Studio di fattibilità per la riqualificazione del sistema energetico del comprensorio universitario di Trieste mediante integrazione con un gruppo cogenerativo

necessario introdurre nella trattazione un’analisi approfondita e dettagliata degli 
attuali sistemi tariffari vigenti in Italia in tema di energia. Tale conoscenza permette 
di calcolare più accuratamente i costi relativi all’approvvigionamento e valutare 
quindi con maggior precisione la convenienza di un impianto cogenerativo in 
alternativa. Note le relazioni tariffarie, è possibile tradurre in termini economici i 
fabbisogni energetici con maggiore cognizione di causa ed orientare gli sforzi di 
acquisizione dei dati necessari per la valutazione economica di convenienza verso 
quelle grandezze che costituiscono l’effettivo input per gli algoritmi di costo, 
tralasciando la cernita dei dati e dei valori meno significativi in questo senso. 
Data la notevole complessità ed articolazione, gli algoritmi di costo sono stati 
successivamente implementati in un software di simulazione, sviluppato in proprio 
dall’autore, che permette di eseguire con rapidità tutte le varie fasi di calcolo, 
consentendo di determinare, variando opportunamente i parametri in ingresso, i 
regimi tariffari ed i contratti di fornitura economicamente più convenienti per il caso 
in esame. 
 
4.2.2 Costi ausiliari nella gestione degli impianti 
Per effettuare un’analisi tecnico-economica esaustiva degli impianti considerati, è 
parso necessario infine analizzare le voci relative ai costi ausiliari che intervengono 
nella gestione degli impianti, quali ad esempio i costi per i materiali di consumo per 
manutenzione (lubrificanti, guarnizioni, cinghie, reagenti, ecc.). 
 
 
PARTE APPLICATIVA 
5. APPLICAZIONE DI UN IMPIANTO COGENERATIVO AL SISTEMA 
ENERGETICO UNIVERSITARIO 
Il capitolo comprende una descrizione approfondita del sistema energetico del 
Comprensorio Universitario di Trieste, costituito essenzialmente da due sottosistemi 
principali: la centrale termica vera e propria ed il circuito adibito al trasporto del 
calore prodotto fino alle zone di utilizzo, denominato anello. Vengono qui descritte 
ed analizzate le varie apparecchiature e macchinari presenti in centrale, l’anello 
utilizzato per il teleriscaldamento ed i dati salienti delle utenze collegate e servite 
dalla centrale termica. 
 
6. VALUTAZIONE DEI PRINCIPALI PARAMETRI DEL SISTEMA 
ENERGETICO 
L’individuazione dei principali parametri del sistema energetico ha preso le mosse 
dal calcolo del FEN (Fabbisogno Energetico Normalizzato), grandezza introdotta e 
definita dal DPR 412/93. A tal fine si è proceduto alla determinazione del fabbisogno 
di energia primaria del sistema, tenendo conto di vari fattori quali i volumi lordi degli 
edifici interessati, i gradi giorno corretti per tener conto degli apporti gratuiti di 
energia termica, i rendimenti di combustione, di termoregolazione e di emissione 
come definiti dalle norme, i fattori stagionali funzione del tipo di impianto, del 
regime di funzionamento e della capacità termica degli edifici. La diagnosi energetica 
del sistema ha consentito di pervenire alla determinazione del fabbisogno di energia 
primaria richiesto dal sistema e ad una stima dei consumi di combustibile attuali 
richiesti. 
I risultati ottenuti sono stati utilizzati per ricostruire l’andamento del fabbisogno di 
potenza termica del Comprensorio Universitario nei vari giorni della settimana di un 
periodo tipico invernale ed uno estivo, denominati settimana tipo termica invernale 
ed estiva. 
Per caratterizzare le richieste delle utenze asservite all’impianto cogenerativo dal 
punto di vista elettrico si è proceduto, parimenti a quanto fatto per il caso termico, 
alla determinazione di una settimana tipo elettrica intesa come profilo elettrico medio 
delle richieste delle utenze. 
 
