RISPARMIO ENERGETICO

 

 

 

 

 

 

Il risparmio energetico è una pratica che non attira la attenzione e il consenso popolare come le energie alternative ma che invece è decisivo per uno sviluppo sostenibile. Le energie alternative ancora non possono sostituire le fonti di energie tradizionali per quel che riguarda la domanda energetica. In particolare se ci concentriamo sulla produzione di energia elettrica il problema è duplice: in generale le fonti energetiche non sono sempre disponibili ed aleatorie e soprattutto la energia non è immagazzinabile. Oggi la produzione di energia elettrica è gestita e coordinata dal GRTN (Gestore Rete Trasmissione Nazionale) il quale prevede la domanda di energia elettrica istantanea e decide quanti e quali siti di produzione energetica (centrale termoelettriche a vapore, a carbone e turbogas) si debbano mettere in funzione e in che misura e quali debbano fermarsi. Da questo scenario si evince la necessità di produrre energia elettrica in modo preciso e flessibile, cosa che ancora non può essere assicurata completamente dalle energie alternative. Tutto ciò spiega la necessità di effettuare un risparmio energetico serio e ponderato, per aumentare le efficienze, diminuire gli sprechi, recuperare calore ed energia altrimenti sprecata. Tutto questo permetterà al GRTN di ridurre la produzione di energia elettrica nazionale ed evitare tonnellate e tonnellate di CO2 e polveri in atmosfera; tutto ciò a beneficio della qualità della vita.

Il risparmio energetico può e deve essere attuato in diversi ambiti:

 

Settore industriale

Settore pubblico (trasporti, Enti locali, Uffici, Scuole,ecc.)

Settore privato (esercizi commerciali, condomini e piccole utenze, famiglie)

 

Sembrerà strano, ma i più grandi delitti energetici si compiono dentro le case di ognuno di noi, dentro i condomini dove le caldaie vecchie (magari ancora a carbone) e mal gestite, sprechi energetici dovuto a stili di vita sbagliati, elettrodomestici con bassa efficienza e lampade ad incandescenza e non a basso consumo energetico, fanno salire vertiginosamente i consumi energetici.

 

 

 

LA COGENERAZIONE

Le fonti di energia si possono classificare in tre grandi tipologie:

  • fonti rinnovabili: sole, vento, energia idraulica, risorse geotermiche, maree, moto ondoso, trasformazione dei rifiuti organici inorganici e dei prodotti vegetali;
  • fonti assimilate: energia prodotta in cogenerazione, calore di risulta, fumi di scarico ed altre forme di energia recuperabile in processi ed impianti, scarti di lavorazione e/o processi, fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati;
  • fonti convenzionali: combustibili fossili commerciali utilizzati in impianti di sola produzione elettrica, altre fonti non incluse tra le rinnovabili o le assimilate.

La cogenerazione è una strategia di risparmio energetico con utilizzo dell'energia scaricata inutilmente:

  • nelle centrali termoelettriche;
  • nei gruppi elettrogeni;
  • nei rifiuti solidi urbani e nelle biomasse.

Vi è uno spreco enorme nei R.S.U.:

  • 300 Kg/abitante p.anno di R.S.U.;
  • 450 Kcal/abitante-anno,

potenzialmente disponibili dal punto di vista termico, non utilizzati.

La cogenerazione è una tecnologia che consente di produrre simultaneamente energia elettrica e termica da un'unica sorgente di energia primaria, rendendo possibile un risparmio di combustibile dell'ordine del 44%. Facciamo un confronto fra la produzione separata di energia termica ed elettrica e la produzione combinata, con cogenerazione.

Produzione separata

Produzione combinata

Schema di principio di un motore alternativo a metano con recupero di calore a due livelli termici.

La tecnologia utilizzata è diversa, a seconda della potenza in esame.

Tecnologia

Gamma di potenza

Motore a Ciclo Otto

0.02 - 5 Mw

Motore Diesel

0.1 - 30 Mw

Turbina a Gas

0.4 -130 Mw

Turbina a Vapore

0.5 -150 Mw

Cicli combinati

5 Mw

 La cogenerazione è assimilata alle fonti rinnovabili d'energia dall'art.1 della Legge 10/91.

Il provvedimento CIP n.6/92 ha posto la condizione per l'ammissibilità nel valore dell'indice energetico dell'impianto Ien.

Condizioni tecniche generali per l'ammissibilità.

CIP 6/1992

ENERGIE ANNUALI

Ec = consumo di combustibile

Ee = produzione elettrica

Et = produzione termica

Ien = Ee/Ec + 1/0,9 x Et/Ec - a  >= 0.51

a = [ 1/0.51 – 1] x [ 1 -  Ee/Ec ]

equivalente

Ee/Ec + 0.5667 x Et/Ec  >= 0.51

 

L'energia elettrica autoprodotta in eccesso può essere ceduta all'Enel, con i prezzi e le condizioni stabilite da:

  • artt. 20 e 22 legge 9/91;
  • provvedimento CIP n.6/92;
  • D.M.I.C.A. del 25/9/92;
  • D.M.I.C.A. del 4/8/94.

Tali normative stabiliscono la convenzione tipo, i prezzi e le condizioni per la cessione, e la compatibilità con il parco di generazione, la rete nazionale e i programmi di sviluppo.

La situazione attuale:

Cogenerazione (grossa taglia, 50 Mw) --- 5000 Mw installati

Cogenerazione (taglia media,fino a 40/50 Mw) --- 2284 Mw installati

Cogenerazione (piccola taglia, < 1 Mw) --- 81 Mw installati

prevalentemente nel settore industriale.
 
 

Fornitori di Motori e Gruppi di Cogenerazione presenti in Italia

JENBACH
ALCATEL FACE (ex Cet)
TOPGEN (ex Ergen)
C.G.T. (Cat)
MAIA (Cat)
ALTERTECNO (Avoni)
TESSARI
CEFLA
TECNOENERGIA
BERICAR
SPARK ENERGY
T.TEMA
U.MATTEI
V.TELECOGEN
W.CPL - Concordia
X.JACOROSSI
BIKLIM (TOTEM)
ELETRONIC SOLAR
WARTSILA
TOTAL POWER SYSTEM (Waukesha)
SACM UNIDIESEL
FIAT AIFO - IVECO
GMT - (Grandi Motori Trieste - Fincantieri)
VM (Finmeccanica)

Contributi

Le direttive della legge 10/91 sono contenute nel D.M.I.C.A. del 15/2/91 (G.U. n. 46 del 23.2.1991).

Contributi in conto capitale fino ad un max del 50% dell'intervento.

  • Artt. 11 e 12 legge 10 (domanda al M.I.C.A.)
  • Artt. 8 e 10 legge 10 (domanda alla Regione)

Secondo le direttive della Legge 64/86:

Contributi fino al 40%, cumulabili fino al 75% con la legge 10.

Finanziamenti della B.E.I. a tasso agevolato, fino al 50%.

Contributo ENEL per il rifasamento, riferito ad ogni KVAR.

IL PROVVEDIMENTO CIP n. 6 DEL 1992.

Questo meccanismo premia il KWh prodotto da terzi e ceduto alla rete elettrica nazionale quando questo sia prodotto da fonti rinnovabili, da rifiuti o da impianti ad alta efficienza (in cogenerazione):

  • Il premio è sul KWh prodotto, quindi, non c'è esborso anticipato di fondo pèubblici ma solo una garanzia di buon risultato economico purchè il proponente ottenga un buon risultato tecnico.
  • Produttore dell'impianto, finanziatore, operatore dello stesso sono tutti interessati alla qualità delle prestazioni ed a limitare i costi;
  • L'incentivo sarà pagato direttamente dagli utilizzatori dell'elettricità, tramite la bolletta e non graverà sulle casse dello Stato per raccolta, gestione ed assegnazione.
  • Il meccanismo di autorizzazione ad entrare nel sistema è piuttosto complesso e dovrà essere riverificato a valle delle modifiche istituzionali dell'ENEL.

In questi due anni di attuazione il Provvedimento CIP 6 ha portato ad autorizzare la costruzione di circa 5000 Mwe di impianti, entità ben più ampia di quanto realizzato con i meccanismi precedenti.

Incentivi Comunitari

La Comunità, oggi Unione Europea, ha fornito tramite programmi tecnologici finanziamenti ad impianti energetici. Il criterio di base della graduatoria è quello della dimostratività o innovazione e diffusiovità dell'iniziativa. Si tratta globalmente di finanziamenti per l'Italia, limitati a qualche decina di milardi l'anno, in vari settori d'utenza. Questi incentivi hanno sempre suscitato molto inter€sse in Italia, forse al di là della entità degli stessi, provocando proposte valide che hanno giustamente ottenuto finanziamenti. L'interesse è legato sia ai tempi certi ed alla trasparenza delle procedure, che al confronto dei produttori italiani con i loro concorrenti europei.

PROVVEDIMENTO CIP

Giugno 1992

Graduatoria di priorità

1.        Impianti che utilizzano fonti rinnovabili propriamente dette;

2.        impianti alimentati da fonti assimilate con potenza elettrica fino a 10.000 KW;

3.        impianti atti ad utilizzare carbone o gas prodotto dalla gassificazione di qualunque combustibile o residuo;

4.        impianti destinati esclusivamente a funzionamenti in emergenza;

5.        Impianti maggiori di 10.000 KW, che utilizzano combustibili di processo o residui non altrimenti utilizzabili, sia per ragioni tecniche che economiche, con impiego di combustibili fossili nella quantita' strettamente indispensabile all'utilizzo degli stessi combustibili di processo o di residui;

6.        Impianti che utilizzano fonti fossili esclusivamente da giacimenti minori isolati;

7.        Altri impianti, maggiori di 10.000 KW, ordinati in funzione dell'indice energetico, di cui al provvedimento CIP N.6 del 1992.

