Riscaldamento urbano n 56 settembre 2014

Tecnedit srl - via delle Foppette, 6 - 20144 Milano - Il Riscaldamento Urbano - Trimestrale - anno XXIX - N. 56 - settembre 2014

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Riscaldamento Urbano

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Editoriale

Un modello di economia virtuosa Dal rapporto sui limiti dello sviluppo del Club di Roma allo sviluppo sostenibile, alla green economy. Ora si parla di economia circolare!

Secondo il rapporto realizzato dalla Ellen MacArthur Foundation, l’economia lineare, ovvero il tradizionale modello di consumo (produzione del prodotto dalle materie prime - vendita - utilizzo e messa a riposo), sta giungendo al capolinea.

L’economia circolare è un modello che pone al centro la sostenibilità del sistema, sfruttando al meglio il valore dei materiali, dell’energia riutilizzando costantemente le materie impiegate con l’obiettivo di ridurre lo scarto.

Gli esempi già non mancano: dalla produzione di biogas dagli scarti alimentari, fino a scarpe e vestiti fabbricati con bottiglie di plastica usate…

A luglio la Commissione Europea ha presentato le nuove proposte intese a sviluppare un’economia circolare, in quell’occasione Janez Potočnik, Commissario per l’Ambiente, ha dichiarato: «Nel XXI secolo, caratterizzato da economie emergenti, milioni di consumatori appartenenti alla nuova classe media e mercati interconnessi, utilizziamo ancora sistemi economici lineari ereditati dal XIX secolo. Se vogliamo essere competitivi dobbiamo trarre il massimo dalle nostre risorse, reimmettendole nel ciclo produttivo invece di collocarle in discarica come rifiuti. Il passaggio a un’economia circolare, oltre ad essere possibile, è redditizio, ma non avverrà senza le politiche giuste. Per realizzare gli obiettivi proposti per il 2030 bisogna agire da subito per accelerare la transizione verso un’economia circolare e sfruttare le opportunità commerciali e occupazionali che offre».

La Philips ha adottato un cambio di strategia dell’azienda: alle imprese clienti Philips vende il servizio di illuminazione. Ovvero le aziende pagano per l’uso della “luce” e Philips si preoccupa degli investimenti e dei rischi di una loro obsolescenza, provocati dall’entrata sul mercato di nuove tecnologie. Gli impianti vengono sostituiti quando è il momento appropriato per riciclare i materiali o riqualificarli per il riuso. Più recentemente il servizio è stato esteso alle aziende addette all’illuminazione pubblica.

Il teleriscaldamento è già un risultato di un’economia circolare, nel quale le aziende fornitrici mettono a disposizione del cliente finale il calore e si preoccupano di ottimizzare l’uso delle materie prime, di modificare le tecnologie di produzione del vettore secondo l’evolversi della tecnologia, ottimizzandone quindi tutta la catena energetica produttiva. È un servizio che origina dalle economie passate, ma già proiettato verso la nuova economia.

L’Europa l’ha capito e di tale strumento ne ha fatto un elemento chiave per le strategie energetiche del futuro.

Ma l’Italia l’ha capito? O con pervicacia si àncora al passato?

Ilaria Bottio

Organismi AIRU PRESIDENTE Fausto FERRARESI Gruppo Hera SpA VICE PRESIDENTI Paolo GALLIANO – EGEA SpA Alba Andrea PONTA – IREN Energia SpA Lorenzo SPADONI – A2A SpA CONSIGLIO Alfredo AMMAN – AMGA SpA – Legnano Giorgio ANELLI – LOGSTOR Italia Srl – Milano Fiorenzo BASSI – AEM Gestioni Srl – Cremona Renzo CAPRA – Socio individuale – Brescia Francesco CARCIOFFO – ACEA Pinerolese Industriale SpA – Pinerolo Davide CATTANEO – ALFA LAVAL SpA – Monza Pier Giorgio FRAND GENISOT - SIEMENS SpA Alberto GHIDORZI – socio individuale Mario MOTTA – POLITECNICO di Milano Dip. Di energia – Milano Enrico RAFFAGNATO – TEA Sei Serl – Mantova Francesco VALLONE – COGENPOWER SpA Borgaro Torinese GIUNTA Fausto FERRARESI – Gruppo HERA SpA Alfredo AMMAN – AMGA SpA – Legnano Giorgio ANELLI – LOGSTOR Italia Srl – Milano Paolo GALLIANO – EGEA SpA – Alba Andrea PONTA – IREN Energia SpA Mario MOTTA – POLITECNICO di Milano Dip. Di energia – Milano Lorenzo SPADONI – A2A SpA REVISORI DEI CONTI Luigi ANDREOLI – Socio individuale – Milano Mauro COZZINI – Socio individuale – Milano Matteo LICITRA – Socio individuale – Milano PROBIVIRI Lorenzo CASSITTO – Politecnico di Milano Angelo MOLTENI – KLINGER SpA – Mazzo di Rho Luca VAILATI – ASTEM Gestioni SrL – Lodi SEGRETARIO GENERALE Ilaria BOTTIO SEGRETERIA Nunzia FONTANA PAST PRESIDENTS Cesare TREBESCHI Evandro SACCHI Luciano SILVERI Paolo degli ESPINOSA Giovanni DEL TIN Francesco GULLI’ COMITATI DI STUDIO Sottostazioni d’utenza e misura del calore.

Linee guida e qualità Presidente: Sonia BERTOCCI – IREN ENERGIA Valorizzazione dell’energia termica Presidente: Alfredo AMMAN – AMGA SpA – Legnano Risorse Territoriali Presidente: Sara MORETTI – Gruppo IREN SpA Distribuzione del vettore termico Presidente: Alessandro MODONESI – A2A SpA Smart City Presidente: Marco CALDERONI Politecnico di Milano Dipartimento di energia

Riscaldamento Urbano

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Sommario 6

Energia termica: ora l’Italia ha il suo campione Fabio Saba

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Contabilizzazione del calore Tecnologie e applicazioni Marco Masoero

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Le reti del futuro

Più smart e flessibili Alice Dénarié

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Aria pulita Ma senza penalizzare il riscaldamento efficiente Giuseppe Stabile

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L’evoluzione nelle tubazioni preisolate: intervista all’esperto

La voce dei comitati di studio AIRU 19 21

Comitato sottostazioni d’utenza e misura del calore.

Linee guida e qualità

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Notiziario UGI Anno XIII Settembre 2014 - n. 39

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Informazione per i soci

Coordinamento editoriale

Ilaria Bottio (coordinamento) Nunzia Fontana (segreteria)

Comitato di redazione Alfredo Amman Giorgio Anelli Sonia Bertocci Marco Calderoni Paolo Di Pino Alessandro Modonesi Sara Moretti

Sede Legale

Piazza Trento, 13 20135 Milano

Direzione e Amministrazione Piazza Luigi di Savoia, 22 20124 Milano Tel. 02 45412118 Fax 02 45412120 Segreteria.generale@airu.it Segreteria.tecnica@airu.it www.airu.it

Redazione

Tecnedit Srl Via delle Foppette, 6 – 20144 Milano Tel. 02 36517115 Fax 02 36517116 g.stabile@tecneditedizioni.it redazione@tecneditedizioni.it www.tecneditedizioni.it

Pubblicità

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Progetto grafico, impaginazione e fotolito Tralerighe, Milano

Stampa

Fonti rinnovabili e produzione di energia

Bonazzi grafica - Sondrio Autorizzazione del tribunale di Milano n. 521 del 23/6/89

Giancarlo Passaleva

Copyright: “il riscaldamento urbano”

Il Convegno sui sistemi geotermici non convenzionali Contributo dell’UGI per un progetto di ricerca e sviluppo

La direzione non è responsabile dei testi redazionali, delle opinioni esprese dagli autori, né dei messaggi pubblicitari pubblicati in conformità alle richieste dell’inserzionista e declina, pertanto, ogni responsabilità per eventuali omissioni ed errori contenuti in questa edizione. Tutela della privacy: la rivista viene inviata in abbonamento. E’ fatto salvo il diritto dell’interessato di chiedere gratuitamente la cancellazione o la rettifica dei dati ai sensi della legge 675/96.

Giancarlo Passaleva

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Alfredo Ghiroldi

Marco Calderoni

La voce della geotermia

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Direttore Responsabile

Comitato smart cities

Sonia Bertocci

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Settembre 2014

Notizie brevi dall’Italia e dall’estero Raffaele Cataldi

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Riscaldamento Urbano

Energia Termica: ora l’Italia ha il suo campione Lo sviluppo del Campione di Energia Termica e di un simulatore fluido termodinamico in scala reale, l’unico in Europa di questo genere, realizzati presso l’Istituto Nazionale di Ricerca Metrologica, pongono il nostro Paese all’avanguardia nella metrologia del calore.

Fabio Saba - Istituto Nazionale di Ricerca Metrologica, Torino

Figura 1.

Il circuito idraulico del campione nazionale di portata di liquidi.

Il beneficio economico derivante dagli interventi di riduzione e razionalizzazione dei consumi di energia termica nel contesto degli impianti di riscaldamento centralizzato può essere tanto più significativo quanto più sono accurati e precisi i sistemi di contabilizzazione e ripartizione dei consumi di energia termica.

L’Istituto Nazionale di Ricerca Metrologica (INRIM) sta svolgendo un’intensa attività volta non solo a garantire la riferibilità metrologica per i contatori di energia termica diretti, ma anche a realizzare sistemi per la validazione e la verifica della funzionalità di strumenti e metodi di ripartizione e contabilizzazione dei consumi di riscaldamento. Un ulteriore obiettivo della ricerca metrologica nel contesto del riscaldamento urbano consiste nello sviluppo di sensori e strumenti di misura in grado di garantire un monitoraggio sempre più capillare dei consumi di

energia termica, per giustificare e premiare gli sforzi dei singoli utenti verso il risparmio energetico.

Riferibilità metrologica per contatori termici diretti

Presso la Divisione Meccanica dell’INRIM, è stato realizzato il Campione Nazionale di Energia Termica collegato al campione nazionale di portata di liquidi per la riferibilità della misura dell’energia termica ceduta o assorbita da una portata d’acqua, in modo da garantire la riferibilità metrologica a livello nazionale per i contatori di energia termica diretti.

Il riferimento nazionale per la misura del flusso di energia termica associato a una portata d’acqua consente di riprodurre un insieme statisticamente significativo di condizioni di misura tipiche di contatori di energia termica diretti, realizzando un esteso campo di portate e di stati termodinamici rappresentativi di possibili condizioni di ingresso ed uscita dell’acqua in uno scambiatore di calore. Gli stati termodinamici del fluido termovettore sono riprodotti in due circuiti idraulici indipendenti, uno coincidente con il circuito del campione nazionale di portata, l’altro coincidente con un circuito chiuso, appositamente progettato per realizzare condizioni stabili di temperatura e pressione di una portata d’acqua in diversi regimi di flusso. Le proprietà termodinamiche dell’acqua in tali stati sono calcolate a partire dalle misure di temperatura e pressione secondo le formulazioni fornite dall’International Association for the Properties of Water and Steam (IAPWS).

La Figura 1 mostra il circuito idraulico del campione nazionale di portata di liquidi, utilizzato per misurare la portata d’acqua mediante metodo gravimetrico e per rea-

Riscaldamento Urbano

lizzare gli stati termodinamici caratterizzati da livelli più bassi di temperatura e pressione; è controllato e regolato automaticamente, sia dal punto di vista termico sia da quello idraulico, per garantire condizioni stabili e ripetibili di temperatura e pressione.

La Figura 2 mostra il circuito idraulico chiuso per la realizzazione degli stati termodinamici caratterizzati da livelli più elevati di temperatura e pressione, anch’esso controllato e regolato automaticamente sia dal punto di vista termico sia da quello idraulico.

La misura di riferimento nazionale è effettuata componendo, secondo l’equazione di conservazione dell’energia e le formulazioni adottate per la stima delle proprietà termodinamiche dell’acqua, le misure delle grandezze fisiche direttamente coinvolte nel calcolo dell’energia termica ceduta o assorbita da una portata di fluido termovettore in condizioni stazionarie, ovvero portata, temperatura e pressione. Tali grandezze sono misurate con elevati standard di accuratezza e precisione. In particolare, la misura di portata è effettuata con metodo gravimetrico, mutuando le capacità metrologiche del campione nazionale di portata d’acqua, mentre le temperature e le pressioni caratteristiche dei due stati termodinamici rappresentativi degli stati di ingresso e uscita di uno scambiatore di calore sono misurate con sensori di elevata qualità, la cui riferibilità metrologica è periodicamente garantita da tarature effettuate all’interno dell’INRIM. La peculiarità del sistema di misura, che lo contraddistingue nello scenario degli analoghi campioni di riferimento europei, consiste nell’effettuazione delle misure di temperatura dell’acqua in condizioni di flusso, piuttosto che nelle condizioni tipiche di un bagno termostatico.

