volume unico - Dipartimento di Ingegneria Industriale

UNIVERSITÀ DI CATANIA
FACOLTÀ DI INGEGNERIA
COMPLEMENTI DI
IMPIANTI TERMOTECNICI
CERTIFICAZIONE ENERGETICA DEGLI EDIFICI
COGENERAZIONE E SUE APPLICAZIONI
IL MOTORE PRIMO E SUE CARATTERISTICHE
APPLICAZIONI DELLA COGENERAZIONE
LA TRIGENERAZIONE ED APPLICAZIONI
L’ENERGIA SOLARE E SUA DISPONIBILITA’
IMPIANTI SOLARI TERMICI E TERMODINAMICI
IMPIANTI FOTOVOLTAICI
IMPIANTI EOLICI
CELLE A COMBUSTIBILE
PRODUZIONE E ACCUMULO DELL’IDROGENO
IMPIANTI DI TERMOVALORIZZAZIONE
VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE
IMPIANTI ANTINCENDIO
DICHIARAZIONE ISPESL
PROF. ING. GIULIANO CAMMARATA
DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA INDUSTRIALE E MECCANICA
SEZIONE DI ENERGETICA INDUSTRIALE ED AMBIENTALE
AGGIORNAMENTO DEL 04/10/2006

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
ii
FILE: COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI.DOC
AUTORE: GIULIANO CAMMARATA
DATA: 4 OTTOBRE 2006
www.gcammarata.net
gcamma@diim.unict.it
La riproduzione a scopi didattici di quest’opera è libera da parte degli Studenti purché non siano
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COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
1
INTRODUZIONE
Questo volume introduce alcuni importanti argomenti che in questi ultimi anni si sono proposti
all’attenzione degli impiantisti termotecnici: la Cogenerazione (e in particolare gli impianti Total Energy), la
Valutazione di Impatto Ambientale e l’utilizzo delle energie alternative e gli Impianti di termovalorizzazione termica
dei Rifiuti. Quest’ultimo capitolo si propone di grande interesse in questi ultimi anni nei quali si parla
sempre più spesso di emergenza rifiuti.
Prima di affrontare con maggior dettaglio i singoli argomenti è opportuno delinearne brevemente
le problematiche.
IMPIANTI DI COGENERAZIONE
L’impiantistica termotecnica ha subito in questi anni una forte accelerazione tecnologica dettata
anche da nuovi sviluppi legislativi che hanno cercato di favorire le applicazioni cogenerative sia in
campo civile che industriale. Sia la L. 9/91 che la L. 10/91 attuano il nuovo Piano Energetico Nazionale
(PEN) fornendo modalità operative per la riduzione dei consumi energetici e per lo sviluppo di fonti
alternative o assimilabili. L’art 5, comma 16, del DPR 412/93 stabilisce l’obbligo in edifici pubblici di
ricorrere ad impianti utilizzanti fonti energetiche rinnovabili o ad essi assimilabili. L’allegato D del DPR
412 definisce come impianti assimilabili:
⋅ - impianti con pompe di calore
⋅ - pompe di calore a motore
⋅ - impianti di cogenerazione.Inoltre sempre la L. 10/91 stabilisce che l’utilizzo è obbligatorio per
tutti gli edifici ad uso pubblico qualora non vi siano impedimenti di natura tecnica o economica, ove
per impedimento di natura economica si intende un tempo di rientro semplice dell’investimento
maggiore di:
⋅ 10 anni in comuni con più di 50.000 abitanti;
⋅ 8 anni negli altri casi.
Attualmente le tariffe ENEL non differenziano gli usi energetici per usi domestici da quelli per
altri usi e sono composte da due voci così distinte:
⋅ costo fisso per di potenza;
⋅ costo dell’energia realmente consumata. Oltre i 3 kW di potenza installata si può avere la tariffa
bioraria ed inoltre è prevista una speciale agevolazione per la prima casa. In ogni caso le tariffe per usi
domestici sono indipendenti dalla quantità totale di energia fatturata. Per potenze oltre 400 kW si possono
avere tariffe multiorarie (ben 4 tipologie dipendenti dai consumi) per media tensione e monomia (si
hanno 3 tipi di tariffazione in funzione dei consumi per bassa tensione.
A tutte le tariffe ENEL, qualunque siano gli usi dell’energia, si applicano il sovrapprezzo termico e gli
oneri fiscali locali.
Per la distribuzione del gas metano la SNAM si avvale di reti nazionali e locali e di società di
gestione (concessionarie) che applicano tariffe che dipendono dai consumi e sono formate, oltre che
parte di costo del metano, da oneri regionali e nazionali( imposta erariale) di distribuzione.
L’imposta erariale varia da Nord a Sud e non viene applicata per le industrie e gli alberghi.
Il gasolio ha distribuzione libera su scala nazionale e la tariffa si compone del costo di mercato del
gasolio e dagli oneri erariali (imposta di fabbricazione).
Il Piano Energetico Nazionale (PEN) si propone di defiscalizzare il combustibile nel caso sia utilizzato
per autoproduzione dell’energia elettrica. Lo stesso non vale per l’autoproduzione di energia meccanica
che, pertanto, risulta pienamente fiscalizzata.
La defiscalizzazione segue la regola:
D = KE
Ove si ha:
⋅ D quantità combustibile defiscalizzata;

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2
⋅ E energia elettrica prodotta,
⋅ K coefficiente funzione del combustibile che vale:
⋅ 0,565 m 3 /kWh per il metano
⋅ 0,250 l/kWh per il gasolio
⋅ 0,199 l/kWh per il GPL
La L 9/91 considera due tipologie di impianti di autoproduzione: Combustibili fossili; Fonti
energetiche rinnovabili. I limiti applicati per la defiscalizzazione sono di 500 kW per impianti utilizzanti
combustibili fossili e di 3000 kW per quelli con fonti energetiche rinnovabili. Un impianto di
autoproduzione è considerato assimilabile a Fonte Energetica Rinnovabile se risulta : IEN > 0,51. Si hanno
due possibili autoproduzioni: di energia elettrica; di energia frigorifera. In entrambi i casi si hanno
forme di recupero che può essere sfruttato per produrre: Energia Termica, Energia Frigorifera o anche
Energia Elettrica. I sistemi che assommano entrambe le caratteristiche sono detti Total Energy. Si tenga
presente che l’autoproduzione di energia elettrica conviene solo con tariffe multiorarie perché deve
aversi, per le diverse tariffe denominate F1, F2, F3 ed F4, i costi di impegno annuo dati, per diverse
possibilità di consumi, dalla seguente Figura 1.
Le fasce orarie indicate con F1÷F4 corrispondono alla seguente suddivisione:
⋅ F1 ore di punta che per la tariffa multioraria va dalle ore 8,30 alle 10,30 e dalla 16,30 alle
18,30 dal lunedì fino al venerdì;
⋅ F2 ore di alto carico che per tariffa multioraria va dalle 6,30 alle8,30dalle 10,30 alle16,30,
dalle18,30 alle 21,30 in inverno e dalle 8,30 alle 12,30in estate, sempre dal lunedì al
venerdì;
⋅ F3 ore di medio carico corrispondenti, sempre per tariffa multioraria, dalle 6,30 alle 8,30 e
dalle 12,0 alle 21,30 dal lunedì al venerdì;
⋅ F4 ore vuote corrispondenti dalle 0,00 alle 6,30,dalle 21,30 alle 24,00 dal lunedì al venerdì e
dalle 0,00 alle 24,00 sabato e domenica d’agosto.
Per applicazioni destinate ad usi civili (terziario) si possono fare bilanci basati sui dati correnti e si
hanno le seguenti conclusione:
⋅ Il risparmio di esercizio dipende in massima parte dal minor impegno di potenza richiesto,
soprattutto in fascia F1;
⋅ In estate il risparmio è sempre limitato.
⋅ In inverno si ha sempre convenienza ad utilizzare la cogenerazione, a causa dell’elevato costo
dell’energia termica con sistemi tradizionali;
⋅
⋅
⋅
Per l’autoproduzione di energia frigorifera si hanno le seguenti possibilità:
direttamente accoppiato: il motore termico alimenta un compressore frigorifero a vapori saturi;
sistema tandem: un motore termico alimenta sia un compressore frigorifero che un generatore
elettrico per produrre contemporaneamente anche energia elettrica;
sistema alimentazione ibrida: situazione simile alla precedente con possibilità di funzionare o con
il solo compressore o con il solo generatore elettrico.
Si approfondiranno i decreti vigenti sulla cogenerazione industriale ed i criteri di applicazione.
Oltre alle applicazioni di cogenerazione di sistemi tradizionali (motori primi termici, con turbine a
gas o con turbine a vapore, dei quali si parlerà nel prosieguo) si stanno affacciando sul mercato le Celle a
Combustibile (Fuel Cells) il cui funzionamento elementare è schematizzato in Figura 2 e sarà approfondito
nel prosieguo unitamente alla problematica della produzione, trasporto ed accumulo dell’idrogeno.
1 Si parlerà di questo indice nel prosieguo.

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3
Accoppiando più concetti si possono avere più sistemi che, funzionando in parallelo, fornisco in
modo integrato energia termica ed elettrica con un unico modulo alimentato a metano (o metanolo o
anche combustibili tradizionali).
Un modulo di 10 kW (3 elettrici e 7 termici) è allo studio da parte dell’Ansaldo Ricerche e si spera
possa esser immesso sul mercato nei prossimi anni: un sistema siffatto può essere sufficiente per fornire
calore ed elettricità ad una famiglia media.
Nella Figura 3 si ha uno schema di massima sul funzionamento di questi moduli complessi con
celle a combustibile (argomento interessantissimo ma fuori dall’interesse di questo corso).
Nei prossimi capitoli si esamineranno i principi fondamentali per i sistemi cogenerativi e per il
progetto di Sistemi ad Energia Totale (SET). La comprensione di questi argomenti richiede la conoscenza
delle nozioni di Fisica Tecnica e di Macchine.
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
Bassa Utilizzazione
Media Utilizzazione
Alta Utilizzazione
Altissima Utilizzazione
50.000
0
F1 F2 F3 F4
Figura 1: Andamento dei consumi al variare delle tariffe
Figura 2: Principio di base delle Celle a Combustibile

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4
Figura 3: Principio di base di un modulo complesso con celle a combustibile
EGERGIA SOLARE E SUE APPLICAZIONI
In questo capitolo rientrano le applicazioni degli impianti solari termici, fotovoltaici ed eolici.
L’Energia solare riveste oggi notevole importanza strategica perché ad essa si pensa di attribuire
quote significative di mercato. Questa necessità deriva non solamente dall’esigenza di limitare la
dipendenza energetica ma anche e soprattutto per potere rispettare il Protocollo di Kyoto che impone
all’Italia una sostanziale riduzione delle emissioni di CO 2 .
Il DM 28/07/2005 reca norme per l’incentivazione della produzione dell’energia elettrica
mediante impianti fotovoltaici.
Il Dlgs 192 del 19/08/2005 introduce norme per la certificazione energetica degli edifici ed
impone la predisposizione di superfici in copertura per l’inserimento di collettori solari e/o pannelli
fotovoltaici nonché la previsione di volumi tecnici per gli impianti accessori.
Da questi eventi recenti si deduce che la volontà politica di incentivare l’utilizzo delle energie
alternative è forte e tangibile.
IMPIANTI DI TERMOVALORIZZAZIONE DEI RIFIUTI
Tutti gli abitanti della Terra producono rifiuti (detti anche RSU acronimo di Rifiuti Solidi Urbani) e
così pure tutte le attività industriali ed artigianali in genere. La quantità di rifiuti urbani prodotta varia, a
seconda dello sviluppo sociale raggiunto, da 0,5 a 1.5 kg/abitante/giorno. A questi si aggiungono i
rifiuti industriali, ospedalieri, …….
In definitiva una enorme quantità di rifiuti viene prodotta giornalmente.
Fino a pochi anni fa questi rifiuti erano allegramente smaltiti in discariche pubbliche (ufficiali o
abusive non importa in questa sede) nelle quali questi venivano ammucchiati e lasciati marcire nel
tempo. Le conseguenze di una simile scellerata politica sono a dir poco catastrofiche: i sono avuti
inquinamenti di suoli, di falde acquifere e dell’atmosfera!
Quando il problema è divenuto estremamente acuto, anche in conseguenza di catastrofi
ambientali quali l’incidente di Severo ed altri nel mondo, l’Umanità ha preso coscienza di essere
praticamente sommersa dai rifiuti di tutti i tipi e di ricevere danni spesso irreversibili dal loro mancato

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5
trattamento. E’ nata così una coscienza ambientalista che ha portato alcuni stati europei e nord americani
(l’Italia è stata bellamente a guardare fino a d oggi!) ad sviluppare politiche ambientali per contrastare
l’emergenza rifiuti.
Sono state sviluppate metodologie di riuso (ove possibile) dei rifiuti ferrosi, plastici, vetrosi, …e
sono stati progettati i primi impianti inizialmente detti di distruzione o di incenerimento e che ora sono detti
di termovalorizzazione dei rifiuti.
La prima idea è stata di usare le tecnologie già note e mature quali i forni a griglia e, più di
recente, quelli a letto fluido. Si è poi pensato di usare anche la pirolisi per ricavare gas dai rifiuti. Infine,
da qualche anno, si sono proposti impianti che utilizzano le torce al plasma per disintegrare i rifiuti e
ricavarne gas.
Dal 1997 il D.Lgs 22 (detto anche Decreto Ronchi) ha regolamentato il problema dei rifiuti
introducendo una loro classificazione (detta CER acronimo di Codice Europeo dei Rifiuti) e indicando le
possibili metodologie di stoccaggio e di smaltimento.
Questo decreto non fornisce indicazioni sui metodi di smaltimento per la termovalorizzazione
ma introduce questo termine per indicare il modo di valorizzare i rifiuti estraendone energia.
Se solo si fanno semplici prodotti fra il numero di abitanti per la produzione pro-capite per
l’energia media (2000÷2500 kcal/kg) prodotta dai RSU si intuisce come questi ultimi possano essere
considerati una vera e notevole fonte energetica.
Queste problematiche saranno esaminate nel capitolo dedicato alla termovalorizzazione dei rifiuti
e si vedranno i vantaggi e gli svantaggi di ciascuna tecnologia.
VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE
Nella seconda parte del volume si affronterà un problema oggi assai importante in tutti i campi
della progettazione: la Valutazione di Impatto Ambientale (VIA). Norme europee e nazionali impongono
che per grandi opere sia predisposto uno Studio di Impatto Ambientale (SIA) che tenga conto di tutte le
possibili interazioni dell’opera in progetto con l’ambiente. Fra le opere di interesse nell’ambito del
presente Corso vi sono gli impianti termotecnici e gli impianti di cogenerazione (specialmente di
potenza elevata).
Negli ultimi anni si è affermata in modo sempre più netto l’esigenza di una valutazione
sistematica preventiva degli effetti che possono derivare da opere, di rilevante portata, sull’ambiente. Il
concetto di ambiente in questo contesto comprende il complesso di fattori, sociali, culturali ed estetici
che riguardano gli individui e le comunità e che, in definitiva, ne determinano, il carattere, le relazioni e
lo sviluppo.
Con il termine impatto ambientale si definisce l’insieme delle alterazioni dei fattori e sistemi
ambientali prodotto dall’attività collegata alla realizzazione di un’opera data.
Lo studio di impatto ambientale deve rispondere ai contenuti richiesti dal D.M. n. 559 del 28
dicembre 1987 in relazione alle analisi della compatibilità ambientale degli impianti in progetto e, in
particolare, la valutazione degli impatti fisici sia positivi che negativi sulle componenti ambientali
potenzialmente soggette a subire gli effetti del progetto.
La valutazione dei sopraccitati impatti si utilizzano le metodologie già elaborate e consolidate sul
contesto della problematica attinente la valutazione di impatto ambientale (V.I.A.) così come definite
dalle direttive CEE del 27/6/1985, a cui fa riferimento, per la definizione delle procedure di
valutazione, la recente normativa emanata dal Ministero Ambiente (DPCM 377/88 e DPCM del
27/12/88).
La V.I.A. (Valutazione Impatto Ambientale) rappresenta appunto una procedura di analisi
predisposta per individuare preventivamente tutte le ripercussioni che la realizzazione di una nuova
opera può avere sull’ecosistema; valutandone gli effetti già in fase di programmazione dell’intervento.
In base a tali indicazioni è possibile:
⋅ - formulare un giudizio motivato sulla “compatibilità ambientale dell’opera progettata”;
⋅ - disporre gli adeguamenti infrastrutturali eventualmente ritenuti necessari o, nei casi estremi, non
autorizzarne la realizzazione.

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6
La V.I.A. costituisce una procedura tecnico-amministrativa volta alla formulazione di un giudizio
di ammissibilità sugli effetti che una determinata azione avrà sull’ambiente. Si tratta cioè di pervenire alle
più corrette valutazioni sulla pubblica accettazione dei futuri cambiamenti ambientali, dovuti ad una azione
proposta, e del probabile effetto sulla futura qualità della vita delle popolazioni.
Si intende cioè assicurare la prevenzione dell’ambiente da inquinamenti e da altre perturbazioni
già nella fase della progettazione, individuando i rischi associati e valutandone l’entità, intervenendo per
ridurli o ad eliminarli in fase progettuale anziché intervenire successivamente all’accadimento
dell’alterazione ecosistema.
Si configura, quindi, come uno studio per procedere e, per quanto possibile, quantificare gli effetti
provocati sui sistemi ambientali dalle costruzioni e dall’esercizio di determinate opere ed attività.
La V.I.A. costituisce, quindi, l’elemento di raccordo fra la fase di programmazione e quella
tecnico-esecutiva dell’opera in progetto, ed è costituita da due componenti differenti ed essenziali:
⋅ 1) una procedura d’impatto ambientale costituita dal complesso degli atti amministrativi
che permettono di arrivare (o non) ad una decisione di accettabilità ambientale
dell’opera;
⋅ 2) uno Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) realizzato dal proponente l’opera,
mediante il quale, tramite tecniche, il più possibile oggettive, si determinano i futuri
assetti sull’ambiente in relazione all’opera o alla attività proposta.
In termini estremamente semplificati lo Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) si articola in tre
momenti metodologicamente interconnessi:
⋅ - segmentazione delle componenti ambientali sulle quali è ipotizzabile l’impatto;
⋅ -definizione di tutte le attività collegate alla fase di realizzazione e di esercizio dell’opera, che
possono produrre modificazioni dell’ecosistema preesistente;
⋅ - valutazione ed analisi degli impatti e delle interrelazioni quali-quantitative tra le due classi
preesistenti.
Il termine “valutazione di impatto ambientale” traduce differenti nomenclature derivate dalle attuali
normative esistenti in materia negli Stati Uniti, in Inghilterra e in Francia. Esso è l’insieme di studi,
rilevazioni, documenti, istanze partecipative, atti amministrativi finalizzati ad effettuare previsioni
(suffragate da metodologie attendibili) riguardo al verificarsi di conseguenze (impatti) positive o
negative, dirette od indirette, sull’ambiente dovute alla realizzazione di un progetto e di valutare la
portata delle stesse in termini di entità, estensione temporale e spaziale, nonché la distribuzione delle
componenti ambientali e dei gruppi sociali coinvolti.
In pratica la suddetta procedura dovrebbe consentire di rendere trasparenti i conflitti in atto
sull’uso delle risorse, l’effettiva allocazione dei benefici e dei costi previsti, i criteri seguiti per
l’assunzione delle decisioni, al fine di assumere le decisioni per la ottimale utilizzazione delle risorse, e
cioè definire la migliore allocazione dell’opera da realizzare con il minimo impatto sull’ambiente ed a
costi ragionevoli.
Un’altro aspetto della problematica decisionale connessa con la V.I.A. è quello del rapporto tra la
procedura della V.I.A. e l’analisi costi-benefici; cioè se la V.I.A. deve esprimere un giudizio finale sul
prevalere dei costi sui benefici o limitarsi alla valutazione consultiva per il solo aspetto ambientale,
nell’ambito di un meccanismo decisionale comprendente le altre valutazioni (economiche, sociali,
politiche).
L’ottimo sarebbe di poter misurare con unico metro tutti i costi e tutti i benefici compresi quelli
ambientali; ma poiché la valutazione dei fattori ambientali è difficilmente monetizzabile si ricorre, per
quanto riguarda l’ambiente, alle valutazioni in termini fisici, necessariamente eterogenee.
La decisione di investimento, tuttavia, non può fondarsi soltanto sugli aspetti ambientali, ma
anche su quelli di natura economica. Si tratta, dunque, di vedere se, e nel caso positivo come, integrare i
due aspetti valutandoli separatamente. Inoltre, anche la citata direttiva CEE è chiaramente improntata
ad escludere qualsiasi tipo di valutazione costi-benefici, tenendo ad interpretare la V.I.A. come
valutazione comparata tra più progetti per individuare quello che comporta i minori effetti fisici sull’ambiente.
L’impostazione da dare nella preparazione della VIA è quella di porre in evidenza nell’ambito
della problematica progettuale il citato “vincolo ecologico”.

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7
In tal senso si imposta la progettazione, le attività e i modi di realizzazione sono stati individuati,
tra quelli possibili ed idonei a risolvere le problematiche tecniche dell’intervento, tenendo conto del
suddetto vincolo, nell’ambito delle decisioni già assunte, quali la localizzazione dell’intervento e la sua
potenzialità complessiva.
Lo studio della VIA ha lo scopo, di norma, di evidenziare e misurare solamente gli impatti fisici
sia positivi che negativi. Si ritiene, infatti, che gli aspetti socio-economici connessi con la realizzazione
di un progetto, debbano essere analizzati separatamente. Pur tuttavia la metodologia di rating che verrà
presentata nel prosieguo tiene conto anche di azioni ed effetti di tipo socio economici.
L’elaborato VIA si propone di affrontare precipuamente il problema ambientale evidenziando e
misurando gli impatti fisici, sia positivi che negativi, rimandando all’analisi tecnico-economica della
proposta progettuale gli aspetti più prettamente tecno-socio-economici-gestionali.
I possibili obiettivi che si possono porre nel momento in cui ci si appresta ad un S.I.A. possono
essere così sintetizzati:
⋅ a) scegliere l’opera d’impatto minimo tra più di un progetto e più di un sito;
⋅ b) scegliere l’opera d’impatto minimo tra più di un progetto per un solo sito;
⋅ c) scegliere tra un solo progetto e più di un sito;
⋅ d) giudicare l’ammissibilità ambientale di un solo progetto per un solo sito;
⋅ e) giudicare l’entità dell’accettabilità ambientale di un’opera già allocata.
Il lavoro è allora articolato secondo le seguenti fasi:
⋅ - identificazione delle componenti ambientali coinvolte dal progetto;
⋅ - determinazione delle caratteristiche più rappresentative del sito e dell’impianto;
⋅ - individuazione di una scala di valori con cui stimare le diverse situazioni di ciascun
fattore;
⋅ - definizione del contributo ponderale del singolo fattore su ciascuna componente
ambientale;
⋅ - raccolte di dati peculiari sul sito e loro quantificazione;
⋅ - valutazione degli impatti elementari con l’ausilio di modelli (matrici-grafici, networks,
liste di controllo, etc.).
Punto di partenza per l’impostazione del citato studio è quello di definire il concetto di
“ambiente”. Nella fattispecie per ambiente deve intendersi quel complesso involucro fisico entro il
quale si sviluppano tutte le relazioni “orizzontali”, che legano fra di loro le diverse attività e i diversi
soggetti variamente dislocati nello spazio e “verticali”, che legano, invece, ciascuna attività e ciascun
soggetto alle condizioni e alle risorse naturali.
Il raggiungimento di un equilibrio stabile di tali rapporti o il mantenimento è divenuto ormai il
problema centrale nel campo della pianificazione territoriale, che deve ricercare quella interazione
equilibrata fra sistemi di attività, esigenze dello sviluppo e sistemi ambientali. Lo studio dell’inserimento
di nuove opere nell’ambiente dovrà, pertanto, definire da un lato i soggetti ed i sistemi ambientali che
saranno integrati da modifiche e dall’altro valutare l’entità degli impatti che le nuove opere avranno sui
primi.
Non si vuole qui entrare ulteriormente nei dettagli di una così vasta problematica quale è la VIA
ma si vuole nel prosieguo presentare una metodologia di analisi innovativa che consente facilmente di
effettuare la valutazione (rating) delle matrice azioni-effetti dette anche matrici di impatto.
IMPIANTI ANTINCENDIO
La protezione antincendio è necessaria ed obbligatoria, specialmente negli edifici pubblici,
industriali e di spettacolo.
Si hanno due sistemi di protezione:
- protezione passiva: affidata alle strutture e all’organizzazione architettonica dell’edificio;
- protezione attiva: affidata agli impianti veri e propri antincendio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
8
I criteri di progetto per entrambi i sistemi richiedono conoscenze specialistiche che saranno
affrontate in questo capitolo.
Si vedranno anche le procedure per l’ottenimento del Certificato di Protezione Incendio (CPI) e
come predisporre la Relazione Antincendio.
Particolare attenzione verrà poi prestata ai sistemi integrati di progettazione (CAD) con
l’applicazione ad esempi concreti.
Catania 04/10/2006
Giuliano Cammarata

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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1 D.LGS 192/05 E LA CERTIFICAZIONE ENERGETICA DEGLI
EDIFICI
1.1 DECRETO LEGISLATIVO N. 192 DEL 19 AGOSTO 2005.
Sul supplemento ordinario n. 158 della Gazzetta Ufficiale n. 222 del 23 settembre 2005, è stato
pubblicato il Decreto Legislativo n. 192 del 19 agosto 2005 “Attuazione della direttiva 2002/91/CE
relativa al rendimento energetico in edilizia”.
In conseguenza di questo, il DM 27 luglio 2005 risulterà abrogato dal 8 ottobre 2005, data di
entrata in vigore del Decreto Legislativo n. 192 del 19 agosto 2005.
Si è compreso che si tratta di un’impostazione evoluta, in linea con la direttiva europea
2002/91/CE, che propone, ad esempio, criteri di ottimizzazione sui singoli elementi dell’edificio (limiti
sui valori di trasmittanza) al posto del “vecchio” calcolo del Cd della Legge 10/91.
In conseguenza di questo decreto tutta la normativa vigente (L 10/91 e DPR 412/93 con
successivi aggiornamenti) risulta ampiamente rimaneggiata. Viene, in particolare, modificata la
Relazione di calcolo ai sensi dell’art. 28 della L. 10/91 e le verifiche precedentemente indicate nei
decreti attuativi.
Figura 4: Nuovi parametri del Dlgs 192/05

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
10
Figura 5: Nuovi parametri del Dlgs 192/05

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
11
Figura 6: Predisposizioni previste dal Dlgs 192/05

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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Figura 7: Nuovi dati nella relazione di calcolo del Dlgs 192/95
Il nuovo decreto è entrato in vigore il 08/10/05.
1.2 CONSIDERAZIONI SUL D.LGS 192/2005
Questo decreto va ad innovare la normativa esistente sulla riduzione del consumo energetico per
il riscaldamento degli edifici.
I dati principali si possono così riassumere:
⋅ Verifica di isolamento non più legata al calcolo del Cd ma legata alla trasmittanza di tutti gli
elementi disperdenti (vedi Figura 4 e Figura 5);
⋅ Verifica energetica del FEN semplificata (in particolare non è richiesta la verifica del FEN limie );
⋅ Mantenimento del rendimento globale di impianto ma con valore limite inferiore più elevato;
⋅ Calcolo del consumo specifico di energia (Fep) ai fini della certificazione energetica degli edifici;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Incentivazione all’utilizzo di energie alternative (solare termico, solare fotovoltaico,
teleriscaldamento) con maggiore attivismo da parte delle amministrazioni pubbliche;
Obbligatorietà di previsione di adeguate superfici (almeno il 25% della superficie in pianta) per
l’installazione delle superfici di raccolta dell’energia solare, di opportuni locali per ospitare i
serbatoi di accumulo e le apparecchiature di condizionamento elettriche degli impianti solari ( pari
a 0,050 mc/mq di superficie solare sopra indicata).
Verifica delle prestazioni di impianto;
Calcoli redatti da tecnici competenti con assunzione di responsabilità diretta.
La necessità di prevedere adeguate superfici di esposizione non ombreggiate ed esposte a sud
comporta una interazione forte nei criteri di progettazione architettonica.
L’utilizzo di energie alternative non è più considerato un lusso ma una necessità, anche al fine di
rispettare il protocollo di Kyoto.
Le nuove abitazioni e quelle da ristrutturare superiori a 1000 mq dovranno tenere conto di queste
specifiche e dovranno prevedere l’interazione dell’impiantistica solare non solamente con una
adeguata superficie di raccolta ma anche con la previsione di un volume tecnico e di
opportuni cavedi di collegamento.
La certificazione energetica non è da considerare di secondaria importanza: tutti gli atti notarili di
compravendita dovranno citare il certificato energetico degli edifici.
Si presume una influenza di questa certificazione energetica anche sul valore degli immobili per
effetto delle incentivazioni che da questa certificazione deriveranno.
1.3 NORME TRANSITORIE
Il decreto legislativo 192/2005 rinvia per la sua attuazione ad una serie di decreti che sono in fase
di elaborazione da parte degli organi competenti del Ministero delle Attività Produttive.
Il legislatore ha però colto l’occasione della pubblicazione del decreto legislativo per introdurre
comunque delle modificazioni consistenti alla legislazione vigente.
Infatti, in attesa dei citati decreti attuativi, si continua ad applicare la legge 10/91, con tutta la
sua strumentazione (DPR 412 e 551), ma modificata ed integrata dalle norme transitorie del D.Lgs.
192/05.
Le norme transitorie sono regolamentate dagli articoli:
⋅ Art. 11 – Requisiti della prestazione energetica degli edifici
⋅ Art. 12 – Esercizio, manutenzione e ispezione degli impianti termici
Fino alla data di entrata in vigore dei decreti di cui all'articolo 4, comma 1, il calcolo della
prestazione energetica degli edifici nella climatizzazione invernale ed, in particolare, il fabbisogno
annuo di energia primaria (Fep) è disciplinato dalla legge 9 gennaio 1991, n. 10, come modificata
dal presente decreto, dalle norme attuative e dalle disposizioni di cui all'allegato I.
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
1.3.1 SANZIONI PREVISTE
Sono previste sanzioni per i seguenti casi:
Il progettista che rilascia relazione tecnica o certificazione energetica non conforme allo standard
Il progettista che rilascia relazione tecnica o certificazione energetica non veritiere
Il direttore dei lavori che omette di presentare l’asseverazione di conformità
Il direttore dei lavori che presenta falsa asseverazione di conformità
Il “conduttore” che non provvede alla manutenzione
L’operatore incaricato del controllo e manutenzione che non rilascia o falsifica il rapporto di
controllo tecnico
Il costruttore che non consegna l’originale della certificazione energetica