 

Intervento Pubblico

Nazionale:

  • M.I.C.A. L.10/91 artt. N. 11-12-14;
  • ENEL C.I.P. n. 6/92.

Regionali:

  • Regione L.10/91 artt. N. 8-10-13;
  • ENEL C.I.P. n. 6/92.

Settore domestico:

  • Risparmio energetico: = Detraz. IRPEF L.9/91 art. 29;
  • Produzione di energia elettrica: = Detraz. IRPEF L.9/91 art. 29;

Elenco dei settori di applicazione della cogenerazione:

1.        Edifici pubblici (ministeri, Municipi, etc)

2.        Edifici privati (banche, Assicurazioni, etc)

3.        Ospedali

4.        Scuole

5.        Piscine

6.        Impianti sportivi

7.        Grande distribuzione (centri commerciali, supermercati, grandi magazzini)

8.        Teleriscaldamento;

9.        Depurazione delle acque;

10.     Discariche;

11.     Industria delle materie prime;

12.     Industria manifatturiera;

13.     Industria alimentare;

14.     Agricoltura;

15.     Altri.

Allegato al D.P.R. 412

Tecnologie di utilizzo delle fonti rinnovabili di energia o assimilate elettivamente indicate per la produzione di energia in specifiche categorie di edifici di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico

  • E1(1) Edifici adibiti a residenza con carattere continuativo:

Impianti con pannelli solari piani per produzione di acqua calda per usi igienici e sanitari destinati ad abitazioni civili case di pena, caserme, collegi, conventi, comunità religiose, siti in località con irradianza media annuale su un piano orizzontale maggiore di 150 W/mq.

  • E2 Edifici adibiti ad uffici o assimilabili:

Pompe di calore per climatizzazione estiva-invernale nei casi in cui il volume climatizzato è maggiore di 10.000 mc (valutare anche eventuale azionamento delle pompe di calore mediante motore a combustione interna

Refrigeratori con recupero per climatizzazione di grossi centri di calcolo;

  • E3 Edifici adibiti ad ospedali, cliniche, case di cura:

Impianti di cogenerazione di energia elettrica e termica per strutture ospedaliere con oltre duecento posti letto (considerare anche possibile abbinamento con macchine frigorifere ad assorbimento nel caso di potenza elettrica in cogenerazione maggiore di 500 KW);

  • E6 Edifici ed impianti adibiti ad attività sportive:

Pompe di calore destinate a piscine coperte riscaldate per deumidificazione aria ambiente e per riscaldamento aria ambiente, acqua vasche e acqua docce;

Pannelli solari piani per riscaldamento dell'acqua delle vasche delle piscine;

Pannelli solari piani per produzione di acqua calda per usi igienici e sanitari destinata a docce in impianti sportivi con particolare riferimento ai campi all'aperto.

Riportiamo infine quattro tabelle ove sono evidenziati, in maniera sintetica gli adempimenti da effettuare.
 
  Tabella 1

Ente

Adempimento

Oggetto

Tempo indicativo (mesi)

Esito

CIPI

Legge 9/91 art. 22

richiesta 

(1)

progetto di investimento

3 

(perentorio)

delibera CIPI di autorizzazione

Min. Industria

comunicazione + dichiarazione giurata  

(Ien >= 0.51) 

cogenerazione e assimilabilità 

2

Min. Industria: determina indice energetico, comunica impresa e cassa conguaglio 

Enel - Utif 

Legge 9/91 art. 22 

comunicazione

cogenerazione e assimilabilità 

---

---

Min Industria 

Min. Ambiente 

Min. Sanità 

Comm. Intermin. 

Regione 

D.P.R. 203/88 art.17 

Accordo Procedimentale 10.4.91 

domanda + perizia giurata per emissioni (2) 

inquinamento atmosferico 

6 - 8

decreto di autorizzazione del Min. Industria 

  1-solo per investimenti 20 miliardi (nuovi impianti), 8 impianti (ampliamenti) 2-Per gli impianti a inquinamento poco significativo è sufficiente una comunicazione al Min. Industria
Per impianti a metano < 3 Mw basta una comunizìcazione al M.I.C.A.
 

Tabella 2

Ente

Adempimento

Oggetto

Tempo indicativo (mesi)

Esito

ENEL

(nel caso di solo autoconsume le procedure sono semplificate) 

rich. allacciam. relazione  

conv. Prelim. altri 

(1) 

cessione 

6 - 12 

stipula della 

convenzione tra ENEL e impresa 

Comune

domanda (2) 

solo per nuovo edificio o aumento volumetria 

2 - 24

rilascio della concessione edilizia 

ISPESL 

Legge 47/85 art. 26 

solo comunicazione se non viene costruito edificio 

domanda

impianti in pressione 

---

certificato di omologazione

Vigili del fuoco 

domanda 

domanda 

esame del progetto 

certificato prevenzione incendi 

1 - 2

1 - 2

approvazione del progetto 

rilascio del certificato 

  (1) Stipula di altri contratti specifici con ENEL; eventuali altre pratiche presso CIP e Min. Industria per prezzo di cessione
(2) Nel caso di sole opere interne è sufficiente una semplice comunicazione
 
 

Tabella 3

Ente

Adempimento

Oggetto

Tempo indicativo (mesi)

Esito

Min. Industria

domanda  

PT 10 MWT 

PE 3 MWE 

contributo in conto capitale 

Legge 10/91 artt.11 e 12

12 - 24 

decreto del Min. Industria 

Regione

domanda  

PT < 10 MWT 

PE < 3 MWE 

contributo in conto capitale 

Legge 10/91 artt. 8 e 10

12 - 24

Provvedimento regionale 

USL

notifica  

denuncia 

denuncia 

nuovo impianto prima dell'inizio dei lavori 

protezione contro scariche atmosferiche 

impianti di messa a terra 

___

___

verbale di verifica

verbale di verifica

Tabella 4

Ente

Adempimento

Oggetto

Tempo indicativo (mesi)

Esito

UTIF

deneuncia (1) 

officina elettrica 

___ 

compilazione del verbale di verificazione 

___

___ (2)

inquinamento acustico

(rispetto dei limiti)

___

___

SNAM o  

azienda distributrice 

richiesta

fornitura di gas 

___

stipula di contratto (3) 

Regione 

Comune  

Min. Industria 

Min. Ambiente 

Min. sanità 

notifica (4)

messa in servizio

___

___

 

1.        La licenza deve essere rinnovata ogni anno

2.        Vi è obbligo di osservare la normativa, ma mancano adempimenti formali

3.        Per utenze civili i prezzi sono regolati dai Provvedimenti CIP

4.        La notifica deve essere inviata almeno 15 giorni prima della messa in servizio

 

Cogenerazione e DPR 412:interventi di energy-saving

Nel corso dei secoli l'evoluzione del pensiero ed il progresso scientifico-tecnologicohanno migliorato di molto la qualità della vita, ma la saggezzadell'uomo moderno è certamente posta in discussione se si rifletteper un attimo allo spreco di energia che si verifica ogni giorno sul nostropianeta.
Nelle centrali termoelettriche l'energia primaria del combustibileviene utilizzata soltanto al 3840% per produrre energia elettrica, mentrela restante parte del 62-60% quasi sempre si perde e non viene recuperata.Così la potenziale energia termica contenuta nei rifiuti solidiurbani quasi sempre non viene utilizzata in alcun modo. Gli esempi di questisprechi sono molteplici ed un modo di risparmiare energia è quellodi aumentare i rendimenti, riutilizzando le 8randi quantità di energia,che vengono invece inutilmente scaricate.
La cogenerazione e il DPR 412/3. La cogenerazione è una tecnologiache consente di ottenere questo risultato di simbiosi di più processicon macchine "ad energia totale", che producono simultaneamente energiaelettrica ed energia termica da un'unica sorgente di energia primaria.
Confrontando la produzione separata di energia termica ed energia elettricacon impianti convenzionali e la produzione combinata con gruppi di cogenerazione,si ha mediamente un risparmio del 44% di energia primaria di combustibile.Nello stesso tempo viene salvaguardato l'aspetto ecologico sia perchèle emissioni inquinanti sono ridotte notevolmente, sia perché inalcuni gruppi di cogenerazione esistenti sul mercato viene utilizzato comecombustibile il gas tratto da biomasse.
Il D.P.R. 412 del 26108/93, al punto E3 dell'allegato D (comma 1 8dell'art. 5), prescrive al progettista di valutare l'utilizzo della cogenerazione.Vale certamente la pena di effettuare un'analisi di fattibilitàperché il recupero degli extracosti dell'impianto di cogenerazionerispetto ad un impianto convenzionale è, mediamente, inferiore altempo di pay-back prescritto dall'art. 5 comma 16 del D.P.R 412, perchéla tecnologia cogenerativa disponibile sul mercato è ormai in fasemolto avanzata e sicura.
Il Flow-chart progettuale si puo sintetizzare in tre fasi, strettamentecollegate:
I) Normativa tecnico-legislativa.
II) Diagnosi energetica.
III) Studio di fattibilita e progettazione dell'intervento.