Impianto sperimentale per la verifica di sistemi di ripartizione

La contabilizzazione dei consumi di energia termica in impianti di riscaldamento centralizzato, caratterizzati da circuiti di distribuzione termoidraulica a colonne verticali, può presentare notevoli svantaggi, se effettuata attraverso la misura diretta delle grandezze di interesse in corrispondenza di ogni corpo scaldante. In particolare, la misura della portata d’acqua circolante all’interno dei radiatori attraverso strumenti di misura convenzionali può risultare economicamente svantaggiosa oltre che comportare notevoli difficoltà di installazione.

I ripartitori di calore, ad oggi, rappresen-

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tano la tecnica di misura indiretta più diffusa ed economica per rispondere all’esigenza di quantificare, seppure in termini di ripartizione, i consumi di energia termica di utenze di impianti centralizzati, caratterizzati da circuiti di distribuzione a colonne verticali. Tuttavia, errori di misura significativi attribuibili a tali sensori possono essere causati da condizioni di scambio termico in corrispondenza del radiatore diverse da quelle di riferimento, malfunzionamenti dovuti alla presenza di aria all’interno del radiatore o da una distribuzione non omogenea della portata d’acqua tra i vari elementi, da errori di installazione.

Presso la Divisione Meccanica dell’INRIM è stato realizzato il primo impianto di riscaldamento sperimentale europeo per la validazione e la verifica della funzionalità di sistemi di contabilizzazione e ripartizione dell’energia termica (Figura 3).

Il sistema riproduce il funzionamento del circuito termoidraulico di tipici impianti di riscaldamento centralizzato nelle possibili configurazioni della rete di distribuzione.

L’impianto è costituito da 40 radiatori, di tipologia e materiali diversi, installati lungo una rete termoidraulica configurabile automaticamente secondo distribuzioni a colonne verticali o a zone. Ciascun radiatore è completamente strumentato in modo da monitorare l’evoluzione delle grandezze fisiche di interesse per la misura diretta dell’energia termica dissipata, ovvero portata, temperatura e pressione del fluido termovettore. La verifica della funzionalità di ripartitori di calore convenzionali o di altri sistemi di ripartizione e contabilizzazione, installati in corrispondenza dei radiatori dell’impianto sperimentale, è effettuata attraverso il confronto con la misura diretta dell’energia termica dissipata.

Figura 2.

Il circuito idraulico chiuso per la realizzazione degli stati termodinamici.

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Riscaldamento Urbano

Figura 3.

Impianto di riscaldamento sperimentale.

Figura 4.

Particolare della strumentazione e regolazione dell’impianto sperimentale.

I vari segnali di misura sono acquisiti e convertiti da un PLC, in comunicazione con un sistema Scada per la regolazione e il controllo automatico dell’impianto sperimentale.

L’impianto permette di riprodurre un ampio insieme di condizioni di funzionamento, ovvero garantisce la possibilità di simulare configurazioni della rete corrispondenti alle più svariate esigenze di possibili utenti, grazie sia all’azionamento automatico di valvole motorizzate posizionate in punti chiave del circuito, sia alla regolazione del regime di funzionamento della pompa di circolazione.

Il sistema di riscaldamento sperimentale può essere anche utilizzato per validare e verificare la funzionalità di metodi innovativi di ripartizione e contabilizzazione dei consumi di energia termica. In tale contesto, una delle prime applicazioni del sistema sperimentale di simulazione degli impianti di riscaldamento ha riguardato la validazione di un metodo di ripartizione/contabilizzazione basato sulla tecnica dei soft sensors, proposto nell’ambito del Progetto finanziato dalla Commissione Europea EcoThermo - Innovative green technology for smart energy saving on existing residential buildings with centralized heating/cooling generators.

Il progetto concerne lo studio e la realizzazione di un prototipo di smart sensor per

la misura dell’energia termica, attraverso l’identificazione e l’utilizzo di modelli matematici per la determinazione della portata del fluido termovettore in ogni singolo corpo radiante. Per rispondere alla necessità di misurare la portata e le temperature di ingresso e uscita dell’acqua in corrispondenza di ciascun corpo scaldante del circuito termoidraulico a colonne verticali può essere utile, infatti, identificare e risolvere un opportuno modello termofluidodinamico della rete di distribuzione dell’impianto di riscaldamento, che permetta di stimare le portate di fluido termovettore circolanti nei vari rami del circuito, a partire dalle misure di prevalenza e portata realizzate dalla pompa.

Sviluppo di sensori e sistemi di monitoraggio Un tema di particolare interesse nel settore del riscaldamento urbano concerne l’estensione degli interventi di risparmio energetico in modo economicamente vantaggioso anche agli utenti di impianti di riscaldamento centralizzati, caratterizzati da sistemi di distribuzione a colonne verticali, ovvero da sistemi di distribuzione obsoleti, in cui la misura del consumo di energia termica pro capite può avvenire solo attraverso il monitoraggio di un numero necessario e sufficiente di grandezze fisiche opportune in corrispondenza di ciascun corpo radiante. L’INRIM svolge attualmente attività di ricerca mirate allo sviluppo di sensori e sistemi innovativi di contabilizzazione dei consumi di energia termica al livello dei singoli radiatori. L’obiettivo è realizzare contatori di energia termica caratterizzati da:

• un

• • •

basso costo derivante soprattutto dalla sostituzione dei misuratori convenzionali di portata con strumenti di misura meno ingombranti e che sfruttino principi di funzionamento diversi da una misura il più possibile diretta dell’energia termica ceduta dal corpo scaldante da buoni livelli di accuratezza e precisione da una buona affidabilità della misura a fronte di possibili malfunzionamenti del radiatore e di utilizzi impropri del sistema di riscaldamento.

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Contabilizzazione del calore Tecnologie e applicazioni Una panoramica delle soluzioni disponibili per la misurazione dell’energia termica e del loro contesto applicativo. Con particolare attenzione agli impianti centralizzati esistenti.

Marco Masoero – Politecnico di Torino Gli edifici sono responsabili per oltre il 40% dei consumi di energia primaria in Italia.

Nella maggior parte degli edifici residenziali italiani, il consumo di energia è dovuto principalmente agli usi finali termici, ossia al riscaldamento ambientale e alla produzione di acqua calda sanitaria. Non a caso, la riduzione dei consumi nel comparto edilizia è al primo posto tra le priorità di intervento delle politiche energetiche a livello europeo e nazionale. Presupposto di qualsiasi piano di intervento di efficienza energetica è la conoscenza dei consumi effettivi, integrata dalla diagnosi energetica dell’edificio.

L’efficacia degli interventi di risanamento energetico, sia di carattere edilizio sia impiantistico, dipende, a sua volta, dalla presenza di un efficiente sistema di regolazione dell’impianto. Installare dispositivi di termoregolazione e di contabilizzazione dei consumi, di regola presenti negli impianti di nuova realizzazione, costituisce quindi uno dei più efficaci interventi sugli impianti esistenti, qualora ne siano sprovvisti.

• ambiente, ad esempio installando valvole termostatiche sui corpi scaldanti.

La regolazione di centrale e di ambiente è applicabile a qualsiasi impianto, mentre quella di zona richiede che la distribuzione dell’acqua sia attuata con determinate soluzioni tipologiche, come sarà meglio chiarito nel seguito.

Contabilizzazione

dei consumi

La regolazione dell’impianto termico si applica a tre livelli:

La contabilizzazione dei consumi può essere effettuata in maniera diretta o indiretta.

La contabilizzazione diretta si basa sul bilancio entalpico dell’impianto, o di una sua parte, e presuppone la possibilità di misurare la portata d’acqua e la differenza di temperatura tra mandata e ritorno per la porzione di impianto considerata.

La contabilizzazione indiretta, invece, consiste nella stima dell’energia termica ceduta all’ambiente dal corpo scaldante, nota la sua potenza nominale, attraverso la misura di opportune grandezze impiantistiche (ad es. la temperatura dell’acqua o della superficie radiante, il tempo di apertura della valvola, ecc.) e ambientali (temperatura interna/esterna) a questa correlati.

•

Contabilizzazione

diretta

Regolazione

•

dell’impianto termico

a livello di centrale termica, ad esempio tramite compensazione climatica, ossia regolando la temperatura di mandata dell’acqua calda in funzione della temperatura esterna a livello di zona, ad esempio prevedendo la possibilità di impostare temperature di setpoint, anche variabili nel corso della giornata o della settimana, per la singola unità immobiliare

I contatori di calore di tipo diretto (Figura 1) sono costituiti da:

• misuratore • •

di portata, che può essere di tipo venturimetrico, a turbina, a ultrasuoni, o elettromagnetico due sonde per la misura delle temperature di mandata e ritorno unità di calcolo che acquisisce i valori di

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Riscaldamento Urbano

portata e temperatura, da cui dipende il flusso entalpico del fluido termovettore e determina, per integrazione nel tempo, l’energia utile utilizzata dall’impianto.

Le caratteristiche tecniche e funzionali di tali dispositivi sono specificate nelle normative della serie UNI EN 1434 (parti 1-6) - Contatori di calore.

Principio

di installazione

Figura 1.

Schema di un contatore di calore.

La condizione necessaria e sufficiente per poter installare un contatore di calore di tipo diretto è che la parte di impianto oggetto della contabilizzazione presenti un punto di consegna unico. La contabilizzazione diretta è quindi sempre possibile a livello di centrale, sia nel caso di impianti centralizzati tradizionali equipaggiati di generatori di calore condominiali (Figura 2), sia nel caso di impianti termici allacciati a una rete di teleriscaldamento. La contabilizzazione di-retta a livello di zona (nel residenziale, a livello di unità immobiliare), così come la regolazione di zona, non è invece applicabile nei tradizionali impianti a colonne montanti, in cui i corpi scaldanti sono alimentati da un elevato numero di colonne montanti, per cui non è rispettata la condizione di avere un unico punto di consegna dell’energia termica.

Tipologie d’impianto Figura 2.

Installazione in centrale termica di un contatore di calore per la misura diretta dell’energia termica utile ceduta al circuito di distribuzione.

Figura 3.

Modulo di zona per impianto centralizzato che realizza le funzioni di produzione di ACS e di regolazione e contabilizzazione.

termico

Nell’ambito degli impianti centralizzati, la soluzione che rende possibile la termoregolazione e la contabilizzazione di zona è rappresentata dalle tipologie con distribuzione in orizzontale, del tipo a collettori complanari o monotubo, in cui il circuito che distribuisce l’acqua all’unità immobiliare presenta un unico punto di ingresso ed un unico punto di uscita. Tale condizione consente infatti di dotare il circuito che serve la singola unità immobiliare di una valvola di regolazione di zona e di un sistema di contabilizzazione diretta del calore. Entrambi i dispositivi sono installati in un modulo di zona (Figura 3), facilmente accessibile, che realizza le varie funzioni richieste dall’utenza. Giova inoltre precisare che, con questo tipo di distribuzione dell’acqua, le citate funzioni di termoregolazione e contabilizzazione di zona sono attuabili indipendentemente dalla tipologia di terminale ambiente utilizzato: radiatori, ventilconvettori o pannelli radianti.

La distribuzione in orizzontale, soluzione standard nelle nuove costruzioni, permette di ottenere prestazioni funzionali confron-

Riscaldamento Urbano

L’evoluzione degli ultrasuoni per la misura di acqua ed energia. gandini-rendina.com

tabili con quelle degli impianti autonomi, tipologia che si è notevolmente affermata negli scorsi decenni, grazie anche al notevole sviluppo della rete di distribuzione del metano.

Gli impianti autonomi presentano infatti un’elevata flessibilità di gestione da parte dell’utente e permettono il controllo diretto dei consumi attraverso le bollette.

Presentano però l’inconveniente di moltiplicare il numero di generatori di calore presenti nell’edificio, con i ben noti problemi di sicurezza, manutenzione e minore efficienza che ne derivano. Un’ulteriore tendenza, notevolmente rafforzata negli ultimi anni, riguarda la cogenerazione e il teleriscaldamento. In numerose città italiane sono state infatti proposte e spesso realizzate (Brescia, Torino, Milano, solo per citarne alcune) infrastrutture per la distribuzione del calore agli edifici. L’allacciamento alla rete di teleriscaldamento modifica la fonte di energia primaria utilizzata, ma non comporta di per sé interventi sull’impianto di riscaldamento del condominio, lasciando quindi inalterata la situazione riguardo a termoregolazione e a contabilizzazione.

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Ripartizione delle spese di riscaldamento

IFX per acqua

IFX clamp-on

IFX per calcolo energia

Misuratori in linea per acqua a singola o doppia corda, da DN 40 a DN 800 Misuratori non intrusivi (clamp-on) portatili o fissi da DN 10 a DN 3000 Misuratori in linea da DN 10 a DN 200 con calcolatore di energia termica integrato o remoto.

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RT

IFICA

MID

MI004

The ultrasonic meter

O

MID

MI001

CE

IFICA

T

RT

O

CE

Alimentazione da rete o a batteria

T

Funzione principale della contabilizzazione è fornire le misure necessarie per la corretta ripartizione dei costi del calore consumato.