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
14
1.3.2 NORME ABROGATE
Sono abrogate le seguenti norme della Legge 10/91
⋅ l'articolo 4, commi 1 e 2 (decreto per norme edilizia sovvenzionata);
⋅ l'articolo 28, commi 3 e 4; (decreto su format, riferimento ad art. 33 e deposito in comune)
⋅ l'articolo 29; (rif. Legge 46 per certificazione e collaudo)
⋅ l'articolo 30; (certificazione energetica)
⋅ l'articolo 33, commi 1 e 2; (controlli e verifiche)
⋅ l'articolo 34, comma 3 (sanzione al progettista ed al costruttore -> da % sul valore dell’opera a %
sulla parcella)
⋅ Sono abrogate le seguenti norme del DPR 412
⋅ l'articolo 5, commi 1, 2 e 4; (η g val. limite e riferimento a norme UNI per calcolo η p )
⋅
⋅
⋅
l'articolo 7, comma 7; (riferimento a norme UNI 9182 per dimensionamento generatore)
l'articolo 8 (obbligo del punto di prelievo fumi).
È abrogato il D.P.R. di recepimento delle norme UNI serie 1034x e altre.
1.3.3 COSA SI DEVE FARE OGGI?
⋅ Si continua ad applicare la legge 10/91 così come integrata dalle norme transitorie del D.Lgs.
192/05
⋅ Si utilizzano i DPR 412 e 551 modificati e gli allegati al D.Lgs. 192/05
⋅ Non si applica più il DPR 1052 essendo stato abrogato i commi 1 e 2 art 4 della legge 10/91
⋅ Non si effettua più la verifica del Cd, tranne per le Regioni che hanno legiferato diversamente
(clausola di cedevolezza).
1.3.4 NUOVO INDICATORE DI PRESTAZIONE ENERGETICA
Nel caso di edifici di nuova costruzione e ristrutturati con s.u. > 1000 m 2 , si procede in sede
progettuale alla determinazione del fabbisogno annuo di energia primaria per la climatizzazione
invernale (EPCI) espresso in chilowattora per metro quadrato di superficie utile dell'edificio
(kWh/m2 anno) e alla verifica che lo stesso risulti inferiore ai valori riportati nella Tabella 1 al punto 1
dell'allegato C al presente decreto.
Rapporto di
forma
dell’edificio
S/V
Zona climatica
A B C D E F
fino a 600
GG
A 601 A 900 a 901 a 01400 a 1401 a 2100 a 2101 a 3000 oltre 3000
GG GG GG GG GG GG GG GG GG
0,9 45 45 60 60 85 85 110 110 145 145
Tabella 1: Valori del Fep
Sostituzione dell’indice di prestazione energetica, FEN espresso in kJ/m 3 GG con un indice
EPCI espresso in kWh/m 2 anno e relativi limiti.
Tali limiti risultano mediamente circa il 40% in meno dell’equivalente limite espresso in FEN !
⋅ S, espressa in metri quadrati, è la superficie che delimita verso l'esterno (ovvero verso ambienti
non dotati di impianto di riscaldamento) il volume riscaldato V: superficie disperdente ≤ sup. di
inviluppo del volume V;
⋅ V è il volume lordo, espresso in metri cubi, delle parti di edificio riscaldate, definito dalle superfici
che lo delimitano.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
15
Si procede nei calcoli esattamente come si calcolava il FEN. Si fa riferimento al regime di
riscaldamento continuo (24 ore su 24) e si determina con la EN 832 e la UNI 10379 -2005 il
fabbisogno di energia primaria convenzionale stagionale per il riscaldamento, Q e si normalizza tale
energia primaria per i metri quadri di superficie utile Q/S utile
Per gli edifici ristrutturati con s.u. minore di 1000 m² non E8 – comma 2 non si calcola e non si
verifica l’indice di efficienza energetica EPCI ma si impone solo il rispetto di specifici parametri
prescrittivi:
⋅ tramittanze termiche U ≤ U lim
⋅ trasmittanze strutture verticali opache (comma 6)
⋅ trasmittanze strutture orizzontali opache (com. 7)
⋅ trasmittanze chiusure trasparenti (comma 8)
Per le trasmittanze limiti valgono quanto indicato in Figura 4 e Figura 5. Lo stesso dicasi per le
trasmittanze degli infissi.
Per i ponti termici occorre tenere conto delle aree frontali delle superfici e cioè occorre calcolare
la trasmittanza media pesata secondo le aree delle superfici frontali dei vari componenti la parete e
utilizzare questa per il confronto con la trasmittanza limite riportata nelle tabelle. Vale la relazione
U
limite
≥
Nelementi
∑
i
i=
1
Nelementi
∑
i=
1
A ⋅U
Nel caso di edifici di nuova costruzione e ristrutturati con s.u. > 1000 m 2 , se:
⋅ sono rispettati i requisiti sulle trasmittanze termiche (commi 6, 7 e 8)
⋅ l’impianto termico ha un rendimento globale medio stagionale η g (nuova espressione):
A
η ≥ η = 75 + 3log
i
i
( P )
g g,lim 10 n
⋅
⋅
si può attribuire all’edificio il valore limite dell’indicatore energetico EP CI senza calcolarlo
Per nuova installazione o ristrutturazione totale impianto termico – comma 3 allora:
Si calcola l’indice di efficienza energetica EP CI e lo si verifica comparandolo con il valore limite
della tabella 1 allegato C aumentato del 50%:
EP CI ≤ 1.5*EP CI,lim
⋅ In alternativa se è potenza nominale < 100 kW si può applicare il criterio per sola sostituzione del
generatore termico
Nel caso di sostituzione del generatore termico allora si può evitare qualsiasi calcolo se si
verifica l’esistenza dei requisiti:
⋅ i nuovi generatori siano certificati e dotati della marcatura di rendimento energetico pari a tre o
quattro stelle
⋅ la temperatura media del fluido termovettore in corrispondenza delle condizioni di progetto sia
non superiore a 60°C;
⋅ siano presenti dispositivi per la regolazione automatica della temperatura ambiente nei
singoli locali o nelle singole zone aventi caratteristiche di uso ed esposizioni uniformi, di
cui al successivo comma 12 (già obbligatorio negli edifici nuovi o ristrutturati);
⋅ se, solo per potenze del focolare maggiori o uguali a 35 kW, siano installati nuovi generatori di
potenza nominale del focolare non superiore del 10% a quella dei generatori che vengono
sostituiti.
Se non è verificato anche uno solo dei predetti requisiti occorre:
⋅ calcolare e verificare il rendimento di produzione medio stagionale η p

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
16
η ≥ η = 77 + 3log
( P )
p p,lim 10 n
⋅ così come richiesto dal DPR 412, cioè tenendo conto delle condizioni programmate di
accensione-spegnimento o attenuazione;
⋅ calcolare e verificare l’indicatore di efficienza energetica EPCI , così come richiesto al comma 1.
1.3.5 DISPOSITIVI DI REGOLAZIONE
“Oltre quanto richiesto dal DPR 412-551 per tutti gli edifici e gli impianti termici nuovi o
ristrutturati, è prescritta l'installazione di dispositivi per la regolazione automatica della
temperatura ambiente nei singoli locali o nelle singole zone aventi caratteristiche di uso ed
esposizioni uniformi al fine di non avere sovrariscaldamento per effetto degli apporti solari e degli
apporti gratuiti interni.”
Il D.Lgs. 192-2005 di fatto rende obbligatoria sempre e comunque l’installazione dei dispositivi di
regolazione automatica di ambiente nei singoli locali o zone, rendendo inutile la verifica del potenziale
surriscaldamento legato ai guadagni solari
1.3.6 EDIFICI PUBBLICI
Nel caso di edifici Pubblici o ad uso pubblico di nuova costruzione ... è obbligatoria
l'installazione di impianti solari termici per la produzione di acqua calda sanitaria.”
“L'impianto deve essere progettato e realizzato in modo da coprire almeno il 50% del
consumo annuo di energia termica richiesta dall'utenza per la produzione di acqua calda
sanitaria.”
“L'eventuale impossibilità tecnica (non economica!) di rispettare la presente disposizione deve
essere dettagliatamente motivata nella relazione tecnica.”
L’obbligatorietà della frazione solare pari al 50% del fabbisogno per la produzione dell’acqua
calda sanitaria è tecnicamente ed economicamente ragionevole, la sua limitazione ai soli edifici pubblici
limita però l’importanza del risultato .
Si aggiunge al comma 15 dell’articolo 5 del DPR 412-92 che invece obbliga alla verifica tecnicoeconomica
anche per l’aspetto climatizzazione invernale.
Il progettista dovrà inserire i calcoli e le verifiche previste ... nella relazione attestante la
rispondenza alle prescrizioni ..., che ... il proprietario dell'edificio, o chi ne ha titolo, deve depositare
presso le amministrazioni competenti ..., in doppia copia, insieme alla denuncia dell'inizio dei lavori
relativi alle opere ...”
“Schemi e modalità di riferimento per la compilazione della relazione tecnica sono riportati
nell'allegato E. “
Tra le poche novità sostanziali è la scomparsa dagli schemi della documentazione delle
valutazioni specifiche all’impiego delle fonti rinnovabili di energia per gli edifici pubblici ed ad uso
pubblico
In realtà l’obbligo di valutazione sussiste in quanto è sempre in vigore sia l’art. 1 comma 3, sia
l’art. 26 comma 7 della legge 10-91, sia il comma 15 del DRP 412-92
Nel caso di edifici pubblici od ad uso pubblico, si ritiene ormai parte integrante nel normale
processo progettuale la valutazione sul ricorso alle fonti rinnovabili e quindi si richiede di
documentare solo il non ricorso ovviamente nella sezione relativa alle deroghe.
L’altra novità principale è, sempre per un edificio pubblico od ad uso pubblico, :
⋅ “per gli Enti soggetti all'obbligo della nomina di un Responsabile per la conservazione e l'uso
razionale dell'energia, la relazione progettuale dovrà essere obbligatoriamente integrata attraverso
attestazione di verifica sulla utilizzabilità delle fonti rinnovabili
cioè
⋅ il responsabile deve integrare la relazione tecnica con un’”attestazione di verifica sulla utilizzabilità delle
fonti rinnovabili, cioè deve eseguire o far eseguire una verifica tecnica sull’utilizzabilità delle fonti

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
17
rinnovabili per la riduzione dell’impiego di energia primaria e deve sempre sottoscriverne i
risultati, assumendosi la responsabilità di quanto riportato (asseverazione)
1.4 I REQUISITI PRESCRITTIVI INTRODOTTI DAL D.LGS 192/05
Il nuovo decreto introduce requisiti prescrittivi e prestazionali. In particolare introduce per gli
edifici di ogni categoria ad esclusione di E.5, E.6 e E.8 alcune indicazioni generiche e generali:
⋅ che siano presenti elementi di schermatura delle superfici vetrate, esterni o interni, fissi o mobili,
tali da ridurre l'apporto di calore per irraggiamento solare, e che siano efficaci;
e un requisito prescrittivo:
⋅ “che, nelle zone climatiche A,B,C e D, nelle località dove il valore medio mensile dell'irradianza
sul piano orizzontale I m,s , nel mese di massima insolazione, sia maggiore o uguale a 250 W/m2 ,
la massa superficiale M S delle pareti opache, verticali, orizzontali e inclinate, esclusi gli intonaci,
sia superiore a 230 kg/m 2” .
⋅ Occorre specificare che tale prescrizione si applica di fatto a tutti i comuni d’Italia .
Il requisito prescrittivo non è però completamente vincolante, ma può essere sostituto da un
requisito prestazionale:
⋅ “Possono essere impiegate pareti con massa areica inferiore purché si dimostri e certifichi che
queste permettano di contenere le oscillazioni della temperatura degli ambienti, in funzione
dell'andamento dell'irraggiamento solare, allo stesso livello raggiungibile con la parete da 250
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
kg/m 2 ”.
Quindi occorre in tal caso:
assumere di avere una parete con una trasmittanza termica pari a quella della parete progettata e
con massa frontale pari al valore 250 kg/m 2 ,
calcolare l’oscillazione non controllata della temperatura interna nelle condizioni di progetto
estive,
calcolare tale oscillazione per la parete progettata,
comparare l’ampiezza dell’oscillazione tra i due casi, o meglio il valore massimo che si raggiunge;
perché la parete in progetto sia accettabile occorre che il valore massimo di temperatura raggiunto
sia non superiore a quello raggiunto con la parete di riferimento.
È una novità importante e un impegno significativo nella progettazione del sistema edilizio per
favorire l’introduzione delle energie rinnovabili nella climatizzazione degli edifici.
Infatti recita, nella prima parte, che “nel caso di nuova costruzione o ristrutturazione di edifici è
obbligatoria la predisposizione delle opere, riguardanti l'involucro dell'edificio e gli impianti, necessarie a
favorire il collegamento a reti di teleriscaldamento, ad impianti solari termici e impianti
fotovoltaici e i loro allacciamenti agli impianti dei singoli utenti e alle reti”.
La seconda parte fa poi riferimento ad una possibile estensione agli edifici esistenti, che dovrebbe
essere regolamentata dall’allegato D al D.Lgs. 192-2005, dove invece risulta essere assente ogni
riferimento all’esistente.
1.5 LE RACCOMANDAZIONI
L’allegato D riporta, utilizzando un “si propongono” ed il termine “raccomandazioni, che farebbe
pensare ad una non obbligatorietà della predisposizione, delle “modalità di predisposizione dell'edificio
in relazione alle singole tipologie di intervento”.
In realtà, tale allegato va visto come una serie di indicazioni su delle modalità di predisposizione
che sicuramente favoriscono (come richiesto obbligatoriamente) i collegamenti a teleriscaldamento,
impianti solari, ecc., ed in quanto tale non prescrittivo giacché non esaustivo.
Vengono quindi proposti 5 gruppi di raccomandazioni

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
18
1 a raccomandazione:
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
deve esserci una superficie della copertura o di pertinenza dell’edificio
orizzontale o inclinata verso il quadrante Sud-Est o Sud-Ovest
per una superficie pari al 25% della sua superficie in pianta
e non essere (tale superficie), nei mesi di gennaio e dicembre, ombreggiata da parti dello stesso
edificio per oltre il 10% della superficie stessa, cioè il 2,5% del totale;
per potere accogliere o collettori solari termici o pannelli fotovoltaici
2 a raccomandazione:
occorre includere un vano tecnico per il solare termico e fotovoltaico
per alloggiare bollitori 50 litri/m 2 di superficie captante correttamente esposta e relativi accessori
che abbia caratteristiche idonee per ospitare un quadro elettrico e l’interfaccia elettrica alla rete
che sia accessibile per la manutenzione
3 a raccomandazione:
⋅
⋅
⋅
⋅
occorre prevedere un cavedio di sezione opportuna per collegamenti dai moduli fotovoltaici e
dai collettori solari al vano tecnico che deve poter contenere
n. 2 canaline “corrugate” per l’impianto elettrico fotovoltaico
n. 2 montanti per l’impianto termico solare
Occorre inoltre prevedere il collegamento elettrico alla rete di terra.
4 a raccomandazione:
Occorre prevedere opportuni cavedi o vani per il collegamento diretto alle singole utenze
dell’acqua calda sanitaria e un collegamento elettrico che devono poter contenere
⋅ n. 1 canalina per l’impianto elettrico fotovoltaico
⋅ n. 2 montanti per l’impianto termico solare
5 a raccomandazione:
Predisposizione per allacciamento dell’edificio alla rete di teleriscaldamento se esistente a meno
di 1.000 m di distanza o se prevista dagli strumenti di pianificazione urbanistica.
1.6 NUOVA RELAZIONE EX ART. 28 L. 10/91
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Sono previste diverse novità nella stesura della Relazione Tecnica. In particolare:
dati tecnici e costruttivi dell’edificio:
compare la superficie utile (calpestabile)
scompare stranamente la massa efficace dell’involucro edilizio
scompare la classe di permeabilità dei serramenti (che in realtà verrà recuperata successivamente);
dati relativi all’impianto termico:
sparisce (apparentemente) la richiesta di fornire lo schema funzionale dell’impianto con il
dimensionamento della rete del fluido termovettore e delle apparecchiature e con evidenziazione
dei dispositivi di regolazione e contabilizzazione; tale schema doveva anche riportare una tabella
riassuntiva delle apparecchiature con le loro caratteristiche funzionali e di tutti i componenti
rilevanti ai fini energetici con i loro dati descrittivi e funzionali; lo schema funzionale, senza
l’obbligo delle specifiche suddette va comunque riportato
dati relativi all’impianto termico:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
19
⋅
⋅
⋅
relativamente ai condotti di evacuazione dei prodotti della combustione, essendo stato
abrogato il recepimento delle norme UNI come unica regola tecnica da seguire, si chiede di
dichiarare con quale norma è stato eseguito il dimensionamento;
principali risultati dei calcoli:
componenti opachi: oltre alle caratteristiche termiche (trasmittanza) ed igrometriche occorre
specificare la massa areica frontale; sparisce ogni riferimento ad uno specifico formato di
presentazione di dati e si rinvia (per la loro descrizione) ad un generico allegato alla relazione;
infine il “Confronto con i valori limite all’art. 10….”, va letto come art. 11 , che poi rimanda
all’appendice I, ed in particolare ai commi 6 e 7 (trasmittanza limite), e va effettuato solo se si è
presenza di ristrutturazione dell’involucro edilizio degli edifici non E.8 con meno di 1000 m 2 di
superficie utile, o qualora si decidesse di optare per la procedura “semplificata”;
1.6.1 NUOVO FORMATO DELLA RELAZIONE DI CALCOLO
Si riporta il nuovo formato della Relazione di Calcolo prevista dal D.Lgs 192/05.
LEGGE 9.1.91 n° 10
RELAZIONE TECNICA
DLgs 19 agosto 2005, n. 192 - ALLEGATO E
COMMITTENTE :
EDIFICIO :
INDIRIZZO :
COMUNE :
- Relazione Tecnica - DLgs 19 agosto 2005, n. 192 - Allegato E
- Allegati
Rif:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
20
RELAZIONE TECNICA DI CUI ALL'ART. 28 DELLA LEGGE 09.01.91 N. 10
ATTESTANTE LA RISPONDENZA ALLE PRESCRIZIONI IN MATERIA DI CONTENIMENTO
DEL CONSUMO ENERGETICO DEGLI EDIFICI
OPERE RELATIVE AD EDIFICI DI NUOVA COSTRUZIONE O A RISTRUTTURAZIONE DI EDIFICI
DLgs 19 agosto 2005, n. 192 - ALLEGATO E
1. INFORMAZIONI GENERALI
Comune di
Provincia
Progetto per la realizzazione di (specificare il tipo di opere)
Sito in (specificare l'ubicazione o, in alternativa indicare che è da edificare nel terreno di cui si riportano gli estremi del censimento al Nuovo
Catasto Territoriale)
Concessione edilizia n.
del
Classificazione dell'edificio (o del complesso di edifici) in base alla categoria di cui all'art. 3 del regolamento; per edifici costituiti da parti
appartenenti a categorie differenti, specificare le diverse categorie.
Numero delle unità abitative
Committenti
Progettisti dell’isolamento termico
Albo: Pv: N.Iscr.:
Progettisti degli impianti termici
Albo: Pv: N.Iscr.:
Direttori lavori dell’isolamento termico
Albo: Pv: N.Iscr.:
Direttori lavori degli impianti termici
Albo: Pv: N.Iscr.:
L'edificio (o il complesso di edifici) rientra tra quelli di proprietà pubblica o adibiti ad uso pubblico ai fini dell'articolo 5,
comma 15, del decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412 (utilizzo delle fonti rinnovabili di
energia) e dell’art.
11 del decreto legislativo. Sì No

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
21
L'edificio (o il complesso di edifici) rientra nella disciplina articolo 4, comma 1 (edilizia sovvenzionata e
convenzionata, edilizia pubblica e privata) della legge 9 gennaio
1991, n. 10. Sì No
L'edificio rientra nella disciplina articolo 4, comma 2 (autorizzazioni, concessioni e
contributi per la realizzazione di opere pubbliche) della legge 9 gennaio 1991, n. 10. Sì No
2. FATTORI TIPOLOGICI DELL’EDIFICIO (O DEL COMPLESSO DI EDIFICI)
Gli elementi tipologici forniti, al solo scopo di supportare la presente relazione tecnica, sono i seguenti:
Piante di ciascun piano degli edifici con orientamento e indicazione d'uso prevalente dei singoli locali
Prospetti e sezioni degli edifici con evidenziazione di eventuali sistemi di protezione solare
Elaborati grafici relativi ad eventuali sistemi solari passivi specificatamente progettati per favorire lo
sfruttamento degli apporti solari
3. PARAMETRI CLIMATICI DELLA LOCALITA'
Gradi giorno (della zona d'insediamento, determinati in base al regolamento)
GG
Temperatura minima di progetto (dell'aria esterna secondo norma UNI 5364 e
successivi aggiornamenti) °C
4. DATI TECNICI E COSTRUTTIVI DELL’ EDIFICIO (O DEL COMPLESSO DI EDIFICI) E DELLE RELATIVE STRUTTURE
Volume degli ambienti climatizzati al lordo delle strutture che li delimitano (V) m³
Superficie esterna che delimita il volume (S) m²
Rapporto S/V 1/m
Superficie utile dell’edificio m²
Valore di progetto della temperatura interna °C
Valore di progetto dell'umidità relativa interna %
5. DATI RELATIVI ALL'IMPIANTO TERMICO

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
22
a) Descrizione impianto
Tipologia
Sistemi di generazione
Sistemi di termoregolazione
Sistemi di contabilizzazione dell'energia termica
Sistemi di distribuzione del vettore termico
Sistemi di ventilazione forzata: tipologie
Sistemi di accumulo termico: tipologie
Sistemi di produzione e di distribuzione dell'acqua calda sanitaria
Durezza dell'acqua di alimentazione dei generatori di calore per potenza
installata ≥ a 350 kW
Gradi Francesi
b) Specifiche dei generatori di energia
GENERATORE 1
Quantità
Uso
Marca - Mod. generatore
Potenza termica utile nominale Pn kW Fluido termovettore

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
23
Marca - Mod. bruciatore
Potenza elettrica bruciatore Pbr W Combustibile
Rendimento termico utile (*) 100% Pn 30% Pn
Valore di progetto (%)
(dichiarato dal costruttore del generatore)
Valore minimo (%)
(prescritto dal regolamento)
Verifica (positiva-negativa)
(*) Nel caso di generatori ad aria calda indicare il rendimento di combustione per il solo 100% Pn.
Nel caso di pompe di calore i rendimenti utili al 100%Pn ed al 30%Pn non sono richiesti.
GENERATORE 2
Quantità
Uso
Marca - Mod. generatore
Potenza termica utile nominale Pn kW Fluido termovettore
Marca - Mod. bruciatore
Potenza elettrica bruciatore Pbr W Combustibile
Rendimento termico utile (*) 100% Pn 30% Pn
Valore di progetto (%)
(dichiarato dal costruttore del generatore)
Valore minimo (%)
(prescritto dal regolamento)
Verifica (positiva-negativa)
(*) Nel caso di generatori ad aria calda indicare il rendimento di combustione per il solo 100% Pn.
Nel caso di pompe di calore i rendimenti utili al 100%Pn ed al 30%Pn non sono richiesti.
Per gli impianti termici con o senza produzione di acqua calda sanitaria, che utilizzano, in tutto o in parte, macchine diverse dai generatori di calore
convenzionali, quali ad esempio: macchine frigorifere, pompe di calore, gruppi di cogenerazione di energia termica ed elettrica, collettori solari, le
prestazioni delle macchine diverse dai generatori di calore sono fornite indicando le caratteristiche normalmente utilizzate per le specifiche
apparecchiature, applicando, ove esistenti, le vigenti norme tecniche.
c) Specifiche relative ai sistemi di regolazione dell'impianto termico
Tipo di conduzione prevista continua con attenuazione notturna intermittente
Altro

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
24
Sistema di telegestione dell'impianto termico, se esistente (descrizione sintetica delle funzioni)
Sistema di regolazione climatica in centrale termica (solo per impianti centralizzati)
Centralina climatica
Marca - modello
Descrizione sintetica delle funzioni
Numero dei livelli di programmazione della temperatura nelle 24 ore
Organi di attuazione
Marca - modello
Descrizione sintetica delle funzioni
Regolatori climatici delle singole zone o unità immobiliari (descrizione sintetica delle funzioni)
Numero di apparecchi
Numero dei livelli di programmazione della temperatura nelle 24 ore
Dispositivi per la regolazione automatica della temperatura ambiente nei singoli locali o nelle singole zone, ciascuna avente caratteristiche di uso
ed esposizioni uniformi (descrizione sintetica dei dispositivi)
Numero di apparecchi
d) Dispositivi per la contabilizzazione del calore nelle singole unità immobiliari (solo per impianti centralizzati)
Uso climatizzazione
Numero di apparecchi
Marca - Modello
Descrizione
Uso acqua calda sanitaria
Numero di apparecchi
Marca - Modello

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
25
Descrizione
e) Terminali di erogazione dell'energia termica
Numero di apparecchi
Tipo
Potenza termica nominale: vedi elenco allegato (rif. n.)
f) Condotti di evacuazione dei prodotti della combustione
(Il dimensionamento è stato eseguito secondo )
Allegato
N. Combustibile Pot
Pn
(kW)
CANALE DA FUMO
Materiale e forma
Ø
o lato
(mm)
Lung.
(m)
Alt.
(m)
CAMINO
Materiale e forma
Ø
o lato
(mm)
Alt.
(m)
g) Sistemi di trattamento dell'acqua (tipo di trattamento)
h) Altre apparecchiature e sistemi di rilevante importanza funzionale
Pompe
N. Circuito Marca - Modello - Velocità PUNTO DI LAVORO
G (kg/h) ∆P (daPa) Potenza (kW)
Ventilatori
N. Circuito Marca - Modello - Velocità PUNTO DI LAVORO
G (m³/h) ∆P (daPa) Potenza (kW)
Altre apparecchiature e sistemi
i) Schemi funzionali dell’impianto termico

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
26
6. PRINCIPALI RISULTATI DEI CALCOLI
a) Involucro edilizio e ricambi d’aria
Caratteristiche termiche dei componenti opachi dell'involucro edilizio
Cod.
Descrizione
Trasmittanza
W/m2K
Valore
W/m2K
limite
Verifica
Caratteristiche igrometriche dei componenti opachi dell'involucro edilizio
Cod.
Descrizione
Verifica
superficiale
condensa
Verifica
interstiziale
condensa
Caratteristiche di massa superficiale dei componenti opachi dell'involucro edilizio
Cod.
Descrizione
Massa superficiale
kg/m2
Valore
kg/m2
limite
Verifica
Caratteristiche termiche delle chiusure trasparenti comprensive degli infissi
Cod.
Descrizione
Trasmittanza
W/m2K
Valore
W/m2K
limite
Verifica
Caratteristiche termiche centrali dei vetri
Cod.
Descrizione
Trasmittanza
W/m2K
Valore
W/m2K
limite
Verifica

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
27
Classe di permeabilità all'aria dei serramenti esterni
Attenuazione dei ponti termici (provvedimenti e calcoli)
Trasmittanza termica (K) degli elementi divisori tra alloggi o unità immobiliari confinanti
Cod.
Descrizione
Trasmittanza
W/m2K
Valore
W/m2K
limite
Verifica
Numeri di ricambi d'aria (media nelle 24 ore)
N. Zona Valore di progetto UNI
(h-1)
Valore minimo imposto da norme (h-
1)
Portata d'aria di ricambio
N. Per ventilazione meccanica controllata
G (m³/h)
Attraverso apparecchi di recupero
(m³/h)
Rendimento
(%)
Vedi allegati
b) Valori dei rendimenti medi stagionali di progetto
Rendimento di produzione %
Rendimento di regolazione %
Rendimento di distribuzione %
Rendimento di emissione %
Rendimento globale medio stagionale di progetto %

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
28
Rendimento globale medio stagionale minimo imposto dal regolamento %
Verifica (positiva/negativa)
c) Fabbisogno annuo di energia primaria per la climatizzazione invernale
Metodologia UNI adottata (indicare obbligatoriamente)
Valore di progetto
Valore limite
kWh/(m2anno)
kWh/(m2anno)
Verifica (positiva/negativa)
d) Fabbisogno energetico normalizzato per la climatizzazione invernale
Valore di progetto
kJ/(m3GG)
e) Predisposizione delle opere per l’installazione di fonti rinnovabili
Descrizione e caratteristiche tecniche
Vedi allegati
f) Impianti solari termici per la produzione di acqua calda sanitaria
Percentuale di copertura del fabbisogno annuo
Descrizione e caratteristiche tecniche
Vedi allegati

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
29
7. ELEMENTI SPECIFICI CHE MOTIVANO EVENTUALI DEROGHE A NORME FISSATE DALLA NORMATIVA VIGENTE
In caso di esistenza di deroga, essa va adeguatamente motivata.
a) Esiste deroga alla produzione di acqua calda sanitaria mediante l’adozione di
pannelli solari negli edifici pubblici? Sì No
Motivazione
b)
Sì
No
Motivazione

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8. DOCUMENTAZIONE ALLEGATA (elenco indicativo)
N. piante di ciascun piano degli edifici con orientamento e indicazione d'uso prevalente dei
singoli locali.
Rif.:
N. prospetti e sezioni degli edifici con evidenziazione di eventuali sistemi di protezione
solare.
Rif.:
N. elaborati grafici relativi ad eventuali sistemi solari passivi specificatamente progettati per
favorire lo sfruttamento degli apporti solari.
Rif.:
N. schemi funzionali dell'impianto termico contenenti gli elementi di cui all'analoga voce del
paragrafo “Dati relativi agli impianti termici”.
Rif.:
N. tabelle con indicazione delle caratteristiche termiche, termoigrometriche e massa efficace
dei componenti opachi dell'involucro edilizio.
Rif.:
N. tabelle con indicazione delle caratteristiche termiche dei componenti finestrati dell'involucro
edilizio e loro permeabilità all’aria.
Rif.:
N. schemi illustranti gli elementi che consentono la predisposizione dell'adozione dei contabilizzatori
(solo per impianti centralizzati in cui non sono stati previsti a progetto i contabilizzatori).
Rif.:
N. tabelle con l'elenco dei terminali di erogazione suddivisi per potenza termica nominale.
Rif.:

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31
N.
Rif.:

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32
I calcoli e le documentazioni che seguono sono disponibili ai fini di eventuali verifiche da parte dell'ente di controllo presso i progettisti.
documentazione relativa al rendimento utile dei generatori di calore
calcolo delle potenze di progetto dei locali
calcolo di Ht, Hv, Hg, Ha, Hu
calcolo di Ql (perdite), Qs (apporti solari), Qi (apporti interni): mensili
calcolo di Qh (energia utile), mensile - stagionale secondo UNI EN 832
calcolo dei rendimenti: emissione, regolazione, distribuzione, produzione
calcolo di Q (energia primaria), mensile - stagionale secondo UNI 10348 e Raccomandazioni CTI R - 03/3
calcolo del fabbisogno annuo di energia primaria di progetto
calcolo del fabbisogno di energia primaria limite
calcolo di dimensionamento dei camini
9. DICHIARAZIONE DI RISPONDENZA
Il sottoscritto
NOME
COGNOME
iscritto a
ALBO - ORDINE O COLLEGIO DI APPARTENENZA PROV. N. ISCRIZIONE
Il sottoscritto
NOME
COGNOME
iscritto a
ALBO - ORDINE O COLLEGIO DI APPARTENENZA PROV. N. ISCRIZIONE
essendo a conoscenza delle sanzioni previste dall’articolo 15, commi 1 e 2, del decreto legislativo di attuazione della direttiva 2002/91/CE
DICHIARA
sotto la propria personale responsabilità che:

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a) il progetto relativo alle opere di cui sopra è rispondente alle prescrizioni contenute nel decreto attuativo della direttiva 2002/91/CE;
b) i dati e le informazioni contenuti nella relazione tecnica sono conformi a quanto contenuto o desumibile dagli elaborati progettuali.
Data,
Il progettista
TIMBRO
FIRMA
Il progettista
TIMBRO
FIRMA
1.7 ESEMPI DI APPLICAZIONE DEL D.LGS 192/05
Nelle more che venga emesso il decreto di applicazione del nuovo D.Lgs 192/05 e in
applicazione di alcuni regolamenti regionali che già lo attuano, quasi tutti i Cad Termotecnici
consentono di verificare l’applicazione del D.Lgs e in particolare di vericare le trasmittanze e il Fep.
Figura 8: Applicazione del D.Lgs 192/05

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2 I CONSUMI ENERGETICI E LO SVILUPPO SOSTENIBILE
La storia dell’Uomo è stata sempre segnata dalla necessità di avere forza lavoro per soddisfare i
propri bisogni. Egli non si è fatto alcuno scrupolo di sottomettere animali e gli stessi suoi Simili pur di
avere la possibilità di svolgere le attività lavorative (agricoltura), industriali e/o belliche. Le guerre fra
popoli avevano come scopo ultimo la conquista di territorio e di uomini ridotti in schiavitù per i lavori
più umili e quotidiani.
Fino alla seconda metà dell’Ottocento lo Schiavismo era giustificato dalla necessità di avere mano
d’opera a basso costo per le piantagioni di cotone del Sud degli Stati Uniti e ancora oggi questa grave e
perversa forma di sottomissione dell’Uomo è pratica, anche se in modo meno ufficiale ed appariscente,
in alcune regioni della Terra.
La nascita delle prime macchine a vapore, verso la fine del Settecento, ha segnato, almeno
idealmente, anche la nascita dell’era Contemporanea che, nel bene e nel male (non sono qui per giudicare!),
ha determinato anche l’affrancamento dell’Uomo dalla schiavitù e dalla fatica. Ora è possibile sostituire
animali e schiavi con macchine potenti e docili per effettuare qualsivoglia lavoro.
Oggi è possibile intraprendere attività di così larga estensione da modificare anche l’ambiente e la
stessa geografia terrestre: gli istimi di Corinto e i canali di Panama e di Suez ne sono una conferma.
Se da un lato l’utilizzo delle macchine ha introdotto effetti benefici per l’evoluzione socio
economica dell’Uomo, dall’altro ha dato inizio allo sfruttamento energetico del pianeta Terra. Le
macchine, infatti, sono dispositivi di conversione energetica ed hanno bisogno di energia primaria
ottenuta, quasi esclusivamente, da conversione di fonti energetiche non rinnovabili.
Con le macchine nascono anche gli impianti industriali nei quali sono effettuate miriadi di
lavorazioni di trasformazione e produzione di beni di consumo e questo ha ulteriormente aggravato
l’esigenza di sfruttamento delle risorse energetiche non rinnovabili della Terra.
In pratica il ricorso all’utilizzo del petrolio è stato esponenzialmente crescente nel Novecento,
tanto da porre interrogativi sulla necessità di limitarne l’utilizzo per gli effetti ambientali negativi che si
sono manifestati.
L’economia del petrolio ha di fatto determinato l’evoluzione politica dell’ultimo secolo e tuttora
sembra orientare gli sviluppi socio politici del futuro immediato. Guerre più o meno diffuse nei
continenti o micro guerre localizzate su aree di piccola estensione sono all’ordine del giorno e
sembrano svilupparsi sempre di più.
Non vi è dubbio che il benessere provocato dalla civiltà industriale ha, anche se non da solo,
contribuito all’abnorme crescita della popolazione terrestre che ha, a sua volta, generato una crescita
esponenziale dei consumi energetici.
In pochi decenni la popolazione terrestre è passata da poco più di 4 miliardi alla fine
dell’Ottocento agli attuali 6 miliardi attuali: si tratta di un incremento enorme e vertiginoso che
condiziona e condizionerà sempre di più lo sviluppo socio-economico di tutti i popoli.
Alle fine degli anni ‘Sessanta e con gli anni ‘Settanta si sono avuto alcune crisi energetiche su scala
mondiale generate dall’acuirsi di conflitti regionali sulla scena medio-orientale (guerre arabo – israeliane),
che hanno dato inizio ad una presa di coscienza del problema della disponibilità energetica e della fine
più o meno prossima delle risorse petrolifere.
In quegli anni il CLUB DI ROMA commissionò al MIT uno studio sui limiti di sviluppo del
genere umano. Questo studio, noto come Rapporto del Club di Roma, stabilì, non senza una iniziale
sorpresa collettiva, che tali limiti di sviluppo non erano dettati dalla crescita esponenziale della
popolazione terrestre né dalle ridotte disponibilità in futuro delle riserve petrolifere bensì
dall’inquinamento conseguente ai modelli di vita dell’Uomo moderno e contemporaneo.
In pratica già quasi 35 anni fa si cominciava a parlare di compatibilità fra vita dell’Uomo e
l’ambiente. Il limite di sviluppo dell’Umanità, infatti, era dovuto all’avvelenamento ambientale
conseguente all’utilizzo delle fonti energetiche tradizionali e agli effetti provocati dall’accumulo dei
rifiuti prodotti sia dalle attività antropiche che, soprattutto, da quelle industriali.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
35
Quel primo importante rapporto costituì un campanello di allarme che ebbe notevole risonanza
mondiale e pose le basi per una presa di coscienza globale sull’imminente crisi che nell’arco di meno di
un secolo si sarebbe generata irreversibilmente per l’Uomo.
Nacquero, così, i primi movimenti ecologisti, le prime manifestazioni di massa, le prime
conferenze internazionali.
2.1 LA TRASFORMAZIONE DELL’ENERGIA
Le crisi energetiche in primo luogo e la coscienza dello sviluppo sostenibile in secondo luogo
hanno generato il bisogno di trovare metodi e/o sistemi di trasformazione dell’energia che rispondano
almeno ai seguenti requisiti fondamentali:
avere rendimenti energetici (di primo principio) elevati;
avere rendimenti exergetici (di secondo principio) elevati;
avere elevati standard di eco - compatibilità;
garantire lo sviluppo sostenibile.
I primi due punti sono di carattere prettamente ingegneristico mentre gli altri sono di salvaguardia
ambientale. Per avere un’idea dell’importanza dei primi due punti si osserva che il rendimento
energetico nazionale delle attuali centrali termo-elettriche è fissato al 35% mentre è possibile già oggi
costruire centrali con rendimento energetico dell’ordine del 60%.
Al di là dei riflessi ambientali ed ecologici va da sé che una centrale con più elevato rendimento di
trasformazione consuma meno combustibile e quindi inquina meno l’ambiente. Tuttavia il sistema
monopolistico di produzione dell’energia elettrica ha portato ad avere centrali termoelettriche obsolete
senza avere la necessità di aggiornarle (refurbishment) per mancanza di concorrenza interna.
Sull’importanza del rendimento exergetico si parlerà nel prosieguo: basti qui osservare che esso tiene
conto del secondo principio della Termodinamica e pertanto rende giustizia di alcuni preconcetti ed
errori concettuali tipici dell’applicazione del solo primo principio della Termodinamica.
2.2 FABBISOGNI ENERGETICI
L’esigenza della trasformazione energetica deriva direttamente da un fabbisogno energetico
esteso a varie utenze (domestiche, industriali, terziario, agricoltura).
Si vuole in questa sede limitare, ma a solo scopo esemplificativo, l’esame della situazione
energetica della sola Sicilia: una situazione analoga si ha per quasi tutte le regioni italiane e per l’Italia
nella sua globalità. Gli impianti di produzione dell’energia elettrica operanti in Sicilia dal 1997 al 2000
sono riportati nella seguente Tabella 2.
Tabella 2: Impianti di produzione dal 1997 al 2000

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36
La distribuzione dell’utilizzo globale in Sicilia nello stesso periodo è riassunta in Tabella 3.
Tabella 3: Distribuzione dei consumi in Sicilia dal 1997 al 2000
2.3 EMISSIONI DI GAS PER LE VARIE TIPOLOGIE DI IMPIANTI
Considerando le tipologie più importanti per la produzione di energia, di cui si farà cenno più
avanti, un parametro fondamentale per lo sviluppo sostenibile è la quantità di gas (sia cosiddetti serra
che inquinanti in generale) prodotti per kWh di energia prodotta. In Tabella 4 si ha un quadro
riepilogativo che ben evidenzia come il gas (naturale e/o metano) sia il più vantaggioso.
Tabella 4: Dati di emissione e di rendimento per le varie tipologie di impianti
Per ciclo combinato si intende l’utilizzo del combustibile in una turbina a gas accoppiata ad un
generatore; i gas esausti, con ancora un notevole contenuto entalpico, vengono ulteriormente sfruttati
in una caldaia ed il vapore prodotto può essere utilizzato in un sistema turbina a vapore – alternatore
per produrre un’ulteriore quantità di energia elettrica o per altri utilizzi industriali o civili
(teleriscaldamento), con un sensibile aumento del rendimento totale.
Nel sistema STIG (Steam Injected Gas Turbine), il calore residuo dei gas di scarico della turbina a gas
viene ancora utilizzato in una caldaia per produrre vapore che viene iniettato nella camera di
combustione della turbina stessa; ciò determina un aumento nell’energia prodotta dalla turbina e, in
definitiva un aumento del rendimento di conversione energia termica – energia elettrica, nonché una
riduzione delle emissioni di NOx.
Una variante di tale sistema è costituita dal ciclo denominato ISTIG, in cui l’aria destinata alla
combustione, tra uno stadio e l’altro di compressione viene raffreddata in scambiatori esterni; così
facendo, si ottiene un’ulteriore incremento del rendimento dell’impianto.
Un ulteriore passo sarà rappresentato dalla messa a punto industriale delle celle a combustibile, a
gas metano, che possono raggiungere rendimenti globali (elettrici e termici) pari all’82 % con emissioni
nell’ambiente estremamente ridotte.
Risulta evidente una tendenza in crescita per la produzione di CO 2 e in decrescita per NO x . Ciò
dimostra che l’utilizzo di combustibili più pregiati e una maggiore attenzione alla produzione di gas
inquinanti ha portato benefici notevoli sia per le centrali ENEL che per quelle private.
Analoga tendenza a decrescere si ha nella produzione globale di polveri prodotte nelle centrali
termoelettriche siciliane, come illustrato in Tabella 5.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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2.4 CONSUMI ENERGETICI
Tabella 5: Produzione di polvere nelle centrali ENEL dal 1998 al 2001
I consumi finali di energia nell'industria italiana (Rif. Enea) presentano, in valore assoluto, un
andamento praticamente costante dal 1988 al 1996 e, come percentuale sul totale dei consumi energetici
nazionali, una continua diminuzione a partire dal 1974. In valore assoluto si passa dalle 35,8 Mtep del
1971 alle 36 Mtep del 1996.
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
Andamento consumi energetici nell'industria
(Mtep / anno)
0,0
71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95
Figura 9: Consumi energetici nazionali dal 1971 al 1995
In Figura 9 si ha l’andamento dei dati storici per il consumo nazionale dal 1971 al 1995 si può ben
osservare come il trend si mantenga approssimativamente costante per circa un quarto di secolo.
L'efficienza energetica nell’industria è relativamente stabile, dopo essere velocemente aumentata
negli anni 1972 - 1986. A livello nazionale, l’intensità energetica nell’industria nel periodo 1971 - 1995
si è ridotta del 43% passando dalle 193 tep / miliardi di Lit ‘85 del 1971 alle 110 tep / miliardi di Lit ‘85
del 1995, vedi Figura 10.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
38
Andamento dell'intensità energetica nell'industria (tep / Glire 1985)
250
200
150
100
50
0
71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95
Figura 10: Andamento dell’intensità energetica nell’industria italiana dal 1971 al 1995
Per quanto attiene alle fonti energetiche nell'industria si sottolinea come, nel corso degli anni che
vanno dal 1971 al 1996, ma soprattutto dal 1971 al 1991, la struttura dei consumi energetici
nell’industria è stata modificata profondamente: l'importanza di alcune fonti è progressivamente
aumentata, a scapito di altre che hanno visto ridurre considerevolmente il loro peso:
⋅ i combustibili solidi sul totale dei consumi industriali passano dall'11,1 % del 1971 al 13 %
del 1996; in valore assoluto dalle 4 Mtep del 1971 alle 4,5 Mtep del 1996;
⋅ il gas naturale è aumentato notevolmente, sia in valore assoluto sia in percentuale sul
consumo totale dell’industria, in percentuale dal 1971 al 1996 è quasi triplicato, essendo
passato dal 15 % del 1971 al 42 % del 1996; in valore assoluto è passato dalle 5,5 Mtep del
⋅
1971 alle 15 Mtep del 1996;
il peso dei prodotti petroliferi è calato drasticamente, il contributo percentuale dei prodotti
petroliferi è passato dal 59 % del 1971 al 17 % del 1996; e in valore assoluto dalle 21 Mtep
del 1971 alle 6,3 Mtep del 1996;
Il contributo della energia elettrica al fabbisogno energetico dell'industria è progressivamente
aumentato, essendo passato in percentuale dal 15 % del 1971 al 28 % del 1996 (a partire dal 1991 tale
contributo è rimasto pressoché invariato, essendosi attestato su una percentuale intorno al 28 %), in valore assoluto il
consumo di energia elettrica è passato dalle 5,4 Mtep del 1971 alle 10,2 Mtep del 1996. In riferimento
ai consumi di energia per settore e per fonte, i seguenti settori concorrono a più dell’ 85 % dei consumi
energetici finali nell’industria (1996):
⋅ siderurgia 6,9 Mtep (19,2 %),
⋅ chimica 4,7 Mtep (13,2 %),
⋅ meccanica 4,2 Mtep (11,6 %),
⋅ materiali da costruzione 4,1 Mtep (11,3 %),
⋅ vetro e ceramica 3,0 Mtep (8,3 %),
⋅ agro alimentare 2,8 Mtep (7,9 %),
⋅ tessile e abbigliamento 2,5 Mtep (7,0 %),
⋅ cartaria e grafica 2,5 Mtep (7,0 %).
Insieme questi otto settori hanno consumato, nel 1996, 30,7 Mtep su 36 Mtep di usi finali
energetici nell’industria. I settori maggiori consumatori di biomasse sono: alimentare, legno, carta,
tessile, chimica, pelli e cuoio, gomma e materie plastiche, minerali metalliferi e varie. I settori maggiori
consumatori di materiali “non determinati” sono: chimica, gomma e materie plastiche, tessile. Per
quanto attiene alle emissioni inquinanti in atmosfera i dati disponibili in forma aggregata sono quelli
relativi alle emissioni maggiormente correlate agli usi energetici, in particolare si tratta di tre dei sei gas
serra (questione climatico energetica):
⋅
⋅
⋅
- CO 2 anidride carbonica o biossido di carbonio,
- CH 4 metano,
- N 2 O protossido di azoto.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
39
Quattro gas, o gruppi di gas, di cui due ad effetto acidificante (sostanze tossiche o con effetti ambientali
rilevanti):
⋅ NOx (acidificante) ossidi di azoto,
⋅ CO ossido di carbonio o monossido di carbonio,
⋅ COV (Composti Organici Volatili),
⋅ SO2 (acidificante) anidride solforosa.
Quattro tipi di inquinanti solidi:
⋅ Particolato di diametro inferiore a 10 micron,
⋅ Cd cadmio,
⋅ Pb piombo,
⋅ Hg mercurio.
La Tabella 6 riassume, per l’anno 1995, le emissioni inquinanti dovute all’industria e causate dai
soli usi energetici, termici e elettrici, del combustibile.
Tabella 6: Emissioni di inquinanti dell’industria per usi energetici termici ed elettrici
I dati riportati non tengono conto delle emissioni di inquinanti dovute a reazioni chimiche o
fisiche, diverse dalla combustione, che avvengono durante i processi.
2.5 DINSIQUINARE EQUIVALE A INQUINARE MENO?
Quanto sopra detto riassume un modus vivendi ottimamente sintetizzato dal vecchio adagio “chi
mangia fa molliche”. La vita stessa dell’Uomo e tutta la Sua attività antropica porta ad avere,
necessariamente ed ineluttabilmente, produzione di inquinamento di qualsivoglia tipologia.
Prima di affrontare le problematiche energetiche di queste conseguenze è qui opportuno
osservare che nell’immaginario collettivo si ha spesso la convinzione che inquinare è comunque
lecito a patto che si paghino poi le spese per disinquinare. Nulla di più errato !
L’inquinamento è, da un punto di vista termodinamico, una produzione di disordine interno del
Sistema Globale che Noi chiamiamo Ambiente. Tale disordine interno si configura anche come
produzione di entropia o, se si vuole, come produzione di anergia e quindi di irreversibilità.
In altre parole, perché qualunque trasformazione (fisica, chimica, biologica, ….) possa avvenire
occorre sempre avere una produzione di irreversibilità che è ineluttabile e produce perennemente una
perdita di lavoro o di trasformazioni successive.
Un esempio può chiarire il concetto: nelle trasformazioni naturali il calore passa sempre da corpi
a temperatura più elevata verso quelli a temperatura più bassa.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
40
Noi possiamo sovvertire questo andamento naturale utilizzando le macchine frigorifere che
operano proprio in modo inverso: tolgono calore dai corpi freddi per riversarlo in corpi più caldi. Tutto
questo, però, avviene a spese di energia esterna che dobbiamo necessariamente fornire alla macchina
frigorifera.
In pratica tutte le volte che cerchiamo di sovvertire la naturale evoluzione dei fenomeni
dobbiamo pagare qualcosa che, alla fine, si risolve ancora in produzione di irreversibilità ed anergia.
Pertanto se possiamo immaginare di operare una qualche trasformazione inversa che porti ad
avere una riduzione di inquinamento (di qualsivoglia natura) dobbiamo ricordare che se anche
paghiamo, in termini energetici, per poterla eseguire questa lascia comunque un segno indelebile
nell’ambiente, anche se di altra natura.
Ne consegue che ridurre l’inquinamento è molto più produttivo, coerente con la sostenibilità e
con la Termodinamica, che non disinquinare. Quest’ultima operazione può cambiare la natura
dell’inquinamento (ad esempio meno rifiuti) ma non l’irreversibilità totale prodotta (meno rifiuti a spese di altro
inquinamento prodotto nelle operazioni di termovalorizzazione). Questa osservazione è fondamentale per
comprendere il concetto stesso di sostenibilità: se vogliamo trasmettere alle future generazioni il diritto
alla vita e alla qualità della vita come Noi oggi la intendiamo allora dobbiamo anche operare in modo da
ridurre le irreversibilità e la disponibilità sia energetica che dei materiali.
Il petrolio che oggi consumiamo non sarà più disponibile in futuro e tutti i materiali che, in
obbedienza al credo utilitaristico e commerciale, utilizziamo e poi gettiamo nelle discariche saranno
indisponibili per le generazioni future. E non è possibile pensare che spendendo somme anche ingenti
le cose si aggiusteranno.
La sostenibilità passa attraverso il concetto fondamentale di riutilizzabilità dei materiali, del riciclo
quanto più possibile degli stessi e al ricorso quanto più ridotto possibile ai processi irreversibili ad
elevata incompatibilità ambientale.
Pertanto se per produrre energia occorre comunque utilizzare cicli termodinamici con rendimenti
di trasformazione sempre inferiore ad 1 abbiamo almeno l’obbligo morale e materiale di perseguire i
rendimenti massimi possibili in modo da ridurre l’utilizzo delle fonti energetiche.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
41
3 LA COGENERAZIONE
Le ripetute crisi energetiche degli anni ‘settanta hanno svegliato l’interesse verso la cogenerazione cioè
la produzione combinata di energia meccanica o elettrica e di energia termica. I settori di interesse sono
numerosi e variano dai trasporti, al riscaldamento ambientale, alla termovalorizzazione dei rifiuti solidi
urbani e in genere a tutti gli usi civili ed industriali dell’energia.
L’uso combinato di sistemi integrati per la produzione contemporanea di energia elettrica e
termica partendo dalla stessa fonte primaria consente non solo di avere rendimenti complessivi elevati
ma anche di ridurre il consumo di combustibili di tipo tradizionali e quindi anche di ridurre le emissioni
di CO 2 nell’atmosfera. Quest’ultimo effetto è quanto mai importante anche alla luce delle
determinazioni della Conferenza Internazionale di Kyoto (1992) per la riduzione dell’effetto serra.
La condizione probabilmente più importante ed impegnativa degli impianti cogenerativi è la
simultaneità della richiesta energetica elettrica e termica che porta ad avere una utilizzazione degli
impianti quasi costante ed ai massimi livelli. Per questo motivo la cogenerazione ha avuto interessanti
sviluppi nel settore industriale, dove i carichi sono quasi sempre a regime costante, mentre ha stentato a
farsi strada nel settore civile caratterizzati da una variabilità notevoli dei carichi sia termici che elettrici.
Si pensi alla variabilità stagionali dei carichi: in inverno sono elevati quelli termici per il
riscaldamento mentre in estate sono elevati quelli elettrici per il condizionamento (compressori
alimentati elettricamente).
L’uso di un frigorifero ad assorbimento potrebbe convertire l’utenza elettrica estiva in una
termica e quindi consentire il recupero dell’energia termica prodotta dal cogeneratore ma esistono
alcune difficoltà generate dalla non equivalenza dei carichi.
Fra le applicazioni civili, inoltre, spiccano quelle di grandi complessi (centri commerciali, ospedali,
grandi alberghi, strutture aeroportuali, ….) caratterizzati da una utenza di base costante, soddisfatta
dagli impianti di cogenerazione, e da una parte variabile soddisfatta mediante apparecchiature ausiliari o
importando energia dalle reti esterne.
Ai fini del calcolo dei rendimenti occorrerebbe fare riferimento all’exergia anziché all’energia a
meno di non introdurre macchinose espressioni, spesso prive di significato fisico, per meglio definire i
vari contesti operativi degli impianti di cogenerazione. A questo scopo è utile richiamare i concetti
fondamentali dal corso di Termodinamica Applicata svolto in Fisica Tecnica.
3.1 STORIA DELLA COGENERAZIONE
Il termine cogeneration fu usato per la prima volta dal Presidente Carter nel suo messaggio sull’energia
del 1977 ed è un modo moderno di rappresentare concetti antichi. Gia nel 1930 la centrale elettrica di
Langerbrugge (Belgio) forniva anche vapore alla vicina fabbrica di carta. Interno agli anno ’50 si ebbe
un nuovo impulso negli USA dove circa il 15% dei fabbisogni energetici dell’industria venivano
garantiti da impianti cogenerativi, pur con notevoli difficoltà dovute al bassissimo prezzo del petrolio in
quegli anni e fino all’inizio degli anni ’70. Fu proprio la crisi petrolifera del 1973 che portò Carter ha
promulgare una legge per la privatizzazione della produzione e distribuzione dell’energia elettrica in
regime di puro mercato. Ciò è stato sufficiente per avere uno sviluppo di impianti cogenerativi che
utilizzano meglio le fonti primarie e quindi garantiscono un uso più razionale dell’energia prodotta.
L’Italia si è sempre contraddistinta in negativo nel recepire le novità e per oltre due decenni ha
mantenuto intatto il regime di monopolio dell’ENEL, anzi ha complicato le cose introducendo un
assurdo e antieconomico sovrapprezzo termico dettato solamente da esigenze di difesa dello stesso del
regime di monopolio. Questo balzello (non so come si possa definire altrimenti!) ha praticamente
bloccato lo sviluppo delle energie alternative ed è servito a mantenere ben saldo il potere dell’ENEL.
Proprio negli anni ‘settanta nasceva il TOTEM® della Fiat che si è visto chiudere il possibile
mercato a favore del monopolio energetico ENEL.
Finalmente nel 1991 con la L. 9/91 e L. 10/91 si cominciano a recepire gli aspetti innovativi della
cogenerazione favorendo lo sviluppo dell’autoproduzione dell’energia elettrica mediante l’applicazione
della nota determinazione del Comitato Interministeriale Prezzi n. 6 (detta CIP-6) che consentiva ai privati
di vendere all’ENEL l’energia elettrica autoprodotta in eccesso rispetto ai propri fabbisogni.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
42
Ci sono voluti più di venti anni per capire ciò che il resto del mondo aveva capito ed attuato due
decenni prima. E ancora non siamo al meglio: solo di recente (Decreto Bersani) si parla di ridurre il
monopolio ENEL con la possibilità di produzione e distribuzione dell’energia elettrica aperta ai privati.
C’è molto rumore sui nuovi soggetti industriali ma ancora si è fatto poco, ad eccezione di un
numero limitato di aziende municipalizzate di grandi città che hanno sviluppato in proprio il settore
energetico (vedansi gli esempi di Milano, Brescia, Ferrara, Roma,..).
Va detto che in questi ultimi anni l’Italia ha un deficit produttivo di energia elettrica dell’ordine
del 20% e che l’autoproduzione dei privati ha contribuito per ben il 12% dell’energia prodotta,
riducendo fortemente il deficit. Forse è stata questa la sorpresa maggiore delle nuove leggi.
Ma quando c’è un monopolista che vuole difendere i propri interessi c’è poco da fare: l’ENEL ha
sempre contrastato l’applicazione del CIP-6 riguardante la cessione in rete dell’eccesso di energia
autoprodotta per una asserita (e in parte condivisibile) difficoltà di gestione e programmazione dei flussi
di energia prodotta e nel febbraio 1997 ha abrogato (l’ENEL è ancora lo stesso Stato!) questa possibilità
consentendo il solo vettoriamento. Per fortuna c’è l’Europa!
Infatti le norme sulla libera concorrenza hanno di fatto scardinato il potere dei monopoli (che
Italia ancora resistono abbarbicati dietro leggi e leggine che ne stanno prolungando ancora la vita con
mille scuse non certo degne di uno stato moderno che vuole sentirsi protagonista europeo) e pertanto
l’ENEL deve rinunciare alla sua (comoda!) posizione di monopolista e cedere parte delle proprie
centrali termoelettriche riservandosi (giusto perché siamo in libero mercato?) il 50% della produzione e
il monopolio del vettoriamento: la rete di distribuzione resta sempre dell’ENEL con buona pace
dell’Europa. SIC!
Ad ogni buon conto il 50% passerà ai privati che potranno innescare quel benefico regime di
concorrenza che solo una elevata efficienza industriale potrà garantire.
E’ certo, comunque, che sia le nuove centrali che il revamping 2 delle vecchie esistenti dovranno
utilizzare cicli combinati e cogenerativi per sfruttare al massimo ogni Joule ottenibile dal combustibile
che, ogni giorno di più, diviene caro e prezioso.
3.2 EXERGIA
Il rendimento di una macchina motrice è dato dal rapporto:
Lnetto
η = (1)
Q
fornito
Il lavoro massimo ottenuto dal calore Q 1 è dato, secondo Carnot, dall’espressione:
L
⎛
2
Q 1 T ⎞
= ⎜ − ⎟
⎝ T1
⎠
max 1
Quest’espressione definisce anche il livello termico di riferimento T 2 solitamente coincidente con
l’ambiente esterno. Gli anglosassoni, sempre piuttosto fioriti nelle loro definizioni, chiamano l’ambiente
esterno con il termine dead state (stato morto) per meglio testimoniare il fatto che, approssimandosi la
temperatura di utilizzo dell’energia termica alla temperatura dell’ambiente il lavoro ottenibile tende a
zero. La (2) definisce anche un valore termico della quantità di calore Q 1 dato dal fattore di Carnot:
2
1− T (3)
T 1
qualora si assume T 2 come temperatura di riferimento.
Si ricorda ancora che la degradazione dell’energia verso livelli inferiori (ad esempio mediante uno
scambiatore di calore) porta ad una perdita inevitabile di lavoro dato da:
(2)
2 Termine utilizzato nell’industria per indicare il rifacimento o l’aggiornamento di un impianto.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
43
⎛ 1 1 ⎞
∆ L = T2 ⎜ − ⎟ = T2∆S totale
⎝ T3 T1
⎠
Una produzione di entropia è sempre correlata ad una perdita di lavoro utile. Si ricorda ancora che il
secondo principio della Termodinamica può essere scritto nella forma di Clausius:
δ Q
dS = + dSirreversibile
(5)
T
la quale esprime il concetto di produzione di entropia per irreversibilità. Questa produzione è sempre
presente nelle trasformazioni reali e pertanto essa è anche associata ad una perdita di exergia propria di
queste trasformazioni. In genere, nota la produzione di entropia si ha:
∆ L = T ∆ S (6)
0
con T 0 temperatura dell’ambiente (dead state), considerato come serbatoio finale di tutte le
trasformazioni reali.
Come conseguenza di quanto sopra accennato possiamo dire che il primo principio della
Termodinamica esprime la conservazione dell’energia e quindi anche di quella termica.
Il secondo principio ci dice che, a pari energia, parte dell’exergia viene perduta nelle trasformazioni
(reali) per divenire energia perduta o anergia. Vale, quindi, il seguente bilancio:
∆ E = ∆ X + ∆ A
(7)
ove si sono indicati:
⋅ ∆E variazione di energia;
⋅ ∆X variazione di exergia
⋅ ∆A variazioni di anergia.
Esiste, quindi, una notevole differenza fra l’energia e la sua disponibilità (availability) ad essere
utilizzata e in particolare ad essere trasformata in lavoro.
Definiamo, pertanto, come energia disponibile di un sistema rispetto ad un altro, definito come
serbatoio, la massima quantità di energia che può essere trasformata in lavoro quando il sistema è portato in equilibrio
con il serbatoio. Avendo detto che il serbatoio finale delle trasformazioni reali è l’ambiente esterno allora
definiamo exergia l’energia disponibile di un sistema rispetto all’ambiente, considerato come serbatoio
ideale. Si definisce exergia di sistema per un sistema chiuso la differenza:
E = U −T S − U − T S (8)
x
( ) ( )
0 0 0 0
avendo usato il pedice 0 per l’ambiente.
Possiamo dare ancora una nuova definizione del secondo principio della Termodinamica:
l’exergia si conserva solo per i sistemi reversibili mentre si degrada nei sistemi irreversibili.
3.3 EFFICIENZA DELL’USO DELL’ENERGIA
Si è soliti utilizzare, per abitudine ormai plurisecolare, una definizione di rendimento basato
sull’energia (detto anche rendimento di primo principio) e quindi assumendo che l’energia totale del
sistema si conserva (1° Principio). Ne segue che, nelle applicazioni pratiche, l’ottimizzazione energetica
si risolva in una riduzione al minimo delle perdite di energia dal sistema (ad esempio attraverso i fumi
nel camino o attraverso i disperdimenti dalle pareti o mediante la riduzione degli attriti, …).
In pratica il rendimento energetico viene definito dal rapporto:
Eutile
η
en
= (9)
E
avendo anche definito:
totale
Eutile = Etotale − Eperduta
(10)
Il rendimento energetico è una grandezza minore di 1 e il suo complemento esprime il rapporto fra
l’energia perduta e quella totale. Si intuisce dalla (10) come massimizzare il rendimento significhi
(4)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
44
minimizzare le perdite. E’ quello che si fa nelle caldaie, negli accumulatori termici, nel riscaldamento
degli edifici, ….
Si può subito osservare che quanto sopra definito è corretto se le energie in gioco sono tutte dello
stesso valore ovvero se sono della stessa qualità. Va bene per una macchina elettrica o una macchina
operatrice meccanica ma non va bene per una macchina termica perché cambia il valore termico
dell’energia in funzione della temperatura di utilizzo, in base al fattore di Carnot (3).
Pertanto se forniamo ad una caldaia calore a 1500 K per riscaldare acqua a 370 K è evidente che
una definizione di rendimento basato sulla (9) è concettualmente errata perché il calore a 370 K ha un
valore termico molto inferiore del calore fornito a 1500 K. Eppure è ciò che viene giornalmente fatto
quando si definisce il rendimento di caldaia come:
Eutileall ' acqua
η
caldaia
= (11)
E
fornitadalbruciatore
e la differenza fra denominatore e numeratore è data dalle perdite attraverso il mantello della
caldaia e attraverso i fumi. L’analisi energetica (diagramma di Sunkey) ci dice che le perdite exergetiche a
bassa temperatura (cioè vicine a quella ambiente) sono trascurabili rispetto al degrado termico
effettuato nello scambiatore di calore fra 1500 K e 370 K.
Ecco allora che appare più corretto definire il rendimento di secondo principio (o secondo
ordine) come:
e vale anche la relazione:
L
min ( Exergia utile)
η
ex
= (12)
Lmax ( Exergiaintrodotta)
Lmax = Lmin + ∆ Ex
(13)
avendo indicato con ∆E X le perdite di exergia.
Massimizzare il rendimento exergetico significa ridurre le perdite exergetiche dissipando la
minore quantità di lavoro possibile.
E’ utile osservare che l’analisi exergetica può portare a conclusioni anche profondamente diverse
da quelle dell’analisi energetica. Ad esempio il rendimento exergetico di una buona caldaia è circa il 5%
mentre quello energetico può essere anche il 97%: il primo valore ci dice che siamo di fronte ad un
assurdo termodinamico (il degrado del calore dall’alta alla bassa temperatura) mentre il secondo valore
ci inebria e ci riempie di illusioni sulla funzionalità della caldaia.
Lo stesso avviene, lo si ricorderà dalla Fisica Tecnica, andando a calcolare le perdite exergetiche
definite dal rapporto:
E
exergia _ perduta
η
perdite _ exergetiche
= (14)
Eexergia
_ ricevuta
per un condensatore in un impianto a vapore a ciclo Hirn: le perdite energetiche sono enormi
(circa il 66%) mentre quelle exergetiche sono irrisorie (circa 1,5%). Il diagramma di Sunkey per un ciclo
a vapore ci dice che perdiamo moltissima exergia nel processo di combustione e di riscaldamento del
vapore a soli 570 °C pur avendo una temperatura di fiamma di circa 1800 °C.
In base a quanto detto si può osservare che un impianto di riscaldamento può essere reso
efficiente se è possibile migliorare la combustione del gas (ad esempio metano) e degli scambi termici.
Si può immaginare di bruciare metano in una centrale termoelettrica con rendimento exergetico
del 40% e di riscaldare l’acqua dei radiatori con una pompa di calore con COP 3.
Il rendimento exergetico complessivo diviene pari all’8% circa contro qualche percento ottenibile
con l’uso diretto del metano in caldaia per produrre acqua a 80 °C.
Una seconda ipotesi potrebbe essere quella di bruciare metano in un motore a combustione
interna, ad esempio un motore di automobile opportunamente convertito per questo utilizzo, con