1) Normativa tecnico-legislativa
Viene elencata in ordine cronologico la normativa cui far riferimentonel percorso progettuale e nella fase degli adempimenti legislativi:
Decreto del 20/07/1939 - Norme per strutture ospedaliere
- D.P.R 27/04/1955 n. 547.
- Circolare del Ministero dell'lnterno n. 31 del 1978 che riguardanorme di sicurezza per impianti di autoproduzione.
- Legge 406 del 1980 sulla prevenzione incendi nelle attivitàal berghiere.
- C.M.I. N° 835114122 del [982 sulla normativa antincendio nelleattività ospedatiere.
- Norme CEI 34-22 del 1983: parte IIa. - Legge N° 818 del 07/12/1984e normativa seguente.
- Norme CEI 11-20 del 4 sugli impianti di autoproduzione fino a 3000Kw.
Norme CEI 64-8 del 1987 variante V5 del 91.
- Norme CEI 64-50 del sugli impianti elettrici nell'edili residenziale.
- Schede d'impiantistica eleca CEI gruppo 2 per le applicazi terziarie.
- Legge N° 46 del 1990 e D. F 447192.
- C.M.I 13148/4188 sull'istallazione dei gruppi cogenerazione.
- Norme CEI 64-2 e 64-4 1990.
- Legge 9/91 (artt.20 e 22) L ge 10/91 (artt. l-8-9-10-13)
- Decreto M.I.C.A. 15/02/1c (direttive alle Regioni per i cor butidella legge 10).
- Decreto M.I.C.A. 15/02/19.
- Circolare M.I.C.A. 21 9/F 02/03/1992.
- Delibera C. I. P. del 29/ 1992.
- D.P.R. 412 del 26/08/1993; decreto M.I.C.A. del 13/12/1993 - CircolareM.I.C.A. del 23, 1993.

II) Diagnosi energetica.
La diagnosi energetica si concretizza nell'individuazione degli sprechidi energia termica o elettrica e della terapia costituita da specificiinterventi di energy-saving.
La diagnosi andrà fatta sulla base di un'accurata analisi deidati raccolti a tavolino, ma sopratto rilevati da un sopralluogo tecnicosul posto, effettuato sui due percorsi reali dei flussi energetici termicoed elettrico dal punto di produzione (o di alimentazione) al punto di utilizzazione.
Per l'energia elettrica si potrebbero così individuare sprechidi energia per contratti di fornitura inadeguati insufficiente rifasamento,sovradimensionamento di trasformatori e di utilizzatori nel funzionamentoattuale, impianti elettrici ed utilizzatori non più adeguati allemoderne tecnologie di energy-saving ecc.. Per l'energia termica si potrebberoindividuare cause di spreco in contratti di fornitura e/o combustibiliinadeguati, coibentazione termica insufficiente, sovradimensionamento deigeneratori di calore e degli utilizzatori, generatori di calore ed utilizzatoriobsoleti e/o con rendimenti troppo bassi, manutenzione inadeguata, recuperidi calore non effettuati, ecc..
Eventuali processi di lavorazione esistenti vanno rivisti ed adeguatialle moderne tecnologie di energy-saving.

Raccolta dei dati
E' indispensabile rilevare i seguenti dati con la fattiva collaborazionedel responsabile tecnico della committenza.

Energia elettrica
- Schema elettrico dell'impianto con i valori delle potenze utilizzatee del tempo di utili7zo giornaliero nell'arco di un mese e per un periodoannuo.
- Contratto di fornitura ENEL, prezzo del KWh, valore del sovrapprezzotermico, delle imposte e del corrispettivo di potenza.
- Dati Enel delle misure mensili per il periodo di uno/due anni: potenzaattiva massima energia attiva - energia reattiva, fattore di potenza.
- Analisi ed individuazione dei periodi temporali di funzionamentodei carichi elettrici nell'arco del mese e per un periodo annuo. Tali dativanno collegati con i dati elettrici del punto precedente, anche tramiteuna tabella che consenta poi di ricavare i diagrammi del carico elettricogiornaliero, mensile e annuale (potenza elettrica in funzione del tempo).Volendo procedere in maniera sperimentale con risultati più esatti,riscontrati direttamente sull'impianto, è possibile utilizzare un'attrezzaturaabbastanza diffusa sul mercato: analizzatore di energia a microprocessore,che può essere inseritodirettamente e stabilmente sull'impiantoper ri}evare automaticamente il diagramma temporale del carico elettricoed altre grandezze.

Energia termica
- Contratto di fornitura del metano, già esistente o da effettuare,con i valori del costo a Nm 3 e dei costi accessori.
- Consumi e costi mensi!i di combustibile (metano o altro combustibile)per il periodo di un anno.
- Schema dell'impianto termico esistente con i dati di targa dellecaldaie, lo sviluppo della rete termica, i valori delle potenze termichedegli utilizzatori e del tempo di utilizzo giornaliero, nell'arco mensilee per un periodo annuo.
- Rilievo del diagramrna di carico termico giornaliero, mensile ed annuale (potenza termica in funzione del tempo).

Individuazione degli interventi
Da uno studio analitico dei dati rilevati e descritti in precedenza,s'individuano gli sprechi d'energia élettrica e termica ed i tipid'intervento più semplici ed economici per risparmiare energia,come quelli già elencatì all'inizio.
Soltanto dopo queste verifiche è corretto prendere in considerazionel'intervento cogenerativo.

III) Studio di fattibilita' e progettazione dell'intervento
Scopo dello studio di fattibilità è quello di dimostrarela convenien7a dell'istallazione del gruppo di cogenera_ione secondo icriteri dell'art. 5, comma 16 del D.P.R 412/93.
I requisiti generali necessari per tale convenienza, già esistonoper gli ospedali, cliniche e case di cura indicati nell'allegato D al comma18 e cioè:
- adeguata domanda di energia elettrica;
- adeguata domanda di calore a bassa temperatura;
- numero elevato di ore di contemporaneità della richiesta dienergia termica ed elettrica.

Dimensionamento e scelta dei gruppo di cogenerazione.
Il dimensionamento più conveniente dal punto di vista economicoattribuisce al gruppo di cogenerazione il compito di erogare una potenzaelettrica PE pari alla base del diagramma di carico elettrico, e quindi almeno pari al 20% in più della potenza elettrica minima richiesta dall'utenza nei vari periodi dell'anno, mentre la rete ENEL erogheràil surplus del fabbisogno elettrico. Per il settore considerato (ospedali,cliniche, case di cura) esistono sul mercato motori primi a gas metanoa ciclo otto (tra 100 KW e 2000 KW), oppure motori DIESEL per le zone sprovvistedi gas metano.
In base alla potenza elettrica PE prima individuata ed al tipo di combustibile,si sceglie il gruppo di cogenerazione tra i modelli esistenti sul mercato.
La potenza termica erogata in uscita dal gruppo è pari a: PT=ITPE dove IT è l'indice termico che varia, ad esempio, tra 1,2 e1,8 per i motori a gas metano, valori specificati dalla Ditta costruttriceanche per gli altri modelli & gruppi cogenerativi.
Poichè il dimensionamento più conveniente del gruppoprevede che la potenza termica cogenerata venga tutta utilizzata, èbene verificare dai dati raccolti in sede di diagnosi che la potenza termicaPTG del gruppo sia inferiore o uguale alla potenza termica PTU richiesta dall'utenza.

Individuato il modello disponibile sul mercato si può risalirea tutti i dati necessari per lo studio di fattibilità, poichèla ditta costruttrice li fornisce in dettaglio, ad esempio: la potenzatermica introdotta, il consumo orario di combustibile, la potenza termicaed elettrica in uscita, il rendimento dell'alternatore, la velocitàe coppia al I 'asse del motore primo, i m3/ora di acqua calda prodottaa 70/80°C, ecc..
Le ore di contemporaneità annue e quindi il periodo di erogazionesimultanea di energia termica ed energia elettrica si ricavano dai dati rilevati in sede di diagnosi.
Il contratto di fornitura ENEL ed eventualmente il contratto SNAM,ove esista, devono essere ridimensionati, poichè il gruppo di cogenerazionefornisce una data potenza elettrica PEG ed una data potenza termica PTG.

Studio di fattibilità
Avendo a disposizione i dati necessari, si può effettuare oralo studio di fattibilità secondo un diagramma di flusso, le cuifasi sono di seguito specificate.
1. Calcolo del costo annuo dei KWh prelevati dalla rete ENEL e da gruppielettrogeni, in assenza di cogenerazione: C . A . Kwh . s . c 2. Calcolodel costo annuo, dei Kwh in presenza di cogenerazione prelevati dalla reteENEL, compreso il costo aggiuntivo del contratto di soccorso ENEL per iguasti accidentali ed i periodi di manutenzione programmata: C . A . Kwh. c . c
3. Calcolo del costo aggiuntivo annuo per il consumo di combustibiledel gruppo di cogenerazione, C . A . A . C, tenendo conto nel calcolo delleseguenti detrazioni:
- defiscalizzazione per i Kwh autoprodotti (solo per il metano );
- costo del combustibile risparmiato ed equivalente all'energia termicaprodotta dal gruppo;
- agevolazioni tariffarie per il costo del metano, espresse in riferimentoai KWh aUtoprodotti. 4. Calcolo del costo annuo di manutenzione del gruppo,C,A. M.G . .
5. Calcolo del costo annuo d'imposta U.T.I.F. per i KWh autoprodotti.Per lo studio di fattibilità per impianti a metano la SNAM èdisponibile a concedere un contributo fino ad un massimo del 50%, qualoral'impianto venga realizzato. Inoltre la SNAM offre un servizio di consulenzaper l'assistenza:
- nell'istruttoria delle pratiche per l'ottenimento dei contributiprevisti dalla legge n° 10/91 e dalla legge 64/86, che sono cumulabilicon altre incentivazioni a carico del bilancio dello Stato fino al 75%dell'investimento complessivo;
- nell'individuazione dei finanziamenti più idonei (Banca Europeaper gli investimenti che eroga prestiti a tasso agevolato fino ad un massimodel 50% per 7-12 anni, mutui bancari, ecc.).