La spesa totale è costituita dalla somma delle spese di due distinti servizi: la climatizzazione ambientale e la produzione di acqua calda sanitaria (se centralizzata).

La spesa relativa al singolo servizio è la somma di una componente energetica e di una gestionale. La componente energetica deve essere scomposta in una quota a consumo, legata al consumo volontario da parte dell’utente per soddisfare le esigenze di comfort dell’abitazione, e una quota fissa, legata al consumo involontario, dovuto ad esempio alle dispersioni termiche della rete di distribuzione e al riscaldamento delle zone comuni.

La quota a consumo deve essere suddivisa fra le unità immobiliari in base ai consumi effettivi, mentre la suddivisione della quota fissa segue criteri che vanno stabiliti univocamente in base alle caratteristiche dell’edificio e dell’impianto.

La corretta ripartizione delle spese di riscaldamento presuppone dunque l’esecuzione di una diagnosi energetica complessiva dell’edificio e degli impianti; questa è consigliabile anche per individuare i problemi presenti e pianificare gli interventi complementari alla termoregolazione e contabilizzazione. Per tale operazione, il riferimento

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Riscaldamento Urbano

più aggiornato è costituito dalla norma UNI 10200:2013 Impianti termici centralizzati di climatizzazione invernale e produzione di acqua calda sanitaria – Criteri di ripartizione delle spese di climatizzazione invernale ed acqua calda sanitaria.

Totalizzatori compensati

La tecnologia impiantistica mette dunque a disposizione svariate soluzioni tipologiche che permettono di risolvere in modo soddisfacente il problema della termoregolazione e contabilizzazione del calore. Tuttavia, rimane aperto il problema del grande numero di vecchi impianti centralizzati con distribuzione a colonne montanti. Per tali impianti la soluzione consiste nel dotare l’impianto di:

Questi dispositivi utilizzano un metodo basato sulla misura del tempo di inserzione della valvola, moltiplicata per la potenza nominale del corpo scaldante e compensata in funzione della temperatura ambiente e della temperatura di mandata (o temperatura media) dell’acqua. Sono utilizzabili anche su terminali con superficie radiante non accessibile, purché ne sia nota la potenza nominale e per impianti a portata variabile o con caldaia a condensazione. La valvola deve avere apertura tutto-niente regolata da termostato. La norma di riferimento è la UNI/TR 11388:2010 Ripartizione delle spese di climatizzazione invernale utilizzante valvole di corpo scaldante e totalizzatore dei tempi di inserzione.

•

Totalizzatori gradi-giorno di utenza

Cosa fare per gli impianti esistenti

• •

un sistema di contabilizzazione diretta del calore totale erogato al circuito acqua calda, da installare in centrale termica un sistema di contabilizzazione indiretta, che consenta di suddividere l’energia termica totale fra le singole unità immobiliari valvole di regolazione, montate sui singoli corpi scaldanti, che realizzano la termoregolazione locale.

Dispositivi a misura indiretta

Per la misura indiretta del calore sono attualmente disponibili sul mercato tre categorie di dispositivi: ripartitori di calore elettronici, totalizzatori compensati e totalizzatori gradigiorno di utenza. Le caratteristiche funzionali e prestazionali di tali dispositivi sono disciplinate da specifiche normative.

Ripartitori di calore elettronici

Sono dispositivi applicati sulla piastra radiante del corpo scaldante, in posizione opportuna per rilevarne la temperatura media, di cui viene eseguita l’integrazione nel tempo; in alcuni modelli è presente anche una sonda che misura la temperatura dell’aria.

Il risultato è un indice che, opportunamente corretto per tenere conto della potenza nominale e della tipologia di terminale, rappresenta un’espressione del calore ceduto dal corpo scaldante.

Sono applicabili solo a terminali in cui la piastra radiante è accessibile (radiatori e termoconvettori). Esistono in più versioni, a seconda di numero e posizione delle sonde di temperatura. La norma di riferimento è la UNI EN 834:2013 Ripartitori dei costi di riscaldamento per la determinazione del consumo dei radiatori - Apparecchiature ad alimentazione elettrica.

La metodologia di stima del consumo in tali dispositivi utilizza i seguenti parametri:

• • • • •

potenza termica del singolo corpo scaldante gradi giorno: temperatura ambiente convenzionale – temperatura esterna media nei periodi di apertura della valvola tempo di apertura k-esimo della valvola costante di tempo del corpo scaldante tempo di chiusura della valvola che segue il tempo di apertura.

La norma di riferimento è la UNI 9019:2013 Sistemi di contabilizzazione indiretta basati sul totalizzatore di zona termica e/o unità immobiliare per il calcolo dell’energia termica utile tramite i tempi di inserzione del corpo scaldante compensati dai gradi-giorno dell’unità immobiliare. È ammessa solo la regolazione on-off sul corpo scaldante. La temperatura è regolata da un apposito dispositivo climatico, atto a renderla dipendente dalla temperatura esterna del fluido termovettore. I corpi scaldanti di ogni zona termica devono essere di tipologia omogenea e tutti comandati dal sistema di regolazione e contabilizzazione.

Si applica alle seguenti tipologie di impianti:

• • • •

impianti a zona, a distribuzione orizzontale e verticale (nei casi particolari specificati dalla UNI 9019:2013) con radiatori, termoconvettori ventilconvettori con velocità fissa o bloccata pannelli radianti a pavimento e a soffitto (nei casi particolari specificati dalla UNI 9019:2013).

Riscaldamento Urbano

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Le reti del futuro Più smart e flessibili Integrazione delle fonti rinnovabili e flessibilità delle infrastrutture sono le linee guida del progetto europeo SmartReFlex per lo sviluppo dei distretti di calore. All’iniziativa partecipa AIRU in collaborazione con il Politecnico di Milano, ANCI Emilia Romagna e Ambiente Italia.

Alice Dénarié - Politecnico di Milano Le mutevoli condizioni del mercato elettrico costringono sempre più spesso i gestori all’utilizzo di caldaie per alimentare le reti, riducendo significativamente i vantaggi in termini di efficienza energetica, di riduzione delle emissioni e di redditività finanziaria. L’integrazione di calore rinnovabile e di scarto nelle reti, inoltre, è ancora poco diffusa, pur in un contesto normativo che spinge proprio in questa direzione. In simili condizioni le aziende si trovano di fronte alla sfida di restare competitive nel futuro mercato dell’energia. Un passo importante in questa direzione è la partecipazione di AIRU nel progetto europeo SmartReFlex – Smart and Flexible 100 % Renewable District Heating and Cooling Systems for European Cities, che è partito lo scorso marzo, grazie ai finanziamenti del programma Intelligent Energy Europe e che coinvolge 14 enti provenienti da 5 diversi Paesi europei. AIRU partecipa al progetto in collaborazione con il dipartimento di Energia del Politecnico di Milano come consulente scientifico. Gli altri partner italiani sono ANCI Emilia Romagna, in qualità di ente locale, e Ambiente Italia. Quest’ultima partecipa in quanto consulente tecnico e coordinatore dell’intero progetto europeo, che mira ad aumentare la diffusione delle reti di teleriscaldamento e raffrescamento “intelligenti” e flessibili, con un’elevata quota di calore proveniente da fonti rinnovabili.

Per raggiungere questo obiettivo, il consorzio di progetto è costituito da un mix di partner che comprende:

•

autorità regionali: che possono migliorare il quadro normativo per favorire una maggiore penetrazione di fonti energeti-

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che rinnovabili nelle reti e per stimolare le autorità locali e i comuni allo sviluppo di progetti sul territorio; utility di teleriscaldamento: che portano all’interno del progetto sia le esigenze del settore che l’esperienza tecnica; consulenti: con competenze specifiche di alto livello sulle reti di teleriscaldamento alimentate da fonti rinnovabili e sulla pianificazione energetica a livello locale.

Misure legislative

Le sei autorità regionali provenienti da Germania, Irlanda, Italia e Spagna, beneficiando del trasferimento di know-how di partner di lunga esperienza dalla Danimarca, svilupperanno e renderanno operative misure legislative e organizzative per incoraggiare l’uso di un’elevata quota di fonti energetiche rinnovabili nelle reti di teleriscaldamento. Fra le misure previste ci sono:

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• • •

il miglioramento del quadro legislativo regionale e nazionale per facilitare e incoraggiare la realizzazione di reti di teleriscaldamento con una quota consistente di fonti energetiche rinnovabili; l’inserimento nella pianificazione energetica regionale e nazionale dell’integrazione di fonti rinnovabili nelle reti; l’istituzione di società cooperative di proprietà per la gestione di sistemi di teleriscaldamento a fonte rinnovabile; il sostegno a nuovi progetti di reti alimentati da fonti rinnovabili a livello locale.

I punti di forza di SmartReFlex che permetteranno di attuare correttamente queste misure sono:

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Riscaldamento Urbano

•

•

la creazione di task force, ovvero gruppi di lavoro in ognuna delle 6 regioni che coinvolgano diversi attori del teleriscaldamento quali amministrazioni, utiliy, tecnici, industrie, enti finanziari, cooperative, associazioni di consumatori, in modo da avvicinare il più possibile le attività del progetto ai bisogni reali degli stakeholder; lo svolgimento all’interno della task force di un’ambiziosa attività di capacity building, ovvero di sviluppo, potenziamento e allo stesso tempo trasferimento di competenze, know how e capacità tecnicoorganizzative e di gestione all’interno del gruppo tramite workshop specifici per i differenti attori coinvolti.

Le task force

Da qui alla fine dell’anno, il progetto prevede la formazione delle task force a livello regionale: oltre ad ANCI Emilia Romagna è auspicata l’adesione di utility, amministrazioni pubbliche, partner industriali che siano interessati all’integrazione di fonti rinnovabili e di calore di scarto nelle reti e si mostrino disponibili a dare il loro contributo e a condividere la loro esperienza nel gruppo di lavoro. L’attività centrale, che si svolgerà nelle task force regionali nel corso del 2015, è quella di capacity building: gli stakeholder

parteciperanno a workshop di formazione tenuti da partner danesi e tedeschi, basati sulle esperienze di successo di reti di teleriscaldamento rinnovabili nei rispettivi paesi di provenienza.

La formazione prevede di coprire diversi ambiti, attraverso l’organizzazione di specifici workshop su:

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pianificazione per autorità locali, amministrazioni pubbliche, pianificatori urbani e energetici progettazione tecnica e ottimizzazione per progettisti, tecnici dell’industria e delle utility di teleriscaldamento; gestione e aspetti economico-finanziari per gestori di reti, associazioni di consumatori e cooperative, istituti finanziari e bancari.

Nel contesto delle attività di capacity building gli attori coinvolti nella task force porteranno dei casi studio, ovvero potenziali sviluppi di progetti reali, quali la pianificazione energetica a livello cittadino, l’integrazione di rinnovabili in reti esistenti o la progettazione di nuove reti alimentate da una consistente quota di rinnovabili. Lo scopo è dimostrare che soluzioni centralizzate di teleriscaldamento sono più efficienti dal punto di vista economico e ambientale rispetto a quelle di riscaldamento individuale.

Linee guida del Consiglio Nazionale degli Architetti per l’installazione di impianti di geo-scambio negli edifici pubblici Senza contare i 2 milioni di abitazioni private in precario stato di conservazione, oltre il 65% delle quasi 10.000 sedi di attività pubbliche esistenti in Italia, tra cui le scuole, si trovano in edifici di età superiore a 30 anni mai interessati da interventi di riqualificazione energetica e termica. Gli sprechi diretti ed indiretti di energia in questi edifici sono quindi notevolissimi. In vista degli interventi di riqualificazione programmati per molti di tali vecchi edifici, tra cui quelli scolastici secondo un recente impegno governativo, il Consiglio Nazionale degli Architetti Pianificatori, Paesaggisti e Conservatori (CNAPPC) ha emesso apposite Linee guida volte a migliorare l’efficienza dei consumi di energia, acqua, qualità dell’aria

e la sicurezza strutturale e degli spazi di aggregazione sociale, riducendone al tempo stesso l’inquinamento.

Per quanto riguarda gli interventi di natura energetica, mentre è previsto di puntare come minimo alla classe C, le linee guida raccomandano il massimo ricorso possibile alle fonti di energia rinnovabile sia per la produzione di energia elettrica sia per il condizionamento termico degli ambienti. Tra tali fonti è citata espressamente anche la geotermia per l’ottenimento di acqua calda sanitaria (ed in casi eccezionali anche di elettricità), e per il riscaldamento di ambienti con impianti di geo-scambio.

Riscaldamento Urbano

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Aria pulita Ma senza penalizzare il riscaldamento efficiente La Commissione Europea ha pubblicato un progetto di direttiva per limitare le emissioni inquinanti degli impianti di combustione di media taglia. Una norma che, pur nelle sue buone intenzioni, rischia di danneggiare il teleriscaldamento.