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
45
rendimento exergetico del 35% circa e che azioni una pompa di calore. Questa potrebbe preriscaldare
l’acqua che alimenta i radiatori fino a 50 °C utilizzando parte dell’energia del liquido di raffreddamento
del motore e dei gas di scarico del motore per raggiungere temperature fino a 80 °C. Il COP della
pompa di calore salirebbe fino a 3,5 ed il rendimento exergetico complessivo salirebbe fino all’11%.
La cogenerazione e la trigenerazione 3 rispondono bene alle necessità di economia dell’exergia
migliorando la qualità dei processi di trasformazione dell’energia. Queste nuove tecniche applicano il
concetto dell’energy cascading e quindi consentono alle singole utenze di attingere ad una sorgente il cui
livello exergetico è il più consono per gli usi finali preposti. Ciò consente di riversare nell’ambiente un
cascame termico quasi del tutto esausto, cioè con un minor grado di irreversibilità e quindi con minore
impatto ambientale.
3.4 IL FATTORE DI QUALITÀ, FQ
Per caratterizzare una fonte di energia si utilizza il fattore di qualità, FQ, che misura la parte di
exergia contenuta nella quantità totale di energia.
Per l’energia elettrica e meccanica FQ=1 mentre per l’energia termica vale il fattore di Carnot (3)
che esprime il grado di conversione ideale di una sorgente di calore in lavoro utile (cioè la sua exergia).
In Figura 11 si ha l’andamento del Fattore di Carnot in funzione della temperatura della sorgente
calda rispetto ad un ambiente a 300 K.
0.85
1
0.8
0.6
FQ ( T )
0.4
0.2
0
0
0 500 1000 1500 2000
300 T
Figura 11: Andamento del Fattore di Carnot
2×
10 3
Si comprende bene, dall’osservazione di questa figura, come FQ tenda a zero quando ci si
avvicina all’ambiente (dead state) mentre cresce molto quanto più alta è la temperatura della sorgente.
Noto il fattore di qualità FQ si può calcolare l’exergia ottenibile dalla semplice relazione:
e = FQ ⋅ h (15)
ove con h si è indicata l’entalpia specifica (kJ/kg) della fonte considerata.
3 Con Trigenerazione si intende la produzione simultanea di energia elettrica, di calore e di freddo. Si vedrà in seguito
come sono costituiti gli impianti trigenerativi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
46
3.5 ESPRESSIONI DEI RENDIMENTI
Se consideriamo una macchina cogeneratrice che produrre una potenza elettrica E ed una termica
Q utilizzando una fonte di energia primaria C =m⋅(p.c.i.), con m quantità di combustibile avente potere
calorifico inferiore p.c.i., si definisce rendimento energetico della cogenerazione:
η E + Q E + Q
= = =
E T
m pci C
η +
⋅
η
(16)
ove η E ed η T sono i rendimenti elettrici e termici ciascuno riferito alla stessa quantità di energia
primaria C. L’exergia del combustibile è definita come il lavoro massimo ottenibile in un sistema termodinamico
aperto in regime puramente con possibilità di scambio termico solo con l’ambiente esterno, sede di una reazione di
ossidazione completa (mediante operazioni reversibili) dell’unità di massa del combustibile con aria comburente, i reagenti
entrando nel sistema a temperatura e pressione ambiente ed i prodotti della combustione uscendo dal sistema ancora a
temperatura e pressione ambiente, ed in equilibrio chimico con l’ambiente esterno.
Ai fini pratici l’exergia del combustibile è quasi coincidente con il suo p.c.i. Nella seguente tabella
si ha il rapporto e/pci di alcuni combustibili.
Combustibile
e/pci
Monossido di Carbonio, CO 0,97
Idrogeno, H 2 0.985
Metano, CH 4 1.035
Etano, C 2 H 6 1.046
Etilene, C 2 H 4 1.028
Acetilene, C 2 H 2 1.007
Gas Naturale 1.04
Coke 1.05
Carbone 1.06
Torba 1.16
Oli combustibili 1.04
Tabella 7: Rapporto exergia-potere calorifico inferiore per alcuni combustibili
L’exergia totale di una massa m di combustibile può, in prima approssimazione, essere posta pari :
e = m ⋅ pci (17)
cambustibile
combustibile
Il rendimento exergetico può essere posto nella forma:
η E ⋅ FQ( E) + Q ⋅ FQ( T )
exergetico
= =
E T
FQ( T )
m pci
η + η
(18)
combustibile
ove si è posto, come già osservato, FQ(E) =1. Si osservi che in questa espressione si suppone che
l’exergia del vapore o dell’acqua calda sia riferita a quella ambiente (che è nulla). Se ci si riferisce ad un
circuito chiuso con acqua di ritorno a temperatura diversa da quella ambiente allora occorre valutare
correttamente l’exergia del flusso di calore come differenza fra il flusso entrante e quello uscente dal
sistema e cioè:
η
exergetico
( ) ( )
E + mH 2O ⎡ hentrante − huscente −T0
suscente − sentrante
⎤
=
⎣
⎦
(19)
m pci
combustibile
Si vedrà nel prosieguo che è importante confrontare il rendimento cogenerativo con quella del
Sistema di Confronto, SC, definito come il sistema che produce la stessa energia elettrica e termica con
processi separati e quindi non partendo dalla stessa fonte di energia primaria.
Il rendimento della produzione separata del SC è dato dal rapporto:
E + Q
ηSC
=
(20)
C E + C Q
( ) ( )