Convenienza economica dell'investimento.
Per valutare la convenienza economica si calcola il PAY-BACK PERIODed il V.A.N., utilizzando i dati precedenti;
PAY BACK PERIOD = costo d'investimento/beneficio netto annuo
Il costo dell'investimento è il costo del gruppo di cogenerazione"chiavi in mano". Il beneficio netto annuo si ricava dalla formula:
BN .A= CAKwhsc -CAKwhcc-CA.A.C.-CAMCC,UTIF+-RAKWhA
ove RAKwhA. è il ricavato annuo per i KWh autoprodotti in eccessoe vend uti al I ' EN EL e C. =UTIF è il costo dell'imposta U.T.I.F.sui Kwh annui autoprodotti.
Il pay-back period calcolato deve essere nei limiti previsti dall'art.5 comma 16 del D.P.R. 412/93 riferito agli impianti termici di nuova istallazione,nonchè per quelli sottoposti a ristrutturazione.

Analisi di redditività.
Costo dell'investimento, beneficio, annuo sui costi di esercizio, incrementonel tempo del costo dell'energia, tasso d'inflazione, tasso di sconto deldenaro e vita economica dell'impianto sono i parametri principaìiper sviluppare l'analisi di redditività col metodo dei "flussi dicassa scontati", oppure col metodo più rapido del V.A.N., cosìcalcolato: V.A.N.= Bn.a . x FATTORE ANNUALITA' - COSTO INVESTIMENTO
ove il fattore di annualità è tabellato in funzione deglianni di vita economica dell'impianto e del tasso reale di attualizzazione.
Collegamento con la rete pubblica e schema dell'impianto
Il collegamento del gruppo di cogenerazione in parallelo con la retepubblica si effettua per ottenere i seguenti vantaggi:
1. Migliore qualità dell'energia prodotta per la maggiore stabilitàdeDa tensione e della frequenza e per la maggiore potenza di corto circuitodella rete pubblica rispetto a quella del gruppo di autoproduzione.
2. Maggiore stabilità di funzionamento del gruppo di autoproduzionecon minori sollecitazioni meccaniche e termiche per il motore pnmo.
3. Modifiche trascurabili aD'impianto elettrico esistente dell'utenzae maggiore affidabilità per la presenza di due sorgenti di alimentazione.
Il collegamento alla rete pubblica è effettuato secondo le normetecniche congiunte CEIENEL, CEI 11-20 ed ENEL DV 1603, ove viene specificatoanche il tipo di protezione d'interfaccia richiesto a seconda della potenzae del tipo di generatore. Quando si manifesta un'interruzione dell'alimentazioneENEL, per qualsiasi motivo, la protezione d'interfaccia stacca rapidamenteil sistema di autoproduzione dal parallelo sia per evitare d'inviare sullarete ENEL apporti di energia dannosi, sia per evitare al gruppo di cogenerazionedi subire le conseguenze dei guasti della rete pubblica e, soprattutto,per riprendere l'alimentazione di rete in condizioni ottimali di sincronizzazione,evitando così forti sollecitazioni alle macchine ed alI'impiantoelettrico.

Caratteristiche costruttive
Anche se il gruppo deve essere realizzato dalla ditta produttrice secondole norme tecniche di legge, è opportuno verificare almeno i seguenti aspetti costruttivi.
- Calcoli di verifica per la coppia massima al traferro della macchina elettrica e per il funzionamento del motore primo secondo le prescrizionidella norma CEI 1 1-20 capitolo 5 sez.3, così da sopportare eventualisollecitazioni meccaniche derivanti dal parallelo con la rete pubblica.
- Verifica sulle dimensioni del generatore sincrono secondo le pre9clizionidella variante alla norma CEI 11-20, per le macchine che devono funzionarein isola, oppure isola/parallelo come nel nostro caso.
Sn>l,l (1/0,9) . h . Pm> Sa ove Sn= potenza nominale del generatore(KVA),
Pm = potenza all'asse del generatore (KW), h = rendimento generatore,
0,9= fattore di potenza convenzionale,
Sa = potenza apparente dei carichi alimentati in isola.
Il committente è tenuto a fornire lo schema dell'impianto d'utenza e dei dati elettrici caratteristici .
Quadro di comando e di controllo
Secondo le norme CEI 11-20 Cap. 4 Sez. 1. Tale quadro deve essere istallato in un locale separato ed in prossimità del gruppo di cogenerazione.Le Ditte costruttrici dei gruppi di cogenerazioni forniscono anche tale quadro che è essenziale per avere un'automazione efficiente delservizio, ed è bene verificare che nel quadro sia no previsti iseguenti apparati, insieme ad altri accessori.
- Dispositivi specifici di protezione e controllo del motore primaper salvaguardare la sicurezza del regolatore di velocità secondoper man tenere costante la frequenza.
- Protezioni elettriche del generatore sincrono secondo le prescrizionidelle norme CEI 1120.
- Protezioni d'interfaccia con la rete ENEL secondo le prescrizionidelle norme CEI 1120 ed ENEL DV 1603.
Sistema di sincronizzazione e risincronizzazione automatica per realizzare il parallelo automatico con la rete.
Regolazione automatica di scambio minimo con la rete.
Regolatore automatico della tensione dell'alternatore
Regolatore della potenza attiva tramite ripartitore di carico e modulatore di potenza. Regolatore di potenza reattiva e fattore di potenza.
Regolazione termica, con comando diretto dal PLC, della valvola a tre vie dello scambiatore di calore recupero.
Regolazione termica, comandata dal PLC, programmato opportunamente,con by-pass dello scambiatore termico e con avvio dei fumi di scarico direttamenteal camino.
Contatore UTIF per la contabilizzazione energetica.
Controllore programmabile (PLC) a microprocessore che garantisce l'automazionenella gestione automatica dell'avviamento, dell'arresto e fuori servizio,dei blocchi di sicurezza, parallelo rete, funzionamento in isola per cadutarete, ripristino rete, coordinamento delle regolazioni e delle protezioni,regolazione e gestione della energia terrnica, regolazione e gestione dell'energia elettrica, misure di controllo e allarmi.
Considerata la complessità delle grandezze in gioco e la lorovariabilità è indispensabile una programmazione accurata del PLC che realizzi insieme a tutti i dispositivi specifici un'automazione completa ed affidabile.

Conclusioni
Da un'indagine ENEA del 1988 sulla situazione della cogenerazione nell'EuropaOccidentale è risultato che 11talia è al terzo posto conuna produzione di 13,7 TWh (13,2 TWh nell'industriale 0,5 nel civile) precedutadalltOlanda con20,5 Twh (10+ 10,5)edalla Germania Occidentale con 44 TWh(30,5 + 13,5). Si vede quindi che nel settore civile italiano siamo agliinizi di uno sviluppo che certamente si farà sentire nei prossinlianni, considerato l'orientamento europeo e mondiale in tal senso, gli incentiviintrodotti dalla legge n° 9 e n° 10 del 1991, il perfezionamentodella tecnologia cogenerativa, la considerazione che in ltalia l'energiatermica dístribuita a bassa temperatura (inferiore a 100°C)è circa la metà dell'intera produzione e che l'applicazionedel teleriscaldamento è limitata a qualche zona geografìca.

Nicola De Nardi

1.1          Alcuni dati tecnici reali


1.2          Cogeneratori Iveco e Jenbacher

GRUPPI DI COGENERAZIONE CON MOTORI DIESEL IVECO
  • I gruppi sono azionati da motori industriali a 1500 g/min.
  • I dati si riferiscono a GRUPPI per la produzione di energia elettrica ed acqua calda con temperatura massima di 85° C.

Modello motore

Cilindrata cmimages/image65.gif" WIDTH="9" HEIGHT="19">

Potenza introdotta

Potenza elettrica

Potenza termica

Kg/h

Kcal/h

kW

Kcal/h

kW

8210 SI 02

13798

37.3

380460

160

170000

197

8210 SRI 25

13798

45.3

462060

200

190000

236

8281 SI 15

17174

56.4

575280

240

258000

300

8281 SRI 25

17174

65.3

666060

280

297600

346

8281 SRI 26

17174

71.5

729300

320

320000

372

 

Gruppo di cogenerazione alimentato a gas Metano JW 212GS.N-LC-11,56 BAR

(JENBACHER – BOLZANO)

Caratteristiche tecniche:

  • Potenza termica introdotta: 967,4 kW
  • Potenza elettrica in uscita: 345,504 kW
  • Potenza meccanica in uscita: 359,4 kW
  • Consumo orario Metano: 101,5 Nmimages/image66.gif" WIDTH="9" HEIGHT="19">/h
  • Potenza termica in uscita: 214+309,3 kW (per acqua calda)
  • Rendimento: (214+309,3+345,504)/967,4 = 89,9 %

Il cogeneratore provvederà ad erogare l’acqua calda utilizzata nel processo produttivo. La caldaia sarà utilizzata per la produzione del vapore.