6.5 Integrazione di un sistema centralizzato di macchine frigorifere ad 
assorbimento. 
Una delle principali riserve da rimuovere nell’adozione della configurazione 
cogenerativa riguarda l’utilizzo della produzione termica. Infatti, l’aliquota di energia 
prodotta sarebbe interamente assorbita nella stagione invernale ma risulterebbe 
inutilizzata nella stagione estiva ed anzi richiederebbe adeguati sistemi dissipativi. Al 
contrario l’energia elettrica viene ugualmente assorbita sia in estate che in inverno. 
Per trovare adeguata soluzione al problema si è ipotizzato di adottare, 
contestualmente al cogeneratore, un sistema centralizzato per la produzione estiva 
dell’acqua fredda di alimentazione degli attuali impianti di condizionamento che si 
avvalgono di UTA e di fan-coils. Particolarmente adatta a tale applicazione si 
rivelerebbe una centrale frigorifera basata sull’adozione di macchine frigorifere ad 
assorbimento. 
Ciò premesso, si è voluto ulteriormente modificare le settimane tipo estive per tenere 
conto del fatto che, in presenza del gruppo cogenerativo, il fabbisogno estivo per il 
condizionamento verrebbe assolto dall’energia termica prodotta dal cogeneratore 
stesso, accoppiandolo con una centrale frigorifera ad assorbimento. La centrale 
preleverebbe il calore di recupero dal cogeneratore e lo utilizzerebbe per produrre 
acqua fredda da impiegare in unità di trattamento aria o ventilconvettori. 
 