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
47
ove C(E) e C(Q) sono, rispettivamente, le energie primarie necessarie per fornire l’energia
elettrica E e quella termica Q. Naturalmente la produzione separata si suppone effettuata con le migliori
tecnologie reperibili sul mercato.
La cogenerazione è priva di interesse quando ha rendimento minore di quello del sistema di
confronto, cioè con produzione separata.
3.6 RISPARMIO ENERGETICO NEL RISCALDAMENTO DEGLI EDIFICI
La più volte citata L10/91 sul contenimento dei consumi energetici per il riscaldamento
ambientale obbliga al ricorso a fonti rinnovabili o assimilate 4 nel caso di edifici pubblici.
Si tratta, quindi, di una norma che tende a favorire il risparmio energetico nelle forme oggi
possibili e sostanzialmente in modo attivo (cioè mediante l’uso di impianti attivi,ad esempio solari) o
passivo (cioè intervenendo sugli involucri degli edifici).
Il risparmio dell’energia nella climatizzazione degli edifici può essere ottenuto in numerosi modi,
spesso sinergici. In primo luogo si può (e si deve!) intervenire nel sistema costruttivo mediante l’uso di
coibenti termici in tipologia e spessori adeguati.
A questo riguardo alcune amministrazione (ad esempio le province autonome di Trento e
Bolzano e qualche altra amministrazione del Nord Ovest) incentivano l’utilizzo dei coibenti termici
anche al di là delle prescrizioni indicate dalla L. 10/91 (già viste in precedenza) premiando il maggior
investimento con una riduzione degli oneri di urbanizzazione o del sistema di tassazione locale.
Un secondo metodo di pari efficacia è quello di ottimizzare l’interazione edificio-impianto mediante
scelte ottimali dei generatori (ad alto rendimento energetico) e con l’adozione di adeguati piani di
manutenzione. Infine la sostituzione delle normali finestre a singolo vetro con analoghe a doppio vetro
o con vetro-camera può contribuire in modo significativo alla riduzione dei consumi energetici,
unitamente al controllo delle infiltrazioni esterne.
L’eliminazione del riscaldamento unifamiliare a favore del riscaldamento centralizzato di
condominio o, meglio, di quartiere può contribuire ancora alla riduzione dei consumi energetici con il
raggiungimento di rendimenti energetici dei generatori certamente superiori a quelli dei piccoli
generatori singoli unifamiliari. In quest’ultima ipotesi si avrebbero benefici notevoli anche sulla
riduzione dell’inquinamento atmosferico per effetto di un miglior controllo della combustione.
Dal punto di vista della riduzione dei consumi, l’applicazione dei concetti di cogenerazione può
fornire contributi certamente significativi. Si consideri, infatti, che l’utilizzo dell’energia termica per il
riscaldamento ambientale è fatto a temperatura sostanzialmente bassa (70 °C in media nei radiatori e 35
°C nei pannelli radianti) e quindi il rendimento exergetico risulta molto basso se si tiene conto che la
combustione in caldaia del gasolio o del gas porta ad avere temperature dell’ordine dei 1000 °C e quindi
con un degrado exergetico molto grande.
Ad esempio, con un utilizzo a temperatura di 330 K rispetto ad una temperatura di fiamma di
1573 K si ha un rendimento exergetico di circa il 4%.
Se consideriamo che ai fini del riscaldamento ambientale solo una frazione (anche se
maggioritaria) dell’energia prodotta in caldaia arriva agli ambienti (si ricordi il rendimento globale
definito con la L. 10/91 come prodotto dei rendimenti del generatore, di distribuzione, di emissione e
di regolazione) allora, detta Q a l’energia effettivamente utilizzata si ha il rendimento exergetico, riferito
all’exergia E c fornita alla caldaia mediante il combustibile, si ha:;
⎛ T ⎞
e
Qa
⎜1−
⎟
Tai
⎛ T ⎞
ae
ηex
=
⎝ ⎠
= ηen
⎜1−
⎟
(21)
mE ɺ
c ⎝ Tai
⎠
4 Si intendono per fonti assimilabili le fonti energetiche derivanti dalla cogenerazione, il calore recuperato da scarichi
(fumi,…), i risparmi energetici conseguenti all’utilizzo di isolanti termici.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
48
avendo indicato con T ae la temperatura dell’aria esterna di alimentazione della caldaia e T ai quella
dell’aria interna. Assumendo T ae = 0 °C e T ai = 20 °C ed un rendimento energetico di caldaia η en =90%
si ottiene un rendimento exergetico pari a η ex =6%.
Quanto appena calcolato, confrontato con il rendimento energetico dei generatori di calore
normalmente utilizzato nell’impiantistica termotecnica, ci dice che l’utilizzo dell’energia termica da
combustione per il riscaldamento ambientale è, da un punto di vista termodinamico di seconda legge,
scarsamente efficiente.
Se invece di utilizzare l’energia termica direttamente nell’impianto di riscaldamento la utilizziamo
per produrre energia elettrica (ciclo Hirn) ed alimentiamo in contropressione la turbina in modo da
avere anche un utilizzo termico allora il fattore di utilizzazione energetico diviene:
Energia _ Elettrica + Energia _ Termica
fu
= (22)
Entalpia _ combustibile
Si osservi che la precedente relazione non definisce un rendimento termodinamico poiché rapporta
energie non omogenee (cioè di diversa qualità exergetica).
Un uso dei combustibili come prima indicato porta ad avere riduzioni significative del 20÷30%
rispetto alla produzione separata di energia elettrica e termica.
Anche l’uso delle pompe di calore risulta exergeticamente più conveniente. Ad esempio, con
riferimento ad un ciclo di Carnot inverso, una potenza meccanica W fornisce una potenza termica:
T1
W (23)
T − T
1 2
ove T 1 è la temperatura maggiore e T 2 quella minore (in pratica si ha COP=T 1 /(T 1 -T 2 ) ).
Ad esempio operando con un ciclo inverso di Carnot fra 1 e 40 °C si ha un COP = 8.06 che, in
un ciclo reale divengono circa 5.
La pompa di calore può anche funzionare in modo diretto (ciclo estivo) producendo acqua
refrigerata per il condizionamento e quindi potrebbe essere utilizzata durante tutto l’anno per la
climatizzazione degli edifici.
Ne segue che per un uso intelligente dell’energia occorrerebbe incentivare l’installazione di
impianti di climatizzazione a pompa di calore. Purtroppo i costi elevati dei componenti unitamente ad
una tariffazione dell’energia elettrica che vede l’Italia molto sfavorita (abbiamo le tariffe più alte in
Europa!) rendono la diffusione delle pompe di calore problematica e quasi di nicchia, malgrado che
l’attuale legislazione preveda anche forme di sovvenzionamento per i nuovi impianti.
La produzione combinata di energia elettrica e vapore per teleriscaldamento (vedansi gli esempi dei
comuni di Brescia e Ferrara) produce benefici elevati sia in termini energetici che di costi finali del
riscaldamento ambientale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
49
4 SISTEMI AD ENERGIA TOTALE, SET
La pigrizia mostrata per decenni nell’uso della cogenerazione viene oggi pian piano combattuta
dall’esigenza di innovazione tecnologica in settori (quelli energetici) spesso scossi da forti crisi mondiali
che finiscono per condizionare la vita stessa dei popoli. In questa ottica si inquadrano i Sistemi ad Energia
Totale (detti SET) che cercano di soddisfare contemporaneamente entrambe le esigenze di una utenza: quella
termica e quella elettrica. I SET possono utilizzare energie tradizionali o anche fonti energetiche
rinnovabili o comunque alternative a quelle fossili tradizionali. Qui ci limiteremo ad esaminare con
maggior dettaglio i SET alimentati con energia tradizionale.
Occorre precisare che i sistemi SET si stanno sviluppando in Italia solo di recente poiché fino a
pochi anni fa la produzione e la distribuzione dell’energia elettrica era appannaggio unicamente
dell’ENEL. Con l’avvento della deregulation in campo energetico elettrico (L. 308/82) si è avuta la
possibilità di avere energia elettrica prodotta da terze parti e quindi anche da privati o industrie (piccole
e grandi) mediante sistemi quasi sempre di tipo combinato, cioè che risolvono problemi sia termici che
elettrici.
Si pensi, ad esempio, all’industria petrolifera che ha in Sicilia tre poli di notevole importanza
capaci di autoprodursi ed esportare l’energia elettrica in eccesso con potenze di centinaia di MW.
Purtroppo le condizioni di monopolio degli enti statali per l’energia elettrica (ENEL) e per il gas
(SNAM) hanno bloccato ogni sviluppo, anche scientifico, nel settore dei SET.
Finalmente l’epoca dei monopoli (di mentalità tipicamente e strettamente italiana!) sta per finire
sotto l’impulso delle nuove regole europee di libera concorrenza (evviva!) e pertanto anche la comunità
scientifica potrà giovarsi dei nuovi sviluppi che il settore dell’energia potrà dare.
Si pensi che l’ENEL sta per lasciare in parte il settore produttivo (le centrali termoelettriche) per
dedicarsi alla sola distribuzione. Nuovi soggetti, anche privati, potranno produrre energia elettrica e
potranno liberamente distribuirla in rete.
Lo schema di funzionamento di un sistema ad energia totale, SET, è dato in Figura 12. Si può
osservare come detto sistema cerchi di risolvere sia l’aspetto termico che elettrico dell’utenza (civile o
industriale) ottimizzando l’utilizzo delle fonti energetiche e quindi massimizzando le qualità
termodinamiche (cioè exergetiche). Per potere raggiungere questi obiettivi occorre definire con precisione
le configurazioni di impianto, i vincoli esterni, le metodologie di analisi exergetica e i criteri di
valutazione del SET in relazione al mondo esterno (sia sotto l’aspetto energetico che ambientale).
Ciò comporta la definizione di una adeguata metodologia progettuale e di impiego di tecniche di
analisi (energetica ed economica) adeguate.
C O M BU STIBILE
MOTORE PRIMO
U TEN ZE
E LE TTR ICH E
C O M BUS TIB ILE
CALDAIA
U TEN ZE TE RM ICH E
Figura 12: Schema di principio di un SET
4.1 CONFIGURAZIONE DEI SISTEMI ENERGETICI TOTALI (SET)
Il SET è un sistema termodinamico a tutti gli effetti e pertanto può essere essenzialmente di tipo
aperto e di tipo chiuso. Definiamo chiusi i SET che interagiscono con la sola utenza, vedi Figura 13,
mentre definiamo aperto un SET che interagisce anche con le grandi reti di distribuzione dell’energia
elettrica e del calore, vedi Figura 14.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
50
EN ER G IA ELETTRIC A
SET
UTEN Z A
EN ERG IA TERM ICA
Figura 13: Schema chiuso di un SET
La scelta della tipologia è dettata dalla taglia dell’impianto e dagli obiettivi che si intendono
raggiungere. I sistemi aperti possono esserlo solo dal lato elettrico o dal lato termico o da entrambi i
lati. Per sistemi aperti dal lato elettrico si ha la possibilità di sfruttare la rete elettrica ENEL che,
essendo attualmente monopolistica, è piuttosto diffusa e ben magliata. Un sistema aperto dal lato
termico può appoggiarsi alle reti di distribuzione del calore (reti urbane di teleriscaldamento, reti dei
servizi di utilities industriali, …).
E’ il motore primo che caratterizza il SET. E’ questo componente, infatti, che alimenta l’utenza
elettrica con una frazione di scarto di energia termica.
Spesso non è sufficiente un solo motore primo per soddisfare tutte le esigenze dell’utenza poiché
esistono quasi sempre vincoli impiantistici fra le frazioni di energia elettrica e termica prodotte.
Di solito l’integrazione delle richieste elettriche viene effettuata tramite l’allacciamento alla rete
ENEL. Se l’utenza richiede servizi più articolati, ad esempio calore, elettricità e servizi di riscaldamento
e condizionamento a pompa di calore, allora occorre integrare il SET anche con altri componenti quali
pompe di calore, macchine ad assorbimento, sistemi di refrigerazione e/o di accumulo dell’energia.
R E T E E L E T T R IC A IT A L IA N A
E N E R G IA E L E T T R IC A
S E T
U T E N Z A
E N E R G IA T E R M IC A
R E T E D I C A L O R E
Figura 14: Schema Aperto di un SET
In genere si hanno due tipologie di funzionamento del motore primo, a seconda delle esigenze
dell’utenza e delle condizioni al contorno del SET:
⋅ Funzionamento a carico elettrico imposto: il motore primo è dimensionato per soddisfare
totalmente il carico elettrico dell’utenza e pertanto il carico termico può essere soddisfatto anche
con integrazioni esterne (sistema aperto dal lato termico).
⋅ Funzionamento a carico termico imposto: il motore primo è dimensionato per fornire
totalmente il carico termico dell’utenza e si utilizza la rete ENEL per soddisfare eventuali
deficienze nel carico elettrico (sistema aperto dal lato elettrico).
La scelta del sistema di funzionamento è funzione di variabili economiche e di condizioni al
contorno del SET e dell’utenza.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
51
Le condizioni al contorno (vincoli) variano a seconda se il SET è indirizzato al settore civile o a
quello industriale. Nel settore civile si possono avere società di servizi (energia elettrica, calore, gas)
municipalizzate che possono avere proprie centrali di produzione.
Nel settore industriale le industrie (specialmente quelle di grande taglia) possono produrre
quantità notevoli di energia elettrica e possono anche rivenderla all’ENEL (in futuro non ci sarà più questo
interlocutore unico, per fortuna). Nel caso di cessione di energia al Gestore (ENEL) si hanno regole fissate
dall’attuale legislazione che fissano il prezzo in base alle delibere del Comitato Interministeriale Prezzi (CIP).
I contratti con ENEL garantiscono i seguenti servizi:
⋅ Integrazione: cioè fornitura di energia all’utenza nel caso di richiesta (acquisto) di energia per i
propri fabbisogni (tipico dei sistemi a carico termico imposto);
⋅ Parallelo: cioè capacità di collegamento alla rete ENEL con la garanzia del mantenimento della
frequenza (50 Hz ± 0,5 Hz) e della tensione. In pratica l’ENEL rende disponibile il proprio
sistema di regolazione potenza-frequenza in modo da mantenere il più uniforme possibili i valori di
tensione e frequenza. Questa regolazione consente alla rete pubblica di avere inserimenti e
disinserimenti di carichi (anche grandi) senza conseguenze sulle variabili di controllo suddette.
⋅ Soccorso: in questo caso l’ENEL fornisce energia all’utenza nel caso di fuori servizio degli impianti
interni;
⋅ Riserva programmata: viene fornita energia all’utenza durante i periodi di manutenzione
programmata dei loro impianti;
⋅ Vettoriamento: nel caso di soggetti produttori con più sedi localizzate in siti distinti l’ENEL si
incarica di trasportare l’energia prodotta da uno stabilimento all’altro;
⋅ Ritiro dell’energia: cioè acquisto da parte ENEL dell’energia prodotta dal soggetto e che risulti in
eccesso rispetto ai propri fabbisogni interni;
⋅ Permuta: quindi scambio di energia autoprodotta con quella prodotta dall’ENEL in determinati
periodi.
Come già detto in precedenza, in Sicilia si hanno casi notevoli di autoproduzione dell’energia
elettrica nei poli petrolchimici di Priolo, Gela e Milazzo. La potenza disponibile in rete è dell’ordine del
centinaio di MW e questo contribuisce a ridurre il deficit energetico ENEL e quindi a limitare le
importazione energetiche dal Nord. Una interessante possibilità di energia prodotta e venduta come
sopra specificato si avrà in Sicilia con l’installazione di impianti di termovalorizzazione dei rifiuti solidi urbani
(RSU). Questi nuovi impianti potranno produrre una potenza valutata in 100÷150 MW e quindi
ridurranno ancora ulteriormente il deficit energetico siciliano. Questa energia, inoltre, avrà un prezzo di
acquisto da parte ENEL concordato secondo le indicazioni del CIP6 5 o del nuovo Decreto Bersani 6
entrato in vigore nel 2000.
Si tenga presente che i sistemi SET e in genere i sistemi di cogenerazione richiedono conoscenze
tecnologiche aggiuntive a quelle dei tradizionali impianti termotecnici ed elettrici. Ciò comporta il
ricorso a competenze tecniche specialistiche che aggravano i costi di primo impianto e di gestione. In
campo civile questo problema può essere rilevante mentre in campo industriale si può pensare che le
suddette competenze siano più facilmente reperibili all’interno delle stesse industrie. In ogni caso un
progetto SET basa la sua motivazione d’essere sulla maggiore convenienza rispetto agli impianti
tradizionali.
5 La delibera del Comitato Interministeriale dei Prezzi relativa alla tariffa speciale di acquisto dell’energia elettrica
prodotta da terze parti è nota come CIP6 del 1992. Attualmente il prezzo dell’energia è di circa 290 L/kWh (prezzo politico
di incentivazione) ed ha una validità contrattuale di 8 anni. Il CIP6 è attualmente sospeso in attesa di una nuova delibera CIP
che fissi modalità di cessione dell’energia elettrica confacente alle nuove esigenze di produzione e distribuzione dell’energia.
6 Questo decreto impone ai nuovi gestori della distribuzione dell’energia elettrica di acquistare e distribuire almeno il
2% di energia indicata col termine verd e cioè prodotta da fonti alternative (fra cui anche i RSU). Questa percentuale
dovrà salire negli anni futuri fino oltre il 6%. L’energia verde viene ceduta mediante certificati di credito che attualmente
valgono circa 200 Lire per kWh.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
52
Questa convenienza deve essere dimostrata con una analisi economica dettagliata (studio di
fattibilità tecnico-economica e business plan) che parta dall’esame dei carichi elettrici e termici e tenga conto
delle condizioni al contorno (distributori esterni di elettricità e di calore).
Quanto appena detto comporta la necessità di descrivere con maggior dettaglio l’approccio
metodologico all’analisi progettuale dei SET.
4.2 METODI DI ANALISI PROGETTUALI PER UN SET
La scelta e la composizione di un sistema energetico totale può essere molto complessa sia per la
molteplicità di soluzioni tecniche possibile che per grande variabilità delle esigenze dell’utenza.
E’ necessario, pertanto, una attenta analisi economica ed energetica sulla base dei diversi parametri di
riferimento possibili e disponibili.
4.2.1 ANALISI DELLE ESIGENZE DELL’UTENZA
L’analisi progettuale inizia con l’esame delle esigenze impiantistiche dell’Utenza e cioè dalla
corretta definizione delle esigenze termiche ed elettriche, dalla tipologia di impianto (fluidi termovettori,
variabilità temporale dei carichi,….) e dalla conoscenza e definizione dei vincoli tecnologici ed
ambientali.
I parametri principali nell’analisi del fabbisogno dell’Utenza si possono qui riassumere:
⋅ Potenza elettrica assorbita; P E ;
⋅ Potenza termica assorbita, P T ;
⋅ Energia elettrica consumata, E E ;
⋅ Energia termica consumata, E T ;
⋅ Rapporto termico/elettrico (energia termica richiesta rispetto all’energia elettrica richiesta), C;
⋅ Portata del fluido termovettore, Q;
⋅ Temperatura e pressione del fluido termovettore, T,p;
⋅ Fattore di utilizzazione degli impianti, f u .
Ai fini della scelta del motore primo occorre conoscere i valori medi e le variabilità dei suddetti
parametri. Inoltre questa scelta è funzione della destinazione d’uso degli impianti: per uso civile e per
uso industriale.
4.2.2 SETTORE CIVILE
Per la definizione dei valori dei parametri di una utenza civile occorre partire dai dati urbanistici,
demografici e metereologici.
I consumi di energia elettrica sono tipicamente destinati a:
⋅ Servizi pubblici (acquedotti, illuminazione, );
⋅ Servizi abitativi locali (illuminazione esterna,ascensori, elettrodomestici, illuminazione interna,
condizionamento, produzione di acqua calda,…);
⋅ Servizi per le utenze terziarie (scuole,uffici, negozi,…)
⋅
⋅
I consumi di energia termica sono tipicamente destinati a:
Servizi abitativi (riscaldamento, acqua calda per usi sanitari, usi di cucina,…);
Servizi per le utenze terziarie (riscaldamento, acqua sanitaria, altri usi, …..).
Nel caso dell’uso civile la parte preponderante dell’energia termica è destinata al riscaldamento
ambientale che è caratterizzato da una variabilità giornaliera, mensile e stagionale.
Occorre sapere il tipo di combustibile utilizzato (gasolio, metano, oli pesanti,….) e di fluido
termovettore (ad esempio acqua calda,..).
I consumi termici possono essere caratterizzati da indici di prima approssimazione (quale, ad
esempio, il consumo specifico per unità di volume) o di seconda approssimazione, più precisi, derivanti
da calcoli specifici in relazione alla tipologia edilizia e alla climatologia del sito.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
53
E’ possibile anche usare codici di calcolo per avere indicazioni più affidabili in funzione dei
parametri edilizi e climatologici del sito. I dati relativi al fabbisogno possono essere globali (riferiti
all’anno), mensili, giornalieri o anche orari.
4.2.3 SETTORE INDUSTRIALE
Oltre a quanto specificato per il settore civile occorre aggiungere anche i consumi interni per i
processi di lavorazione che offrono una grande casistica e variabilità.
Nel caso di applicazioni industriali ci si può riferire alla contabilità aziendale per centri di costo
per reperire dati certi e specifici sui costi energetici.
Anche in questo caso si possono avere dati organizzati per media annuale, mensile, giornaliera ed
oraria. Spesso è possibile organizzare i dati mediante curve di frequenza che forniscono l’andamento
cumulativo dei carichi nel tempo.
C A R IC O
1 0 0 0 2 0 0 0 4 0 0 0
O R E
Figura 15: Andamento cumulativo dei carichi (Diagramma di Frequenza)
Occorre anche definire i sistemi di produzione e i fattori di utilizzo degli impianti e dei sistemi di
produzione e trasformazione dell’energia. Quando è possibile, è sempre bene effettuare una rilevazione
diretta dei carichi termici ed elettrici.
4.3 SCELTA DELLA CONFIGURAZIONE
La configurazione del SET può essere effettuata una volta noti i carichi, come sopra indicato, e la
disponibilità di servizi aggiuntivi (sistemi aperti). In particolare si può scegliere il motore primo e gli
eventuali componenti aggiuntivi (caldaie, pompe di calore, …).
I motori primi disponibili su mercato sono caratterizzati da ben precisi rapporti fra energia
termica ed energia elettrica prodotte:
Energia_Termica_Utile_Prodotta
C
MP
= (24)
Energia_Elettrica_Utile_Prodotta
Pertanto la scelta del motore primo si effettua confrontando il rapporto offerto rispetto a quello
richiesto dall’Utenza (vedi parametri sopra definiti).
Preliminarmente si assume C MP ≤ C U per minimizzare la quantità di energia termica recuperata dal
motore non utilizzabile dall’Utenza.
La scelta del motore primo deve essere compatibile con i livelli entalpici e i fluidi termovettori
richiesti dall’Utenza e de essere compatibile con i vincoli esterni (combustibili disponibili, rispetto
ambientale, impatto ambientale, …).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
54
Inoltre occorre tenere conto della durata dei fabbisogni di energia termica ed elettrica dell’Utenza,
cioè del numero di ore annuo in cui il rapporto utente è eguagliato o superato.
Di solito si fa in modo che le punte di carico (sia termico che elettrico, vedi Figura 15) siano
soddisfatte dalle reti di servizio esterne (rete elettrica e/o termica) lasciando al motore primo i carichi
intermedi in modo da non saturarlo. Nel caso di indisponibilità di reti esterne (sistema aperto) si fa
ricorso a componenti integrativi. Spesso la rete termica non è disponibile e pertanto si ricorre ad un
generatore ausiliario mentre si lascia alla rete ENEL il compito di intervenire per soddisfare le punte del
carico elettrico.
4.3.1 OTTIMIZZAZIONE DEGLI IMPIANTI SET
La variabilità dei carichi elettrici e termici e le peculiarità dei motori primi disponibili portano alla
necessità di ottimizzare gli impianti SET ricorrendo a componenti aggiuntivi ed integrativi. Occorre
tenere conto che:
⋅ La pompa di calore elettrica permette di modificare il rapporto termico/elettrico dell’Utenza
trasformando un fabbisogno termico in uno elettrico, vedi Figura 16.
COMBUSTIBILE
MOTORE PRIMO
UTENZE
ELETTRICHE
ENERGIA
TERMICA
POMPA DI
CALORE
COMBUSTIBILE
CALDAIA
AUSILIARIA
UTENZE TERMICHE
⋅
⋅
Figura 16: Inserimento di una pompa di calore per incrementare il carico elettrico
La macchina ad assorbimento permette di trasformare un fabbisogno di tipo elettrico
(compressore frigorifero tradizionale) in uno di tipo termico (cioè si ha il caso duale del
precedente).
Un sistema di accumulo di energia termica permette di ridurre le punte di potenza nel
diagramma di carico orario dell’Utenza.
Le tre possibilità concorrono ad avvicinare C MP al C U minimizzando il ricorso (interscambio)
all’integrazione mediante reti esterne (ENEL o di servizi calore).
4.4 ANALISI ENERGETICA ED ECONOMICA DI UN SET
Per stabilire la convenienza di un SET occorre effettuare una analisi energetica ed una economica
secondo le linee delineate nel prosieguo.
4.5 ANALISI ENERGETICA DI UN SET
Per effettuare l’analisi energetica di un SET occorre seguire una metodologia di analisi che sia in
grado di quantificare le prestazioni del SET, permetta di operare un confronto con la situazione
preesistente o in ogni caso con un sistema convenzionale. Inoltre occorre pervenire alla definizione dei
dati necessari per la valutazione della convenienza economica. Abbiamo fin ad ora caratterizzato il
motore primo mediante il rapporto C MP (rapporto termico/elettrico fornito). E’ ora opportuno definire
nuovi parametri caratteristici e in particolare:
Rendimento Elettrico (o Termodinamico) N E
E’ dato dal rapporto:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
55
N
E
F
E
E
= (25)
ove E E è l’energia elettrica prodotta ed F è l’energia primaria del combustibile necessaria per
produrre E E .
Rendimento Termico N T
E’ dato dal rapporto:
N
E
F
T
T
= (26)
con E T energia termica utile prodotta ed F energia del combustibile per produrre E T .
Rendimento Globale N Tot
E’ dato dalla somma:
NTot = NE + NT
(27)
Si ricordi che questa somma non è omogenea in quanto si sommano grandezze aventi qualità
termodinamica diversa.
Rendimento Exergetico E Ex
Dato dalla relazione:
⎛ T ⎞
0
EEx = NE + NT
⎜1−
⎟
⎝ T1
⎠
ove T 0 è la temperatura di riferimento, in K, T 1 è la temperatura di utilizzo del calore, in K.
Il rendimento exergetico pesa in modo corretto i contributi elettrici e quelli termici (mediante il
Fattore di Carnot) e quindi valuta correttamente i benefici di un sistema SET basato sulla
cogenerazione. Come è facile dedurre dalla (28), il rendimento exergetico è tanto maggiore quanto più
elevata è la temperatura di utilizzo termico T 1 .
Quanto sopra indicato vale per un SET nel quale siano individuati univocamente i morsetti
elettrici (uscita elettrica) e la flangia di uscita del calore. Possono esserci casi più complessi nei quali, ad
esempio, gli utilizzi termici avvengono a temperature diverse e quindi si dovranno calcolare
separatamente i singoli contributi termici.
Rendimenti di distribuzione
Per tenere conto della distribuzione dell’energia si definiscono i seguenti rendimenti:
⋅ Rendimento di distribuzione elettrica N DE ;
⋅ Rendimento di distribuzione termica N DT .
Come già detto, per valutare i benefici indotti dal SET occorre effettuare un confronto con la
soluzione preesistente o convenzionale. Ciò si ottiene introducendo il concetto di Sistema
Convenzionale di Riferimento (SC) definito come quel sistema che produce in modo disgiunto la
stessa quantità di energia elettrica e termica ottenuta, questa volta in modo congiunto, dal SET.
Risparmio di Energia Primaria, R
E’ il risparmio di energia primaria di un SET che abbia rendimenti elettrico N E e termico N T è
definito, a pari quantità di energia elettrica e termica prodotta, dalla relazione:
1
R =
(29)
NE
NT
+
N N
E
T
(28)
ove i parametri sopra segnati sono riferiti al Sistema Convenzionale (SC).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
56
Costo Marginale del Calore, C MT
Il Costo Marginale del Calore è l’energia primaria che occorre fornire in più ad un SET che produce
solo energia elettrica per produrre una unità di energia termica e la stessa energia elettrica prodotta dal
SC. Esso è definito, quindi, dal rapporto:
NE
1−
NE
CMT
= (30)
N
Costo Marginale dell’Energia Elettrica, C ME
T
Il Costo Marginale dell’Energia Elettrica è l’energia primaria che occorre fornire in più ad un SET
che produce solo energia termica per produrre una unità di energia elettrica e la stessa energia termica
prodotta dal SC. Esso è definito, quindi, dal rapporto:
NT
1−
NT
CME
= (31)
N
E
Entrambi i due parametri di costo marginale possono anche tenere conto dei rendimenti di
distribuzione dell’energia elettrica e termica.
Modalità di Confronto fra SET ed SC
Per confrontare il Sistema Convenzionale (SC) ed il Sistema ad Energia Totale (SET) in una data
applicazione si possono utilizzare i rendimenti exergetici.
Sulla base dei parametri definiti nel paragrafo precedente è possibile confrontare i flussi di energia
in entrata e in uscita sia per il SC che per il SET, la quantità di energia utile prodotte dal SC e dal SET, il
consumo di combustibile, i rendimenti ed il risparmio di energia primaria.
4.6 ANALISI ECONOMICA DI UN SET
I benefici termofisici (riduzione dei consumi, riduzione di energia primaria) di un sistema SET
possono essere calcolati mediante le definizioni del paragrafo precedente. Il confronto e la convenienza
di un SET è però determinata anche da parametri economici e pertanto è fondamentale predisporre
un’analisi economica approfondita.
Da un punto di vista termodinamico sarebbe meglio definire un’analisi exergonomica, cioè un’analisi
economica basata sui rendimenti exergetici anziché solamente energetici. In definitiva un’analisi basata sul
secondo principio della Termodinamica è oggi (da non più di due decenni) più indicata di una semplice
analisi di primo principio.
In genere un sistema termofisico (cioè un impianto di cogenerazione nel caso in esame) con i
valori di rendimenti più elevati è anche il sistema economicamente più costoso sia in termini di primo
investimento che di gestione.
Occorre pertanto verificare sempre la convenienza economica di una scelta progettuale (SET) e
in particolare, tenuto conto dell’obiettivo di un SET di ridurre i consumi energetici rispetto ai sistemi
convenzionali, occorre dimostrare che le spese di investimento richieste per il SET (certamente
maggiori rispetto a quelle corrispondenti di un Sistema Convenzionale che utilizza tecnologie note e più
comuni) siano giustificate da un minor costo di gestione.
E’ proprio quest’ultimo aspetto che riveste una importanza economica fondamentale: in genere la
fattibilità tecnico economica tende a dimostrare che il risparmio di gestione (cioè di energia primaria
e manutenzione degli impianti SET) nell’arco di vita (programmata) dell’impianto compensa il
maggior costo di investimento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
57
E in genere c’è anche un utile aggiuntivo 7 che giustifica l’investimento!
E’ bene sottolineare che non sempre la convenienza energetica porta (o giustifica) una
convenienza economica per cui è bene condurre le analisi energetica ed economica con molta
attenzione utilizzando dati certi e verificati. Spesso il margine di profitto di questi investimenti è basso o
addirittura nullo e l’investimento si giustifica anche per altri benefici indotti quali il minor
inquinamento, posti di lavoro aggiuntivi, rinnovo degli impianti, riduzione delle tasse 8 ,….
L’analisi economica segue le regole finanziarie tipiche dell’analisi Costi Benefici e/o del Bussiness
Planning che in questa sede non si approfondiscono perché appaiono fuori tema. Se ne forniscono
brevemente i principi basilari e si rimanda ai testi specializzati di economia per una trattazione
approfondita.
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Scopi dell’analisi economica
Fra gli scopi principali occorre:
Valutare gli effetti economici della scelta e quindi della costruzione di un sistema ad energia
totale, SET, in funzione dei fattori di progetto quali, i dati di produzione e consumi di energia
termica ed elettrica, configurazione dell’impianto e criteri di gestione;
Valutare i dati economici relativi all’investimento e alla gestione dell’impianto anche in relazione
al costo di mercato dei vari componenti, del costo dell’energia e dei servizi esterni;
Valutare i dati economici dell’Utenza, quali il personale, il sito, le strutture ausiliarie, le spese
assicurative, …;
Prevedere lo scenario evolutivo della disponibilità e del costo dell’energia. Si tratta di una
operazione complessa e fortemente aleatoria in quanto legata a variabili non governabili
localmente ma dipendenti, a scala mondiale, da situazioni geo-politiche, da interessi economici e
speculativi di difficile previsione.
In genere i costi vengono suddivisi in:
Fissi: sono i costi relativi all’investimento per l’acquisto dei componenti, per la realizzazione delle
opere civili, per gli impianti ausiliari, per le spese di montaggio e collaudo dell’opera;
Variabili: sono i costi relativi ai combustibili, ai lubrificanti e in genere ai materiali di consumo
legati al funzionamento del SET. Sono qui comprese le spese di manutenzione e, per i sistemi
aperti, i costi dei flussi di energia elettrica e termica dalle reti esterne.
Metodo del Cash Flow Attualizzato
Un metodo molto spesso utilizzato e particolarmente efficace per la valutazione economica è
denominato Cash Flow Attualizzato e rappresenta il bilancio, in genere si base annuale, dei flussi di cassa del
denaro attualizzati che interessano una data attività e quindi anche per l’analisi economica di un SET.
In Figura 17 si ha lo schema a blocchi di un cash flow per un sistema ad energia totale, SET e
vale il seguente simbolismo:
⋅ A S incasso annuale totale proveniente dalla globalità delle vendite dei prodotti e/o servizi;
⋅ A TE spese totali annuali necessarie per vendere e produrre il prodotto e/o servizi (ad
esclusione degli ammortamenti);
⋅ A CI Entrata di cassa annuale;
⋅ A IT Tassa annuale sulle entrate;
7 La L. 10/91 si basa su questo concetto di ritorno dell’investimento aggiuntivo favorendo l’aggiornamento degli
impianti da parte di Terzi Dante Causa (cioè i Gestori) senza richiedere alcun costo agli Enti Proprietari. In definitiva i
Gestori possono aggiornare gli impianti e in particolare possono sostituire le caldaie con altre di alto rendimento (più
moderne ed efficienti) pagando le spese con il minor costo di gestione (energia e manutenzione) conseguente.
8 Si pensi alla Carbon Tax che oggi in sede europea si vuole applicare a tutte le attività produttive che generano CO 2
mediante processi di combustione.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
58
⋅ A TC spese annuali di capitale di investimenti che non sono necessariamente nulli dopo che
l’impianto è stato costruito (ad esempio, per ampliamenti, modifiche, sostituzioni, ….);
⋅ A CF Flusso di cassa annuale al netto delle tasse.
ATE
AIT ATC
As
A CI
ACF
Figura 17: Schema a blocchi di un Cash Flow per un SET
Valgono le seguenti relazioni di bilancio (espresse in moneta coerente, L/anno o €/anno):
A = A − A
(32)
CI S TE
ANCI = ACI − AIT
(33)
ove A NCI è l’entrata di cassa netta. Ancora:
A = A − A − A t (34)
( )
IT CI D A
ove è:
⋅ A D quota annuale di ammortamento. L’ammortamento è una grandezza che non
corrisponde ad un vero flusso di denaro di cassa ma risulta essere una scrittura contabile
di una forma di ripristino del capitale iniziale speso per gli acquisti dell’impianto. Le
quote di e la durata di ammortamento sono determinate da norme fiscali che possono
variare da stato a stato.
⋅ A A quota di denaro annua corrispondente ad eventuali sgravi fiscali (ad esempio
cofinaziamento o altre forme di sgravio fiscale determinato dalla legislazione corrente
per il tipo di investimento).
⋅ t aliquota di tassazione (espressa in valore relativo fra 0 ed 1).
Ancora si ha la relazione:
A = A − A − A − A t − A (35)
( )
CF CI CI D A TC
Pertanto il flusso di cassa attualizzato si ottiene sommando algebricamente, per tutto l’arco di
tempo di vita dell’impianto, le grandezze annuali attualizzate dello schema a blocchi di Figura 17.
L’andamento temporale del Cash Flow varia di anno in anno, come indicato a titolo di esempio in
Figura 18. All’inizio il cash flow è negativo perché si pagano gli impianti senza riceverne alcun beneficio
e il periodo di negatività dipende dalla complessità dell’opera esaminata.
Successivamente il Cash Flow comincia a salire e può variare nel corso degli anni per effetto di
modifiche di benefici fiscali 9 .
In genere la sola conoscenza dell’andamento di A CF (Cash Flow) nell’arco di tempo considerato
come tempo di vita dell’impianto o dell’iniziativa fornisce informazioni poco fruibili per la valutazione
9 Ad esempio la tariffazione agevolata CIP6 scade dopo 8 anni e quindi la vendita di energia elettrica a tariffa di
mercato (notevolmente inferiore a quella CIP6) comporta una riduzione di flusso cassa, come indicato in Figura 18.
Analogamente si possono avere cessazioni di benefici fiscali per la mano d’opera: in Sicilia si ha la fiscalizzazioni di parte
degli oneri sociali per i primi 5 anni di attività. Oppure ci possono essere dipendenti assunti con la cosiddetta Legge Giovanile
con oneri fiscali ridotti e che dopo due anni di servizio ritornano alla piena fiscalità.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
59
della convenienza economica poiché non è agevole confrontare tra loro movimenti di danaro distribuiti
nel tempo in modo non omogeneo.
Si utilizzano, pertanto, opportuni indicatori economici che sintetizzano la variabilità nel tempo di A CF
in espressioni di facile e comodo uso.
Cash Flow (icluding taxes)
60.000
40.000
20.000
CF
-20.000
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Cash Flow (icluding taxes)
-40.000
-60.000
-80.000
Anni
⋅
⋅
⋅
Figura 18: Andamento tipico di un Cash Flow nell’arco di 15 anni
Valore attuale, VAN: somma estesa a tutto il tempo di vita dell’impianto o dell’iniziativa di tutti
i flussi di cassa annuali attualizzati ad uno stesso anno, di solito quello iniziale;
Indice di Redditività interno, IIR: tasso di interesse che rende nullo il valore attuale;
Tempo di pay-back o di ritorno, TPB: è il numero di anni (o frazione di anni) dopo i quali il
cash flow cumulativo diviene nullo. In pratica questo parametro indica il tempo necessario a
riprendere il capitale investito nell’iniziativa 10 .
Il valore attuale del flusso di cassa (indicato universalmente con l’acronimo NPV, Net Presentò
Value) è dato dalla seguente espressione:
NPV =
N
∑
1
nA
CFn
( 1+
i)
n
dove si ha il simbolismo:
⋅ i tasso di attualizzazione 11 ;
⋅ n anno di vita considerato dell’iniziativa;
⋅ N tempo di vita dell’impianto o dell’iniziativa. Questo tempo è dettato, spesso, da
considerazioni finanziarie quali, ad esempio, tempo di estinzione del mutuo bancario avuto per
l’investimento o la durata di una concessione pubblica o contrattuale di una iniziativa.
Normalmente varia fra 15 e 20 anni anche se si possono considerare tempi più lunghi.
(36)
10 In Figura 18 il tempo di pay-back è dato dall’ascissa di intersezione della curva cumulativa con l’asse dei tempi.
11 L’attualizzazione tiene conto della svalutazione del denaro per effetto degli interessi (tasso di sconto) da pagare al
finanziatore per avere disponibile la somma S al momento iniziale dell’investimento. Il valore di S fra n anni con interessi i è
( 1 )
n
V = S + i e V è detto valore attuale della somma S al tasso di sconti i dopo n anni.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
60
L’indice IIR (Indice di Redditività Interno) si ha quando è NPV=0. Questo indice è considerato fra i
più importanti per la valutazione economica perché sintetizza numerosi aspetti economici che il Tempo
di Ritorno 12 o il Valore Attuale da soli non consentono di vedere. Questi ultimi due parametri sono, però,
accessori all’IIR e comunque richiesti per la valutazione economica.
Viene indicato con Valore Attuale Netto di un investimento I nel periodo N e valore attuale NPV
la differenza:
VAN = NPV – I (37)
Si definisce Indice di Profitto, IP, il rapporto tra la somma dei flussi di cassa lordi attualizzati ed il
valore degli investimenti. Nel caso in cui l’intero investimento sia riferibile al momento iniziale allo si
ha:
VAN + I NPV
IP = = (38)
I I
Si definisce inoltre Redditività dell’Investimento, RI, il rapporto:
VAN
RI = (39)
I
Sono oggi molto usati alcuni indici di derivazione anglosassone e in particolare il Tasso di
Redditività, ROI (Return of Investment), definito dal rapporto fra l’utile medio annuale e l’investimento
iniziale. L’utile medio annuale è definito come differenza tra il risparmio annuale medio R e la quota di
ammortamento della spesa iniziale S a , pertanto si ha:
R − S
TR = ROI = a
(40)
I
Osservazione sul metodo del Net Cash Flow
Il metodo del flusso di cassa netto consente di determinare una innumerevole quantità di indici
(più o meno richiesti dalle banche in sede di certificazione del bussiness plan) ma occorre fare molta
attenzione al valore reale che il metodo può avere. Esso, infatti, si basa sulla presunzione di prevedere gli
andamenti a lungo termine dei vari parametri finanziari oltre che dei costi e dei ricavi.
Non è assolutamente facile arrivare a tanta sicurezza specialmente se le previsioni si estendono
oltre i cinque anni. Un esempio può chiarire quanto appena enunciato. Se si vuole esaminare la
convenienza economica di un SET nell’arco di venti anni si deve inevitabilmente assumere un costo
dell’energia primaria (gasolio, gas metano, …) che è certamente noto al momento della stesura dello
studio ma che è del tutto imprevedibile nel corso dei successivi venti anni.
Si suole ipotizzare uno scenario di sviluppo dei costi che è più o meno cabalistico poiché nessun
operatore economico può prevedere l’evoluzione geopolitica delle regioni fornitrici di materie prime
per l’energia (paesi arabi, Russia, Regioni africane, ..).
Basta un piccolo conflitto regionale o una ipotesi di conflittualità in una regione della terra per
innescare una spirale non controllabile di innalzamento dei prezzi. In questi mesi stiamo vivendo una
situazione che esemplifica molto bene quanto appena detto: il costo del barile di grezzo è passato nei
giro di sei mesi da 14 a 34 $/barile.
All’inizio degli anni settanta, con la prima grande crisi petrolifera innescata dai conflitti arabo –
israeliani, il costo del petrolio sembrava aumentare del 15% all’anno e certo una tendenza del genere
avrebbe innescato eventi catastrofici sulle economie degli stati importatori di petrolio.
Dopo circa un paio d’anni il costo del barile scese dai circa 40 $ ai 12 $ annullando tutte le
previsioni possibili, da quelle ottimistiche a quelle pessimistiche. Allo stesso modo è difficile prevedere
il costo del denaro per lunghi periodi a causa della contingenza economica ormai su scala mondiale.
12 Si può avere un tempo di ritorno breve ma poi un cash flow minore per effetto della variabilità dei parametri,
come già osservato. Così pure, il valore attuale può essere piccolo ma essere alla fine del tempo di vita dell’impianto e quindi
poco importante per l’iniziativa.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
61
La sostanziale insicurezza delle previsioni di cassa rende il metodo del cash Flow sostanzialmente
approssimato e quindi poco affidabile. Per questo motivo, ad esempio, le banche richiedono molti
indici economici poiché ognuno di essi presenta suscettibilità di errore differenziati.
Inoltre la prevedibile imprecisione dei flussi di cassa porta a richiedere indici non solo elevati, e
quindi sinonimi di convenienza economica dell’iniziativa esaminata, ma le banche si mettono al riparo
da sorprese possibili richiedendo valori più elevati del necessario in modo da essere sicure che l’iniziativa
possa recuperare liquidità anche in situazioni contingenti molto sfavorevole. Così, ad esempio, non
basta che, detratte le tasse, una iniziativa renda il 20% (valore già elevato!) ma si chiede che la redditività
netta sia superiore al 30÷35% (enorme!).
Si può intuire quale sia la ratio di una simile richiesta: una redditività molto alta garantisce un
ritorno degli investimenti in un numero limitato (2÷4) di anni e quindi le possibilità di rischio si
riducono fortemente quanto minore è il tempo di pay back.
In genere gli indici economici di breve periodo forniscono più sicurezza alle banche rispetto ad
altri di lungo periodo.
4.6.1 TEMPO DI RITORNO ATTUALIZZATO DELL’INVESTIMENTO, TAR
E’ già stato definito come il tempo necessario a riacquistare l’investimento iniziale (attualizzato) e
il metodo del flusso di cassa consente facilmente, vedi l’esempio di Figura 18, di trovarlo come valore
dell’ascissa di intersezione con la curva del cash flow.
Questo tempo (Discounted pay back, DPB) assume un significato notevole, come illustrato in
precedenza, poiché fino a quel momento l’investitore è esposto a perdite finanziarie e quindi incapace di
riacquistare (e quindi le banche non possono riavere) l’investimento iniziale.
Si osservi che nel lungo periodo, cioè nel tempo di vita dell’impianto o in genere dell’iniziativa,
non è detto che quanto minore risulta il TRA tanto migliore è l’iniziativa poiché dopo questo periodo si
possono avere capovolgimenti di ogni sorta. Una iniziativa può essere più favorevole nel lungo periodo
di un’altra anche se con TRA maggiore. Pur tuttavia, anche ai fini di un recupero del credito da parte di
enti finanziatori, il TRA riveste grandissima importanza e l’analisi di cassa in questo breve periodo
(rispetto alla durata dell’iniziativa che normalmente è di 15÷20 anni) sia quanto più precisa e
coscienziosa possibile. Superato il TRA l’iniziativa risulta comunque remunerativa e con indici
economici variabili in base al flusso di cassa del periodo successivo fra il TAR e la vita prevista per
l’iniziativa. Un TRA ridotto è preferito anche nei periodi congiunturali meno favorevoli per uno stato.
Nel caso in cui il TRA è di pochi anni si può abbandonare l’ipotesi di attualizzare i costi e flussi di
cassa. In questo caso il rapporto fra l’investimento I ed il risparmio R fornisce il Tempo di ritorno Semplice,
TRS (SPB Simple Pay Back). Si tratta di una stima immediata ed efficace sulla proponibilità dell’iniziativa
anche se i flussi considerati non sono attualizzati.
4.6.2 ANALISI DI SENSITIVITÀ
L’incertezza nella previsione dei flussi di cassa e quindi dell’analisi finanziaria giustifica la
necessità di conoscere entro quali limiti la realtà può discostarsi dalla previsione senza subire una
perdita finanziaria. Quanto detto comporta l’analisi di sensitività del valore attuale netto, VAN, rispetto
alla variazione di uno o più parametri finanziari rispetto ai valori nominali previsti. Risulta utile
conoscere il valore limite di un parametro finanziario per cui il VAN si annulla: esso rappresenta il
limite del campo di convenienza dell’investimento.
Il Tasso Interno di Redditività, (che gli anglosassoni indicano con IIR Internal Rate of Return)
introdotto in precedenza come il tasso di attualizzazione che rende nullo il VAN nel periodo previsto
per l’investimento, va visto nell’ottica dell’analisi di sensitività. Poiché il tasso di sconto non è mai certo nel
lungo periodo allora l’IIR indica il valore limite del tasso che annulla i guadagni (o meglio il VAN) nel
periodo previsto.
Pertanto quanto maggiore è la differenza fra il Tasso di Sconto previsto in analisi e l’IIR tanto minore
è il rischio legato alla variabilità (o stima approssimata) di questo parametro.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
62
L’analisi di sensitività può essere estesa anche ad altri parametri, oltre il tasso di sconto, e in
genere si individuano quei parametri che influenzano il risultato economico e finanziario dell’iniziativa e
che più sono soggetti ad imprecisione di valutazione iniziale.
In genere si calcola l’IIR in funzione di ciascuno di questi parametri, a parità di altre assunzioni,
per cui è possibile individuare il valore limite del parametro nell’ambito della convenienza dell’impianto
(o dell’iniziativa) che corrisponde ad un dato IIR così calcolato pari al tasso di sconto i.
Fra i parametri che interessano gli impianti SET sono da considerare il costo dell’energia
primaria, il fatturato, la spesa di investimento (specialmente se il periodo di costruzione dell’impianto
non è breve). L’analisi di sensitività può essere oggi condotta con strumenti di calcolo sofisticati e
computerizzati. In ogni caso è sempre bene ricorrere ad uno specialista finanziario per evitare di
incorrere in errori grossolani.
4.6.3 INDICE ENERGETICO IEN
Si è già detto che l’attuale legislazione nazionale favorisce le fonti rinnovabili incentivando la
cessione di energia all’ENEL (Prezzo concordato mediante CIP-6 o Certificati Verdi).
Per le fonti energetiche tradizionali si dice che sono assimilabili a quelle rinnovabili se l’efficienze
energetica raggiunta nelle trasformazioni è elevata. In definitiva la Legge tende a favorire i sistemi per il
risparmio energetico per le ricadute sociali ed ambientali che esso produce. Il Criterio di Assimilabilità delle
fonti energetiche tradizionali si base sul concetto di Indice Energetico (denominato IEN) definito
dalla relazione:
EE
ET
IEN = a
E
+ 0 − 9E
−
(41)
dove si ha il simbolismo:
⋅ E E energia elettrica netta prodotta in un anno;
⋅ E T energia termica utile prodotta in un anno;
⋅ E C energia consumata in un anno mediante combustibili fossili.
Il termine a è dato dalla relazione:
C
⎛ 1 ⎞⎛ E ⎞
E
a = ⎜ −1⎟⎜ 0.51−
⎟
⎝ 0.51 ⎠⎝ EC
⎠
C
Ne segue che perché un impianto tradizionale sia assimilabile ad un impianto che utilizza fonti
rinnovabili 13 deve essere IEN>0.51.
In questo modo si ha diritto alla tariffazione privilegiata dell’energia ceduta all’ENEL. Si osservi
che l’indice energetico è la somma del rendimento di trasformazione elettrica (E E /E C ) più quello di
trasformazione termica supponendo di avere un generatore con rendimento del 90%.
Questa somma viene penalizzata se il rendimento di trasformazione elettrica è inferiore a 0.51
tramite il fattore sottrattivo a. In Figura 19 si ha l’andamento dell’indice IEN. Ancora meglio vanno le
cose se risulta IEN>0.6 per cui si ha diritto ad una tariffazione più elevata.
Si osservi che il valore limite 0.51 è particolarmente selettivo nei riguardi di impianti cogenerativi
con elevate prestazioni.
Per impianti di produzione combinati questa limitazione equivale a scrivere:
EE
ET
EC
EC
+ ≥ 1
(43)
0.51 0.9
(42)
13 Cioè energia solare, eolica, idraulica, geotermica, marina o da rifiuti.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
63
AREA RISPETTO IEN
50%
RENDIMENTO TERMICO
MEDIO ANNUALE
45%
40%
35%
30%
25%
20%
25% 26% 27% 28% 29% 30% 31% 32% 33% 34% 35% 36% 37% 38% 39% 40%
RENDIMENTO ELETTRICOMEDIO ANNUALE
Figura 19: Andamento di IEN in funzione dei rapporti di trasformazione elettrica e termica
Si deduce che i due rendimenti limiti per l’assimilabilità sono 0.51 per l’elettrico e 0.9 per il
termico. Ora mentre è agevole, con le attuali tecnologie, arrivare a 0.9 per un generatore elettrico non è
altrettanto facile raggiungere il valore 0.51 per il rendimento elettrico, specialmente per gli impianti
cogenerativi.
Ne deriva che per compensare il minor rendimento elettrico si debbono avere forti rendimenti
termici e quindi risultano favoriti gli impianti con una forte utilizzazione termica a scapito degli impianti con
forte utilizzazione elettrica.
I cicli misti gas-vapore sono nettamente svantaggiati rispetto ai motori a combustione interna e alle
turbine a gas con forte post combustione 14 (vedi nel prossimo capitolo le caratteristiche dei motori
primi). Naturalmente tutto ciò è vero se si ha una piena utilizzazione dell’energia termica prodotta.
Quest’ultima osservazione incentiva, specialmente negli usi civili, l’uso del calore in esubero per la
produzione del freddo nel periodo estivo.
4.7 I MOTORI PRIMI DEL SET
Il componente fondamentale di un Sistema ad Energia Totale, SET, è il motore primo cioè il
componente che fornisce energia termica ed elettrica in modo cogenerativo. Quelli maggiormente
utilizzati sono:
⋅ Il motore alternativo;
⋅ La turbina a vapore;
⋅ La turbina a gas.
E’ importante inquadrare il funzionamento del motore primo in un ciclo termodinamico nel
quale si evincano i livelli di utilizzo delle frazioni energetiche interessate.
Vediamo ora brevemente (si rimanda ai Corsi di Macchine per maggiori approfondimenti) i punti
principali da ricordare per la scelta del motore primo di un impianto di cogenerazione.
4.7.1 MOTORI ALTERNATIVI
I motori alternativi che più vengono utilizzati sono quelli endotermici basati su ciclo Diesel e su
Ciclo Otto. Va tenuto presente, tuttavia, che se i combustibili di elezione di questi motori sono il
gasolio e la benzina, in campo cogenerativo si usano anche combustibili diversi quali il metano, il syngas
(derivato da pirolisi industriali), oli pesanti (di scarto), …..
La cogenerazione spinge questi motori a funzionare al limite delle possibilità termodinamiche
nello spirito di utilizzare il maggior numero di fonti energetiche primarie possibili.
14 La post combustione non incrementa il rendimento elettrico poiché agendo sui soli gas di scarico non porta
maggior potenza alla turbina che alimenta il generatore elettrico.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
64
4.7.2 CICLO DIESEL
Il campo di potenza interessato da questi motori si estende fino a 40 MW ed essenzialmente si
utilizzano motori diesel o anche, in minor misura, motori a gas.
Il rendimento elettrico delle unità di maggiore potenza si avvicina sensibilmente a quello delle centrali
termoelettriche raggiungendo punte del 40÷42 %.
Il rendimento globale, incluso il recupero di calore di scarto, raggiunge valori elevati pari a 80÷85%.
Un grosso vantaggio di questo tipo di motore primo è che la curva di rendimento si mantiene
quasi piatta in funzione del carico fino al 50÷60 % del carico nominale ed inoltre l’utilizzazione del
calore di scarto, anche ad alta temperatura, non riduce le prestazioni meccaniche del motore.
E’ anche possibile frazionare la potenza in varie unità modulari e ciò consente di avere
rendimenti massimi in ampie condizioni di carico.
Il diesel può anche funzionare a gas con opportune iniezioni di nafta (combustione pilota) in
percentuale del 5% del totale. Questa soluzione (detta dual quel) consente di funzionare anche a gas ma
con un aggravio dei consumi di circa il 10% rispetto al solo funzionamento a nafta.
Va tenuto conto anche degli aspetti negativi che il motore diesel presenta e cioè:
⋅ Potenza unitaria limitata e non suscettibile di rapidi aumenti;
⋅ Complessità notevole della macchina e quindi maggiori oneri di manutenzione;
⋅ Abbondante produzione di ossidi di azoto.
Ciclo Termodinamico
Il ciclo Diesel è formato da due isoentropiche una isobara ed una isocora, come indicato in
Figura 20. La fase di combustione avviene insufflando, ad alta pressione (oltre 100 bar e oggi si
possono avere pressioni elevatissime fino a 1500 bar nei diesel common rail), gasolio nebulizzato in
piccolissime goccioline nel cilindro ove si trova aria compressa nelle condizioni del punto B e quindi ad
una temperatura di circa 900 °C, sufficiente per fare avvenire la combustione.
Temperatura
C A L O R E F O R N IT O
P E R C O M B U S T IO N E A
P R E S S IO N E
C O S T A N TE
C
B
L A V O R O N E I
C IL IN D R I
LA V O R O
C O M P R E S S O R E
D
A
C A L O R E D I S C A R IC O A
V O L U M E C O S T A N T E
E n tro p ia
Figura 20: Ciclo ideale Diesel
Non occorre alcun dispositivo elettrico di accensione, quindi, e la trasformazione avviene ad una
pressione che si può ritenere, almeno idealmente, costante poiché durante la combustione si ha un
aumento di volume della camera di combustione per effetto del movimento del pistone.
Il rendimento del ciclo Diesel è dato dalla relazione:
k
1 ⎡ rc
−1
⎤
η = 1− k −1
⎢ ⎥
r k ( rc
1
v ⎣ − ) ⎦
ove r v è sempre il rapporto di compressione volumetrico mentre r c è il rapporto di combustione
definito dalla relazione:
(44)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
65
r
v
C
c
= (45)
vB
con i simboli di Figura 20. I rendimenti di questo ciclo sono elevati, rispetto ai cicli Otto, poiché
si può comprimere solo aria nella fase AB evitando i fenomeni di autodetonazione delle benzine.
I motori diesel richiedono poca manutenzione e sono caratterizzati da un numero di giri al
minuto inferiore rispetto a quello dei cicli a benzina. Oggi si hanno i cicli misti, cicli Sabathè,
caratteristici dei diesel veloci. Si raggiungono circa 6000 g/m ed alti rendimenti.
4.7.3 CICLO OTTO
Si tratta di uno dei cicli termodinamici più utilizzati ed è il ciclo di riferimento per i motori a benzina.
Esso si compone, vedi Figura 21, di una compressione isoentropica, sempre con riferimento al ciclo
ideale ad aria standard, seguito da una combustione interna isocora, mediante scoppio attivato da una
scarica elettrica, seguita da una fase utile di espansione e poi di una fase di scarico dei prodotti di
combustione in atmosfera ancora isocora. Il rendimento di questo ciclo è dato dalla seguente relazione:
1
η = − (46)
1
k −1
r v
ove r v è il rapporto di compressione volumetrico dato da:
vA
rv
= (47)
v
B
I valori di rendimento che si ottengono normalmente sono compresi fra il 16 e il 24% e quindi
bassi rispetto ai valori ottenibili con un ciclo ideale di Carnot
Temperatura
C ALO R E FO RN ITO
PER CO M BUSTIO N E A
VO LU ME CO STANTE
C
B
LAVO R O NEI
CILIND RI
LAVO RO
C O M PR ESSO R E
D
A
CALO RE DI SCAR ICO
Figura 21: Ciclo Otto per motori a benzina
Nel confronto con il ciclo Diesel il ciclo Otto funziona meglio a pari rapporto di compressione. In
realtà a pari temperatura massima di ciclo si ha un notevole vantaggio nel rendimento dei motori Diesel
potendosi raggiungere, in quest’ultimi, elevati rapporti di compressione con sola aria impensabili con i
cicli Otto. I cicli reali Diesel e Otto risultano alquanto modificati rispetto ai cicli ideali sopra indicati per
varie ragioni fra le quali, si ricorda:
⋅ Compressione ed espansione reali (politropiche) dei fluidi;
⋅ Comportamento della miscela di gas diverso dall’aria standard e quindi con calori specifici variabili
alle varie pressioni e temperature;
⋅ I prodotti di combustione presentano fenomeni di dissociazione ad elevate temperature;
Entropia