 

Caratteristiche di gruppi di cogenerazione

Tipo di gruppo

KCal/h

KW Minimi

KW Normali

Combustibile

Turbina a vapore

3.100

1000

100.000

Qualsiasi

Turbina a gas

1.700

500

30.000

Gasolio/Metano

Totem

2.000

15

15

Metano

Diesel

1.100

60

1.000

Gasolio/Metano

 

Tipo di gruppo

Costo impianto Lire x 10images/image67.gif" WIDTH="9" HEIGHT="19">/kWe

Temperatura erogazione calore

Dimensioni convenienti

Rendimento elettrico

Turbina a vapore

1.8/2.5

140/200 °C MAX

> 100

38 %

Turbina a gas

0.9/2

500 °C MAX

Da 3 a 100

28%

Totem

0.9/2

90 °C MAX

Da 0,1 a 20

36 %

Diesel

1.2

90 °C MAX

0.015

26%

Nota. I costi sono riferiti al 1991.

 


Bibliografia
- A Luciano Silveri, Cogenerazione e gestione del calore in Italia,Milano, F. Angeli Editore
- Cispel, Produzione combinata di energia elettrica e calore, Milano,F. Angeli Editore -A. LucianoSilveri, teleriscaldamento, Milano, F AngeliEditore
- AA.VV., Produtbvità dell'energia e innovazione nella piccolae media industria, Milano, F. Angeli Editore.
- A. Giorgio Cortellessa, La questione energetica e l'ltalia, EdizioniAssociati
- Notiziario dell'Enea, Aprile-Giugno 1991. - Notiziario dell'Enea,Aprile-Giugno 1992 - Promozione tecnica Snam, La cogenerazione con metano.
- L'istallatore italiano, luglio 1988.
- Automazione, energia, informazione, ottobre 1993.
- Automazione, energia, informazione, marzo 1986.

 

 

 

 

INTERVENTI DI RISPARMIO ENEGETICO

 

INTERVENTO DI ENERGY SAVING:

SOSTITUZIONE GENERATORE DI CALORE

 

Istallazione caldaia (alto rendimento)

Finalità dello studio

Il presente studio si pone l’obiettivo di valutare la fattibilità tecnico-economica della sostituzione della caldaia (rendimento 70%) con un’altra ad alto rendimento (rendimento 90 %).

Metodologia

I dati per la verifica economica sono estratti da un questionario tecnico generale, dal questionario tecnico guida e dalla diagnosi energetica.

Nell’analisi dei costi si tiene conto solo del costo iniziale, in quanto i costi di esercizio e di manutenzione sono uguali, sia nella situazione attuale (caldaia a basso rendimento) che in quella futura (caldaia ad alto rendimento).

UNITÀ DI MISURA

[Potenza]= kW

[Energia]= kWh

K = 1.000 =10^3

M = 1.000.000=10^6

G = 1 Miliardo =10^9

1 kWh = 860 kcal

1 kWh = 3600 kJ

1kcal = 4,16 kJ

1 Nmc di metano = 8250 kcal

 

Caratteristiche tecniche e Calcolo del risparmio energetico

 

Situazione esistente e dati in ingresso

Potenza P resa al fluido

104,65 kW

Rendimento h

0,70

Ore di funzionamento annue h

950 h

Combustibile

Metano

Potere calorico del metano

8250 kcal/mc

Costo a Nmc

930 L

 

Valutazione

La caldaia attuale risulta un po’ sovradimensionata, per cui è sufficiente una caldaia di 93 kW

  

Previsione:

Sostituzione del generatore di calore esistente con altro ad alto rendimento, con le seguenti caratteristiche:

Potenza P resa al fluido

93 kW

Rendimento h

0,90

 

Valutazione del risparmio energetico

(Energia primaria / anno)

consumata prima dell’intervento

(E.P./Anno) =

= 860x950x104,65x0,7 =

= 122,14 x 10^6 kcal = 508 GJ

(Energia primaria / anno)

consumata dopo l’intervento

(E.P./Anno)=

= 860 x 950 x 93 x 0,9 =

= 84, 24 x10^6 kcal = 351 GJ

(R.E.P. in un anno)

Risparmio di energia primaria

in un anno

(122,14 - 84, 24) x 10^6 kcal =

= 37,72 x 10^6 kcal = 157 GJ

(R.E.P. /12 anni)

Risparmio di energia primaria

in 12 anni di vita utile

(37,72 x 10^6) x 12 =

= 452,6 x 10^6=1883 GJ

 

Valutazione tecnico economica

Il generatore di calore da sostituire non ha valore residuo, consideratolo stato e il numero di anni di vita.

Costo dell’investimento

L. 5.450.000

(R.E.P. /Investimento)

Risparmio di energia primaria [G J/ML] Investimento

ID [G J/ML] =

= 1883/5,45 [G J/ML]

Nmc di gas metano risparmiati

in un anno

(37,72 x 10^6) / 8250 =

= 4572 Nmc

(Lire / Anno) Risparmiati

4572 x 930 = 4.252.000

 

Calcolo del valore attuale netto V.A.N.

Considerando 12 anni di vita utile ed un tasso reale di attualizzazione Fa del 5%, ricavato dalla tabella, si ha:

V.A.N. = [Beneficio netto annuo x Fa] – [Investimento] ossia

[4.254.000 x 8,86] – [5.450.000] = 32.223.000 Lire

 

Calcolo del tempo di ritorno

Pay Back Period = [Costo investimento / Beneficio netto annuo]

P.B.P. = [5.450.000 / 4.252.000]= 1,3 anni

 

Conclusioni:

Esaminando i risparmi di energia primaria e delle spese annue di combustibile, si conclude che l’intervento è vantaggioso. Anche per quanto riguarda le soglie minime richieste per ottenere il contributo del 30% previsto dall’art. 10 della L. 10/91, i risultati della valutazione tecnico-economica sono positivi, per cui deve essere compilata la scheda tecnica (IC) prevista dall’ENEA.

 

 INTERVENTO DI ENERGY SAVING:

ADEGUAMENTO DEL FATTORE DI POTENZA E DELLA

POTENZA ELETTRICA CONTRATTUALE - PISCINA COMUNALE

 

Potenza rilevata di effettivo impegno

Periodo

Potenza media

Potenza minima

Potenza max

1994

34

26,9

43

[Gen. / Apr. 1995]

38,4

31,2

45,6

 

Fattore di potenza mensile rilevato

Periodo

Valore medio

Valore minimo

Valore max

1994

0,77

0,717

0,831

[Gen. / Apr. 1995]

0,806

0,786

0,826

 Dati di energia attiva rilevati

Periodo

kWh/Anno

Consumati

kWh

Fatturati

Data

Riferimento

1994

59988

---

---

[Gen. / Feb. 1995]

27702

---

---

 

Importo fattura del mese di Novembre 1994:

L. 568.225

 

Diagnosi energetica di primo intervento

1 . Somme pagate dal Comune per penali riferite all’anno 1994

Corrispettivo di potenza

19100

Prezzo del kWh

58 lire

KW max disponibili (= kW contratt.) x 1.25

31,25 kW

Nel 1994 è stata pagata la seguente penale

L. 2.143.650

2. Somma pagata per deficienza del fattore di potenza

(ove < 0.9)

Prezzo del kVARh al di sotto del 50% dei kWh

Zero

Prezzo del kVARh tra il 50% ed il 75% dei kWh

62,70

Prezzo del kVARh al di sopra del 75% dei kWh

81,55

Somma pagata per deficienza del fat. di potenza < 0.9

L. 2.045.000

 

INTERVENTI PROPOSTI

1.        Adeguamento della potenza contrattuale per evitare di pagare la penale per supero di potenza, bisogna portare la potenza impegnata a 36/38 kW.

Adeguamento del fattore di potenza (rifasamento).

 

Mese

Anno 1994

KWh

kVARh

COSFP

PMAX

TGFP

TGFD

KVAR=P

(Tgfp-Tgfd)

Gen

7221

6119

0,763

34,8

0,847

0,484

12,6

kVAR

Feb

8664

5802

0,831

43

0,67

0,484

8

kVAR

Mar

5306

3858

0,809

41,9

0,726

0,484

10

kVAR

Apr

8312

6375

0,793

36,9

0,768

0,484

10,5

kVAR

Mag

5000

3948

0,785

28,2

0,789

0,484

8,6

kVAR

Giu

9896

8966

0,741

36

0,906

0,484

15,2

kVAR

Lug

10800

10001

0,734

28,6

0,925

0,484

12,6

kVAR

Set

9170

8910

0,717

26,9

0,972

0,484

13

kVAR

Ott

5339

4558

0,761

27,9

0,852

0,484

10,3

KVAR

Apparecchiatura autoregolata da 17,5 kVAR ; 400 V

Somme totali annue risparmiate.