Giuseppe Stabile

Impianto di cogenerazione di Astem Gestioni a Lodi.

Lo scorso dicembre, la Commissione europea ha pubblicato un progetto di direttiva per fissare valori limite di emissione per le sostanze inquinanti provenienti da impianti di combustione di media taglia. La proposta fa parte del pacchetto di norme Clean Air Policy che ha come obiettivo affrontare il problema dell’inquinamento atmosferico e migliorare la qualità dell’aria nei Paesi dell’Unione Europea.

Nel progetto di direttiva, la Commissione propone di fissare limiti di emissione molto severi per l’anidride solforosa (SO2), particolato (PM) e ossidi di azoto (NOx) in impianti con potenza da 1 a 50 MW, attualmente non regolamentati a livello comunitario. In tal modo la norma colmerà un vuoto normativo, dal momento che gli impianti con potenza superiore ai 50 MW sono già soggetti ai limiti di emissione stabiliti dalla direttiva sulle emissioni industriali (2010/75/UE).

La proposta, ora al vaglio degli Stati membri che devono sviluppare le proprie po-

sizioni e che sarà esaminata dal nuovo Parlamento eletto nelle consultazioni dello scorso 25 maggio, se nel complesso è stata accolta con favore, presenta tuttavia alcuni aspetti che potrebbero avere un impatto negativo sullo sviluppo del teleriscaldamento. A lanciare l’allarme è il Comitato di Politica Energetica di Euroheat & Power, l’associazione europea del teleriscaldamento e della cogenerazione, che ha esposto le proprie considerazioni in un Position Paper pubblicato lo scorso maggio.

Il documento sottolinea, infatti, come l’imposizione di limiti troppo severi, sproporzionati e onerosi per gli impianti di combustione di tale capacità, penalizzerebbe il teleriscaldamento, dove l’80% dell’energia che alimenta i sistemi attualmente presenti è generata in cogenerazione o utilizzando fonti rinnovabili, quindi principalmente da impianti che rientrano nella categoria oggetto della direttiva.

Secondo l’articolo 5 della proposta, gli

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Riscaldamento Urbano

impianti di combustione esistenti con una potenza termica superiore a 5 MW dovranno rispettare i valori limite di emissione, stabiliti nell’allegato II della direttiva, a partire dal 2025, mentre quelli al di sotto di tale potenza hanno tempo fino al 2030 per adeguarsi.

Inoltre, tutti i nuovi impianti, indipendentemente dalla loro capacità, dovranno rispettare i valori limite di emissione ancora più severi a partire dall’anno successivo al recepimento della direttiva, che dovrebbe essere completato nel 2017.

Nelle zone speciali dove i livelli di inquinamento sono al di sopra dei limiti stabiliti nella direttiva sulla qualità dell’aria (2008/50/ CE) i sistemi di media taglia dovrebbero allinearsi a valori limite ancora più stringenti, stabiliti nell’allegato III. In caso contrario, gli Stati membri dovranno dimostrare che le emissioni in queste zone provengono da altre attività o che sono già in corso misure adeguate per limitarle in modo drastico.

Dal rispetto dei vincoli sono esentati gli impianti di carico di picco che operano meno di 500 ore all’anno, eccetto quelli alimentati con combustibili solidi che dovranno rispettare il valore limite di emissione di particolato, pari a 200 mg/Nm³ per quelli esistenti e a 100 mg/Nm³ per i nuovi.

Le criticità della norma

Secondo gli esperti di Euroheat & Power la norma, così concepita, pur nelle sue buone intenzioni, potrebbe favorire soluzioni alternative al teleriscaldamento, meno efficienti, più inquinanti e non regolamentate dalla direttiva sulla Progettazione ecocompatibile. Tutto a danno di una tecnologia che la direttiva sull’efficienza energetica (2012/27/ EU) riconosce come fondamentale per il riscaldamento efficiente e sostenibile delle città. Gli impianti di combustione di media capacità totalizzano meno del 4,5% di tutte le emissioni di particolato in Europa, rispetto al 44% generato da impianti termici individuali o di condominio. Un approccio più razionale al problema dovrebbe pertanto focalizzare l’attenzione sui settori a più alto impatto, come il riscaldamento autonomo e i trasporti, prima di cercare risparmi altrove. Il report Air quality in Europe – 2013 dell’Agenzia europea dell’ambiente, pubblicato a ottobre dello scorso anno, ha infatti evidenziato come le emissioni di SOx siano diminuite del 74% dal 1990 e come la loro principale fonte nei Paesi dell’Unione Europea sia costituita dai grandi impianti di combustione, che rappresentano il 68% della quota complessiva dei rilasci in atmosfera di SO2, rilasci comunque diminuiti con l’entrata in vigore della direttiva sulle emissioni industriali (2010/75/UE).

Proposte di modifica

A queste considerazioni generali, si aggiungono rilievi puntuali e le conseguenti proposte di modifica della direttiva. Un aspetto messo a rischio dal nuovo progetto di norma riguarda la salvaguardia degli investimenti. I sistemi di media taglia sono infatti già soggetti ai limiti di emissione fissati dalle normative nazionali, ma con l’entrata in vigore della direttiva non sarebbero conformi ai nuovi standard comunitari. Da qui la richiesta di applicare le nuove prescrizioni a partire dal 2030 a tutti gli impianti esistenti da 1 a 50 MW di capacità, se messi in esercizio prima del 2020, per consentire l’ammortamento degli investimenti previsti o commissionati nel periodo precedente il recepimento della direttiva.

L’attuale proposta, inoltre, consente agli Stati membri di esentare dai limiti di emissione gli impianti di combustione di media capacità con carico di picco la cui operatività non superi le 500 ore all’anno.

Tale condizione però non è in linea con le disposizioni delle direttiva sulle emissioni industriali, dove la stessa esenzione è prevista per i grandi impianti di combustione operativi fino a un massimo di 1500 ore. Di conseguenza tale soglia dovrebbe essere estesa anche ai sistemi di media taglia.

Infine, l’imposizione di limiti più severi per gli impianti situati in zone non conformi ai requisiti di qualità dell’aria comporterebbe un aumento del costo del servizio di teleriscaldamento tale da incoraggiare la disconnessione dei clienti per passare ad alternative non regolamentate e, spesso, più inquinanti. L’unico effetto della disposizione sarebbe quindi, paradossalmente, un incremento del livello di inquinamento.

Proposte in parte accolte nell’ultima versione del documento, presentata a fine giugno, che assicura ad esempio agli Stati una maggiore flessibilità nell’applicazione dei valori limite di emissioni per alcune aree delle zone speciali non conformi alla direttiva sulla qualità dell’aria.

La nuova bozza esclude inoltre i periodi di avvio e di arresto degli impianti dalla definizione di “ore di funzionamento”, altra richiesta di Euroheat & Power, così come introduce modifiche sul monitoraggio delle emissioni. Queste, nella nuova formulazione, vanno effettuate ogni tre anni o, in alternativa, ogni 4500 ore di esercizio per gli impianti fino a 20 MW e ogni 1500 ore di esercizio per quelli con potenza da 20 a 50 MW. Il dossier è ora nelle mani della nuova Presidenza italiana dell’Unione Europea, che vi sta lavorando con l’obiettivo di arrivare a un accordo sul testo definitivo per il prossimo gennaio.

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L’evoluzione nelle tubazioni preisolate: intervista all’esperto

Una delle linee di sviluppo del teleriscaldamento, soprattutto nei quartieri dove siano presenti edifici ad elevate prestazioni energetiche, consiste nell’abbassamento delle temperature di esercizio delle reti e nella realizzazione di reti a bassa e media temperatura. Un’evoluzione che consentirà di incrementare ulteriormente l’efficienza energetica dei sistemi e favorire l’integrazione di nuove forme di energie rinnovabili, ad esempio il teleriscaldamento geotermico e solare il SDH solar district heating, altra linea evolutiva del settore sul piano della generazione del calore. In questo scenario si inserisce il sistema di tubazioni e raccordi preisolati ISO-TECHNIK, progettato e prodotto da aquatechknik per la distribuzione a distanza di energia termica in reti con temperatura massima di esercizio di 90 °C. Frutto di due anni di ricerca e sviluppo, il nuovo sistema a livello concettuale presenta una struttura analoga alle tradizionali soluzioni utilizzate nelle reti di teleriscaldamento: una tubazione di servizio nella quale scorre il fluido vettore, circondato da uno strato coibente di schiuma poliuretanica, il tutto racchiuso all’interno di una guaina protettiva esterna in politilene ad alta densità. «Rispetto a questo schema, la principale innovazione consiste nella sostituzione della tubazione di servizio in acciaio al carbonio con una tubazione in materiale termoplastico – spiega Simone Tazzi, Responsabile tecnico-commerciale aquatechnik -.

Un’intuizione che ci ha permesso di migliorare le performance della condotta sotto diversi aspetti, a partire dall’eliminazione totale dei fenomeni di corrosione e degli stress che la tubazione può subire alle temperature di dilatazione».

Le proprietà

La tubazione interna, i raccordi e l’intera gamma di pezzi speciali sono infatti realizzati con un tecnopolimero di ultima generazione in polipropilene PP-R 80 Super pluristrato a matrice composita fibrorinforzata (PPRFV). Tale materiale, a differenza dei metalli, non è soggetto a fenomeni di corrosione generalizzata né tantomeno da correnti continue disperse nel terreno o veicolate all’interno del fluido, in quanto presenta una elevata resistività elettrica di volume a 20°C pari a Ωcm <1,0x1016 ed una rigidità dielettrica di KV/mm <20 (DIN 53612), dimostrandosi con elevato potere di isolamento elettrico. Inoltre, ha un’ottima resistenza agli agenti chimici, che rendono la tubazione compatibile con prodotti antigelo, quali etilenglicole o propilenglicole utilizzati nei sistemi di teleraffrescamento, e consente il trasporto di acque aggressive, come acque termali che contengono solfuro, bromo o sostanze acide basiche.

Altra caratteristica del sistema è il basso attrito che favorisce lo scorrimento del fluido in moto laminare, grazie alla superficie liscia interna del tubo, che presenta una rugosità di 0,070 μ. «Questa peculiarità assicura una maggiore puli-

Simone Tazzi

zia dell’infrastruttura, dal momento che evita la formazione di fanghi, ruggine, calcare, tutti fattori che possono generare problemi di intasamento negli scambiatori di calore, nei filtri, nelle intercettazioni e negli altri componenti dell’impianto riducendone le prestazioni – spiega Tazzi -. Soprattutto, la bassa rugosità della superficie interna riduce le perdite di carico distribuite con ricadute positive anche sui consumi energetici delle pompe di circolazione, dal momento che questi vengono determinati esclusivamente dalla spinta idrostatica in relazione alla portata di progetto, limitando quindi anche l’usura delle macchine».

Ma le proprietà del materiale migliorano le prestazione della rete anche sotto il profilo dell’efficienza energetica. La materia prima utilizzata per la tubazione di servizio ha una conducibilità termica di 0,24W/mK. «Un valore eccezionale, tanto più se paragonato a quello di riferimento dell’acciaio al carbonio, pari a 45-60 W/mK – prosegue Tazzi -. Questo significa che durante il tragitto dalla centrale all’utenza la dispersione di calore è davvero minima, in quanto già di per sé il tubo di servizio possiede un buon potere isolante. Una proprietà che ha importanti implicazioni, in quanto il contenimento delle dispersioni termiche consente di operare la rete con temperature di mandata più basse. Ciò, a sua volta, facilita l’integrazione

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Riscaldamento Urbano

nell’infrastruttura di apporti di calore generati da impianti, generalmente di piccola taglia, alimentati con fonti rinnovabili e distribuiti sul territorio, come impianti solari o geotermici a media e bassa entalpia». A garantire la qualità nel tempo dell’infrastruttura contribuiscono anche gli altri componenti del sistema, lo strato coibente e la guaina esterna, e l’utilizzo delle più avanzate tecnologie di produzione. Il processo di schiumatura del poliuretano viene eseguito da una macchina che gestisce elettronicamente in tempo reale il dosaggio della poliaddizione dei due componenti (poliolo e isocianato) per conferire la massima distribuzione omogenea del materiale isolante. La formatura del PUR è effettuata con tecnologia discontinua in modo da formare un blocco rigido che aderisce perfettamente al tubo di servizio.

A protezione dello strato isolante è applicata una guaina in PEHD 80 , la cui superficie interna viene trattata a caldo per diminuire la tensione superficiale del materiale e migliorarne l’adesione al poliuretano creando un blocco unico denominato “Bonded”.