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
66
⋅
⋅
I fenomeni di accensione e combustione avvengono in intervalli di tempo non trascurabili e
quindi non istantanei;
I cicli sono aperti e quindi con scambi di massa con l’esterno.
4.7.4 COMBUSTIBILI UTILIZZATI DAI DIESEL
I Diesel possono utilizzare, nelle versioni industriali, diversi tipi di oli combustibili e quindi sia
frazioni leggere, come il gasolio, che frazioni pesanti. Le caratteristiche delle frazioni leggere sono:
Proprietà Valori Unità di Misura
Densità 835÷870 Kg/m²
Viscosità a 40 °C 2.1÷13 CSt
Viscosità a 50 °C 1.1÷1.8 °E
Residuo Conradson (max) 6 %
Ceneri (max) 0.02 %
Acqua e sedimenti (max) 0.3 %
Zolfo 2.5 %
Potere Calorifico Inferiore 42.7 MJ/kg
Le proprietà delle frazioni pesanti sono:
Tabella 8: Proprietà dei frazioni leggere per Diesel
Proprietà Valori Unità di Misura
Densità 950÷990 Kg/m²
Viscosità a 38 °C 75÷120 °E
Residuo Conradson (max) 16 %
Acqua (max) 0.3 %
Ceneri (max) 0.03 %
Asfalteni (max) 4÷11 %
Zolfo (max) 1÷4 %
Potere Calorifico Inferiore 41 MJ/kg
Vanadio 100÷200% ppm
Sodio 20÷80% ppm
Tabella 9: Proprietà dei frazioni pesanti per Diesel
Si osservi che il residuo Conradson e le ceneri influiscono molto sullo sporcamento e sull’usura del
motore. Il tenore di vanadio e di sodio influenza il grado di corrosione ad elevata temperatura e la
formazione di depositi sulle valvole.
Infine il tenore di zolfo influenza la corrosione nel motore e negli scambiatori di recupero termico
dei gas di scarico. Le frazioni leggere possono essere usate nei diesel veloci ed automobilistici mentre le
frazioni pesanti possono essere usate solo nei diesel lenti con opportune scelte di materiali (testate in
ghisa).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
67
4.7.5 IMPATTO AMBIENTALE DI UNA LOCALIZZAZIONE DI MOTORI
ALTERNATIVI
I motori Diesel (o anche quelli Otto) di grande potenza pongono problemi di impatto ambientale
(vedi capitolo successivo per altri approfondimenti) per localizzazioni all’interno di aree urbane e di
centri densamente abitati a meno di ricorrere a soluzioni di protezione ambientale spesso costosi e
complessi.
Nel valutare l’impatto ambientatale occorre considerare:
⋅ Le emissioni nei gas di scarico (e quindi il tipo di combustibile utilizzato);
⋅ La rumorosità prodotta e quindi il rispetto del DPCM 1/3/91 e L. 447/94;
⋅ Le vibrazioni eventualmente indotte negli edifici.
Un motore diesel produce circa 7÷8 kg/kWh prodotto di gas di scarico ad una temperatura
uscente dallo scambiatore di recupero di circa 120÷180 °C. In genere si ha circa il 77% di N 2 , 13% di
CO 2 , 5% di CO e 5% di H 2 O. Si hanno, inoltre, varie percentuali di CO x ed NO x oltre che idrocarburi
incombusti, ceneri e fuliggine.
Un parametro che deve essere tenuto in considerazione è l’opacità dei fumi misurata in gradi Bosch o
Bacharach e compresa fra 0.3÷0.5 ° Bosch.
Per quanto riguarda la rumorosità i motori Diesel si distinguono dai motori Otto a benzina, vedi
Figura 22, per uno spettro più ricco alle basse frequenze e di notevole ampiezza
In genere le fonti di rumorosità sono individuabili in corrispondenza a:
⋅ Aspirazione dell’aria;
⋅ Emissione dei gas di scarico;
⋅ Funzionamento del motore (specialmente quelli lenti)
Nei primi due casi si può fare uso di speciali silenziatori per attenuare la rumorosità mentre per il
rumore del motore occorre intervenire sugli edifici mediante applicazione di coibenti acustici.
Figura 22: Spettro a banda di terzi di ottava di un motore a benzina
Per le vibrazioni i problemi possono essere rilevanti in considerazione della notevole massa in
gioco nei motori di potenza. In genere occorre progettare bene il blocco di fondazione avendo cura di
isolarlo (mediante tagli) dal terreno circostante con l’interposizione di materiali assorbenti (pannelli di
gomma, strati di sughero, ammortizzatori meccanici, …).
Si ricordi che le frequenze naturali dell’edificio debbono essere lontane da quelle indotte dalle
vibrazioni dei motori per evitare pericolose risonanze.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
68
Per un corretto studio del blocco delle fondazioni occorre conoscere i modi di vibrazione del
blocco motore-fondazioni, l’impedenza meccanica del terreno e i modi di oscillazione dell’edificio.
Come criterio guida per la progettazione della fondazione occorre che la sollecitazione unitaria
sul terreno non deve superare 1/3 ÷ ¼ della sollecitazione statica ammissibile, il baricentro dei carichi
deve essere sulla verticale al centro dell’area di base della fondazione, l’ampiezza delle vibrazioni deve
essere contenuta entro valori limiti imposti dalle norme e il peso della fondazione (cioè del solo blocco
di calcestruzzo di base) deve essere grande (3÷20 volte maggiore) rispetto a quello del motore, anche in
funzione della velocità di rotazione di quest’ultimo.
4.7.6 COGENERAZIONE DEI MOTORI DIESEL
Il motore alternativo diesel (ma anche quello a benzina) presenta sorgenti differenziate di calore
in corrispondenza degli scarichi gassosi, dell’acqua di refrigerazione, dell’aria di sovralimentazione,
dell’olio di raffreddamento secondo quanto indicato, sommariamente, in Figura 23.
In genere dagli scarichi si può ricavare 900÷1200 kcal/kWh di lavoro meccanico erogato all’asse
del motore. Circa il 15% del calore introdotto viene asportato dall’acqua di raffreddamento e dall’olio
che escono dal motore a temperature di 80 e 75 °C rispettivamente. Si tratta di calore facilmente
recuperabile mediante l’inserimento di uno scambiatore di calore.
In alcuni casi si possono avere temperature dell’acqua di raffreddamento fino a 125÷130 °C e
dell’olio di 80÷85 °C.
Per motori con intercooler si può estrarre circa il 9% di calore fra il primo e il secondo stadio del
sistema di raffreddamento dell’aria di sovralimentazione.
Il calore asportato nei gas di scarico è circa il 33% di quello totale introdotto ed è disponibile ad
un livello di temperatura di circa 400 °C. Si osservi che non è possibile raffreddare totalmente a
temperatura ambiente i gas di scarico per evitare pericolose e corrosive condense dei fumi. Di solito ci
si ferma a circa 110÷120 °C anche in funzione del tenore di zolfo del combustibile adottato.
Gs di scarico a 400 °C
Acqua Motore a 80 °C
Aria sovralimentazione
a 150 °C
Olio Raffreddamento
Irraggiamento Acqua
polverizzatori
Lavoro Utile
Figura 23: Bilancio di un motore Diesel
Ipotizzando una portata dei gas di scarico di 7÷8 kg/kWh si ha una quantità di energia termica
recuperabile pari a 400÷600 kcal/kWh. Considerando l’elevata temperatura dei gas di scarico è anche
ipotizzabile la produzione di vapore acqueo.
Il rapporto C = E T /E E per i motori Diesel è compreso fra 1÷1.2 con rendimenti elettrici fra
0.35÷0.41. Per motori a ciclo Otto si ha C =1.3÷1.4 ed N E fra 0.3÷0.34.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
69
4.7.7 SCHEMI DI IMPIANTO
Sulla base di quanto sopra detto si può pensare di utilizzare il motore alternativo in diversi modi
con soluzioni che tengono conto delle diverse esigenze impiantistiche.
In Figura 24 si ha la soluzione più semplice: il gas di scarico (a 400 °C) viene utilizzato in uno
scambiatore a recupero per produrre vapore mentre l’acqua di raffreddamento e l’olio di lubrificazione
cedono la loro energia termica in uno scambiatore per il recupero a bassa temperatura (70÷80 °C).
In Figura 25 si ha uno schema impiantistico più complesso ove lo scambiatore di calore
dell’acqua di raffreddamento e dell’olio lubrificante serve per preriscaldare l’acqua di alimento dello
scambiatore a recupero dei gas di scarico per la produzione di vapore.
Si può anche rinunciare alla produzione di acqua calda se l’Utenza non la desidera. In questo caso
si ha solamente produzione di vapore che può ancora essere inviato in una turbina per la produzione di
energia elettrica.
In Figura 26 si ha un impianto a ciclo combinato con produzione di energia elettrica e calore
(sotto forma di vapore ed acqua surriscaldata) che raggiunge rendimenti complessivi dell’ordine del
75%. Si può anche immaginare di utilizzare il motore primo a ciclo Diesel per produrre acqua calda a
80 °C e surriscaldata a 120÷200 °C per alimentare una rete di teleriscaldamento urbano. Il calore viene
recuperato dall’acqua di raffreddamento e dall’aria di sovralimentazione e dai gas di scarico.
4.7.8 MOTORI PRIMO CON TURBINE A GAS
Le turbine a gas si prestano bene alle applicazioni cogenerative. Si tratta di macchine a flusso
continuo con fluido comprimibile che può operare sia a ciclo aperto che a ciclo chiuso.
Va osservato che la turbina a gas nella versione per impianti di terra (heavy duty) non raggiunge
rendimenti paragonabili agli impianti a vapore o con motori diesel ma presenta alcuni vantaggi (rapidità
di messa in marcia e variabilità del carico) che la fanno preferire per impianti di produzione di energia
elettrica per carichi di punta.
Nelle installazioni heavy duty è possibile modificare il ciclo termodinamico di base con
rigenerazioni termiche, intercooler ed altri accorgimenti tecnici che rendono la turbina a gas
alimentabile con calori di scarto e pertanto conveniente anche per i carichi di base.
Tra i pregi si citano:
⋅ Accettabile costo di investimento;
⋅ Basso rapporto massa/potenza;
⋅ Semplicità costruttiva;
⋅ Potenza unitaria elevata (fino a 200 MW);
⋅ Avvio rapido;
⋅ Non necessita di acqua di raffreddamento.
Per contro si hanno alcuni difetti che qui si riportano:
⋅ Basso rendimento elettrico;
⋅ Necessità di combustibili di elevata qualità;
⋅ Vita limitata di alcuni componenti;
⋅ Necessità di manutenzione frequente.
Il rendimento della turbina a ciclo aperto ha valori medi dell’ordine del 30% nel caso di ciclo
Bryton semplice e del 35% nel caso di ciclo rigenerativo.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
70
ALL-UTENZA
SEPARATORE DI VAPORE
SCAMBIATORE GAS DI
SCARICO
POMPE
``
MOTORE
`
`
ALL-UTENZA
SCAMBIATORE OLIO SCAMBIATORE ACQUA
POMPE
ACQUA DI ALIMENTO
Figura 24: Schema di un impianto di recupero del calore di un motore diesel
A L LA UT E NZA
E C O N O M IZ ZA T O R E
A L CA M IN O
S C A M B IA T O R E G A S D I
S C A R ICO
S C A M B IA T O R E
A LL A U T E N ZA
M O T O RE
`
`
S C A M B IA T O R E OS LIO C A M B IA T O R E A CQ UA
P O M P E
A CQ U A D I A LIM E N T O
Figura 25: Schema di un impianto di recupero del calore di un motore diesel con economizzatore

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
71
ALLA UTENZA
SEPARATORE DI VAPORE
ACQUA DI ALIMENTO
SCAMBIATORE GAS DI
SCARICO
VALVOLA
DI BY POASS
MOTORE
POMPA
Figura 26: Schema di impianto con motore Diesel e recupero di calore con produzione di vapore
4.7.9 IL CICLO TERMODINAMICO
Si utilizza il noto ciclo di Joule - Bryton. Esso consiste 15 , con riferimento al ciclo ideale ad aria
standard 16 , in un ciclo formato da due isobare e due isoentropiche, come indicato in Figura 27.
Lungo la trasformazione AB si ha una compressione (qui supposta ideale isoentropica) dell’aria
esterna fra la pressione p A e la pressione p B .
La compressione viene effettuata in un compressore rotativo alimentato dalla turbina (vedi dopo)
e pertanto assorbe parte dell’energia prodotta dalla stessa turbina.
Nella trasformazione BC si ha la combustione di petrolio raffinato (detto JP, Jet Propeller)
all’interno di una camera di combustione toroidale.
La combustione avviene a pressione costante perché si ha fuoriuscita dei gas di combustione in
modo continuo verso l’anello di distribuzione della turbina di potenza.
15 Si rimanda ai corsi di Macchine per maggiori approfondimenti.
16 Un ciclo si dice ideale quando è formato da trasformazioni termodinamiche internamente reversibili. I cicli a
combustione (ciclo Otto, Diesel, Sabathè, Joule-Bryton) utilizzano aria come comburente e benzina o gasolio o petrolio come
combustibile. La combustione produce vari composti chimici detti gas di combustione e pertanto la composizione del fluido di
lavoro (inizialmente aria esterna) viene modificata. Poiché le caratteristiche termodinamiche complessive (calore specifico,
densità, costante di adiabaticità,….) non sono molto diverse da quelle dell’aria esterna allora si fa l’ipotesi (ovviamente
semplificativa) di fluido di lavoro con caratteristiche costanti e coincidenti con quelle dell’aria standard ossia dell’aria supposta
come fluido ideale e quindi con calori specifici costanti al variare della temperatura. Questa ipotesi semplifica molto i calcoli
termodinamici anche se è un po’ lontana dalla realtà. Per quanto necessario nell’ambito di questo corso possiamo accettare
pienamente questa semplificazione senza perdita di generalità.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
72
Temperatura
C ALOR E FO RN ITO Q1
C
B
LAVOR O
TU RBIN A
LAVO R O
CO M PR ESSO RE
D
A
CALO RE CEDU TO Q2
Entropia
Figura 27: Ciclo Joule – Bryton con aria standard
La trasformazione di espansione (sempre supposta ideale isoentropica) CD avviene in turbina ed
è proprio in essa che si ha la produzione di energia meccanica che serve in parte ad alimentare il
compressore. La differenza fra l’energia meccanica prodotta e quella assorbita dal compressore è
l’energia utile che è possibile utilizzare esternamente al ciclo.
La trasformazione isobare DA è di raffreddamento e può avvenire in uno scambiatore di calore
(impianti fissi di terra) o in aria (impianti mobili aeronautici) cioè scaricando i prodotti di combustione
nell’atmosfera esterna. Si osservi che avendo aspirato aria atmosferica con il compressore in A lo
scarico equivale ad una cessione di calore all’ambiente esterno a pressione costante.
In Figura 29 si ha la vista sezionata di una turbina di tipo aeronautico nella quale si possono vedere
i componenti fondamentali del ciclo Joule – Bryton e cioè il compressore, a destra in primo piano, a cui
segue la camera di combustione toroidale, al centro, e poi la turbina di potenza che, per questo tipo di
motore, è seguita da un ugello di scarico che fornisce la spinta per far muovere gli aerei.
Per gli impianti di terra si usano configurazioni impiantistiche meno compatte e con elevati
carichi di lavoro (heavy duty) tipicamente 8000 ore/anno.
Il rendimento del ciclo Joule – Bryton è dato dalla relazione:
1
η = − (48)
1
k −1
r k
p
ove r p è il rapporto delle pressioni definito come:
pB
rp
= (49)
p
Poiché il lavoro prodotto dalla turbina:
L = h − h (50)
viene assorbito dal compressore in quantità pari a:
A
C
D
(51)
ne segue che il lavoro utile prodotto dal ciclo è dato dalla differenza:
+ −
L = L − L = h − h − h − h (52)
( ) ( )
u C D B A
Per motivi impiantistici dipendenti dalla resistenza termica dei materiali alle elevate temperature
(oltre 1200 °C) occorre limitare la temperatura massima del ciclo e ciò porta anche ad avere un rapporto
massimo delle pressioni che vale:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
73
r
pmax
k k −1
⎛ T ⎞
C
= ⎜ ⎟
TA
⎝
⎠
(53)
Figura 28: Layout del ciclo Joule – Bryton
Si definisce Rapporto dei lavori il rapporto fra il lavoro utile e il lavoro positivo della turbina:
+ −
L − L ⎡ r ⎤
p
RL = = 1− + ⎢ ⎥
L ⎢⎣
rpmax
⎥⎦
Il Rapporto dei lavori è massimo per r p =0 mentre vale 0 quando r p = r p.max come indicato in
Figura 30. In essa si può anche osservare come il lavoro utile abbia un andamento parabolico con un
valore massimo corrispondente interno al rapporto delle pressioni.
Il Rapporto dei lavori è quindi massimo in corrispondenza ad un valore ottimale del rapporto delle
pressioni che vale:
r
pottimale
⎛ T
C
= rp
=
max ⎜ ⎟
TA
⎝
⎞
k−1
k
k
2 1
I cicli Joule – Bryton sono caratterizzati da uno sviluppo di grandi potenze con piccoli volumi di
impianto. Ciò è dovuto al fatto che, diversamente dai motori a scoppio (sia a benzina che diesel) essi
producono potenza in continuità.
I rendimenti vanno dal 25% al 35% a seconda del rapporto delle pressioni utilizzato e del
rapporto fra la temperatura massima e la minima del ciclo.
Si tratta di valori lontano dai rendimenti dei cicli a vapore (circa 40% e oltre nei moderni
impianti) e pertanto la produzione di grandi potenze elettriche è oggi sempre più delle centrali a vapore
(sia tradizionali che nucleari) mentre i cicli a gas sono considerati complementari ai cicli a vapore.
⎠
( k − )
(54)
(55)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
74
Figura 29: Sezione di una turbina a gas per aereo
Figura 30: Andamento del rendimento del ciclo Joule – Bryton e del Rapporto dei lavori
4.7.10 IMPIANTI DI TERRA
Negli impianti di terra si vuole ottenere dal ciclo Joule – Bryton la massima potenza senza avere il
problema del peso da trasportare. Pertanto negli impianti fissi si hanno layout che favoriscono gli
scambi termici (combustori esterni ottimizzati) e si possono anche avere cicli rigenerativi cioè cicli nei
quali si riducono le irreversibilità esterne delle trasformazioni di scambio termico (Q 1 e Q 2 ) non
isoterme. In pratica si fa in modo di recuperare parte del calore che andrebbe riversato in atmosfera per
preriscaldare l’aria di alimento in camera di combustione. Il ciclo così modificato presente un miglior
rendimento ma richiede uno scambiatore di calore in più.
Oltre alla rigenerazione si possono anche usare uno o più raffreddamenti intermedi sia nella fase
di compressione (cicli con intercooler) che nella fase di espansione in turbina (cicli ad espansione multipla). In
questi cicli occorre inserire tanti scambiatori di calore intermedi quante sono le interruzioni delle fasi di
compressione e di espansione. Si rinvia ai testi specializzati per ulteriori approfondimenti. In Figura 31
si ha una rappresentazione di impianti a gas di terra: a sinistra si può osservare il combustore (ora
esterno alla turbina) e a destra si ha una vista di una turbina a più stadi accoppiata ad un compressore
sullo stesso albero motore.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
75
Figura 31: Impianti a gas di terra
4.7.11 COMBUSTIBILI UTILIZZATI DALLE TURBINE A GAS
Negli impianti di terra le turbine a gas sono nate per bruciare gas naturale ma l’evoluzione
tecnologica porta oggi all’uso anche di combustibili gassosi di altro tipo ed anche liquidi purché
sottoposti a trattamenti di depurazione particolari.
Le caratteristiche medie dei combustibili gassosi sono le seguenti:
Proprietà Valori Unità di Misura
Piombo < 0.02 ppm
Vanadio

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
76
Per combustibili aventi caratteristiche diverse da quelle sopra indicate occorre prevedere turbine
opportunamente modificate. Nel caso di combustibili gassosi non devono essere presenti fasi liquide.
I combustibili pesanti possono richiedere un preriscaldamento per rendere possibile sia la
nebulizzazione che il pompaggio.
I metalli vanno separati mediante trattamento di separazione elettrostatica, lavaggio e
centrifugazione (per il sodio) e l’aggiunta di additivi neutralizzanti (per il vanadio).
Nel caso di funzionamento con olio pesante occorre prevedere una fermata ogni 400÷1000 ore
per l’eliminazione delle ceneri ed il lavaggio con acqua calda.
4.7.12 VALUTAZIONE DELL’IMPATTO AMBIENTALE PER LE TURBINE A GAS
A causa del grande eccesso d’aria (oltre il 200%) necessario per il controllo della temperatura in
camera di combustione si ha una percentuale di azoto ed ossigeno nei gas di scarico con percentuali del
4 e 16% rispettivamente.
Sono presenti ancora componenti varie di NO x e CO x oltre a idrocarburi incombusti e frazioni
trascurabili di SO x e di particolato. Gli ossidi di zolfo presenti sono in proporzione alla percentuale di
zolfo nel combustibile. Gli idrocarburi incombusti e la CO sono emessi nelle fasi di avviamento e nei
periodi di funzionamento a carico parziale.
Per ridurre le emissioni azotate è opportuno usare combustibili a basso contenuto di azoto,
ridurre i picchi ad elevata temperatura e il rapporto combustibile- aria (anche se questo tende ad elevare
la temperatura in camera di combustione). Oggi si usano camere di combustione di opportuna
geometria e getti di acqua e vapore per evitare la combinazione dell’azoto con l’ossigeno dell’aria.
I fumi emessi sono poco visibili poiché l’opacità Bosch è sempre

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
77
Gs di scarico
Olio Raffreddamento
Lavoro Utile
Figura 32: Bilancio energetico per una turbina a gas
Figura 33: Ciclo combinato a gas e a vapore
Il rapporto C = E T /E E può variare nell’intervallo 1.7÷3.5 per turbine a semplice recupero.
La produzione di acqua calda surriscaldata o anche di vapore per tele riscaldamento urbano lascia
intravedere interessanti sviluppi per questo tipo di impianti.
In Figura 33 si ha lo schema di impianto per un ciclo combinato gas- vapore con caldaia a
recupero per la produzione del vapore acqueo da inviare nella turbina a vapore (che può essere a
condensazione, a derivazione, a spillamento o in contropressione a seconda delle esigenze
impiantistiche). In Figura 42 si ha lo schema di ciclo rigenerativo con la possibilità di recupero termico
e produzione di vapore.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
78
Si possono pensare diverse applicazioni dei cicli cogenerativi negli impianti di
termovalorizzazione. Infatti, si può gassificare i RSU, alimentare un impianto a gas e poi produrre acqua
calda surriscaldata per alimentare una rete di teleriscaldamento. Una applicazione del genere è realizzata
nel comune di Brescia per la centrale di alimentazione del teleriscaldamento urbano.
4.7.15 LE MICROTURBINE
Figura 34: Impianto cogenerativo con turbina a gas : 120 kWe e 146 MWe
Le microturbine sono dei piccolo generatori elettrici che bruciano combustibile gassoso o liquido
per generare un’elevata velocità di rotazione che mette in moto un alternatore. Oggi la tecnologia della
microturbina è il risultato di un lavoro di sviluppo nelle piccole turbine a gas degli autoveicoli,
apparecchiature ausiliari di potenza, che furono sviluppate dall’industria automobilistica dal 1950. I test
sulle microturbine iniziano attorno al 1997 e diventano commerciali nel 2000. Le potenze di targa delle
microturbine commercializzate vanno dai 30 ai 350 kW, mentre le turbine a gas convenzionali
presentano un range di potenze che vanno dai 500 kW ai 250 MW.
Le microturbine come le maggior parte delle turbine a gas, possono essere usate per la
generazione di sola potenza elettrica oppure per la produzione combinata di calore ed elettricità (CHP
= Combined Heat Power). Esse sono capaci di funzionare con una varietà di combustibili, includendo
il gas naturale, gas acidi, e combustibili liquidi come benzina, cherosene, e diesel.
Le microturbine sono adatte per le applicazioni di “generazione diffusa” dovuto alla loro
flessibilità nei metodi di connessione, infatti possono essere collegati in parallelo per servire un grande
carico, inoltre provvedono ad una stabile e attendibile potenza con basse emissioni. Le applicazioni
tipiche sono:
• livellamento dei picchi e generazione di una potenza base ( grid parallel).
• Produzione combinata di calore ed elettricità.
• Stand-alone power.
• ecc,…
I campi di applicazione includono le telecomunicazioni, i ristoranti, gli alloggi, gli ospedali, gli
uffici ed altri settori commerciali. Le microturbine sono attualmente utilizzate nelle applicazioni di
recupero di risorse nelle sorgenti di produzione di olio e gas, nelle miniere di carbone, ecc. Il loro uso è
importante poiché la maggior parte di questi luoghi non sono serviti da corrente elettrica, e spesso
quando sono serviti dalla rete, il servizio è molto costoso.
Nelle applicazioni combinate, il calore di scarico della microturbina è usato per produrre acqua
calda sanitaria, per riscaldare gli edifici, per far funzionare una macchina frigorifera ad assorbimento o
a fornire energia