  • PER ADEGUAMENTO DELLA POTENZA: si può evitare di pagare la penale di Lire 2.143.650, portando la potenza contrattuale a 36/38 kW.
  • PER ADEGUAMENTO DEL FATTORE DI POTENZA: La penale pagata nel 94 di lire 2.045.000/anno può essere risparmiata rifasando l’impianto con un gruppo di rifasamento automatico autoregolato 400 V ; 17,5 kVAR .

 

Investimento:

Considerando L. 50.000 a kVAR, il gruppo di rifasamento ha il seguente costo: I = 17,5 kVAR x L. 50.000/kVAR = L. 875.000

 

Calcolo del valore attuale netto V.A.N.

Considerando 12 anni di vita utile ed un tasso reale di attualizzazione Fa del 5%, ricavato dalla tabella, si ha:

V.A.N. = [Beneficio netto annuo x Fa] – [Investimento] ossia

[2.045.000 x 8,86] – [875.000] = 17.243.700 Lire

 

Calcolo del tempo di ritorno

Pay Back Period = [Costo investimento / Beneficio netto annuo]

P.B.P. = [875.000 / 2.045.000]= 0,43 anni

 

Dati ENEL

COD. TARIFFA

5341 00

FASI -TENSIONE

3 FN-000380

POTENZA IMPEGNATA

25,0

QUOTA FISSA/CORR. POT.

19100

PREZZO kWh

58,00

 

Data

Lettura

Energia attiva

Energia reattiva

Cosfi

Cod let

Data

Lettura

Pmax

00/GEN/1994

7221

6119

0,763

 

00/GEN/1994

34,8

00/FEB/1994

8664

5802

0,831

 

00/FEB/1994

43

00/MAR/1994

5306

3858

0,809

 

00/MAR/1994

41,9

20/APR/1994

8312

6375

0,793

N

20/APR/1994

36,9

17/MAG/1994

5000

3948

0,785

N

17/MAG/1994

28,2

15/GIU/1994

9896

8966

0,741

N

15/GIU/1994

36

13/LUG/1994

10800

10001

0,734

N

13/LUG/1994

28,6

15/SET/1994

9170

8910

0,717

N

15/SET/1994

26,9

21/OTT/1994

5339

4558

0,761

N

21/OTT/1994

27,9

 

RISCALDAMENTO

La legge n. 10 del 1991 e i successivi decreti di attuazione, in particolare il D.P.R. n. 412 del 26 agosto 1993, (pubblicato come supplemento alla G.U. n. 242 del 14 ottobre 1993) hanno trasformato i più recenti criteri tecnici per l'uso razionale dell'energia in disposizioni alle quali tutti devono attenersi.

La progettazione, l'installazione, l'esercizio e la manutenzione degli impianti di riscaldamento è stata modificata con l'obiettivo di contenere i consumi di energia.

Edifici nuovi e ristrutturazioni

Gli edifici nuovi, per i quali siano stati iniziati i lavori di costruzione dopo il 1^ agosto 1994, devono essere progettati e realizzati in modo da rispettare le nuove normative. Queste considerano l'impianto termico e l'edificio come un unico sistema che deve essere quanto più possibile efficiente dal punto di vista energetico e, naturalmente, essere sicuro.

Lo stesso vale anche in caso di:

  • Ristrutturazione dell'impianto termico, cioè modifica sostanziale dei sistemi di produzione e di distribuzione del calore, compreso il caso di trasformazione di un impianto centralizzato in più impianti individuali;
  • Installazione di un impianto termico in edifici esistenti;
  • Sostituzione della caldaia;

Insieme alla denuncia di inizio lavori di costruzione dell'edificio o di ristrutturazione dell'impianto, il proprietario deve depositare presso il comune una relazione che contenga:

  • Il progetto dell'impianto termico;
  • Il calcolo del fabbisogno energetico per il riscaldamento, cioè la quantità di energia richiesta dall'edificio e dall'impianto per mantenere la temperatura ambiente a 20 °C per l'intera stagione di riscaldamento;
  • Il calcolo del rendimento stagionale, cioè dell'efficienza dell'intero sistema che comprende l'involucro edilizio, la caldaia, la rete di distribuzione, i termosifoni ed i sistemi di regolazione.

Le parti che compongono l'impianto termico sono:

  • La caldaia, che trasforma l'energia del combustibile in energia termica;
  • La rete di distribuzione dell'acqua o dell'aria calda;
  • I termosifoni, che trasferiscono l'energia termica all'ambiente interno;
  • I sistemi di regolazione ( termostati, valvole, ecc. ), che ne gestiscono il funzionamento.

Questi componenti dell'impianto termico devono essere scelti e progettati insieme all'edificio e non, come spesso avveniva prima, in una fase successiva.

DICHIARAZIONE DI CONFORMITÀ

L'installazione deve essere effettuata da una ditta specializzata e in possesso dell'abilitazione prevista dalla legge n. 46 del 1990. La ditta deve rilasciare al proprietario una dichiarazione di conformità dell'impianto necessaria, anche, per ottenere il certificato di abitabilità dell'immobile.

LA CALDAIA

E' composta da un bruciatore che miscela l'aria con il combustibile e alimenta una camera di combustione (il focolare), da una serie di tubi (tubi di fumo) attraverso i quali i fumi caldi prodotti dalla combustione scaldano il fluido termovettore e da un involucro esterno di materiale protetto da una lamiera (mantello).

Ogni caldaia è caratterizzata da:

  • una potenza termica al focolare, che indica la quantità di calore sviluppata, per ogni ora, nella camera di combustione;
  • una potenza termica utile, cioè la quantità di calore effettivamente trasferita, per ogni ora, al fluido termovettore.

 VALORI DEI RENDIMENTI MINIMI DI LEGGE

Potenza utile (Pn)

Potenza al focolare

Caldaia installata dopo il 29/10/93 acqua calda

Caldaia installata dopo il 29/10/93 aria calda

Individuali

kW

kcal/h

kW

kcal/h

100% Pn

30% Pn

100% Pn

17,44

15.000

19,30

16.600

86.5

83,7

85,5

23,20

19.950

25,30

21.760

86.7

84.1

85,7

31,40

27.000

34,77

29.900

87,0

84,5

86,0

Centralizzati

44,19

38.000

49,07

42.200

87,3

84,9

86,3

87,21

75.000

96,86

83.300

87,9

85,8

86,9

208,95

179.000

230,93

198.600

88,6

87,0

87,6

348,95

300.100

383,95

330.200

89,1

87,6

88,1

400,00

344.000

444,40

512.180

89,2

87,8

88,2

Per potenze superiori valgono i valori relativi a 400 kW

1 kW = 860 kcal/h; 1 kcal/h = 1,163 W

La scelta della potenza della caldaia da installare dipende dalle caratteristiche dell'edificio, dall'ubicazione dalla destinazione d'uso.

E' una scelta importante che deve essere fatta da un professionista qualificato e attento ai problemi energetici.

Se la potenza necessaria a scaldare l'edificio supera i 350 kW, è necessario installare due o più caldaie. In questo modo si evita che caldaie molto grandi lavorino, in particolare nelle stagioni intermedie, a basso regime e quindi con bassi valori di rendimento.

Al di sopra di 116 kW (100.000 kcal/h) è necessario un Certificato di Prevenzione Incendi rilasciato dai Vigili del Fuoco.

Temperatura massima

Durante la stagione di riscaldamento, la temperatura media degli ambienti delle abitazioni non deve superare i 20 °C (con una tolleranza di 2 °C).

Periodo e numero di ore

Il periodo dell'anno nel quale è consentito tenere in funzione gli impianti di riscaldamento e il numero massimo giornaliero di ore di accensione dipendono dal clima della località dove è ubicato l'edificio.

L'Italia è stata divisa in cinque zone climatiche dalla A, la più calda, alla F, la più fredda in funzione del numero dei "Gradi Giorno"; quanto più alto è il valore dei Gradi Giorno (GG) tanto più il clima è rigido.

Ad esempio: nella zona climatica A si trovano poche località molto calde, come le isole di Salina e Lampedusa; Palermo e Reggio Calabria appartengono alla fascia B; Napoli, Bari, Imperia alla C; Roma, Firenze, Ancona alla D; in fascia E si trovano Milano, Torino, Venezia, L'Aquila; nella F solo località montane come Cortina D'Ampezzo e Abetone.

Per conoscere con esattezza in quale zona climatica è situato un immobile, e quindi in quale periodo dell'anno si possono accendere gli impianti di riscaldamento e per quante ore al giorno, basterà rivolgersi al Comune.

Fascia

Gradi Giorno

Periodo di riscaldamento

Numero di ore massimo giornaliero

A

Inferiore a 600

1.12 - 15.3

6

B

601 - 900

1.12 - 31.3

8

C

901 - 1400

15.11 - 31.3

10

D

1401 - 2100

1.11 - 15.4

12

E

2101 - 3000

15.10 - 15.4

14

F

Superiore a 3000

Nessuna limitazione

Nessuna limitazione

 

In caso di condizioni atmosferiche eccezionalmente avverse, si possono accendere i riscaldamenti, anche al di fuori dei periodi previsti per non oltre la metà delle ore massime giornaliere consentite.

Verifica del rendimento

Le verifiche strumentali che la legge impone di fare periodicamente consistono nella misura della temperatura dei fumi che fuoriescono dalla caldaia, del loro contenuto di ossigeno o di anidride carbonica (CO2), di monossido di carbonio (CO), di particelle incombuste. I valori rilevati servono per calcolare il rendimento di combustione della caldaia, cioè il suo grado di efficienza.