Posa rapida ed economica

Altrettanti vantaggi il sistema, disponibile in una gamma di diametri della tubazione di servizio interna da Ø32 a Ø250 mm, e su richiesta nei diametri Ø315 e Ø355 mm, li offre anche per ciò che riguarda la semplificazione delle attività di posa. Il basso modulo elastico del PP-R (900 n/mm2) e il basso coefficiente di dilatazione (0,035 mm/m°C rende la tubazione auto-compensante nelle installazioni interrate. Sono, dunque, le caratteristiche plastiche del materiale che provvedono ad assorbire e compensare le tensioni dovute alle dilatazioni termiche, trovando una nuova configurazione geometrica alla tubazione. Caratteristica che comporta sia un minor stress della condotta sia risparmi di costi e tempi nella posa, in quanto non è necessario adottare tutti quegli accorgimenti, come l’utilizzo di loop, omega, compensatori meccanici, reggispinta, materassini, e altre soluzioni, indispensabili invece per i sistemi a base metallo.

La sostituzione del metallo con la termoplastica (PPR-80 Super FiberReinforced), inoltre, rende il sistema molto leggero, grazie al basso

peso lineico delle tubazioni, facilitando quindi il trasporto e il posizionamento in trincea dei materiali.

A questo si aggiunge la massima flessibilità nella scelta della tecnica di giunzione delle condotte, che può essere effettuata con tutte le tecnologie di saldatura delle plastiche: polifusione, elettrofusione e saldatura testa a testa. «Per la termosaldatura abbiamo attrezzature dedicate con saldatrici che autoallineano meccanicamente le tubazioni, rendendo il processo più preciso, veloce e sicuro, a seguito della termofusione molecolare della saldatura che garantisce un corpo unico, monolitico – prosegue Tazzi -. Con lo stesso obiettivo abbiamo anche sviluppato un innovativo kit di ripristino, completo di tutto l’occorrente, che consente di completare l’intera operazione di saldatura delle tubazioni e del ripristino del giunto termo-restringente di giunzione in circa 15 minuti». Il sistema di tubazioni preisolate ISO-TECHNIK gode inoltre di una garanzia civilistica assicurativa per 10 anni dalla messa in funzione dell’infrastruttura, con un’aspettativa di durabilità superiore ai 50 anni.

Nuovo Piano di sicurezza energetica dell’Unione Europea Energeticamente parlando, l’Unione Europea dipende per il 53% da fonti importate, con spesa di oltre un miliardo di euro/giorno. La dipendenza è costituita da importazioni di petrolio (88%), gas naturale (66%), carbone ed altri combustibili solidi (42%), ed uranio (95%).

Una situazione energetica molto vulnerabile nei periodi di crisi. Per questo motivo, e considerando le tensioni tra Ucraina e Russia, con le potenziali conseguenze sulle forniture di petrolio russo, la Commissione Europea ha deciso di accelerare la formulazione di un Piano di sicurezza energetica, da far approvare prima possibile.

Il Piano prevede un pacchetto di azioni immediate per far fronte al possibile blocco, o alla riduzione prolungata, di petrolio e gas pro-

venienti dalla Russia, ed altre di strategia durevole per il contenimento dei consumi, l’aumento di produzione da fonti autoctone ed il miglioramento delle tecnologie energetiche. In sintesi, le misure di immediato e breve termine includono: l’aumento degli stoccaggi di riserva del gas; lo sviluppo di infrastrutture di emergenza per facilitare gli scambi delle riserve; la riduzione immediata della domanda di energia; il maggior uso possibile di combustibili non fossili.

Per verificare l’efficacia di tali misure è stato proposto di effettuare nel prossimo inverno alcune simulazioni di riduzione delle forniture di gas russo.

Sul lungo termine si prevede invece un aumento dell’efficienza energetica, soprattutto nel settore

del condizionamento termico degli edifici ed in quello industriale, per giungere nel 2030 a consumi ridotti, rispettivamente, del 40 e del 25% rispetto agli attuali, e un maggiore sviluppo delle fonti nazionali di energia, in particolare delle rinnovabili, ed ulteriore differenziazione delle forniture energetiche da Paesi extra UE. A questo si aggiunge il potenziamento del mercato interno europeo con il completamento delle reti di scambio dei flussi di energia; il perseguimento di una rappresentatività unitaria della UE verso i Paesi fornitori, riducendo gli accordi bilaterali per sostituirli con altri di tipo comunitario e la creazione di meccanismi di solidarietà nei periodi di crisi energetica.

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La voce dei comitati AIRU Comitato Smart Cities

Nei precedenti numeri di Il riscaldamento urbano sono stati presentati i risultati di due studi che prevedevano l’integrazione di impianti solari termici di tipo centralizzato all’interno di reti di teleriscaldamento. Un terzo studio di pre-fattibilità, realizzato sempre nell’ambito del progetto europeo Solar District Heating Plus, è invece partito da un’esigenza diversa: la rete in esame presenta varie ramificazioni periferiche, lungo le quali solo pochi degli edifici allacciati utilizzano il teleriscaldamento anche per la produzione dell’acqua calda sanitaria. Ciò costringe il gestore a mantenere in temperatura anche queste tubazioni periferiche durante la stagione calda, con elevate dispersioni termiche e a fronte di volumi di vendita molto contenuti.

L’idea di partenza è di installare impianti solari termici sui tetti degli edifici che richiedono acqua sanitaria, dimensionando i campi solari in modo da coprire i fabbisogni estivi per quasi il 100%. Ciò permetterebbe di “spegnere” i rami periferici, risparmiando sulle dispersioni termiche. La rete oggetto dello studio, situata in nord Italia, si estende per circa 13 km ed è alimentata da un impianto cogenerativo a gas naturale da 4 MW e da caldaie, anch’esse alimentate a gas, per una potenza installata di circa 30 MW. Il gestore acquista calore anche da un vicino impianto cogenerativo a biomasse da 4 MW. La Tabella 1 riporta i fabbisogni di acqua calda sanitaria nella sola stagione calda, per ognuno dei rami periferici studiati. Gli impianti solari termici sarebbero chiamati a coprire completamente (o quasi) tale fabbisogno, mentre in inverno sarebbe la rete di teleriscaldamento a coprirlo.

Dopo un primo giro di simulazioni si è evidenziato come, per coprire l’intero fabbisogno per tutto il periodo “estivo”, la superficie di collettori necessaria risultasse molto elevata: l’irraggiamento relativamente basso nei mesi di aprile e ottobre, infatti, costringe ad elevate superfici di captazione e grandi volumi di accumulo per raccogliere sufficiente radiazione nei giorni di bel tempo e utilizzarla poi nei successivi giorni nuvolosi.

Si è quindi ridimensionato l’obiettivo, portandolo ad una copertura da solare nel solo periodo dal 15 maggio al 15 settembre.

I risultati

I risultati dei calcoli per il ramo numero 3 sono riportati in Tabella 2.

La tabella riporta, rispettivamente, il numero identificativo dell’edificio, la superficie di collettori necessaria, il volume di accumulo (da installarsi in un locale tecnico all’interno dell’edificio), il fabbisogno di acqua calda sanitaria, la copertura del fabbisogno dell’impianto solare termico calcolata per la sola stagione estiva e per l’intero anno. I volumi di accumulo elevati discendono dalla necessità di sufficiente capacità per lo stoccaggio di calore nei giorni di bel tempo, da utilizzarsi per coprire brevi periodi di maltempo. È quindi necessario individuare spazi coperti adeguati ad ospitare simili serbatoi. Tali volumi possono altrimenti essere ridotti (e con essi la superficie di collettori) se si accettano coperture solari inferiori a quelle presentate in tabella.

Dai risultati si evince come, con le superfici di collettori proposte, il fabbisogno nella stagione 15/05-15/09 possa effettivamente venire coperto quasi completamente. Nei rari giorni in cui questo non fosse possibile sarà necessario fornire calore tramite la rete. Su base annua, invece, la copertura solare scende in modo sensibile, poiché nella stagione fredda l’irraggiamento solare è molto più limitato.

A cura di Marco Calderoni

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Riscaldamento Urbano

L’aspetto economico

Figura 1.

Esempio di ramo periferico, con due edifici allacciati anche per la produzione di acqua calda sanitaria.

L’aspetto economico è stato eseguito considerando i costi di investimento, di manutenzione e di operazione da una parte e, dall’altra, il risparmio energetico per il gestore. Tale risparmio comprende il calore non ceduto all’edificio e le mancate dispersioni termiche, essendo il ramo non alimentato per quasi tutta l’estate. Sono stati inoltre considerati gli incentivi in Conto energia termico (CET), che si prevede resterà in vigore a lungo. Trattandosi in questo caso di impianti di piccole dimensioni, tuttavia, va considerato che un simile investimento realizzato di qui a breve beneficerebbe della detrazione fiscale al 65%, confermata fino alla fine di quest’anno (e che scenderà a 50% a partire dal 2015), che risulta normalmente più conveniente del Conto termico.

Si è infine considerato uno sconto sul calore venduto all’utenza pari al 10%, quale beneficio per gli inquilini, i quali mettono di fatto a disposizione il tetto del proprio palazzo. I risultati del calcolo economico per il ramo sopra descritto sono riportati nella Tabella 3.

Il costo di investimento è stato cautelativamente mantenuto alto per considerare eventuali sovracosti derivanti dall’installazione su tetto, più onerosa rispetto a quella a terra vista nei casi studio precedenti.

Il ricorso alla detrazione fiscale del 65%, a parità di altre condizioni, migliora significativamente i risultati economici sopra esposti, portando il payback semplice a circa 12 anni, il VAN a zero e il TIR a circa 6%.

Tabella 1.

Fabbisogni di acqua calda sanitaria nella sola stagione calda, per ognuno dei rami periferici studiati.

Ramo periferico numero

Numero di edifici allacciati per ACS

Tipologia utenza

Fabbisogno ACS dal 15/04 al 15/10

1

1

Condominio residenziale

36 MWh

2

1

Condominio residenziale

42 MWh

3

2

Scuola + spogliatoio

13 MWh

4

4

Condomini residenziali

83 MWh

Tabella 2.

Risultati della simulazione per il ramo 3.

15/05-15/09

01/01-31/12

Numero edificio

Acoll

Vacc

ACS

Copertura solare

Copertura solare

[-]

[m ]

[m ]

[MWh]

[%]

[%]

1

50

4

38

95,1

48,6

2

30

2,5

18

96,8

60,5

2

3

Tabella 3.

Risultati del calcolo economico della simulazione per il ramo 3.

Investimento complessivo

€

65.500

Costi di gestione annuali

€

96

Costi di manutenzione annuali

€

960

Incentivo complessivo

€

23.950

Valore Attuale Netto (VAN)

€

-26.000

Tasso Interno di Rendimento (TIR)

%

-1,2

Payback

anni

>20

Riscaldamento Urbano

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La voce dei comitati di studio AIRU Comitato sottostazioni d’utenza e misura del calore

È stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 165 del 18 luglio il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102. Questo provvedimento, in vigore dal 19 luglio, stabilisce un quadro di misure per la promozione e il miglioramento dell’efficienza energetica che concorrono al conseguimento dell’obiettivo nazionale di risparmio energetico che consiste nella riduzione, entro l’anno 2020, di 20 milioni di tep dei consumi di energia primaria, pari a 15,5 m.ni di tep di energia finale, conteggiati a partire dal 2010, in coerenza con la Strategia energetica nazionale.

Gli aspetti più significativi del Decreto:

• la costituzione di un Fondo per l’efficienza energetica, istituito presso

il Ministero dello Sviluppo e di natura rotativa, destinato a sostenere il finanziamento di interventi di efficienza energetica. Il Fondo sarà articolato in due sezioni destinate alla concessione di garanzie e all’erogazione di finanziamenti, direttamente o attraverso banche e intermediari finanziari, inclusa la Banca Europea degli Investimenti. Priorità nell’accesso al Fondo sarà comunque attribuita agli interventi volti, fra l’altro, a realizzare reti per il teleriscaldamento e per il teleraffrescamento in ambito agricolo o comunque connesse alla generazione distribuita a biomassa. Il Fondo sarà alimentato con circa 70 milioni di euro all’anno per il periodo 2014-2020, che saranno integrati con eventuali contributi volontari delle pubbliche amministrazioni, con le risorse derivanti dai fondi strutturali europei e con i proventi delle sanzioni per il mancato rispetto degli obblighi (sanzioni previste all’articolo 16 del decreto in esame).

• L’istituzione di una riserva del Fondo per l’efficienza energetica da destinare alle reti di teleriscaldamento. Potranno avere accesso al Fondo anche gli interventi di realizzazione e ampliamento di reti di teleriscaldamento e teleraffrescamento, avviati tra il 29 marzo 2011 e il 19 luglio 2014.

• Un mandato all’Autorità per l’energia elettrica il gas e il servizio idrico per intervenire su molti aspetti, fra i quali bollette e misura, regolazione del teleriscaldamento, partecipazione della domanda ai mercati (art. 11, comma 1).

• Un programma per rendere più efficiente il patrimonio edilizio pubblico. Per incentivare le misure di risparmio ed efficienza energetica, il decreto stanzia 800 milioni di euro, di cui quasi la metà destinate alla riqualificazione degli edifici pubblici. A partire dal 2014 e fino al 2020, gli immobili della Pubblica Amministrazione centrale dovranno essere sottoposti a riqualificazione energetica nella misura minima del 3% all’anno della superficie coperta utile climatizzata. In alternativa, dovranno essere realizzati interventi che comportino un risparmio energetico cumulato per lo stesso periodo di almeno 0,04 Mtep.