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
79
4.7.16 4.1 − DESCRIZIONE DELLA TECNOLOGIA
Le microturbina sono piccole turbine a gas, la maggior parte di esse presenta uno scambiatore
interno di calore chiamato recuperatore.
In una microturbina, un compressore radiale centrifugo comprime l’aria in ingresso che poi è
preriscaldata nel recuperatore usando il calore proveniente dai gas di scarico della turbina (Figura 35).
In seguito l’aria calda uscente dal recuperatore viene miscelata con il combustibile nella camera di
combustione. I gas caldi della combustione vengono fatti espandere nella turbina. Questo determina la
rotazione della turbina e quindi del compressore che a sua volta, nel modello ad albero singolo, mette in
rotazione il generatore.
Nel modello a due alberi, una prima turbina trascina il compressore invece la seconda trascina il
generatore. Alla fine, il recuperatore usa i gas di scarico della turbina per preriscaldare l’aria uscente dal
compressore.
I modelli ad unico albero operano generalmente a velocità superiore ai 60.000 rpm e generano
una potenza elettrica di elevata e variabile frequenza (corrente alternata, AC). Questa potenza è
modificata in corrente continua (DC) e poi mutata a 60 Hz per gli Stati Uniti.
Nella versione a doppio albero, la turbina è connessa mediante ingranaggi al generatore che
produce potenza elettrica a 60 Hz. Alcuni costruttori offrono delle unità che producono potenza a 50
Hz. Queste vengono richieste da paesi dove la frequenza standard è di 50 Hz, come l’Europa e parte
dell’Asia.
4.7.17 4.2 − COMPONENTI DI BASE
Figura 35: Schema di una microturbina.
I componenti base delle microturbine sono il compressore, la turbina e il recuperatore (Figura 43)
Turbocompressore
Il cuore della microturbina è il turbocompressore, che è comunemente montato su un singolo
albero insieme al generatore elettrico. Due cuscinetti supportano l’unico albero. Questa soluzione è
utilizzata per ridurre le necessarie manutenzioni e accrescere la totale realizzabilità. Ci sono anche
versioni a due alberi, le quali, anche se hanno più parti in movimento, non complicano la conversione
dall’alta frequenza ai 60Hz.
Per le contenute dimensioni le turbomacchine a gas usano turbine e compressori assiali
multistadio, nelle quali il gas fluisce lungo l’asse dell’albero ad è compresso e fatto espandere attraverso
gli stadi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
80
Comunque, il turbocompressore e la turbina delle microturbomacchine sono basati su un singolo
stadio radiale. La turbomacchine radiali usano piccole quantità di portate volumetriche di aria e di
prodotti della combustione con la conseguenza di elevate efficienze. Le grandi turbine ed i grandi
compressori assiali sono tipicamente più efficienti di quelle radiali. Comunque, nelle dimensioni delle
microturbine radiali i componenti presentano piccole superficie disperdenti procurando efficienze
molto elevate.
Nelle microturbine, l’albero del turbocompressore ruota ad elevate velocità, circa 96.000 rpm nel
caso di macchine di 30 kW e circa 80.000 rpm in quelle di 75 kW.
Le turbine radiali che conducono il compressore sono abbastanza simili in termini di modello e
portate volumetriche a quelle delle automobili, camion, ecc.
Le piccole turbine a gas, delle dimensioni e potenze delle microturbine, vengono anche utilizzate
come sistemi ausiliari di potenza sugli aeroplani.
Generatore
Le microturbine producono potenza elettrica grazie ad un generatore che è posto in rotazione o
sull’unico albero del turbocompressore oppure con una seconda turbina di potenza che guida, mediante
ingranaggi, un generatore convenzionale che ruota a 3600 rpm. Il generatore del modello ad unico
albero utilizza un alternatore, del tipo magnete permanente (tipicamente Samarium-Cobalt), e richiede
che l’alta frequenza in AC di uscita (circa 1600 Hz per una macchina di 30 kW) sia convertita a 60÷50
Hz per i diversi impieghi. Questo tipo di operazione richiede due fasi:
• rettificazione, in questa fase si modifica l’alta frequenza, da corrente alternata (AC) a corrente
continua (DC).
• inversione, in questo caso si converte la DC in AC con frequenza di 60÷50 Hz.
Il processo di conversione comporta una riduzione dell’efficienza (approssimativamente 5%).
Nella fase di avvio, nel modello ad albero singolo, il generatore funge da motore mettendo in
moto il turbocompressore. Raggiunta una sufficiente velocità di rotazione si avvia il combustore. Per
completare la fase di avviamento sono richiesti parecchi minuti.
Se il sistema opera indipendentemente dalla rete sono richiesti dei gruppi elettronici di continuità
per avviare il generatore.
Recuperatore
I recuperatori sono degli scambiatori di calore che utilizzano i gas caldi di scarico della turbina
(tipicamente attorno ai 650 °C) per preriscaldare l’aria compressa (tipicamente attorno ai 150 °C) che
poi va al combustore. In questo modo si riduce di molto il combustibile necessario per raggiungere
elevate temperature in ingresso turbina.
Questo tipo di sistema è detto rigenerativo (Fig. 4.2.3.1) il quale comporta un elevato rendimento
termodinamico rispetto a quello senza rigenerazione, infatti facendo riferimento all’aria standard si ha:
• senza rigenerazione:
( hC
− hD
) − ( hB
− hA
) ( TC
−TD
) − ( TB
−TA
)
η
no _ rig
=
=
h − h
T −T
• con rigenerazione:
η
si _ rig
=
( )
C
( hC
− hD
) − ( hB
− hA
)
( h − h )
C
B
E
=
( )
C
( TC
−TD
) − ( TB
−TA
)
( T −T
)
Nelle microturbine i recuperatori possono più che raddoppiare l’efficienza della macchina.
Comunque, poiché c’è una caduta di pressione nel recuperatore sia nel lato turbina che nel lato
compressore, la potenza di uscita si abbassa di circa 10÷15% da quella ottenibile senza la rigenerazione.
Il recuperatore inoltre abbassa la temperatura dei gas di scarico della microturbine, riducendo
l’efficacia della microturbine nelle applicazioni cogenerative (CHP).
C
B
E

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
81
T
C
p
B
p A
B
E
D
F
A
CALORE DI RIGENERAZIONE
s
Figura 36: Ciclo rigenerativo con l’evidenziazione del calore trasferito.
4.7.18 4.3 − APPLICAZIONI COGENERATIVE (CHP)
Nelle applicazioni cogenerative (CHP) viene utilizzato un secondo scambiatore di calore (Figura
42) che trasferisce l’energia rimanente dei gas di scarico della microturbina ad un sistema di
riscaldamento dell’acqua sanitaria. Il calore dei gas di scarico può essere utilizzato anche per diverse
applicazioni come: raffrescamento mediante macchine ad assorbimento, riscaldamento degli edifici, ecc.
Alcune microturbine realizzate per le applicazioni cogenerative non usano il recuperatore, infatti
in questo caso la temperatura dei gas di scarico è più alta e quindi più calore può essere utilizzato per il
recupero. Le caratteristiche delle microturbine utilizzate per scopi cogerativi sono:
• calore in uscita, le microturbine producono un calore in uscita a temperature comprese tra i 200 ed
i 270 °C, adatto per svariati impieghi.
• flessibilità sul combustibile, le microturbine possono funzionare usando differenti combustibili: gas
naturale, gas acidi, e combustibili liquidi come benzina, cherosene, gasolio.
• affidabilità e durata, la durata di progetto è stimata tra le 40000 e le 80000 ore di lavoro. Sebbene i
componenti hanno dimostrato un’elevata affidabilità, essi non hanno dato, nei servizi
commerciali, una durata abbastanza lunga.
• potenza di targa, le microturbine commerciali ed in via di sviluppo presentano potenze di targa
variabili tra i 30 ed i 350 kW.
• emissioni, le basse temperature di ingresso e gli elevati valori del rapporto aria-combustibile
comportano una riduzione degli NO X di circa 10 parti per milioni (ppm) quando si utilizza il gas
naturale.
• modularità, le unità possono essere connesse in parallelo per servire un elevato carico.
• Carico parziale, poiché le microturbine riducono la potenza riducendo la portata d’aria e la
temperatura di combustione, può succedere che l’efficienza a carico parziale sia superiore a quella
a pieno carico.
4.7.19 PRESTAZIONI DELLE MICROTURBINE
Le microturbine sono più complesse delle convenzionali turbine a gas a ciclo semplice, inoltre
l’aggiunta del recuperatore in entrambi i casi riduce la quantità di combustibile utilizzato (aumenta di
molto l’efficienza) ma introduce una perdita di pressione interna che abbassa di poco l’efficienza e la
potenza di uscita.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
82
Il recuperatore a sua volta presenta quattro connessioni, per cui diventa una sfida per il
produttore di microturbine fare delle connessioni in modo tale da ridurre le perdite di pressione,
mantenere i costi di produzione bassi ed avere allo stesso tempo un’elevata affidabilità.
Il recuperatore ha due parametri che ne misurano le prestazioni, l’efficienza e la caduta di
pressione, che vengono selezionate facendo un’analisi dei costi e delle vendite. Un’elevata efficienza
richiede un recuperatore con grande superficie di scambio termico, la quale genera un incremento del
costo e un’ulteriore caduta di pressione.
Quest’ultima riduce la potenza netta prodotta e di conseguenza aumenta il costo delle
microturbine per ogni kW.
Efficienza elettrica
La Figura 37 mostra l’efficienza elettrica di una microturbina con recuperatore in funzione del
rapporto di compressione, per un intervallo di temperature di fiamma comprese tra i 850 ed i 950°C alle
quali corrisponde un’ottima conservazione della vita dei materiali della turbina.
L’efficienza riportata è quella lorda infatti non vengono considerate le perdite di conversione
dall’alta alla bassa frequenza. La stessa figura 4.4.1.1 mostra una elevata prestazione per un rapporto
delle pressioni compreso tra 3 e 4.
La Figura 38 mostra l’andamento della potenza specifica per lo stesso intervallo di temperature di
fiamma e del rapporto delle pressioni. Più elevato è il rapporto di compressione e più alta è la potenza
specifica.
Comunque, i limiti pratici del raggiungere certe velocità di punta da parte dei componenti del
compressore e della turbina dovuto alla forza centrifuga, fa si che si utilizzano rapporti delle pressioni
tra 3,5 e 5.
Figura 37: Efficienza della microturbina in funzione del rapporto di compressione e della temperatura di fiamma.
In questa figura è mostrato anche il valore del potere calorifero superiore (HHV), il quale include
il calore di condensazione del vapore acqueo nei prodotti della combustione.
Nella letteratura scientifica è spesso usato il potere calorifero inferiore (LHV), il quale non
include il calore di condensazione del vapore acqueo.
Il potere calorifero superiore è più grande di quello inferiore e nel caso di gas naturale la
differenza è del 10%.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
83
Figura 38: Potenza specifica delle microturbine in funzione del rapporto di compressione e temperatura di fiamma.
Prestazioni a carico parziale
Quando siamo a carico parziale si richiede una minor potenza di uscita dalla microturbina. La
riduzione di potenza può avvenire riducendo la portata massica (ottenuta riducendo la velocità del
compressore) e la temperatura di ingresso alla turbina.
I tempi necessari ad una microturbina per andare dalla condizione di assenza di carico a quella a
pieno carico sono dell’ordine dei 15 secondi. Una rapida eliminazione del carico causerà quindi un
accumulo di energia nella microturbina con un aumento della velocità di rotazione che danneggerà la
stessa.
Insieme ad una riduzione della potenza, questi cambiamenti delle condizioni operative riducono
anche l’efficienza (Figura 39).
Figura 39: Prestazioni a carico parziale di una microturbina.
Effetti delle condizioni ambientali sulle prestazioni delle microturbine
Le condizioni ambientali in cui lavora una microturbina ha un notevole effetto sulla potenza di
uscita e sull’efficienza. Ad una elevata temperatura dell’aria in ingresso, decrescano sia la potenza che
l’efficienza. La potenza decresce a causa di una minore portata d’aria d’ingresso (infatti la densità
dell’aria diminuisce all’aumentare della temperatura), e l’efficienza decresce perché il compressore
richiede una maggiore potenza per comprimere aria ad una più elevata temperatura (Figura 40).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
84
Figura 40: Effetto della temperatura ambiente sulle prestazioni di una microturbina.
Un altro fattore che condiziona le prestazioni delle microturbine è l’altitudine in quanto la densità
decresce all’aumentare dell’altitudine rispetto al livello del mare e di conseguenza diminuisce la potenza
(Figura 41).
Recupero di calore
Figura 41: Effetto dell’altitudine sulle prestazioni della microturbina.
L’uso dell’energia termica contenuta nei gas di scarico accresce l’economicità delle microturbine.
L’energia contenuta nei gas di scarico può essere recuperata ed usata in svariati modi, incluso il
riscaldamento dell’acqua sanitaria, il riscaldamento degli edifici, il raffrescamento mediante chiller ad
assorbimento.
L’efficienza del sistema di cogenerazione delle microturbine è funzione della temperatura del
calore di scarico. L’efficacia del recuperatore influenza fortemente la temperatura di scarico della
microturbina. Di conseguenza i sistemi cogenerativi delle microturbine hanno differenti valori di
efficienze e di calore netto utilizzabile. Queste variazioni sono dovuti al modello e al costo di
realizzazione del recuperatore.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
85
Emissioni
Le microturbine presentano delle emissioni particolarmente basse. Tutte la microturbina si
basano sulla tecnologia di bruciare combustibili gassosi che hanno la caratteristica di essere premiscelati
e magri. In questo caso si riducono gli NO x .. I principali inquinanti che fuoriescono dalle microturbine
sono gli NO x (ossidi di azoto), CO (monossido di carbonio) e idrocarburi incombusti. Esse producono
anche delle piccole quantità di SO 2 (diossido di zolfo). Le microturbine sono realizzate per ridurre le
emissioni quando siamo a pieno carico; spesso esse sono molto più elevate quando si opera a carico
parziale. L’inquinante NO x è una miscela di NO e NO 2 . Gli NOx si formano da tre meccanismi quello
predominante è quello termico. L’ossigeno e l’azoto presenti nell’aria non reagiscono tra loro a
temperatura ambiente ma possono reagire ad alta temperatura dando luogo all’ossido di azoto:
O + N 2NO
2 2
⇒
Il livello di NO x prodotti dall’effetto termico dipende dalla temperatura di fiamma e del tempo di
residenza. Una elevata temperatura di fiamma incrementa di molto la produzione di NOx.
Una combustioni incompleta ci dà CO ed idrocarburi incombusti. Le emissioni di CO sono
dovuti ad un insufficiente tempo di residenza ad elevata temperatura. Le emissioni di CO dipendono
pesantemente anche dalle condizioni di carico. Infatti un’unità che lavora a bassi carichi tenderà ad
avere una combustione incompleta che incrementerà la formazione di CO. I valori di CO devono
essere sotto i 50 ppm. Anche se non è considerato come un inquinante nel vero senso della parola, le
emissioni di CO 2 sono alquanto pericolose per il contributo al riscaldamento della Terra. Il
riscaldamento atmosferico è dovuto al fatto che la radiazione solari penetra sulla superficie della Terra
ma la radiazione infrarossa emessa dalla stessa superficie viene assorbita dalla CO 2 presente
nell’atmosfera incrementando quindi la temperatura del globo terrestre. La quantità di CO 2 emessa è
funzione del carbonio contenuto nel combustibile e dall’efficienza del sistema
4.7.20 ESEMPIO DI COGENERATORI CON TURBINE GAS
Esistono in commercio moduli compatti di sistemi di cogenerazione con turbina a gas del tipo di
quelli indicato in Figura 43 (Sistema Turbec ®) capace di produrre, alle condizioni nominali di 15 °C di
temperatura a b.s. dell’aria di immissione, 100 kW di energia elettrica e 160 kW di energia termica con
acqua a 95 °C.
Figura 42: Ciclo rigenerativo a gas

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
86
Figura 43: Esempio di modulo compatto di cogeneratore con turbina a gas
In Figura 44 si ha la vista frontale dello stesso modulo: sono visibili i canali di immissione dell’aria
esterna e di espulsione dei gas combusti. In Figura 45 si ha la vista dell’interno del modulo Turbec ® da
100 kWe nominali.
Si osservi come il contenitore (lungo 2900 mm, largo 760 mm ed alto 1900 mm) racchiuda sia la
turbina a gas che il generatore elettrico e i recuperatori di calore.
Figura 44: Vista frontale del modulo
I canali di immissione aria sono di 400 mm di diametro e quelli di espulsione degli incombusti di
200 mm di diametro. Il sistema è dato per un funzionamento garantito di almeno 60.000 ore (cioè di
oltre 7 anni continui di funzionamento).
Figura 45: Interno del modulo Turbec da 100 kWe nominali.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
87
Il package sopra indicato consente di utilizzare il sistema di cogenerazione come un qualsiasi
generatore al quale ci si deve preoccupare di garantire l’aria di combustione e lo scarico dei gas. Il
modulo prevede anche, vedi figure precedenti, gli attacchi per l’ingresso e l’uscita dell’acqua calda.
Il sistema indicato funziona a gas metano con pressione di alimentazione di 6.5 bar e con
consumo nominale di 360 kW e rendimento globale pari al 72 %..
La rumorosità del modulo è ridottissima e pari a 70 dB ad 1 m di distanza. Si tratta, quindi, di un
generatore molto silenzioso, specialmente se paragonato ai generatori a turbina tradizionali.
Il costo indicativo del sistema Turbec ® è di circa 280 ML, esclusa installazione e pipino e quindi si
tratta di un sistema interessante sia per le applicazioni di cogenerazione di media grandezza che per le
applicazioni di trigenerazione in accoppiamento con un refrigeratore d’acqua ad assorbimento a
bromuro di litio.
4.7.21 MOTORE PRIMO CON TURBINA A VAPORE
La turbina a vapore si presta benissimo quale motore primo per gli impianti di cogenerazione.
Essa può essere a condensazione, a contropressione o a prelievo regolato.
La turbina a condensazione è solitamente utilizzata per sola produzione di energia elettrica ed
hanno ottimi rendimenti (specialmente con gruppi di potenza > 100 MW).
La turbina a contropressione scarica parte del vapore ad una pressione stabilita per usi esterni (di
processo o termici) mentre parte (o anche niente per la contropressione totale) prosegue fino a
condensazione).
La turbina a vapore consente di utilizzare combustibili diversi ed avere anche caldaie a recupero
per varie applicazioni. Ha una elevata affidabilità, facilità di conduzione e manutenzione e bassi
consumi specifici per la produzione di elettricità.
In genere la turbina a vapore consente poca elasticità nel carico e quindi si ha una elevata rigidità
di impianto. Le turbine a prelievo regolato presentano una maggiore flessibilità in funzione della
variazione del carico.
4.7.22 CICLO TERMODINAMICO
La macchina a vapore utilizza il vapore come fluido di lavoro poiché esso gode della caratteristica
di operare trasformazioni isotermiche ed isobariche all’interno della curva di Andrews, come indicato in
Figura 46. Si osservi, infatti, che per una generica isobara all’interno della curva si ha un andamento
orizzontale (coincidente con l’isoterma, anche se non di eguale valore, s’intende!). Questo è giustificato
dalla varianza ridotta ad 1 quando il vapore è saturo 17 . Questa caratteristica risulta interessante per la
realizzazione di un ciclo che si avvicini al ciclo ideale di Carnot.
Si osservi, infatti, la Figura 47: in essa si ha all’interno della curva di Andrews un ciclo di Carnot a
tratto intero. Non vi è dubbio che le trasformazioni BC di vaporizzazione e DA di condensazione sono
contemporaneamente isotermiche ed isobare. Nella realtà si ha sempre un perdita di pressione nel
movimento del vapore saturo nelle tubazioni della caldaia ma si può per il momento pensare che queste
perdite siano piccole e trascurabili.
Le trasformazioni CD e AB sono isoentropiche ma non realizzabili nella realtà. L’espansione CD
può essere politropica e quindi con una perdita di lavoro utile a causa della non isoentropicità. La
trasformazione AB rappresenta una compressione di un vapore saturo (in D) che viene compresso fino
al punto A in cui è liquido saturo secco.
Una tale trasformazione non è in alcun modo realizzabile nella pratica, neanche con produzione
di irreversibilità, a causa della grande variazione del volume specifico del fluido (grande quando c’è
vapore e piccolo quando c’è liquido!) e del pericolo di impuntamento del pistone di compressione.
17 Un vapore si dice saturo quando è in presenza del proprio liquido.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
88
Pertanto la trasformazione AB viene sostituita, per il momento con riferimento al ciclo ideale
reversibile, con la trasformazione di piena condensazione DA’ e poi segue una compressione in fase
liquida (mediante una normale pompa) da A’ alla pressione in caldaia, punto A’’.
Dal punto A’’ occorre ora riscaldare l’acqua fino al punto B di inizio vaporizzazione per poi
proseguire con le fasi normali del ciclo di Carnot. Purtroppo la fase di riscaldamento A’’B è
esternamente irreversibile nel senso che in questa trasformazione si fornisce calore alla macchine ma
a temperatura variabile e pertanto si ha una irreversibilità termodinamica che porta ad avere un ciclo
ideale (cioè internamente reversibile) ma con un rendimento inferiore rispetto al ciclo di Carnot.
Il ciclo di Carnot così modificato è il ciclo Rankine che è il ciclo noto fin dalla fine del settecento
come ciclo delle macchine a vapore. Le prime macchine a vapore furono costruite in Gran Bretagna per
azionare i montacarichi nelle miniere del Galles. Esse avevano rendimenti bassissimi (2-4%) ma
segnarono l'inizio della cosiddetta era industriale.
Pian piano vennero perfezionate e divennero sempre più affidabili e potenti tanto da potere
essere utilizzate anche per le locomotive a vapore e per i motori marini dei piroscafi.
Temperatura
T
C
A
x=0
x=0.2
X
x=0.4
x=0.6
T e p costanti
B
isobara
x=1
x=0.8
Curva del vapore saturo secco
curva del liquido saturo secco
sl sx sv
s
Entropia Specifica
Figura 46: Curva di Andrews per il vapore d’acqua
Le macchine a vapore del secolo scorso (ma che sono utilizzate anche oggi in alcune applicazioni)
utilizzavano quale organo motore il cassonetto con stantuffo.
L'esempio tipico é quello delle locomotive a vapore o dei motori marini vecchio tipo.
Oggi tali organi motori sono stati soppiantati quasi del tutto dalle turbine a vapore. Il ciclo di
Rankine o delle macchine a vapore e rappresentato in Figura 48 nel piano (p,v). Il calore viene ceduto
in caldaia all'acqua che vaporizza (trasformazione ABC) e poi si invia il vapore in una turbina dove
viene fatto espandere (trasformazione CD).
In uscita dalla turbina il vapore viene condensato (cioè passa dallo stato di vapore a quello di
liquido) nel condensatore (trasformazione DA) e da questo mediante una pompa (non é rappresentata
in figura la corrispondente trasformazione perché troppo piccola alla scala considerata) viene rimandato
in caldaia e si ripete il ciclo. Il rendimento termodinamico dipende dalle quantità di calore cedute nella
vaporizzazione in caldaia e nella condensazione nel condensatore secondo la relazione
η = L Q2
1
Q
= − Q
. (56)
1 1
Ricordando che per trasformazioni isobare si può calcolare il calore scambiato mediante
differenza di entalpia così come per trasformazioni adiabatiche il lavoro è ancora dato dalla differenza
di entalpia, si può ancora scrivere:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
89
L hC
− h
η = =
Q h − h
1
C
D
A
Questo ciclo é utilizzato in tutte le centrali termiche per ottenere potenze elevate. Esso é
utilizzato nelle centrali ENEL (non nella versione di base ora vista ma con ulteriori miglioramenti
impiantistici) e negli impianti industriali.
Il ciclo Rankine produce, negli impianti di grande potenza (oggi si hanno centrali da 1 GW),
inquinamento termico nel senso che il condensatore si hanno scarica nell'ambiente enormi quantità di
calore a bassa temperatura che può, qualora non adeguatamente controllato, provocare mutazioni
nell'equilibrio ecologico dell'ambiente circostante.
In genere si limitano a due o tre i surriscaldamenti per problemi in caldaia.
In Figura 50 si ha il confronto (supponendo trasformazioni internamente reversibili!) fra il ciclo
Rankine ed il ciclo di Carnot.
L’area tratteggiata indica la perdita ideale 18 rispetto al ciclo di Carnot a pari temperature estreme.
La stessa figura spiega anche perché è importante utilizzare i vapori saturi per le macchine termiche.
(57)
Temperatura
B
C
A''
A'
A
D
Entropia
Figura 47: Ciclo di Carnot con vapore saturo
Si osserva, infatti, che la trasformazione BC è di vaporizzazione (da A verso B) e pertanto, per
quanto detto per i cambiamenti di stato, la temperatura è costante. Analogo discorso, anche se parziale,
può essere fatto per la trasformazione DE di parziale condensazione.
Quindi l’utilizzo di trasformazioni all’interno della curva di Andrews consente di avere scambi
termici a temperature costanti e quindi, almeno idealmente, di essere confrontabili con le analoghe
trasformazioni del ciclo di Carnot.
Si può ancora osservare dalla Figura 50 che la fase AB di preriscaldamento del liquido fino alle
condizioni di saturazione (corrispondenti al punto B) non avviene a temperatura costante e pertanto la
18 Si ricordi che le trasformazioni reali sono sempre irreversibili e che le aree nel piano di Gibbs non sono pari ai
lavori reali poiché sono incluse anche le perdite per irreversibilità che il diagramma entropico non visualizza.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
90
trasformazione, pur essendo internamente reversibile, è esternamente irreversibile con la conseguenza che il
rendimento del ciclo Rankine è ineluttabilmente inferiore a quello del ciclo di Carnot corrispondente.
Oggi si cerca di ovviare a queste conseguenze mediante la rigenerazione termica con la quale si riduce
al massimo la fase esternamente irreversibile di preriscaldamento.
Il Ciclo che ne deriva è più complesso di quello sopra schematizzato.
4.7.23 DISPOSITIVI FONDAMENTALI PER LE CENTRALI TERMICHE A VAPORE
Le trasformazioni indicate in Figura 48 sono realizzate mediante particolari dispositivi,
schematizzati con simbolismo in Figura 48 a destra.
Questi dispositivi sono fra loro collegati mediante tubazioni nelle quale scorre il vapore o l’acqua
di condensa, a seconda delle trasformazioni.
La Caldaia
Le caldaie di potenza sono mastodontiche installazioni, vedi Figura 51, nelle quali si trasferisce la
massima quantità di energia termica dalla fiamma, in basso nella sezione conica, all’acqua e al vapore
che fluiscono lungo le pareti e nella zona laterale protetta, rispettivamente.
La zona laterale è utilizzata per il surriscaldamento del vapore: essa riceve calore solo per
convezione poiché l’irraggiamento termico della fiamma viene mascherato dalla struttura e in questo
modo può limitare la temperatura massima del vapore.
Si ricordi, infatti, che il calore specifico del vapore è minore di quello dell’acqua e pertanto se si
mantenesse lo stesso flusso termico di fiamma si avrebbe il rischio di bruciatura dei tubi.
Queste caldaie sono assai ingombranti e pongono seri problemi anche dal punto di vista delle
installazioni. Esse richiedono, infatti, strutture portanti di grandi dimensioni, solitamente in acciaio, e
capaci di sopportare azioni deflagranti e sismiche.
TURBINA
LAVORO UTILE
CALDAIA
CONDENSATORE
POMPA
Figura 48: Ciclo delle macchine a vapore di Rankine

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
91
Temperatura
B
C
A
E
D
Entropia
Figura 49: Rappresentazione del Ciclo Rankine ideale.
Temperatura
Zona in difetto rispetto al ciclo di Carnot
B
C
A
E
D
Entropia
Figura 50: Confronto fra il ciclo Rankine e il ciclo di Carnot
Per impianti di modeste dimensioni si possono avere tipologie di caldaie più semplici a tubi
d’acqua e a tubi di fumo.
La fiamma proveniente dal bruciatore produce fumi che lambiscono i tubi all’interno dei quali
scorre l’acqua che viene così riscaldata e/o vaporizzata.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
92
Figura 51: Layout di una caldaia di potenza per grandi centrali
Le caldaie a tubi di fumo (cioè con passaggio dei gas di combustione all’interno del fascio tubiero
mentre l’acqua scorre all’esterno) hanno limiti di pressione e temperatura di 30 bar e 350 °C con una
produzione di circa 2.8 kg/s (cioè 10 t/h).
Le caldaie a tubi d’acqua possono produrre vapore in condizioni diverse.
Nelle caldaie a circolazione naturale la circolazione avviene senza organi motori esterni. Nelle caldaie
a circolazione forzata le pompe di alimentazione assicurano la circolazione attraverso l’intero generatore a
vapore in modo da favorire lo scambio termico in condizioni di assoluta sicurezza.
I componenti di una caldaia sono, in genere:
⋅ La camera di combustione in cui avviene la trasformazione dell’energia del combustibile in calore;
⋅ Il corpo cilindrico superiore in cui la miscela acqua-vapore (funzione del titolo di uscita) si separa
liberando in alto il vapore acqueo che prosegue il ciclo;
⋅ Il corpo cilindrico inferiore che serve per distribuire l’acqua nel fascio tubiero;
⋅ Il fascio tubiero costituito da tubi, investiti esternamente dai fumi caldi e percorsi internamente
dall’acqua in riscaldamento e/o vaporizzazione;
⋅ Il surriscaldatore, costituito da una serpentina ove il vapore passa da saturo a surriscaldato;
⋅ Il desurriscaldatore in cui il vapore viene raffreddato in caso di necessità;
⋅ L’economizzatore, posto nella parte estrema della caldaia con la funzione di riscaldare l’acqua di
alimento;
⋅ Il riscaldatore d’aria che sfrutta il calore contenuto nei fumi all’entrata della caldaia;
⋅ Le pompe di circolazione, presenti solo nelle caldaie a circolazione forzata o controllata;
⋅ L’impianto di pulizia della caldaia per allontanare i depositi e/o le incrostazioni.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
93
La Turbina a vapore
L’organo che produce potenza attiva è la turbina a vapore il cui schema costruttivo è dato in
Figura 52 nella quale sono visibili gli organi di distribuzione del vapore e gli anelli del rotore di diametro
crescente verso l’uscita 19 . Nella Figura 53 si può osservare una turbina a vapore di potenza aperta in
stabilimento. Sono ben visibili gli anelli di palette e la sezione crescente verso il collettore di uscita
(coclea esterna). Le dimensioni delle turbine a vapore sono crescenti man mano che la pressione di
esercizio si abbassa rispetto a quella atmosferica. Pertanto le turbine ad alta pressione (oltre 50 bar) sono
molto più piccole di quelle a bassa pressione (una decina di bar). Le turbine ad alta pressione sono
spesso del tipo contrapposto, vedi Figura 54, per ridurre lo sforzo sui cuscinetti di supporto. In questo
caso la distribuzione del vapore è centrale e il flusso viene poi suddiviso verso i due lati in modo da
bilanciare la spinta laterale sui banchi di supporto. I parametri che caratterizzano una turbina a vapore
sono i seguenti:
⋅ condizioni del vapore all’ammissione e allo scarico;
⋅ portata massica del vapore;
⋅ rendimento adiabatico;
⋅ potenza fornita.
Il rendimento adiabatico η a dipende dal tipo di turbina e in particolare dalla taglia secondo la
seguente tabella:
⋅ per potenze sopra i 150 MW si ha η a = 0.82÷0.83
⋅ per potenze tra 5 e 50 MW si ha η a = 0.76÷0.82
⋅ per potenze fra 1 e 5 MW si ha η a = 0.70÷0.76
⋅ per potenze < 1 MW si ha η a < 0.72
Quando la turbina a vapore è accoppiata ad un alternatore occorre tenere conto, ai fini del calcolo
della potenza elettrica prodotta, del rendimento di quest’ultimo variabile, secondo la taglia,
nell’intervallo 0.96÷0.99.
Figura 52: Schema di una turbina a vapore
19 Si ricordi che il vapore espandendosi aumenta considerevolmente il suo volume specifico e pertanto la turbina
deve consentire questo incremento volumetrico mediante l’incremento della sezione di passaggio del vapore.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
94
Condensatore
Il condensatore è l’organo di maggiori dimensioni di tutto l’impianto.
Esso è costituito da grandi banchi di tubi di rame nei quali si fa passare acqua fredda all’interno e
vapore in uscita dalla turbina all’esterno.
La condensazione avviene ad una temperatura di 32-40 °C e ad una pressione di 0,035-0,045 bar.
Si utilizza, di norma l’acqua di mare o l’acqua di fiumi di grandi portate (ad esempio il Po) per
evitare l’inquinamento termico cioè l’innalzamento sensibile della temperatura dell’acqua e ciò per evitare
conseguenze biologiche nella flora e nella fauna marina.
Pompe di alimentazione in caldaia
L’acqua uscente dal condensatore a bassa pressione (circa 0,04 bar) viene poi portata alla
pressione di alimentazione in caldaia (circa 70 bar) mediante opportune pompe di alimentazione le cui
dimensioni sono piccole rispetto a quelle degli altri organi sopra descritti.
La potenza assorbita dalle pompe di alimentazione è di 1-÷2 % di quella prodotta dalle turbine.
4.7.24 CICLO HIRN
L’evoluzione naturale del ciclo Rankine è il ciclo Hirn nel quale il vapore in uscita dalla caldaia
non è in condizioni saturo secco bensì surriscaldato, vedi Figura 55. Il rendimento di questo ciclo è
ancora dato dalla (56) ma con calore Q 1 dato dalla differenza:
Q = h − h (58)
1 D E
e pertanto il rendimento vale:
L hD
− h
η = =
Q h − h
1
D
E
A
(59)
Figura 53: Turbina a vapore aperta