ANALISI DELLA COMBUSTIONE

Occorre inserire e fissare la sonda prelievo fumi nel punto di misura e posizionare correttamente la sonda aria comburente. Si verifica il corretto collegamento di tutti gli attacchi alla sonda e allo strumento.

Se è disponibile una presa a 220 v - 50 Hz, la si utilizzerà per alimentare lo strumento. In caso contrario il funzionamento sarà garantito dalle batteria ricaricabile incorporata.

Se necessario, si collega all'esterno il tubo d'aspirazione aria fresca. Si predispone un recipiente per la raccolta della condensa scaricata dalla pompa sul lato destro dello strumento.

Scelta del combustibile

Combustibile

CO2 max

Gasolio

15,4

Metano

11,8

Gas città

11,7

Gas Koke

10,2

G P L

14,0

Esempio

O2

4,6%

T. Fumi

158 °C

CO2

12,0%

T. Aria

24 °C

CO

8 ppm

Press

-0,05 hPa

Rend.

93,5%

Rugiada

87 °C

Perdite

6,5%

 

Lambda

1,28

 

La misura del CO

Nelle caldaie a gas atmosferiche è importante misurare la concentrazione di CO nei gas di scarico, ma poiché il prelievo deve avvenire a valle del dispositivo rompitiraggio, la concentrazione di CO nei fumi prelevati è "diluita" in una notevole quantità di aria secondaria. Sarà quindi necessario, partendo dal valore di CO misurato, calcolare il valore di CO riferito allo 0% di ossigeno moltiplicando il CO misurato per il fattore LAMBDA (eccesso d'aria).

La norma UNI 10389 richiede la misura di CO nei fumi secchi e "senza aria", ovvero con riferimento allo 0% di ossigeno.

La formula che si applica è la seguente: CO(O) = CO x LAMBDA

Esempio

O2

17,7

CO (O)

782 ppp

CO

123 ppm

Lambda

6,36

 

Per una corretta misura di CO e di O2 nelle caldaie a gas atmosferiche, occorre considerare che nel punto di prelievo indicato dalla legge (2 diametri a valle del dispositivo rompitiraggio), la distribuzione delle concentrazioni sulla sezione del camino non può essere omogenea, poiché l'ingresso dell'aria secondaria è troppo vicino al punto di prelievo stesso.

 

IL RIFASAMENTO DEI CARICHI ELETTRICI

 

Il rifasamento è una tecnica di uso razionale dell’energia: migliorando il fattore di potenza delle macchine e degli impianti, consente di ottenere sensibili risparmi economici, con vantaggio sia dell’utente che del produttore e distributore. I risparmi sono tanto più consistenti quanto più elevato è il fabbisogno di energia elettrica: per questo motivo le Aziende industriali medie e grandi dovrebbero esservi particolarmente interessate, qualunque sia lo specifico settore di attività.

Svantaggi di un basso fattore di potenza

Un basso fattore di potenza causa nell’impianto diversi inconvenienti che si riflettono, oltre che sul rendimento, anche sui costi d’esercizio.

Un basso cos f comporta infatti:

  • Diminuzione della potenza disponibile sugli impianti di alimentazione o sovradimensionamento degli impianti a parità di potenza attiva;
  • Aumento delle cadute di tensione, con conseguenze negative sul funzionamenti degli apparecchi utilizzatori;
  • Aumento delle perdite di energia nei conduttori a causa della maggiore intensità di corrente in circolazione a parità di potenza;
  • Maggior costo dell’energia a causa delle maggiorazioni tariffarie previste in relazione all’energia reattiva fornita.

La normativa del CIP

Il provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi n. 12/1984 pubblicato sul supplemento straordinario alla Gazzetta Ufficiale n.104 del 13/4/1984 ha stabilito le modalità di addebito per basso fattore di potenza relativamente alle forniture con potenza impegnata superiore a 15 kW regolate da tariffe non multiorarie.

L’addebito è duplice: per i quantitativi di energia reattiva, espressi i kVARh, compresi tra il 50% e il 75% del corrispondente prelievo di energia attiva espresso in kWh (e cioè per fattore di potenza medio mensile compreso tra 0,9 e 0,8) si applicano i seguenti corrispettivi:

  • 39,80 lire per kVARh per le forniture con consegna a bassa tensione;
  • 20,40 lire per kVARh per le forniture con consegna a tensione superiore.

Per i quantitativi di energia reattiva numericamente eccedenti il 75% del corrispondente prelievo di energia attiva (e cioè per fattore di potenza medio mensile inferiore a 0,8) si applicano, invece, i seguenti altri corrispettivi:

  • 47,20 lire per kVARh per le forniture con consegna a bassa tensione;
  • 23,30 lire per kVARh per le forniture con consegna a tensione superiore.

Per le forniture regolate da tariffe multiorarie occorre tenere conto che i limiti indicati sussistono solo per i prelievi di energia reattiva effettuati in ciascuna delle fasce orarie alle ore di punta invernali e alle ore piene invernali ed estive; in questo caso le penali per i quantitativi di energia reattiva compresi tra il 50% e il 75% del corrispondente prelievo di energia attiva sono le seguenti:

  • 20,40 lire per kVARh per le forniture con consegna in media tensione fino a 50 kV;
  • 12,50 lire per kVARh per le forniture con consegna in alta tensione oltre 50 e fino a 100 kV;
  • 11,70 lire per kVARh per le forniture con consegna in alta tensione oltre 100 e fino a 200 kV;
  • 11,25 lire per kVARh per le forniture con consegna in alta tensione oltre 200 kV.

Infine, per i quantitativi di energia reattiva eccedenti il 75% del corrispondente prelievo di energia attiva si applicano i seguenti corrispettivi:

  • 23,30 lire per kVARh con consegna a tensione £ 50 kV;
  • 14,40 lire per kVARh con consegna a tensione > 50 e £ 100 kV;
  • 14,00 lire per kVARh con consegna a tensione > 100 e £ 200 kV;
  • 13,45 lire per kVARh con consegna a tensione > 200 kV.

Risulta evidente, da quanto esposto, che all’utente conviene sempre prelevare energia elettrica con un corretto fattore di potenza, perché ciò equivale ad economicità nell’uso dell’energia.

 

Come si migliora il fattore di potenza

Per migliorare il fattore di potenza si può ricorrere ad accorgimenti tecnici di tipe tipi: uno, diretto, tendente ad eliminare o limitare i prelievi di energia reattiva; il secondo, indiretto, che consiste nel fornire all’impianto l’energia reattiva richiesta senza prelevarla dalla rete.

Il sistema diretto consiste nell’utilizzare le macchine in modo razionale. In particolare:

  • usare motori e trasformatori correttamente dimensionati, in modo che non debbano funzionare troppo a lungo, nei limiti del possibile, a carico ridotto, provvedendo a sostituire quelle macchine di potenza esuberante rispetto alle utenze alimentate con di potenza adeguata;
  • non mantenere in esercizio motori difettosi;
  • in tutti i casi in cui l’esercizio lo consente, far marciare i motori con l’avvolgimento statorico collegato a triangolo quando funzionano a pieno carico e operare la commutazione a stella se il carico scende al di sotto del 50%;
  • evitare il funzionamento delle macchine a tensioni superiori a quella nominale, perché tale condizione comporta un aumento di induzione nelle macchine stesse e, quindi, un maggiore assorbimento di potenza reattiva.

L’altro sistema, indiretto, non esclude certamente il primo, ma piuttosto lo integra: si tratta del rifasamento vero e proprio. Questo, riducendo la corrente assorbita da un impianto di utilizzazione:

  • riduce l’impegno di potenza dei trasformatori e dei cavi;
  • riduce le perdite in tutti i conduttori;
  • riduce le cadute di tensione nei trasformatori e nelle linee.

E’ quindi importante ricordare che il rifasamento apporta vantaggi di due ordini:

  • evita il pagamento delle maggiorazioni del prezzo del kWh previste per basso fattore di potenza;
  • consente una migliore utilizzazione dell’impianto interno con la riduzione delle perdite e delle cadute di tensione.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Esempi

Influenza del B.F.P. sul prelievo di corrente dalla rete

1.        Lampada tubolare fluorescente da 80 watt (con reattore) alimentata da 220 Volt

Se cos f = 1

Assorbe I = P/V cos f = 80/220 x 1=0,36 A

Se cos f = 0,7

Assorbe I = P/V cos f = 80/220 x 0,7=0,52 A

Cioè il 44% in più

Motore trifase da 10 CV (cioè 7500 Watt) alimentato a 380 Volt con rendiemento h = 0,8

Se cos f = 1

Assorbe I = P/(3)0,5 V cos f h =

7500/(3)0,5380 x 1 x 0,8 = 14,24 A

Se cos f = 0,7

Assorbe I = (3)0,5 V cos f h =

7500/(3)0,5 380 x 0,7 x 0,8 = 20,34 A

Cioè il 43% in più

Potenza reattiva da installare

Pr = Q1 – Q2 = P (tgf 1 - tgf 2) (kVar)

Perdite interne per effetto Joule

monofase

P = VI cos f

I = P / V cos f

J = RI2 (kW)

trifase

P = (3)0,5VI cos f

I = P / (3)0,5V cos f

J = 3RI2 (kW)

R rappresenta la resistenza del conduttore.