Fra i prossimi temi affrontati dal Comitato ci sarà la valutazione delle modifiche di approccio che questo Decreto potrà imporre alle aziende legate al teleriscaldamento. Prosegue, inoltre, da parte del Comitato l’attività di presidio normativo attualmente dedicata a:

• analisi delle risultanze del gruppo di lavoro CTI 602 anche alla luce del

Convegno CTI Il nuovo libretto di impianto di climatizzazione. Esempi applicativi e modalità d’uso che si è tenuto lo scorso 3 giugno; • analisi delle problematiche di applicazione del decreto 30 ottobre 2013, n. 155 Regolamento recante criteri per l’esecuzione dei controlli metrologici successivi sui contatori dell’acqua e sui contatori di calore, ai sensi del decreto legislativo 2 febbraio 2007, n. 22, attuativo della direttiva 2004/22/CE (MID).

A cura di Sonia Bertocci

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Urbano LaRiscaldamento voce della geotermia

La voce della geotermia NOTIZIARIO UGI ANNO XIII - SETTEMBRE 2014 - N.39

UNIONE GEOTERMICA ITALIANA

ORGANISMI UGI

SEDE OPERATIVA

CONSIGLIO DIRETTIVO

c/o Università di Pisa, Dipartimento di Ingegneria dell’energia, dei sistemi, del territorio e delle costruzioni (DESTEC) Largo L. Lazzarino, 1 56122 – Pisa www.unionegeotermica.it info@unionegeotermica.it

Grassi Prof. Ing. Walter Della Vedova Prof. Bruno Bertani Dr. Ruggero Buonasorte Dr. Giorgio Bottio Dr. Ing. Ilaria Franci Dr. Tommaso Rauch Dr. Anton

COLLEGIO DEI REVISORI Manzella D.ssa Adele Burgassi Dr. Armando Fiordelisi Dr. Adolfo

INFORMAZIONE PER I SOCI Si informano i Soci UGI, che l’Assemblea Ordinaria, che quest’anno sarà anche chiamata ad eleggere il nuovo Consiglio Direttivo, è prevista per il prossimo mese di ottobre.

Naturalmente i Soci riceveranno in tempo utile la Convocazione ufficiale dell’Assemblea medesima.

(Presidente ) (V. Presidente) (Segretario) (Tesoriere) (Membro) (Membro) (Membro) (Presidente) (Membro) (Membro)

RESPONSABILI DEI POLI OPERATIVI Piemonte Prof. Ing. Carlo

Della Vedova Prof. Ing. Bruno Giordano Prof. Guido Pizzonia Dr. Antonio

(Polo Nord Ovest) (Polo Nord Est) (Polo Centro) (Polo Sud)

COMITATO DI REDAZIONE DEL NOTIZIARIO Grassi Prof. Ing. Walter Passaleva Ing. Giancarlo Bertani Dr. Ruggero

(Capo redattore) (Vice Capo redattore) (Membro)

FONTI RINNOVABILI E PRODUZIONE DI ENERGIA Giancarlo Passaleva

Il bilancio dell’energia elettrica prodotta in Italia nel 2013, a confronto con il 2012, mette in particolare evidenza due aspetti rilevanti:

• l’ulteriore diminuzione della produzione complessiva, per effetto della crisi economica • l’aumento progressivo della produzione da fonti rinnovabili (Tabella 1).

L’incremento della produzione idroelettrica è in parte dovuto a motivi meteorologici e in parte al consistente aumento degli impianti minidroelettrici, mentre l’aumento delle altre fonti rinnovabili è dovuto esclusivamente ad un’effettiva crescita della potenza installata. D’altro canto, si nota che la diminuzione della produzione totale, pari al 3,1%, che è un chiaro indicatore della crisi economica, è totalmente dovuta al calo della sola produzione termoelettrica, con conseguente minor consumo di gas naturale e di carbone, entrambi prodotti energetici di importazione. È utile esprimere i su citati risultati anche in termini percentuali (Tabella 2). Si può così notare che il complesso della produzione elettrica da fonti rinnovabili in Italia è stato pari a circa il 28% e ed oltre il 34% della produzione complessiva, rispettivamente nel 2012 e nel 2013.

Se, inoltre, si tiene conto che nella voce “termica” è ricompresa anche la fonte rinnovabile da biomasse e biogas (cresciuta nel 2013 di circa il 37%), il contributo complessivo delle rinnovabili alla produzione elettrica nel 2013 diviene pari al 35,1%!

Consumi in calo

Riguardo ai consumi di energia elettrica nel nostro Paese, tenendo conto dell’energia elettrica importata (45,41 TWh nel 2012 e 44,34 TWh nel 2013), di quella esportata (2,30 TWh nel 2012 e 2,20 TWh nel 2013) nonché di quella destinata ai pompaggi (2,69 TWh nel 2012 e 2,50 TWh nel 2013), la disponibilità di energia destinata ai consumi (al netto delle perdite di rete) risulta, come si vede nella Tabella 3, pari a 297,29 TWh. Come si nota, tutti i comparti del consumo sono in diminuzione, compreso il terziario e l’agricoltura, che per la prima volta dal 1963 risultano in calo rispetto all’anno precedente.

Riscaldamento Urbano La voce della geotermia

23

Tabella 1.

Produzione elettrica in Italia nel 2012 e 2013.

Fonte

Produzione (TWh) 2012

Produzione (TWh) 2013

Idrica (+25%)

43,26

54,07

Termica (-11,5%)

207,33

183,40

Geotermica (+1,3%)

5,25

5,32

Eolica (+ 11,1%)

13,33

14,81

Fotovoltaica (+18,64)

18,64

21,23

TOTALE (-3,1%)

287,81

278,83

da fonti rinnovabili (+18,36%)

80,48

95,43

Tabella 2.

Produzione elettrica netta (%) in Italia nel 2012 e 2013.

Tabella 3.

Consumi di energia elettrica in Italia nel 2012 e 2013.

Fonte

Produzione (%) 2012

Produzione (%) 2013

Campi di consumo

Consumi (TWh) 2012

Consumi (TWh) 2013

Idrica

15,03

19,39

Agricoltura (-4,2%)

5,92

5,68

Termica

72,04

65,77

Industria (-4,5%)

130,80

124,87

Geotermica

1,82

1,91

Terziario (-1,3 %)

101,04

99,76

Eolica

4,63

5,31

Fotovoltaica

6,48

7,62

Domestico (-3,6%)

69,46

66,98

TOTALE

100

100

TOTALE (-3,2%)

307,22

297,29

Distribuzione delle fonti rinnovabili in Italia

Riguardo allo sviluppo delle fonti di energia rinnovabili, Legambiente, nel suo rapporto annuale, riporta alcune interessanti considerazioni, relative alla produzione di energia sia elettrica sia termica da tali fonti, che sintetizziamo in breve:

•

•

nel 2013 gli impianti da fonti rinnovabili in Italia erano circa 600.000, distribuiti sul territorio di 7970 Comuni (pari al 98% dei Comuni italiani): in 6260 Comuni sono presenti impianti solari termici, in 7850 ci sono impianti fotovoltaici, in 517 impianti eolici, in 1053 impianti mini-idroelettrici, in 1494 impianti a biomasse e in 396 impianti geotermici. Questi ultimi, ovviamente, comprendono, oltre ai sistemi geotermoelettrici, gli impianti geotermici a bassa temperatura per soli usi di climatizzazione ambienti.

2400 Comuni sono alimentati al 100% con energia elettrica da sole fonti rinnovabili con un’eccedenza di produzione rispetto ai loro consumi.

Energie rinnovabili in Europa

Per completare il quadro è utile un cenno alla situazione in Europa (relativa all’ anno 2012), con una sintesi di dati tratti da EurObserver.

Nella Tabella 4 e nella Tabella 5 sono espressi i valori di produzione elettrica, rispettivamente, da fonte fotovoltaica ed eolica, limitati ai primi dieci Paesi, secondo una graduatoria decrescente.

E la Geotermia?

Il quadro complessivo finora esposto evidenzia come la Geotermia sia rimasta nelle ultime posizioni tra le fonti di energia rinnovabili, ma, a tale riguardo, si impongono alcune necessarie considerazioni.

•

L’eolico e il fotovoltaico sono manifestamente fonti energetiche discontinue e non programmabili, mentre l’energia geotermica è erogabile con costanza e continuità per almeno 7500 ore/anno (per tener conto delle necessarie manutenzioni programmate degli impianti e delle possibili indisponibilità accidentali). La disponibilità non programmabile della fonte - soprattutto l’eolica - impone ovviamente al gestore del sistema elettrico la necessità di compensare le discontinuità con fonti energetiche di riserva, come gli impianti termoelettrici, idonei per variazioni di carico anche importanti in tempi rapidi, in particolare, impianti “a ciclo combinato” alimentati a gas naturale.

Riscaldamento Urbano 24

•

•

Urbano 24 LaRiscaldamento voce della geotermia

La fonte fotovoltaica è ovviamente più programmabile sia giornalmente (giorno/notte) sia stagionalmente (diversa durata delle ore di insolazione nelle varie stagioni dell’anno), ma rimane pur sempre l’incognita meteorologica, che, a seconda della nuvolosità, influenza negativamente la capacità produttiva.

Sia la fonte eolica sia la fotovoltaica sono distribuite sul territorio e i singoli impianti non possono essere collegati alla rete di trasporto di alta tensione (come invece accade nel caso degli impianti geotermoelettrici), ma più frequentemente alla rete di media tensione. Questa, prima dedicata essenzialmente alla distribuzione elettrica, ora è divenuta anche rete di trasporto di energia generata, con non poche complicazioni per il sistema di regolazione della rete stessa.

Lo sviluppo della generazione eolica e fotovoltaica, legato ad impianti singoli di potenza relativamente modesta, e quindi ampiamente dislocati sul territorio, sarà necessariamente limitato nel futuro. Pertanto non c’è da attendersi un trend di crescita ulteriore come quello degli ultimi dieci anni.

Pertanto, in base a queste elementari considerazioni e tenendo presente l’enorme potenziale energetico geotermico ancora non utilizzato di cui dispone l’Italia (con particolare riferimento ai sistemi geotermici non convenzionali), si può affermare che, con buona probabilità, nei prossimi decenni, a fronte di un sicuro aumento del fabbisogno energetico, a fianco delle fonti rinnovabili oggi prevalenti, potrà essere proprio la Geotermia a fornire il maggior contributo di energia alternativa alle fonti fossili tradizionali, prevalentemente di importazione, con risorse nazionali.

Tabella 4.

Produzione elettrica fotovoltaica nei primi dieci Paesi europei nel 2012 e 2011.

Paese

Produzione fotovoltaica (TWh) 2012

Produzione fotovoltaica (TWh) 2011

Germania

26,38

19,34

Italia

18,86

10,80

Spagna

8,19

7,44

Francia

4,45

2,36

Repubblica Ceca

2,17

2,18

Belgio

2,15

1,17

Grecia

1,23

0,61

Regno Unito

1,19

0,24

Slovacchia

0,56

0,40

Bulgaria

0,53

0,10

TOTALE EUROPA

203,10

181,30

Tabella 5.

Produzione elettrica eolica nei primi dieci Paesi europei nel 2012 e 2011.

Paese

Produzione eolica (TWh) 2012

Produzione eolica (TWh) 2011

Germania

50,67

48,88

Spagna

47,56

44,64

Regno Unito

19,58

15,51

Francia

15,00

12,29

Italia

13,41

9,86

Danimarca

10,27

9,77

Portogallo

10,26

9,16

Svezia

7,17

6,08

Olanda

5,10

5,00

Polonia

3,24

4,75

TOTALE EUROPA

67,08

45,34

25 Riscaldamento Urbano La voce della geotermia

25

IL CONVEGNO SUI SISTEMI GEOTERMICI NON CONVENZIONALI CONTRIBUTO DELL’UGI PER UN PROGETTO DI RICERCA E SVILUPPO

Come annunciato nel precedente Notiziario, lo scorso 20 giugno, presso la Facoltà di Ingegneria Civile e industriale dell’Università di Roma La Sapienza, nell’Aula del Chiostro, si è svolto, con notevole partecipazione e ottimo successo, il Convegno/Conferenza sul tema Sistemi Geotermici non Convenzionali, organizzato dalla stessa Facoltà di Ingegneria, con la partecipazione e la sponsorship dell’Unione Geotermica Italiana.