7. ELABORAZIONE DI UN ALGORITMO PER LA SCELTA DI UN 
SISTEMA COGENERATIVO ED IMPLEMENTAZIONE DI UN SOFTWARE 
DI SIMULAZIONE 
Il programma SIMULCOG, sviluppato in proprio, permette di simulare le prestazioni 
di un qualsivoglia impianto di cogenerazione, basato sia su motore alternativo che su 
turbina a gas, al fine di verificare se la potenzialità e la taglia dell’impianto siano in 
grado di soddisfare convenientemente le richieste elettriche e termiche delle utenze 
servite coerentemente con la variabilità annuale, mensile, giornaliera. 
Il programma esegue le simulazioni per un intervallo temporale di un anno, con step 
di incremento del tempo di un’ora, tenendo conto del giorno della settimana e del 
periodo dell’anno e considerando anche che i fabbisogni termici ed elettrici delle 
utenze non sono, in generale, costanti nel tempo ma variabili e non di rado in maniera 
del tutto indipendente fra loro. 
Il programma crea uno scenario energetico virtuale costituito dai seguenti enti: 
 ξ  le utenze elettriche e termiche da servire, rappresentate dai relativi spettri di 
carico; 
 ξ  l’impianto di cogenerazione nella configurazione adottata; 
 ξ  in parallelo al cogeneratore si ipotizza la presenza di una caldaia di integrazione 
che provvede a coprire i picchi di carico termico; 
 ξ  la rete ENEL, con la quale il cogeneratore si trova in parallelo e con cui 
avvengono continui scambi di energia, in entrambi i sensi, che il software valuta 
con accuratezza sia dal punto di vista energetico che economico; 
 ξ  gli scenari tariffari elettrici attualmente vigenti con tutte le loro varianti ed 
aliquote; il programma è in grado di tenere conto del costo dell’energia elettrica a 
seconda del periodo dell’anno, del giorno della settimana e della fascia oraria 
giornaliera, qualunque sia il contratto di fornitura stipulato con l’ente erogatore; 
Inoltre, poiché qualsiasi azienda, pubblica o privata, che abbia deciso di installare un 
impianto di tipo cogenerativo si aspetta di ottenerne un vantaggio economico, il 
software esegue anche una sommaria analisi economica, calcolando i risparmi 
ottenibili con l’adozione dell’opzione cogenerativa ed alcuni indici economici 
significativi dell’investimento in esame. 
Il software è in grado di eseguire i seguenti calcoli: 
1. simulazione del funzionamento di un impianto di cogenerazione di taglia e 
modello prefissati, basato sia su turbina a gas che su motore a combustione 
interna, con relativo calcolo dei bilanci energetici ora per ora per una durata di 
tempo scelta a piacere e variabile da un week-end ad un intero anno solare; 
2. esecuzione di tutti i calcoli economici connessi con l’esercizio dell’impianto (costi 
di combustibile, manutenzione, ecc.) al variare delle condizioni di carico, anche 
tenendo conto del tipo di contratto elettrico stipulato con l’ENEL e delle varie 
fasce orarie previste dal sistema tariffario vigente in Italia; 
3. ottimizzazione del contratto elettrico con l’ENEL mediante determinazione 
automatica delle nuove potenze impegnate nelle varie fasce orarie in seguito 
all’introduzione del cogeneratore. 
4. calcolo dei principali parametri ed indici caratteristici dell’impianto (rendimenti di 
primo e secondo principio, indice elettrico, indice di risparmio del combustibile, 
ecc.) 
5. analisi economica dell’investimento proposto con determinazione dei principali 
indici economici di valutazione (payback attualizzato, valore attualizzato netto, 
indice di rendimento interno); 
6. infine, variando il tipo e la taglia di cogeneratore, oppure modificando i parametri 
del contratto ENEL (impegni di potenza, fasce di utilizzazione) è possibile 
condurre un’analisi di sensibilità dei fattori economici e della redditività 
dell’investimento determinando così il modello ottimale di cogeneratore da 
adottare. 
 8. SCELTA DEL MODELLO DI COGENERATORE. 
Per valutare la possibilità di impiego di un gruppo cogenerativo a servizio del 
comprensorio universitario ed i relativi risparmi conseguibili è stato fatto uso del 
modello di simulazione del funzionamento orario dell’ipotetico impianto in relazione 
ai parametri di assorbimento energetico del sistema in esame. Tramite il programma 
SIMULCOG, descritto nel capitolo 7, si sono eseguite delle simulazioni di 
funzionamento per numerosi modelli di impianti di cogenerazione, presenti nel data 
base precedentemente costruito con i dati tecnici desunti dagli opuscoli informativi di 
varie aziende produttrici presenti sul mercato. 
Analizzando i risultati ottenuti con le simulazioni, si è constatato che, facendo 
funzionare gli impianti cogenerativi in base alle richieste termiche piuttosto che a 
quelle elettriche, si ottengono significativi miglioramenti sia dal punto di vista di un 
maggior sfruttamento del combustibile sia da quello più strettamente economico. Il 
confronto tra gli indici energetici degli impianti, ottenuti con le due diverse modalità 
di simulazione, mette chiaramente in luce tale risultato. Tale miglioramento appare 
ancora più evidente qualora si prenda in considerazione la convenienza economica, 
rappresentata dal tempo di ritorno dell’investimento. 
Dai risultati delle simulazioni emerge una netta superiorità del motore alternativo a 
combustione interna rispetto alla soluzione basata su turbina a gas. La superiorità è 
particolarmente evidente dal punto di vista termodinamico, dove gli indici energetici 
dei motori alternativi, attestati tra 0,75 e 0,80, indicano un’ottima efficienza di 
utilizzazione dell’energia primaria contenuta nel combustibile da parte di questo tipo 
di macchine. Per contro i modelli di turbine a gas testati si sono distinti per valori 
dell’indice energetico sensibilmente bassi, che in nessun caso ha superato il valore di 
0,6. 
La configurazione che meglio si adatterebbe ai fabbisogni energetici attuali del 
comprensorio universitario risulta dunque essere un impianto cogenerativo basato su 
motore alternativo a combustione interna con le seguenti caratteristiche di targa: 
Potenza elettrica nominale: 1018 kW 
Potenza termica dai gas di scarico: 679 kW 
Potenza termica da acqua/olio motore: 481 kW 
Combustibile. metano 
Consumo di combustibile 265,3 m3/h 
 
8.5 Incrementi futuri nei fabbisogni energetici del comprensorio 
Individuata la taglia ed il tipo di cogeneratore, è parso opportuno simulare un 
incremento nel fabbisogno di energia del 10, 20 e 30% di quello attuale. Ciò in 
previsione di dover alimentare anche le future utenze che verranno attivate con la 
realizzazione dei nuovi edifici adiacenti al comprensorio esistente. 
Ipotizzando vari scenari energetici futuri, nei quali si verifichino degli incrementi 
nelle richieste delle utenze variabili dal 10 al 30% di quelli attuali, il risparmio 
globale nei costi di esercizio, e conseguentemente il tempo di recupero 
dell’investimento, tendono ad essere meno vantaggiosi ed a favorire una taglia di 
cogeneratore di potenza nominale più elevata. Dall’analisi dei risultati ottenuti si è 
giunti alla conclusione che, al crescere del fabbisogno futuro del comprensorio, il 
motore di potenza elettrica nominale di 1358 kW risulta farsi decisamente più 
conveniente, già per incrementi dell’ordine del 10%. 
 