 Metodologia e Criteri di intervento

Partendo dai dati contenuti nella relazione di diagnosi energetica e da quelli forniti dall’Enel, si calcolerà la potenza reattiva della batteria dei condensatori da installare e si valuterà la fattibilità tecnico-economica dell’operazione in termini di:

  • Risparmio di energia attiva conseguente al rifasamento;
  • Risparmi sulle fatturazioni in dipendenza delle somme pagate attualmente per esubero di potenza reattiva a causa del basso valore del fattore di potenza.

L’energia elettrica viene utilizzata direttamente per:

  • Produrre calore mediante effetto Joule, ed in questo caso l’utente consuma energia attiva E impegnando potenza attiva P con fattore di potenza pari ad uno;
  • Alimentare motori elettrici e altri carichi elettrici i quali richiedono per il loro funzionamento:
    • energia attiva E e potenza attiva P che determinano direttamente la prestazione del motore cioè la potenza meccanica resa all’asse;
    • energia reattiva Er e potenza reattiva Q che sostengono i campi magnetici necessari al funzionamento del motore stesso.

Ogni utenza elettrica che impegna potenza attiva e reattiva è caratterizzata (dal punto di vista dell’utilizzo dell’energia elettrica) dal rapporto tra le suddette grandezze.

Valori limite del fattore di potenza

Primo caso:

potenza reattiva = 50% della potenza attiva

tag Fi = Q/P = 0,5 quindi cos Fi = 0,892 ; quindi, cosFi circa 0,9

 

  Secondo caso:

potenza reattiva = 75% della potenza attiva

tag Fi = Q/P = 0,75 quindi cos Fi = 0,8

 

 

Terzo caso:

potenza reattiva = 100% della potenza attiva

tag Fi = Q/P = 1 quindi cos Fi = 0,707

 

Per 0,9 £ cosFi < 1 non si paga penale, in quanto la potenza reattiva risulta minore del 50% della potenza attiva

Per 0,8 £ cosFi < 0,9 (tutta l’energia reattiva è compresa tra il 50% ed il 75 % dell’energia attiva) l’Ente fornitore fa pagare una penale per ogni kVARh tra il 50% ed il75% rilevato dal contatore.

Per cosFi < 0,8 (l’energia reattiva è superiore al 75 % dell’energia attiva) l’Ente fornitore fa pagare una penale per ogni kVARh oltre il75% superiore a quella del punto precedente.

 

VANTAGGI DELL’OPERAZIONE RIFASAMENTO

L’operazione di rifasamento del carico consiste nel riportare il basso valore di cosFi posseduto dall’impianto al valore di cosFI 0,9.

Ciò si ottiene con l’immissione di potenza reattiva di tipo capacitivo, allo scopo di compensare la potenza reattiva induttiva richiesta, con l’inserimento di condensatori in parallelo al carico stesso.

Diagramma delle potenze:

 

Cos Fi1=0,9

Cos Fi2=0,8

Cos Fi3=0,7

Q = potenza reattiva necessaria al carico

Qc1 = potenza reattiva fornita dai condensatori

Qc2 = potenza reattiva fornita e trasportata dalla linea

Per rifasare da 0,7 (cosFi3) a 0,9 (cosFi1) è necessaria una potenza reattiva del tipo capacitivo del valore:

Qc1 = P x (tgFi3 – tgFi1)

Si può notare che passando da 0,7 (cosFi3) a 0,9 (cosFi1) metà della potenza reattiva viene fornita dalla linea, l’altra metà dai condensatori.

Dalla figura si evidenzia che, rifasando è possibile ottenere una sensibile riduzione del valore di Ip (corrente sulla linea), e precisamente:

Id1 = Ip x (0,7/0,9)

Vantaggi del rifasamento:

Riduzione delle perdite per effetto Joule nei trasformatori e nei cavi a monte del punto di installazione dei condensatori, le perdite diminuiscono in quanto la corrente diminuisce; la riduzione D Pd delle perdite è:

D Pd = Pp x [1- (cosFip/cosFid)2] (Fonte ENEL).

Il pedice p indica la situazione prima del rifasamento e il pedice d la situazione dopo il rifasamento.

Cos f desiderato

0,90

0,95

1,00

Cos f iniziale

0,10

9,45

9,60

9,96

0,20

4,41

4,57

4,90

0,30

2,70

2,85

3,18

0,40

1,81

1,96

2,29

0,42

1,68

1,83

2,16

0,44

1,56

1,71

2,04

0,46

1,45

1,60

1,93

0,48

1,34

1,50

1,83

0,50

1,25

1,40

1,73

0,52

1,16

1,31

1,64

0,54

1,07

1,23

1,56

0,56

1,00

1,15

1,48

0,58

0,92

1,08

1,40

0,60

0,85

1,00

1,33

0,62

0,78

0,94

1,27

0,64

0,72

0,87

1,20

0,66

0,65

0,81

1,14

0,68

0,59

0,75

1,08

0,70

0,54

0,69

1,02

0,72

0,48

0,63

0,96

0,74

0,42

0,58

0,91

0,76

0,37

0,53

0,86

0,78

0,32

0,47

0,80

0,80

0,27

0,42

0,75

0,90

 

0,16

0,48

 

In corrispondenza del valore esistente del cos f e di quello da ottenere si legge direttamente in tabella il coefficiente per il quale si devono moltiplicare i kW dell'impianto per ottenere i kVAR della batteria di rifasamento.

Esempio: Se la potenza mediamente prelevata è pari a 150 kW e il cos f è 0,54, qualora l’utente desideri rifasare a 0,90 trova in tabella, in corrispondenza dei due valori (riga 0,54 – colonna 0,90) il coefficiente 1,07. La batteria di rifasamento dovrà pertanto avere potenza Q = 150 x 1,07 = 160 kVAR

 

Dove si installano i condensatori rifasatori

I condensatori possono essere installati in ogni punto dell’impianto in cui il fattore di potenza risulti basso, per fornire in quel punto l’energia reattiva richiesta. A seconda del tipo dei carichi, della loro ubicazione e della contemporaneità della loro alimentazione, si possono riconoscere tre diversi metodi di rifasamento: il rifasamento distribuito, il rifasamento per gruppi, il rifasamento centralizzato.

Questi metodi saranno esaminati in dettaglio ai punti 23, 24 e 25 ma fin da ora è possibile dire che per uno stabilimento alimentato in media o alta tensione (che costituisce una impianto abbastanza esteso e complesso) risulta preferibile, nella maggior parte dei casi, un sistema di rifasamento misto, cioè:

  • in parte distribuito presso gli apparecchi utilizzatori di maggior potenza, a ciascuno dei quali viene collegato in parallelo un condensatore;
  • in parte all’inizio dei cavi che alimentano gruppi di apparecchi maggior potenza singola non elevata o caratterizzati da prelievi non contemporanei;
  • per la restante parte, centralizzato a valle del gruppo di misura.

I sistemi di rifasamento

Non è facile dare un suggerimento universalmente valido per la scelta di un metodo anziché un altro: infatti, le caratteristiche dell’impianto da rifasare devono essere accuratamente studiate per la scelta dello schema più conveniente. Ecco, comunque, i vantaggi e gli svantaggi di ciascuno dei tre sistemi.

Rifasamento distribuito.

E’, dal punto di vista tecnico, la migliore soluzione in quanto permette di ridurre le perdite e le cadute di tensione in tutti i conduttori sino ai morsetti dell’apparecchio utilizzatore; inoltre, non richiede, salvo casi particolari, organi di protezione e manovra appositi per il condensatore, perché si fa uso di quelli stessi dell’apparecchio che si deve rifasare. Se, però, gli apparecchi da rifasare sono molti e non vengono usati contemporaneamente, questa soluzione può risultare meno economica delle due seguenti.

Rifasamento per gruppi.

Consiste nell’installare uno o più condensatori di potenza complessiva adeguata per ogni gruppo di apparecchi alimentati da uno stesso cavo o disposti in uno stesso reparto. Questo sistema comporta, in genere, il collegamento dei condensatori al quadro di distribuzione del reparto o ad un sistema di sbarre: sarà pertanto un rifasamento a bassa tensione nella maggior parte dei casi, ma talora anche a media tensione. Se poi il prelievo degli apparecchi utilizzatori da rifasare è molto variabile nel tempo, è opportuno prevedere un sistema di inserzione e disinserzione automatico costituito da un relè amperometrico o da un regolatore di cosFi.

 

Rifasamento centralizzato.

Consiste nell’installare una batteria di condensatori unica per tutto l’impianto. Tale batteria sarà di norma posizionata in parallelo alle sbarre in uscita dal secondario del trasformatore riduttore di tensione.

Per il rifasamento centralizzato è consigliabile, a maggiore ragione , il dispositivo di comando automatico predetto. La batteria deve essere inserita all’inizio del lavoro e disinserita al termine dello stesso per evitare di fornire alla rete, nei periodi di inattività dello stabilimento, potenza reattiva. Dal punto di vista economico, si tenga presente che, a parità di potenza reattiva, i condensatori a MT costano meno di quelli a BT, ma richiedono l’installazione di una apparecchiatura di manovra e protezione più costosa. In conclusione questo schema di rifasamento potrebbe apparire il più semplice, ma non riduce le cadute di tensione e le perdite nell’impianto a valle, all’interno dello stabilimento. Risulta, quindi evidente che il rifasamento è tanto più efficace quanto più è decentrato.