Dopo i saluti, l’apertura dei lavori e l’intervento introduttivo a cura di UGI, il Convegno si è svolto con le seguenti presentazioni:

Giancarlo Passaleva

• Stime di crescita della Geotermia in Italia al 2050, con il contributo dei sistemi

geotermici non convenzionali (R. Cataldi - UGI) • Definizioni, stato attuale delle tecnologie e frontiere di ricerca (A. Manzella - CNR/IGG Pisa) • Riserve senza risorse (G. Falcone - Università di Clausthal, Germania) • Coproduzione di idrocarburi ed energia geotermica (C. Alimonti - Università La Sapienza, Roma) • EGS - Sistemi Geotermici Potenziati (G. Falcone- Università di Clausthal, Germania) • Sistemi Geopressurizzati (A. Battistelli – Saipem) • Fluidi supercritici toscani (A. Dini - CNR) • Advezione laterale in sistemi geotermici associati a caldere: i casi dei Colli Albani e di Torre Alfina (G. Giordano - Università di Roma Tre, socio UGI) • Atlante Geotermico (E. Trumpy - CNR / IGG Pisa) • Risorse geotermiche nell’alto Lazio (D. Scrocca - CNR/ IGAG Roma) • Sistemi di conversione termico-elettrico (E. Tortora - Università La Sapienza, Roma) • Lo scambiatore di calore in pozzo: applicazione a differenti sistemi geotermici (E. Soldo - Università La Sapienza, Roma) Nell’intervento introduttivo l’UGI ha affermato che «già da qualche anno essa sostiene l’assoluta necessità (nell’ambito della geotermia di potenza) di avviare quanto prima il processo di sviluppo di sistemi geotermici non convenzionali in Italia, per i seguenti due motivi principali, inerenti le risorse energetiche rinnovabili nel nostro Paese:

• l’inevitabile futuro declino della geotermia idrotermale nei prossimi decenni • la prossima “saturazione” delle fonti rinnovabili fotovoltaica, eolica, idroelettrica.

Occorre che questa visione prospettica sia chiara a tutti: mondo della ricerca, operatori industriali, organismi politici e di governo, per concentrare la loro attenzione sull’urgente necessità di sviluppo dei sistemi geotermici non convenzionali, di cui tratta la prima relazione Figura 1.

Previsioni ottimistiche di sviluppo di potenza geotermoelettrica in Italia, da soli sistemi idrotermali, fino al 2050.

Figura 2.

Previsioni di sviluppo di energia geotermoelettrica in Italia, da soli sistemi idrotermali, fino al 2050.

26 Riscaldamento Urbano

Urbano 26 LaRiscaldamento voce della geotermia

di questo Convegno e che rappresentano, ad oggi, la sola prospettiva di una ulteriore forte crescita delle energie rinnovabili, alternative alle risorse fossili.

Si può quindi affermare fin d’ora che lo scopo principale di questo Convegno consiste nell’evidenziare ad Enti di ricerca ed Istituzioni le limitate possibilità di crescita della produzione geotermoelettrica in Italia da sistemi geotermici idrotermali e le molto maggiori prospettive di sviluppo da sistemi geotermici non convenzionali (SGnC) presenti nel nostro Paese: tutto ciò al fine di promuovere positive e urgenti azioni per il concreto avvio di tale sviluppo».

Infatti - come ampiamente esposto nella prima presentazione - le risorse geotermiche di alta temperatura attualmente utilizzate, provenienti da serbatoi geotermici idrotermali, possono garantire - in base ad una stima ottimistica - una crescita limitata in entità e tempo, con un successivo prevedibile decremento, come mostrato nelle Figura 1 e Figura 2.

Le potenzialità dei sistemi non convenzionali

La sede del Convegno.

È peraltro nota, a livello mondiale, l’esistenza di sistemi geotermici di alta temperatura, detti non convenzionali, quali: sistemi magmatici, sistemi con fluidi superpercritici, salamoie calde, sistemi geopressurizzati, nonché sistemi geotermici a bassa/bassissima permeabilità, trasformabili artificialmente in sistemi geotermici idrotermali (cosiddetti EGS). Per questi ultimi la sperimentazione è in corso da anni in diversi Paesi, ma finora senza risultati significativi.

Gli studiosi che, a livello internazionale, indagano su questo tema, ritengono che la potenzialità complessiva di questi sistemi nel mondo sia superiore di diversi ordini di grandezza (>1000 volte) rispetto alla potenzialità dei sistemi idrotermali finora utilizzati.

Tutti questi sistemi sono presenti nel territorio italiano ed UGI ritiene che sia possibile, con un idoneo progetto di ricerca e sviluppo ad essi dedicato, avviare una crescita della produzione geotermoelettrica nel nostro Paese, già nei prossimi decenni, decisamente significativa (Figura 3 e Figura 4).

Attivare un progetto di ricerca

Appare chiaro da tali previsioni che il futuro di lungo termine della produzione geotermoelettrica in Italia dipende in larga misura dalla possibilità di sfruttare i sistemi geotermici non convenzionali a scala commerciale.

Tuttavia, perché ciò divenga possibile, è indispensabile, secondo l’UGI, che venga attivato un progetto finalizzato di studi e ricerca con l’obbiettivo di:

• accertare la fattibilità tecnico-economica dell’utilizzazione a scala industriale dei SGnC per la produzione di energia elettrica;

Figura 3. Sviluppo atteso della potenza installata in Italia da sistemi geotermici idrotermali + non convenzionali, fino al 2050.

Figura 4. Sviluppo atteso dell’energia elettrica prodotta in Italia da sistemi geotermici idrotermali + non convenzionali, fino al 2050.

27 Riscaldamento Urbano La voce della geotermia

27

• quantificare l’energia complessivamente estraibile da tali sistemi • individuare le ubicazioni prioritarie nelle quali sviluppare i primi progetti industriali, nell’ambito delle estese aree dove più probabilmente tali sistemi sono presenti (Figura 5).

In definitiva, si tratta di prevedere la perforazione di 10 - 20 pozzi, a profondità da 4000 a 5000 m, in 5-10 siti, geologicamente diversi tra loro, all’interno delle aree rappresentate in Figura 4 e la successiva installazione di 3 - 5 impianti geotermici pilota da 1 - 2 MWe. Il tutto per consentire prove di produzione di lunga durata, al fine di verificare il comportamento dei serbatoi nel tempo ed effettuare i necessari test sui materiali dei pozzi e degli impianti di produzione.

Per tali attività, compresa la preparazione preliminare di un idoneo Documento di Progetto, si prevede che occorra un tempo complessivo di circa 9 - 10 anni, con una stima di costo a prezzi attuali tra i 200 e i 400 milioni di euro, in funzione del numero di pozzi e di impianti pilota che potranno essere realizzati. È determinante a tale scopo, che la possibilità di sviluppo di questa “filiera” alternativa di produzione di energia elettrica sia in evidenza e condivisa dal mondo scientifico e dalle istituzioni preposte ai problemi dell’energia e dell’ambiente, in modo che venga recepita al più presto dal Governo stesso.

Così da poter mettere in moto i meccanismi decisori e di finanziamento interni ed eventualmente europei, tenendo conto anche delle positive ricadute occupazionali, che l’attività connessa con il progetto e la successiva applicazione industriale possono produrre.

A questo proposito è utile ricordare che la Comunità Europea, proprio in questi giorni, ha avviato attività di studio per fronteggiare possibili situazioni di emer-

Figura 5. Zone di possibile ubicazione di sistemi geotermici non convenzionali in Italia.

genza, che - data la sua notevole dipendenza energetica da Paesi terzi - potrebbero verificarsi nella presente contingenza socio-politica internazionale.

Alcune riflessioni

Da uno sguardo d’insieme al Convegno emergono alcuni interessanti spunti di riflessione:

• la maggior parte delle presentazioni, oltre la prima (le n. 2,4,5,6,7,8,10), ha sviluppato

temi direttamente inerenti o correlati al tema centrale del Convegno, con un importante apporto specifico di approfondimenti e conoscenze; • due presentazioni hanno trattato temi generali di notevole interesse, come l’approfondimento del rapporto tra “risorse” e “riserve” geotermiche (Falcone, Università di Clausthal) e la realizzazione di un Atlante Geotermico (Trumpy, CNR-IGG Pisa).

• le ultime due presentazioni (Tortora e Soldo, Università La Sapienza) propongono tecniche innovative per la conversione di energia termica in energia elettrica e per lo scambio di calore all’interno dei pozzi, con metodologie applicabili a sistemi geotermici diversi.

Al Convegno ha partecipato anche il Ministero dello Sviluppo Economico, con rappresentanza qualificata. L’evento ha avuto notevole eco e rilevanza su numerosi mezzi di comunicazione e le presentazioni sono disponibili anche sul sito dell’UGI.

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LaRiscaldamento voce della geotermia Urbano

NOTIZIE BREVI DALL’ITALIA E DALL’ESTERO a cura di R. Cataldi

Sperimentata in Corea del Sud una nuova tecnica di perforazione La Hanjin D&B, società sud-coreana di perforazione e costruzione di attrezzature pesanti con sede a Gwangju, ha studiato negli ultimi anni, e sperimentato nel 2013 in un pozzo di 3502 m, una nuova tecnica di perforazione definita water hammer drilling. Questa consiste nella trasmissione allo scalpello di fondo, tramite compressore posizionato in superficie e colonna di fluido di perforazione, di impulsi di pressione ripetuti, con frequenza più o meno fitta a seconda della natura delle rocce. Le onde elastiche create dai forti impulsi di pressione esercitati sullo scalpello facilitano la disgregazione del tessuto roccioso di fondo pozzo e la formazione di detriti che vengono poi estratti con le usuali tecniche.

L’idea che gli impulsi di pressione idraulica potessero dar luogo alla formazione di microfratture prima e di fratture poi nelle rocce non è nuova. Tralasciando che il concetto era noto già al tempo di Roma (gutta cavat lapidem), fu avanzata in forma scientifica da studiosi dell’Università di Napoli negli anni Settanta del secolo scorso per spiegare i fenomeni bradisismici della zona di Pozzuoli nei Campi Flegrei, dovuti a “respiri” periodici della sottostante camera magmatica, con i relativi effetti in superficie. L’applicazione di impulsi di pressione per la perforazione dei pozzi era stata sperimentata nel 2008 in Svezia per un pozzo d’acqua di 608 m, che però non aveva

avuto seguito. Ad ogni modo, la perforazione in Corea del Sud di un pozzo di oltre 3500 m con la tecnica degli impulsi idraulici, che ha dimostrato per altro di poter essere realizzata in tempi molto contenuti rispetto a quelli di perforazione normale, è stato senza dubbio un successo e può rappresentare un notevole passo avanti nello sviluppo della tecnologia geotermica. La possibilità di applicare questa nuova tecnica, incentivante sul piano economico, sembra uno dei motivi per cui l’americana AltaRock Energy, con un accordo firmato lo scorso gennaio, ha deciso di investire in Corea del Sud 82 miliardi di Won (circa 57 milioni di euro) per realizzare un primo progetto geotermoelettrico con l’obiettivo di installare, entro 2-3 anni, un gruppo da 3,5 MWe.

Costi di capitale per impianti geotermici da 50 MWe negli Usa Nel quadro delle stime economiche che conduce periodicamente per le fonti rinnovabili, l’Agenzia per l’Informazione sull’Energia degli Stati Uniti ha valutato il valore dei capitali di costruzione di impianti adatti ad uno sviluppo ecologicamente sostenibile di fluidi geotermici a media ed alta temperatura. Come riferimento base ha scelto a questo scopo due tipi di impianti, uno alimentato con vapore di flash e l’altro a ciclo binario, entrambi con taglia standard di 50 MWe. Il calcolo è stato fatto per costi di costruzione complessivi secondo la formula detta EPC (Engineering Procurement and Construction), che include tutti i costi tecnici possibili, dalla impostazione preliminare di un progetto all’inizio della produzione a scala commerciale: studi geoscientifici per l’individuazione e lo sviluppo del campo, analisi di laboratorio e studi per la caratterizzazione della risorsa, pozzi di produzione e smaltimento dei reflui, progettazione e costruzione degli impianti di generazione, ed ogni altra attività tecnica necessaria all’utilizzazione eco-compatibile della risorsa.

A parità di fluido disponibile, i valori totali stimati di tali costi per un gruppo da 50 MWe

sono 312,15 milioni di dollari per impianti a vapore di flash, e 218,1 milioni di dollari per impianti a ciclo binario. Essi corrispondono a costi unitari di 6.243 e 4.362 dollari/kWe (~ 4.625 e 3.230 euro) per gli impianti a vapore di flash ed a ciclo binario, rispettivamente.

Si può notare come gli impianti a ciclo binario risultino circa il 30% più economici rispetto a quelli a vapore di flash.

Riscaldamento Urbano La voce della geotermia

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Calore geotermico per uso industriale in Francia Le applicazioni del calore terrestre a fini industriali, principalmente per la grande quantità di energia da essi richiesta in ogni luogo di produzione e per la necessità di modificare gli impianti esistenti, non hanno trovato fino ad ora lo sviluppo atteso, non solo in Italia ma ovunque nel mondo. Sembra però che la situazione di relativo stallo in questo comparto degli usi diretti stia cominciando a cambiare. Un esempio significativo a tale riguardo è l’iniziativa francese denominata Coltivazione del calore geotermico per l’industria, la cui sigla, ECOGI, ha dato il nome alla società appositamente formata a questo scopo un paio di anni fa.

