementi componibili. ............................................................................ 54
Figura 4.9: Caldaia a condensazione murale Condexa-Pro. ....................................................................... 56
Figura 4.10: Caldaia tradizionale a basamento TREGì-N. ......................................................................... 57
Figura 4.11: Rendimento delle caldaie tradizionali TREGì-N in funzione della potenza termica
nominale. ............................................................................................................................... 57
Figura 4.12: Caldaia a condensazione murale Residence Condens. ........................................................... 58
Figura 4.13: Funzionamento di un ciclo inverso a compressione di vapore (Fonte [16]). ......................... 60
Figura 4.14: Chiller raffreddato ad aria della serie NXC. .......................................................................... 61
Figura 4.15: Coefficienti di prestazione per le macchine della serie NXC in condizioni di riferimento.... 62
Figura 4.16: Prestazioni delle macchine NXC al variare della temperatura dell’acqua in uscita
dall’evaporatore. .................................................................................................................... 62
Figura 4.17: Prestazioni delle macchine NXC al variare della temperatura dell'aria in ingresso al
condensatore. ......................................................................................................................... 63
Figura 4.18: Andamento delle prestazioni per chiller dotati di compressori scroll al variare del fattore di
carico parziale. ...................................................................................................................... 64
Figura 4.19: Schema di funzionamento di un assorbitore con ciclo ad acqua-bromuro di litio. ................ 66
Figura 4.20: Curve di prestazione del modello WFC-SC20 per diversi valori delle temperature di
alimentazione e di raffreddamento. ...................................................................................... 67
Figura 4.21: Curva di prestazione per un chiller ad assorbimento al variare del fattore di carico parziale.68
Figura 4.22: Schema di funzionamento di una pompa di calore acqua-acqua. .......................................... 69
Figura 4.23: Pompa di calore acqua-acqua della serie WRL-H. ................................................................ 70
Figura 4.24: Rendimenti delle pompe di calore al variare delle potenze nominali. ................................... 71
Figura 4.25: Modulo monocristallino NU-RC290 (a sinistra) e modulo policristallino
ND-R250A5 (a destra). ......................................................................................................... 72
Figura 4.26: Collettore solare piano CS25R Plus. ...................................................................................... 74
127
Figura 4.27: Vista in sezione del bollitore mono serpentino. ..................................................................... 75
Figura 4.28: Vista in sezione del bollitore doppio serpentino. ................................................................... 76
Figura 4.29: Area serpentino per bollitore a singolo scambiatore in funzione del suo volume. ................ 77
Figura 4.30: Aree serpentini per bollitore a doppio scambiatore in funzione del suo volume. .................. 77
Figura 4.31: Configurazione dell'accumulo per pannelli radianti. ............................................................. 78
Figura 5.1: Funzione di costo per ventilconvettori. ................................................................................... 81
Figura 5.2: Funzione di costo per radiatori. ............................................................................................... 81
Figura 5.3: Funzioni di costo per caldaie a condensazione e tradizionali. ................................................. 82
Figura 5.4: Funzione di costo per chiller a compressione di vapore dotato di compressori scroll. ............ 84
Figura 5.5: Funzione di costo per chiller ad assorbimento. ....................................................................... 84
Figura 5.6: Funzione di costo per una pompa di calore acqua-acqua. ....................................................... 85
Figura 5.7: Funzioni di costo per due tipologie di bollitori. ...................................................................... 87
Figura 5.8: Funzione di costo per collettori solari piani. ........................................................................... 88
Figura 5.9: Funzione di costo per isolamento termico delle superfici opache dell'involucro. ................... 89
Figura 5.10: Funzioni di costo per le tipologie di serramenti selezionate. ................................................. 89
Figura 5.11: Composizione percentuale del costo di un kWh elettrico. ..................................................... 92
Figura 5.12: Composizione percentuale del costo di uno Smc di gas naturale. ......................................... 96
Figura 6.1: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro di progetto. ......................................... 98
Figura 6.2: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro di progetto. ......................................................... 99
Figura 6.3: Valori dei fabbisogni annui di energia dell'edificio con involucro di progetto e involucro
ottimizzato. ........................................................................................................................... 104
Figura 6.4: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata. ....................................... 105
Figura 6.5: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata. ...................................................... 106
Figura 6.6: Fabbisogni energetici dell'edificio che possiede gli involucri 3 o 4. ..................................... 108
Figura 6.7: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 3. ...................................................... 109
Figura 6.8: Distribuzione delle soluzioni per l’ottimizzazione relativa al costo globale d’impianto per
l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 4. ...................................................... 109
Figura 6.9: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro 3. ...................................................................... 111
128
Figura 6.10: Distribuzione delle soluzioni per le ottimizzazioni relative all'energia primaria per l’edificio
che possiede la configurazione d’involucro 4. .................................................................... 111
Figura 6.11: Fabbisogni elettrici per climatizzazione estiva ed invernale per le differenti configurazioni
d'involucro. .......................................................................................................................... 113
Figura 6.12: Indice di risparmio energetico riferito al solo costo d’investimento dell’involucro
edilizio. ................................................................................................................................ 114
Figura 6.13: Componenti del costo globale dell'insieme edificio-impianto. ............................................ 114
Figura 6.14: Andamento delle funzioni obiettivo al variare della quantità di fonti rinnovabili installate.
Terminali: ventilconvettori. ................................................................................................. 117
Figura 6.15: Andamento delle funzioni obiettivo al variare della quantità di fonti rinnovabili installate.
Terminali: pannelli radianti. ................................................................................................ 117
Figura 6.16: Produzione di energia del sistema solare termico al variare della superficie occupata. ....... 118
Figura 6.17: Curve di bilancio elettrico dell'edificio al variare della superficie occupata dal sistema
solare fotovoltaico. .............................................................................................................. 119
129