Tesi di Laurea Magistrale - polito.it · Ingegneria Energetica e Nucleare Tesi di Laurea Magistrale...

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.

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

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


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.


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


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


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,


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.


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.


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.


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.


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


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


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


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.


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.


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


Isolante 0,040

Aria 0,030


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]


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.


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.


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


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;


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.


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.


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


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.


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.


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


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


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


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


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 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


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]


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 utile 30%, 30°C sul ritorno (%) 110


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.


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


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


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]


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]


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 [-]


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.


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.


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.


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 [-]


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


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


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


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


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


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


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.


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.


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


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

]


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

]


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

]


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

]


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.


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


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



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..


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


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.


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


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.


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


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


105


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.


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.


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



106


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).


che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata.


possiede la configurazione d’involucro ottimizzata.


EPnren


EPgl






2]



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]



Cg=358,75 €/m2


Cg=366,22 €/m2



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.


108

Figura 6.6: Fabbisogni energetici dell'edificio che possiede gli involucri 3 o 4.


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.


Involucro 3


Involucro 4


Tipo terminale 2 - Ventilconvettori 2 - Ventilconvettori

Modulo fotovoltaico 1 - Policristallino 1 - Policristallino

Ausiliario per acqua calda 2 - Elettrico 2 - Elettrico


2]



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45


Fa

bb

iso

gn

i a

nn

ui

[kW

h/m

2]

Progetto

Involucro 3

Involucro 4


109


l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 3.


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


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



110


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.


possiede la configurazione d’involucro 3 o 4.


EPnren


EPgl






2]




111


che possiede la configurazione d’involucro 3.


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]



Cg=364,8 €/m2


Cg=372,3 €/m2


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]



Cg=374 €/m2


Cg=381,4 €/m2



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


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


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


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.


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.


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.


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


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 [%]


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


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

[1] Parlamento Europeo e Consiglio dell'Unione Europea, Directive 2009/29/EC amending

Directive 2003/87/EC so as to improve and extend the greehouse gas emission allowance

trading scheme of the Community, 2009.

[2] Parlamento Europeo e Consiglio dell'Unione Europea, European Directive 2010/31:

Energy Performance of Building Directive, recast (EPBD), 2010.

[3] Parlamento Europeo e Consiglio dell'Unione Europea, Directive 2012/27 on energy

efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives

2004/8/EC and 2006/32/EC, 2012.

[4] Ministero dello Sviluppo Economico, Adeguamento del decreto del Ministro dello sviluppo

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

la certificazione energetica degli edifici, 2009.

[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

Legislativo 19 agosto 2005, n. 192 - Attuazione della Direttiva 2002/91/CE relativa al

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.

70, pp. 109-127, 2016.

[9] J. Kennedy and R.C. Eberhart, "Particle swarm optimization," IEEE International

Conference of Neural Networks, Perth, Australia, 1995.

[10] European Committee for Standardization, EN 15459: Energy performance of buildings-

Economic evaluation procedure for energy systems in buildings, 2007.

[11] Ente Italiano di Normazione, UNI/TS 11300-Parte 5: Calcolo dell'energia primaria e della

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

acqua calda sanitaria, per la ventilazione e l'illuminazione in edifici non residenziali, 2014.

[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

[18] Regione Lombardia Infrastrutture e Mobilità, Prezzario delle opere pubbliche, 2011.

[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


Caso 1: ipotesi di produzione lineare da fonte rinnovabile [6]. ................................................ 4


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


l’edificio che possiede la configurazione d’involucro di progetto. ......................................... 98


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


l’edificio che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata. ....................................... 105


che possiede la configurazione d’involucro ottimizzata. ...................................................... 106

Figura 6.6: Fabbisogni energetici dell'edificio che possiede gli involucri 3 o 4. ..................................... 108


l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 3. ...................................................... 109


l’edificio che possiede la configurazione d’involucro 4. ...................................................... 109


che possiede la configurazione d’involucro 3. ...................................................................... 111

128


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


Terminali: ventilconvettori. ................................................................................................. 117


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

Tesi di Laurea Magistrale - polito.it · Ingegneria Energetica e Nucleare Tesi di Laurea Magistrale...

Documents

Transcript of Tesi di Laurea Magistrale - polito.it · Ingegneria Energetica e Nucleare Tesi di Laurea Magistrale...