Il progetto è in via di realizzazione a Rittershoffen (Valle del Reno, all’estremo orientale dell’Alsazia, circa 50 km a N-NE di Strasburgo), sede principale della Roquette Freres per la produzione di amido.

Il nuovo impianto richiede

calore di processo a 160 °C, da fornire mediante centrale termica di 24 MWt alimentata con acqua geotermica proveniente da un acquifero artesiano alloggiato, al di sotto di 2,3 km di profondità, in formazioni carbonatiche mesozoiche. Queste riposano, a loro volta, su zoccolo cristallino formato dal batolite granitico profondo del graben del Reno, che ha permeabilità molto bassa.

Il primo pozzo del progetto, ultimato nel 2012 a profondità di poco superiore a 2500 m, ha raggiunto una falda d’acqua molto salata (TDS ≈ 100 g/l) a temperatura di circa 160 °C, con pH leggermente acido. Si tratta di condizioni simili, per eguali profondità, a quelle di altri progetti (Soultzsous-Forets, Landau, Bruchsal, Insheim, e Brul) realizzati in passato nel graben del Reno a cavallo della fascia di frontiera Francia-Germania.

Le prove di produttività del pozzo, però, non hanno dato i risultati attesi di porta-

ta, insufficiente a garantire l’alimentazione a regime dei 24 MWt richiesti dal nuovo impianto. Pertanto, prima di perforare il pozzo di reiniezione, sono stati fatti lo scorso anno ulteriori e più prolungati test di produzione, la modellazione del serbatoio per una doppia porosità (primaria e secondaria) ed una nuova campagna sismica per ricostruire nel modo più dettagliato possibile la situazione idrogeologica e la struttura dell’area di progetto. Si sta quindi ora valutando se sia più conveniente approfondire il pozzo già fatto, e/o deviarne il tratto più profondo, oppure perforare un secondo pozzo di produzione, prima di decidere la definitiva ubicazione del pozzo di reiniezione.

In breve, sembra che, sia pure con un ritardo di circa un anno, questo importante progetto di uso del calore geotermico nell’industria possa essere completato entro il 2015.

Rilancio dello sviluppo delle “Rocce calde secche” in Svizzera Circa 8 anni fa era stato avviato, ed in parte realizzato da un Consorzio di imprese svizzere, un pozzo di circa 5 km alla periferia di Basilea.

L’obiettivo era creare un serbatoio artificiale in un corpo granitico dal quale estrarre, mediante loop chiuso di circolazione forzata secondo lo schema a doppietti di pozzi delle HDR (ora dette EGS), energia a ~ 200 °C con la quale produrre elettricità e calore per usi

diretti. Durante le operazioni di stimolazione idraulica del pozzo, però, si erano verificate sensibili scosse sismiche che avevano indotto il tribunale del luogo ad annullare il progetto.

A seguito di quell’evento, gli scienziati svizzeri, in collaborazione con esperti internazionali, hanno approfondito lo studio delle modalità da seguire per la fratturazione delle rocce profonde, per ridurre entro limiti accettabili

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LaRiscaldamento voce della geotermia Urbano

gli effetti di scosse sismiche moleste. Pare perciò che saranno avviati in Svizzera nuovi progetti HDR-EGS per la produzione combinata di energia elettrica e calore.

La prima di tali iniziative è un progetto pilota da realizzare alla periferia di Haute-Sorne, un nuovo comune nel Cantone del Giura, a circa 40 km a SW di Basilea. Si tratta di una zona in parte simile, dal punto di vista geologico, a quella di Basilea, ubicata ai margini di un batolite granitico sepolto sotto un materasso di rocce sedimentarie e metamorfiche, con gradiente di temperatura appena anomalo. Si prevede perciò che il valore minimo di 180 °C, necessario per il progetto possa essere raggiunto a profondità comprese tra 3500 e 4500 m.

Saranno perforati due pozzi, uno di produzione e l’altro di iniezione, con serbatoio da creare in entrambi i casi artificialmente, e collegamento idraulico tra loro, in modo da realizzare un loop chiuso di circolazione.

L’obiettivo è la costruzione di un gruppo da massimo 5 MWe a valle del quale realizzare una rete di condotte di acqua calda per coprire i consumi di calore di circa 6000 appartamenti. Il costo di costruzione degli impianti è stimato tra gli 80 ed i 100 milioni di franchi svizzeri (65-80 milioni di euro).

Avendo già richiesto il permesso di costruzione, gli investitori attendono ora di riceve-

re l’autorizzazione a procedere entro fine anno, e di iniziare la perforazione del primo pozzo ai primi del 2015. Intanto sarà installato il sistema di monitoraggio per controllare fin dall’inizio gli effetti sismici indotti dalla perforazione e dalla fratturazione idraulica necessaria a creare il serbatoio artificiale, operazioni che dovrebbero terminare nel 2016.

Il cronogramma dei lavori successivi (perforazione del secondo pozzo, creazione del relativo serbatoio, realizzazione del loop di circolazione, ecc.) verrà stabilito dopo la sperata positiva conclusione del primo pozzo. È facile dunque immaginare che il completamento del progetto non potrà avvenire prima di 4-5 anni dall’inizio dei lavori di campagna.

Haute-Sorne è uno dei cinque siti già individuati dalla Geo-Energie Suisse SA, società formata dalle compagnie svizzere attive nella produzione, distribuzione e vendita di energia per valorizzare la geotermia profonda petrotermale; gli altri quattro sono: Avenches (Cantone di Vaud, ~ 40 km a SW di Berna), Etzwilen (Valle del Reno, Cantone di Thurgau, ~15 km a SE di Shaffausen), Pfaffnau (Cantone di Lucerna, ~45 km a NW di Lucerna), e Triengen (Cantone di Lucerna, ~30 km a N-NW di Lucerna).

Geotermia in libreria Per i soci UGI ed altri lettori del Notiziario si segnalano due recentissimi lavori di Ronald Di Pippo, professore emerito di Ingegneria Meccanica all’Università del Massachussets (Usa), esperto di centrali geotermiche e socio IGA. Il primo è un lungo articolo, Evolution of Geothermal Power Plants: Perfomance Assessments, che sarà pubblicato su un prossimo numero di Geothermics. Vi sono discussi i fattori che determinano l’efficienza di conversione da energia geotermica ad energia elettrica in tutti i principali tipi di centrale geotermica installati nel mondo dal 1904 ad oggi, e la loro evoluzione nel tempo. Si dimostra così che il minor incremento di efficienza ottenutosi in oltre un secolo di utilizzazione delle centrali geotermiche, rispetto a quelle alimentate da combustibili fossili, è essenzialmente dovuto a fattori locali di sfruttamento del calore terrestre, non a cause tecniche.

Viene poi evidenziato come, a parità di condizioni di utilizzo, gli impianti geotermici potrebbero essere realizzati con efficienze pari, se non superiori, alle centrali termiche convenzionali. L’articolo è importante anche per ricostruire lo sviluppo della produzione geotermoelettrica nel tempo, ed ha una valenza fondamentale per la storia della scienza e della tecnologia nel settore delle centrali geotermiche.

L’altra pubblicazione è la quarta edizione del volume Geothermal Power Plants: Principles, Applications, Case Studies and Environmental Impact, in pubblicazione da parte della Elsevier Scieces & Technology Books. Il volume, di oltre 600 pagine, è suddiviso in tre parti: la prima di natura generale sulle condizioni di base della risorsa geotermica nel sito di interesse e sui fattori locali che controllano la scelta del tipo di impianto da costruire; la seconda sui sistemi di generazione geotermoelettrica e sulle caratteristiche dei vari tipi di impianto e relative attrezzature; la terza sugli impianti succedutisi nel tempo ed esistenti nei più importanti campi geotermici del mondo.

Il volume è stato fortemente aggiornato rispetto alla terza edizione di pochi anni fa, con molti nuovi casi di centrali geotermiche e numerosi esercizi su argomenti di ingegneria meccanica e termotecnica per studenti che si specializzano in discipline diverse delle scienze geotermiche.

Un riferimento essenziale di studio e di letteratura per tutti i geotermici del mondo.

Riscaldamento Urbano

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AIRU, CHE COS’È L'Associazione, senza scopi di lucro, ha le finalità di promuovere e divulgare l'applicazione e l'innovazione dell'impiantistica energetica territoriale, nel settore dei sistemi di riscaldamento urbano e derivati.

Le suddette finalità sono parte di un impegno complessivo per fornire il massimo contributo del settore alla qualità ambientale ed energetica del sistema Italia e dei suoi centri urbani. In particolare l'Associazione è impegnata, attraverso accordi nazionali, regionali e locali con le istituzioni e gli operatori interessati, a fornire il massimo contributo agli impegni italiani sottoscritti nei trattati internazionali relativi ai settori di interesse.

L'AIRU, nata per la cogenerazione ed il teleriscaldamento (con particolare attenzione a quello alimentato da fonti rinnovabili ed assimilate), estende ora il proprio interesse ad altri settori, quali il teleraffrescamento, ed in generale a tutti i vettori energetici, secondo un disegno interdisciplinare di energie integrate sul territorio.

AIRU, CHE COSA FA • • • •

Stabilisce rapporti di collaborazione fra gli operatori dell'impiantistica energetica territoriale italiani e si tiene in collegamento con le analoghe associazioni estere.

Promuove ed organizza studi e ricerche ponendo a confronto le diverse esperienze, in collaborazione con organismi di interessi convergenti.

Fa conoscere i risultati scientifici e tecnici conseguiti in Italia e all'estero nel campo dell'impiantistica energetica territoriale per il riscaldamento urbano.

Istituisce la formazione di commissioni ad hoc operanti in segmenti di proprio interesse, per l'approfondimento di problemi specifici nonché l'organizzazione e la promozione di iniziative proprie di quel segmento operativo.

AIRU, CHI SONO I SOCI I soci di AIRU sono gestori di sistemi di teleriscaldamento, industriali che hanno fatto investimenti specifici nelle tecnologie proprie dei sistemi di Riscaldamento Urbano, associazioni, università, Comuni, persone fisiche.

L'AIRU è associata ad Euroheat & Power.

AIRU, CHI SI PUÒ ISCRIVERE Possono essere soci collettivi gli enti, le associazioni, le società, gli istituti universitari, le imprese, ecc. sia italiane che estere, che abbiano interesse a perseguire gli obiettivi statutari dell'Associazione. Possono essere soci individuali coloro che, in Italia o all'estero, si interessino di impiantistica energetica territoriale e abbiano superato i 18 anni di età, di cittadinanza sia italiana che straniera.

NOTA PER I LETTORI Al fine di instaurare un rapporto di sempre maggiore e concreta collaborazione e per ricevere informazioni su: • abbonamento al trimestrale IL RISCALDAMENTO URBANO • possibilità di pubblicazione nei prossimi numeri di articoli originali o comunicati stampa • per l'iscrizione come Associato AIRU Vi invitiamo a contattarci al seguente indirizzo email: segreteria.generale@airu.it I dati forniti verranno trattati in modo lecito. secondo correttezza e in conformità alla Legge 675/96 sulla tutela della privacy; saranno inoltre registrali, organizzati e conservati in archivi o utilizzati per l'invio di proposte commerciali e promozionali e potranno essere rettificati o cancellati su richiesta degli interessati.

PROGRESSO CONTINUO GSM nel sistema Brandes

Alla BRANDES tutto è com’è sempre stato, solo alcuni prodotti sono completamente nuovi: le unità periferiche e i segnalatori periferici GSM – come sempre di qualità tradizionale.

Il problema che esisteva fino ad oggi era dovuto ai danni provocati dall’umidità in tracciati o reti isolate non inclusi nel sistema di monitoraggio e che non potevano essere controllati in modo automatico e centralizzato, perché non erano presenti i cavi per la loro integrazione nel monitoraggio centralizzato della rete di tubi. Di conseguenza, il controllo era effettuato solo sporadicamente e manualmente oppure non era eseguito affatto, così i danni venivano rilevati troppo tardi.

L’innovazione: con i dispositivi GSM wireless della BRANDES, anche i tracciati che in passato erano stati trascurati ora possono essere integrati nel sistema di monitoraggio centralizzato (non importa se sistemi BRANDES al nichelcromo, al rame oppure gerarchici) con tutte le caratteristiche prestazionali che da noi vi aspettate.

Tutto è com’è sempre stato.

BRANDES: da 45 anni, altissima qualità costante nel tempo ... più di una semplice partnership Member of FITR – DIN – FFI – AGFW – VfW – unichal

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BRANDES GMBH Rappresentanza Commerciale Italia Via Trento, 47 – 21047 Saronno Tel: +39 (02) 96 19 32 83 Fax: +39 (02) 96 19 32 83 Cell: +39 331- 5957266 www.brandes.de · marco.fatatis@brandes.de