9. DESCRIZIONE DEL MODELLO DI COGENERATORE PRESCELTO 
In questo capitolo viene descritto, in tutti gli aspetti tecnici, il cogeneratore prescelto. 
In particolare vengono messe in luce le problematiche più strettamente operative e 
tecniche legate alla scelta proposta. Si prendono in esame, quindi, le modalità di 
interfacciamento termico ed elettrico con le utenze esistenti, i problemi legati alla 
manutenzione e conduzione dell’impianto, unitamente ad una sommaria valutazione 
dell’impatto ambientale correlato. 
Il modello di cogeneratore che si propone di installare a servizio del comprensorio 
universitario di Trieste è caratterizzato dai seguenti parametri: 
Motore alternativo a combustione interna a ciclo Otto, 4 tempi  
velocità di rotazione 1500 giri/min 
numero di cilindri 16 a V, 90° 
rapporto di compressione 11,7:1 
Potenza elettrica nominale 1358 kW 
Potenza termica dai gas di scarico a 120 °C 906 kW 
Potenza termica da acqua/olio motore 642 kW 
Portata gas di scarico 7160 kg/h 
Temperatura gas di scarico 525 °C 
Combustibile metano 
Consumo di combustibile 353,7 m3/h 
Pressione di alimentazione del combustibile 50/100 mbar 
Consumo di olio lubrificante 0,420 kg/h 
Rendimento elettrico 40,02% 
Rendimento termico 45,62% 
Rendimento totale 85,65% 
Emissioni di NOX (rif. 5% O2)   <500 mg/m3 
Emissioni di CO (rif. 5% O2) <650 mg/m3 
 
10. DEFINIZIONE DEL SISTEMA IMPIANTISTICO 
10.1 Aspetti funzionali e prestazionali 
Si illustra il comportamento del cogeneratore all’interno del contesto energetico del 
Comprensorio Universitario. Le simulazioni effettuate adottando il modello di 
cogeneratore proposto dimostrano come la taglia di potenza prescelta soddisfi 
adeguatamente i fabbisogni termici ed elettrici del comprensorio. 
 10.2 Centrale frigorifera ad assorbimento 
Come già messo in luce in un precedente capitolo la contemporanea adozione, 
accanto al gruppo cogenerativo, di una centrale frigorifera ad assorbimento 
risolverebbe il problema della collocazione dell’energia termica prodotta dal 
cogeneratore nel periodo estivo. Sulla base dei fabbisogni frigoriferi valutati in 
precedenza, si descrive, nelle sue caratteristiche funzionali, un gruppo frigorifero da 
asservire al comprensorio universitario. 
 
10.3 Valutazioni economiche ed analisi dell’investimento 
In uno studio di fattibilità di un impianto di produzione combinata di energia elettrica 
e termica, dopo aver analizzato la convenienza termodinamica della soluzione 
proposta, seguono necessariamente delle valutazioni sui benefici economici 
conseguibili. Ai fini di un’adeguata analisi economica, si è proceduto alla 
determinazione del costo di investimento iniziale dell’impianto considerato e dei 
costi di gestione, suddivisi nelle principali voci. La convenienza economica è stata 
analizzata prendendo in considerazione tre diversi metodi di valutazione degli 
investimenti: il tempo di recupero, o payback, sia semplice che nella sua variante 
attualizzata, il Risultato Economico Attualizzato (REA) ed il TRI, Tasso di 
Redditività Interno. Da tali analisi si evince che un futuro aumento nelle richieste 
energetiche delle utenze del comprensorio rende il progetto di investimento ancora 
più conveniente che nella situazione attuale. 
Successivamente, per valutare in maniera esaustiva il progetto d’investimento, si è 
proceduto a modificare le ipotesi di partenza fin qui adottate, ipotizzando vari scenari 
economici caratterizzati da diversi valori del tasso di attualizzazione i. Si è proceduto 
al ricalcolo dei flussi di cassa generati dall’investimento e dei relativi indici 
economici al variare del tasso i con step di 2 punti percentuali alla volta. La durata 
dell’investimento è stata mantenuta pari a 10 anni. Anche tale analisi conferma la 
conclusione che una futura espansione degli edifici del comprensorio asserviti alla 
centrale, e di conseguenza un aumento delle richieste termiche ed elettriche, 
contribuirebbe positivamente al risultato economico del progetto d’investimento.