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
95
Rispetto al ciclo Rankine il surriscaldamento del vapore da C a D porta ad avere rendimenti più
elevati anche se le perdite per irreversibilità rispetto al ciclo di Carnot corrispondente sono ancora
maggiori.
La temperatura massima oggi raggiungibile in D è di circa 570 °C per le centrali ENEL e di 760
°C per le centrali tedesche. Il motivo di questa diversità è da ricercare nel tipo di acciaio utilizzato per le
costruzioni impiantistiche.
In Italia si usano acciai meno pregiati ma più economici mentre in Germania si utilizzano acciai
austenitici più costosi ma che consentono di lavorare a temperature più elevate con conseguente
maggior rendimento rispetto alle centrali italiane. Oggi con il combustibile ad alto costo è preferibile
avere rendimenti più elevati che costi iniziali di installazione più ridotti. Per aumentare ulteriormente il
rendimento del ciclo Hirn si può anche avere più di un surriscaldamento, come riportato in Figura 56.
In genere si limitano a due o tre i surriscaldamenti per problemi in caldaia.
4.7.25 CICLI A SPILLAMENTO
L’ultima tendenza nella direzione del miglioramento del rendimento del ciclo a vapore è quella
dei cicli a spillamento. In questi cicli, che qui non si approfondiscono per la limitatezza del corso, si cerca
di riparare al guasto termodinamico provocato dal preriscaldamento dell’acqua prima di vaporizzare.
Questa fase è, come già detto in precedenza, fortemente irreversibile e riduce molto il rendimento
del ciclo Hirn (o anche di Rankine). Allora se si riesce a riscaldare il più possibile l’acqua di alimento in
caldaia con calore sottratto allo stesso vapore durante l’espansione in turbina si può pensare di ridurre
le perdite di irreversibilità anzidette.
Figura 54: Turbina a vapore ad anelli contrapposti
Questo è proprio quello che si fa nei cicli a spillamento. Si preleva vapore dalla turbina durante la
fase di espansione e lo si fa condensare in uno scambiatore di calore (detto recuperatore) in modo da
cedere il calore di condensazione all’acqua che alimenta la caldaia.
In Figura 57 si ha un esempio di ciclo Hirn con 4 spillamenti che portano l’acqua dalle condizioni
del punto A (uscita dalla pompa) fino al punto B’. Occorrerà fornire solamente il calore di
preriscaldamento da B’ a B.
Questo è certamente inferiore al calore AB senza spillamenti e pertanto si riducono le perdite per
irreversibilità.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
96
Temperatura
D
B
C
A
F
E
Figura 55: Ciclo Hirn nel piano (T,s)
Entropia
Temperatura
D
G
B
C
E
A
F
H
Entropia
Figura 56: Ciclo Hirn con due surriscaldamenti
Aumentando il numero di spillamenti si può portare il punto B’ molto vicino a B incrementando,
così, il rendimento termodinamico. Per motivi di costo si limitano gli spillamenti a 12÷18 al massimo.
I cicli a spillamento risultano vantaggiosi anche perché producono una sensibile riduzione delle
dimensioni delle turbine e del condensatore. In questi organi, infatti, viene a fluire una portata inferiore
rispetto al caso di ciclo senza spillamento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
97
Per il calcolo del rendimento occorre prima determinare le frazioni di vapore spillate e poi
determinare l’energia utile prodotta dalla quantità residua di vapore che si espande fra i vari tratti del
segmento DE. Per la determinazione delle frazioni spillate si ricorre ad equazioni di equilibrio termico
nei singoli recuperatori di calore (in numero pari agli spillamenti).
Tale applicazione viene qui tralasciata per semplicità. Si osservi ancora che vi sono vari criteri per
individuare i punti ottimali di spillamento.
Un criterio semplice, ma in buon accordo con la pratica, è quello di suddividere il salto termico
DE in parti eguali al numero di spillamenti desiderati (come indicato nella Figura 57).
Temperatura
D
B
B'
Calore di preriscaldamento
C
Recupero di calore
Spillamenti
A
F
E
Entropia
4.7.26 COMBUSTIBILI UTILIZZATI
Figura 57: Cicli a spillamento
Si è detto che nel ciclo a vapore si può, in generale, utilizzare qualunque tipologia di combustibile
sia esso solido, liquido o gassoso. La scelta del combustibile si riflette sulle caratteristiche della caldaia,
del ciclo di trattamento del combustibile e del sistema di depurazione dei fumi. La combustione con
combustibili gassosi e con polverino di carbone polverizzato viene realizzata tramite l’uso di bruciatori
nei quali l’aria viene miscelata al combustibile mentre nel caso di combustibili solidi (non polverizzati) si
ha un focolare dotato di griglie.
Fra i combustibili principali si ricordano:
⋅ greggio;
⋅ olio combustibile
⋅ gas naturale
⋅ gas residuo (gas di cokeria, gas di raffineria, …)
⋅ polverino di carbone;
⋅ coal-oil
Nelle caldaie a focolare si possono bruciare:
⋅ carbone povero
⋅ combustibile da rifiuti (CDR)
⋅ legna

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
98
I combustibili gassosi non richiedono, in generale, alcun trattamento ed i bruciatori sono più
semplici che in altri casi. I combustibili liquidi comportano una fase di filtraggio e riscaldamento al fine
di raggiungere i valori necessari di pressione e viscosità (40÷60 bar e η< 5 °E) per la successiva
operazione di polverizzazione al bruciatore.
I combustibili solidi (carbone, scarti di lavorazione, RSU, …) possono subire trattamenti
preliminari per raggiungere i valori di granulometria e contenuto d’acqua imposti dal tipo di bruciatore
adottato o del tipo di forno (ad esempio a letto fluido).
4.7.27 POSSIBILITÀ DI COGENERAZIONE
Per un ciclo cogenerativo nel quale si desideri avere la necessaria flessibilità nel soddisfacimento
del carico elettrico e termico si utilizza, di solito, la turbina in derivazione e condensazione (detta anche
a prelievo regolato).
Questo tipo di impianto può lavorare anche separatamente dalle reti esterne (parallelo elettrico e
termico) come pure possono lavorare in parallelo con la rete ENEL e cedere energia in caso di
sovrapproduzione.
Impianti a derivazione e condensazione
Il rapporto C =E T /E E può variare fra 0 e 4 e anche oltre nel caso di contropressione. In Figura
58 si ha un esempio di impianto con turbina a vapore a derivazione e condensazione.
In questo caso la turbina è sostanzialmente divisa in due parti: un corpo ad alta pressione, ove si
espande tutto il vapore prodotto, ed uno a bassa pressione dove avviene l’espansione del vapore che
eccede quello richiesto dalla utenza.
TURBINA
G
CALDAIA
CONDENSATORE
Figura 58; Ciclo a vapore a derivazione e condensazione
Questo tipo di impianto consente di realizzare tutti i casi fra la turbina a condensazione pura e
quella in contropressione pura. E’ quindi molto flessibile e segue perfettamente le esigenze del carico
elettrico e termico dell’Utenza. Si tenga presente che occorre avere almeno 6÷7% di vapore in
espansione nella sezione a bassa pressione per avere un raffreddamento del corpo turbina.
Inoltre il corpo a bassa pressione non è dimensionato per ricevere tutta la portata di vapore e
pertanto i due casi limiti sono solo teorici. Per questa tipologia di impianto occorre considerare i
seguenti parametri:
⋅ rendimento totale, N

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
99
⋅ rendimento elettrico, N E
⋅ consumo specifico di vapore per la produzione elettrica, q p
⋅ rapporto energia termica su energia elettrica, C.
Tutti questi parametri variano al variare del carico elettrico e della potenza termica estratta. In un
gruppo a derivazione e condensazione si può variare il carico elettrico, entro certi limiti, senza pesare
sul carico termico e, viceversa, è possibile variare il carico termico senza disturbare il carico elettrico. La
regolazione, infatti, agisce sia sulle valvole di ammissione alla turbina che su quelle a valle del prelievo.
4.7.28 IMPIANTI A CONTROPRESSIONE
Questi impianti sono detti a recupero totale e forniscono calore ad una utenza (detta fredda) in
grado di dissipare tutto il carico. Essi presentano una elevata rigidità e quindi non consentono di variare
indipendentemente i carichi elettrici e termici.
In genere gli impianti a contropressione sono dimensionati sull’utenza termica con rendimento
complessivo che può raggiungere il 90%. In Figura 59 si ha lo schema di un impianto in
contropressione nella versione più semplice, adatto per piccole taglie.
Lo stadio di riduzione di pressione e di desurriscaldamento del vapore, unitamente al by-pass
della turbina, è utilizzato sia in fase di avviamento del gruppo che in caso di fuori servizio della turbina.
Il desurriscaldatore serve ad adattare il vapore alle esigenze dell’utenza.
In Figura 60 si ha uno schema di impianto a contropressione con due turbine: in questo modo si
hanno due livelli di scarico del vapore a diversa pressione.
DESURRISCALDATORE
TURBINA
GENERATORE
G
CALDAIA
ALLA UTENZA
DEGASATORE
RITORNO CONDENSA
Figura 59: Schema di un impianto a vapore con turbina in contropressione
In Figura 61 si ha uno schema tipico per applicazioni di teleriscaldamento. La turbina in
contropressione è regolata dalla quantità di combustibile bruciato in caldaia e quindi dalla quantità di
vapore inviato alla turbina stessa, a parità di condizioni termodinamiche.
In linea di principio la regolazione può essere asservita sia al carico termico che al carico elettrico.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
100
TURBINA
AP
TURBINA
BP
GENERATORE
G
CALDAIA
DEGASATORE
RITORNO CONDENSA
Figura 60: Schema di un impianto a contropressione con due turbine e due livelli di scarico vapore
DESURRISCALDATORE
TURBINA
GENERATORE
G
CALDAIA
RETE ELETTRICA ESTERNA
UTENZA
Figura 61: Schema di un SET con turbina a vapore a contropressione per reti di teleriscaldamento
4.8 ESEMPI DI APPLICAZIONI DELLA COGENERAZIONE
Gli effetti della L 9/91 e L 10/91 non si sono fatti aspettare e già oggi si contano numerose
applicazioni della cogenerazione che hanno dimostrato maturità e convenienza. In genere i problemi
tecnici sono di facile risoluzione per cui la convenienza dei sistemi cogenerativi si basa tutta sull’analisi
finanziaria ed economica, come precedentemente detto.
Un errore da evitare è quello di sovradimensionare questi impianti ad esempio scegliendo taglie
dei componenti dimensionati per far fronte alle punte dei carichi termici e/o elettrici: si rischia di avere
oneri finanziari molto grandi e rendimenti ai carichi ridotti bassi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
101
Il dimensionamento dei componenti di impianto e della giusta taglia del SET deve partire
dall’analisi approfondita e certa degli andamenti dei carichi termici ed elettrici (ad esempio mediante le
curve cumulative già citate) avendo cura di selezionare i carichi medi e non le punte.
Non sempre questa analisi risulta agevole poiché certe applicazioni (ad esempio quelle di
climatizzazione degli edifici) risultano sempre fortemente variabili nel tempo. In questi casi occorre
diversificare i casi di edifici esistenti per i quali sono reperibili dati storici ed edifici nuovi per i quali si
debbono operare scelte progettuali sulla base di confronti e/o assimilazioni con casi esistenti.
Un metodo oggi seguito per la previsione dei carichi è quello dell’utilizzo di codici di calcolo
affidabili che forniscano risultati utili per lo scopo prefissato.
In genere si fa riferimento ad un anno tipo (reference year) o a sequenze temporali di dati
climatologici tali da essere statisticamente significativi per il periodo di simulazione desiderato. Tali
codici sono reperibili commercialmente 20 o tramite istituti di ricerca.
4.8.1 APPLICAZIONI INDUSTRIALI DELLA COGENERAZIONE
La taglia industriale degli impianti cogenerativi varia da 100 kW a 20 MW e più e quindi si tratta
di potenze significative anche rispetto alle applicazioni più importanti in campo civile.
L’esigenza della cogenerazione scaturisce, di norma, dall’elevato costo dell’energia elettrica nelle
fasce orarie di maggior uso e dalla necessità di disporre di calore per applicazioni di processo (vapore,
acqua calda, reti tecnologiche interne,…). Sono spesso utilizzati motori endotermici (quando si
richiedono basse temperature) più efficienti e comodi rispetto agli altri tipi di motori primi.
Per potenze elevate e per temperature richieste superiori ai 100 °C si utilizzano prevalentemente
turbine a vapore o a gas: si tratta quasi sempre di grosse iniziative che nascono in grandi
raggruppamenti industriali che utilizzano anche residui di lavorazione o rifiuti urbani o industriali (oli,
scarti petroliferi, …).
4.8.2 IL TELERISCALDAMENTO
Il teleriscaldamento è una distribuzione di energia termica distribuita sul territorio anche a
notevole distanza e per applicazioni anche differenziate. In Italia si sono avute applicazioni di
teleriscaldamento per iniziativa di Aziende Municipalizzate per il riscaldamento urbano (vedansi gli
esempi di Brescia, Ferrara, …).
Purtroppo questa tecnologia è da considerare ancora agli inizi e limitata a superfici limitate
(qualche quartiere). L’energia termica viene prodotta in una centrale appositamente attrezzata (forni
policombustibile) e distribuita mediante reti, magliate e/o ramificate, di tubi di acqua calda a pressione
posta sotto terra. Le centrali cogenerative consentono di produrre sia energia termica che elettrica,
entrambe distribuite in rete dalle stesse aziende municipalizzate. Il calore viene utilizzato sia per
riscaldamento ambientale che per usi sanitari e/o ospedaliero.
Il dimensionamento dell’impianto viene effettuato utilizzando i codici di calcolo per la previsione
dei carichi termici al variare delle condizioni esterne. E’ cos’ possibile conoscere per una taglia di
motore primo l’energia termica che può essere prodotta per soddisfare l’utenza (carico termico imposto) e la
conseguente energia elettrica disponibile.
La convenienza economica e finanziaria di questi impianti porta a preferire taglie dimensionate
per i carichi comuni più frequenti e quindi lontani dai carichi di picco: in genere l’80% dell’energia
richiesta è circa il 40% inferiore al carico di picco.
Per soddisfare le punte massime di carico si usano generatori ausiliari (più economici) che
entrano in funzione nel momento richiesto dall’utenza.
20 Si citano, per la loro grande diffusione e riconosciuta validità, i codici TRNSYS, DOE, BLAST. L’ASHRAE ha
proposto il metodo TEDT/TA nel 1967 e CLTD/CLF nel 1977: entrambi questi metodi sono implementati in programmi
commerciali. Anche i codici BIOCLI e DPM predisposti dal Gruppo di Fisica Tecnica della Facoltà di Ingegneria di Catania
si inquadrano in queste tipologie di strumenti di previsione. Questi, fra l’altro, sono stati validati sperimentalmente presso le
test facilty europee della Conphoebus di Catania.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
102
4.8.3 GLI OSPEDALI
Un complesso ospedaliero moderno può essere considerato (per estensione, tipologia e taglia
degli impianti) un impianto industriale vero e proprio. Si hanno forti consumi energetici sia termici che
elettrici e, in genere, gli ospedali costituiscono una favorevole occasione per la cogenerazione.
Gli studi preliminari debbono stabilire i consumi (storici per enti esistenti o prevedibili per nuove
costruzioni) sia elettrici che termici.
In quest’ultimo caso occorre anche stabilire le temperature di utilizzo delle fonti termiche: ad
esempio, vapore di sterilizzazione a 140 °C, vapore per i mangani per la stiratura a 180 °C. In passato
l’uso di grandi quantità di vapore ha portato ad avere generatori termici solamente per la produzione di
vapore che veniva usato anche per altri scopi, compresi la produzione di acqua sanitaria, il
riscaldamento e il raffrescamento (mediante macchine frigorifere ad assorbimento) ambientale.
Oggi, dato l’alto costo di gestione dei generatori di vapore e delle reti di distribuzione, si
preferisce limitare l’uso del vapore ai soli casi necessari e quindi utilizzando normali caldaie per la
produzione di acqua sanitaria e per il riscaldamento ambientale.
Un aspetto interessante si ha, sempre negli ospedali, per l’utilizzo dell’energia elettrica.
Oltre al normale collegamento alla rete ENEL occorre sempre prevedere gruppi di continuità con
alimentazione preferenziale per le sale operatorie, le sale di terapia intensiva e per tutti i casi ove la
continuità del servizio è assolutamente necessaria.
Pertanto, oltre all’uso di gruppi di continuità elettronici di limitata durata, occorre prevedere veri
e propri gruppi elettrogeni alimentati con motori a combustione interna e capaci di assicurare l’energia
elettrica anche per lunghi periodi.
Pertanto risulta immediata la possibilità di usare questi motori per cogenerare anche l’energia
termica usata internamente negli ospedali. Al fine di dimensionare il sistema cogenerativo occorre
valutare correttamente i carichi termici, suddivisi per temperatura di utilizzo, e i carichi elettrici,
compresi i carichi per illuminazione.
La scelta del criterio di progetto può essere basata sia sul carico termico imposto che sul carico
elettrico imposto. Quest’ultima possibilità risulta conveniente nel caso di tariffa multioraria e in ogni
caso quando il costo di autoproduzione dell’energia elettrica risulta inferiore alla tariffa ENEL.
In genere è l’analisi economica e finanziaria che consiglia, caso per caso, il criterio migliore da
seguire in base ai tempi di ritorno più rapidi.
4.8.4 IL TERZIARIO
L’attuale tendenza alla concentrazione di attività commerciali in grossi centri ha creato un nuovo
mercato per la cogenerazione. La mole delle strutture e l’esigenza di climatizzazione sia invernale che
estiva, oltre alle altre esigenze impiantistiche interne (catena del freddo, banconi frigoriferi,…)
presentano ottime possibilità per la cogenerazione.
I criteri progettuali sono del tutto simili a quelli indicati per gli ospedali. Occorre quindi
esaminare correttamente i carichi termici ed elettrici (eventualmente prevedendoli mediante codici di
calcolo opportuni).
Occorre tenere presente che la variabilità climatica incide moltissimo sull’andamento dei carichi
sia termici che elettrici.
Un sistema sufficientemente semplice di cogenerazione è quello di recuperare il calore dei
condensatori di raffreddamento dei gruppi frigoriferi.
La variabilità delle tipologie edilizie e delle tipologie di carico non consentono, a priori, di indicare
il miglior sistema cogenerativo. Spesso considerazioni economiche (maggior investimento iniziale) e di
gestione limitano l’adozione di sistemi cogenerativi a soluzioni ibride di recupero degli scarti energetici
(ad esempio nei condensatori dei gruppi frigoriferi) o di riduzione degli sprechi.
Si tenga presente che per effetto del sistema di tariffazione ENEL non risulta spesso conveniente
autoprodurre energia elettrica nel periodo estivo (tariffa F4 per ore vuote in agosto) perché più costosa
di quella venduta dall’ENEL.
Ciò limita notevolmente la possibilità di ipotizzare sistemi total energy complessi a favore dei sistemi
cogenerativi ridotti dianzi esposti.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
103
4.8.5 LA MICROGENERAZIONE
Per applicazioni al di sotto dei 100 kW elettrici (carico elettrico imposto) si hanno
microcogenerazioni che possono risultare convenienti quando si ha una frazione di energia termica
richiesta che si mantiene costante durante l’anno.
Ciò si ottiene, ad esempio, quando si ha un elevato consumo di acqua sanitaria e quindi questa
microcogenerazione si applica a servizi sportivi, camping, alberghi, …., e cioè la dove i servizi sono non
trascurabili rispetto al riscaldamento ambientale.
L’impianto di cogenerazione viene dimensionato sulla base del carico termico costante da
alimentare con motori endotermici a carico elettrico costante.
Sono stati immessi sul mercato da una decina d’anni sistemi total energy che utilizzano motori
automobilistici per produrre circa 40 kW elettrici e circa 100 kW termici.
Uno di questi sistemi è il TOTEM® originariamente predisposto dalla FIAT con un motore
endotermico derivato da quello della 127. Combinando più unità si possono ottenere potenze elettriche
e termiche anche considerevoli per applicazioni civili condominiali.
4.8.6 CENTRALI TERMO-ELETTRO-FRIGORIFERE
L’idea di base di un SET è di fornire contemporaneamente elettricità e calore e quindi di soddisfare,
direttamente o con l’inserimento di ausiliari o con scambi di rete (sistemi aperti) i fabbisogni globali
dell’utenza.
Una delle esigenze oggi in crescita è la produzione del freddo sia per l’accresciuta domanda nel
settore climatico ambientale sia per applicazioni commerciali ed industriali. Appare quindi logico
soddisfare le richieste di energia frigorifera sfruttando la produzione di calore dei sistemi cogenerativi.
In primo luogo si può pensare di usare un motore primo per trasformare energia primaria (data dal
combustibile) in energia meccanica per alimentare i compressori alternativi di una macchina a
compressione di vapori saturi per la produzione del freddo. Se poi il ciclo è reversibile si può anche
avere produzione di calore.
Questa applicazione consente di svincolarsi dall’uso diretto dell’energia elettrica sia per la
produzione di freddo che di caldo. Inoltre questo schema libera il sistema total energy dal rigido rapporto fra
produzione di energia elettrica ed energia termica.
La taglia dei sistemi appena descritti è medio-bassa (entro qualche centinaio di kW) e quindi il
motore primo è quasi sempre un motore endotermico e, al limite superiore, con piccole turbine a gas.
Un motore endotermico consente facilmente l’accoppiamento sia ad un compressore che ad un
generatore elettrico, come schematizzato in Figura 62.
Il generatore elettrico è di solito sempre accoppiato anche in assenza di carico elettrico (con
funzioni di volano) mentre il compressore viene accoppiato mediante innesto a frizione nel momento
di richiesta del carico.
Se il motore elettrico è di tipo asincrono può fungere anche da motore di alimentazione del
compressore nel momento in cui il motore primo si ferma (gusto e/o manutenzione) assicurando la
produzione del freddo. In questo modo il sistema si comporta come una centrale elettro-termofrigorifera
capace di adattarsi a tutte le esigenze di carico.
Il compressore fa parte, come già accennato, di una pompa di calore (freddo-caldo) e quindi si
tratta di pompe endotermiche e non del tipo usuale con motori elettrici.
Oggi si trovano sul mercato pompe di calore endotermiche alimentate da motori a combustioni
interna di derivazione automobilistica. Il compressore funziona con R22 o similare. Le taglie di potenza
termica totale (di ciclo inverso e di recupero termico) sono variabili da 150 a 400 kW con gradini di 50
kW (vedasi il già citato TOTEM®). E’ possibile avere potenze maggiori mediante parallelo di più
moduli termici.
Il motore endotermico può essere alimentato anche con gas metano di rete e la regolazione del
numero di giri avviene mediante regolazione sulla valvola a farfalla. In questo modo si mantengono
1000÷1500 gpm con un rendimento, quasi costante, di circa il 31%. Combinando la variazione del
numero di giri con la parzializzazione dei cilindri del compressore (già vista nel capitolo sulle centrali
frigorifere) si possono avere variazioni di potenza fra il 15% ed il 100% della potenzialità nominale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
104
G
GENERATORE
MOTORE PRIMO
INNESTO A
FRIZIONE
COMPRESSORE
Figura 62: Schema dell’accoppiamento di un motore primo con un compressore ed un generatore
Dal raffreddamento del motore e dai fumi di scarico si può ancora ricavare energia termica, allo
stesso modo di quanto già descritto nei sistemi cogenerativi usuali e pertanto la pompa di calore
endotermica presente un rendimento termico elevatissimo e superiore a quello relativa ad una buona
caldaia tradizionale ad alto rendimento nella stagione invernale.
Rispetto alle pompe di calore elettriche si hanno anche ulteriori vantaggi derivati, ad esempio,
dalla possibilità di sbrinamento (quando la temperatura esterna scende al di sotto dei 5°C) mediante
calore di recupero dal motore e non con inversione di ciclo, come avviene nelle pompe di calore
alimentate elettricamente.
Poiché le pompe di calore endotermiche funzionano con ciclo reversibile è possibile soddisfare
anche le esigenze del condizionamento estivo.
Per valutare la convenienza economica di questo sistema (che presenta un maggior costo iniziale
dovuto al motore primo a al generatore elettrico) si deve dimostrare che sottraendo al costo della
macchina il risparmio che si ottiene per la riduzione della potenzialità della centrale termica e dei
refrigeratori tradizionali si ottiene un vantaggio economico al limite pari a zero.
Si tenga presente che attualmente ci sono contributi previsti dalle leggi vigenti sia per
l’installazione (e quindi per l’acquisto) di pompe di calore endotermiche che una riduzione tariffaria del
gas metano di alimentazione. Tuttavia non è possibile avere certezza della durata di questi incentivi né
della loro estensione a tutti i settori civili e del terziario. Nel dimensionare questi tipi di sistemi si ricordi
che la potenza meccanica dei motori endotermici è pari a circa 1/5 della potenza termica totale
prodotta. Da confronti effettuati in casi reali (edifici commerciali con superfici variabili da 5000 a 12000
m 2 ) si osserva che il risparmio energetico (in termini di energia primaria riferita al consumo nominale
dell’impianto in assenza di macchine endotermiche) varia dal 15 al 40% per potenze del motore variabili
da 150 a 1000 MW. Se si considera il consumo energetico per il condizionamento estivo il sistema a
pompa di calore endotermica consente di raggiungere risparmi maggiori con tariffe multiorarie.
A conclusione di questo capitolo si fa osservare che l’attuale sistema legislativo introduce sgravi
fiscali per il combustibile utilizzato per la semplice cogenerazione termica – elettrica ma non per
l’alimentazione delle pompe di calore endotermiche. Questa assurda dissimmetria può in taluni casi
portare ad una convenienza maggiore installando un normale sistema cogenerativo che alimenta
elettricamente una pompa di calore elettrica reversibile.
Per taglie grandi (oltre 500 kW) si possono raggiungere economie del 15÷15% nel combustibile e
questo non per un fatto termodinamico ma solo per una sperequazione legislativa. SIC! L’uso
combinato delle pompe di calore endotermiche con accoppiamento al generatore elettrico richiede
un’analisi complessa che dipende fortemente dalla taglia, dall’andamento dei carichi (elettrici e termici) e
dal tipo di tariffazione elettrica utilizzata. I risparmi energetici e gestionali appaiono maggiormente
rilevanti, per grandi impianti, per sistemi cogenerativi mentre la redditività è maggiore per i sistemi a
pompa di calore endotermica alimentate a gas, malgrado la non favorevole agevolazione fiscale. Per i
sistemi alimentati elettricamente i sistemi cogenerativi, pur fornendo risparmi energetici maggiori,
pongono problemi di utilizzo della notevole quantità di energia termica recuperata.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
105
4.9 LA TRIGENERAZIONE
Si indica con Trigenerazione la produzione combinata di elettricità, calore e freddo applicando i
criteri dell’energy cascading ai gas di scarico di un’unità motrice rotativa o alternativa. Per la
climatizzazione ambientale si utilizza una macchina ad assorbimento che fornisce caldo in inverno e
freddo in estate.
Per la parte termica si ha, in genere, anche richiesta di vapore e pertanto il sistema trigenerativo
utilizza un generatore di vapore a recupero alimentato con i gas di scarico di un motore primo del tipo
turbina a gas.
Lo schema impiantistico è dato in Figura 63. Il calore sensibile dei gas di scarico è recuperato
attraverso una caldaia a recupero (HRSG) per la produzione di vapore destinato alla copertura dei
fabbisogni termici, invernali ed estivi, questi ultimi attraverso un gruppo ad assorbimento.
La turbina è collegata tramite albero ad un alternatore per la produzione dell’energia elettrica. In
aggiunta si ha un circuito di emergenza, vedi Figura 65, verso cui scaricare il flusso di vapore prodotto
per smaltire il calore in caso di overhating oppure di overcooling dell’immobile.
Vapore alle utenze
Gas caldi
Condensato dall'utenza
Alternatore
Turbina a gas
Figura 63: Schema di un impianto per Trigenerazione
Gas di scarico al camino
4.9.1 LA TURBINA A GAS
Le turbine a gas hanno subito in questi ultimi anni una grande evoluzione tecnologica dovuto
all’aumento delle potenze unitarie, al miglioramento dei rendimenti e alla riduzione delle emissioni di
NO x nell’ambiente. L’uso di quei motori primi in assetto cogenerativo favorisce la flessibilità
dell’impianto (E/C = 0.3÷1.5).
I tempi di avviamento sono oggi ridotti a pochi minuti e la caldaia a recupero inizia a produrre
vapore dopo circa venti minuti dall’avviamento della turbina.
Questi tempi si dimezzano con avviamenti a caldo e sono bassissimi rispetto a quelli ottenuti con
turbine a vapore. Di soliti è presente un camino di by-pass dei gas di scarico e del post bruciatore per
rendere la turbina più flessibile e adatta alle applicazioni del terziario.
4.9.2 CALDAIA A RECUPERO, HRSG
I gas di scarico in uscita dall’espansore della turbina hanno ancora una temperatura di circa 500
°C. La caldaia a recupero HRSG (Heat Recovery Steam Generator) permette di trasferire parte del calore
sensibile dei gas all’acqua surriscaldata circolante in pressione all’interno dei tubi. Si ha così il recupero
del calore dei gas di scarico su cui si basa il concetto di cogenerazione.
L’acqua surriscaldata alimenta un corpo cilindrico dove si separa il vapore per l’utilizzazione.
Questo può essere ulteriormente surriscaldato per usi specifici.
Il punto critico della caldaia a recupero è nella sezione nella quale la differenza di temperatura tra
i gas di scarico e l’acqua di alimentazione è la più bassa possibile (pinch point).
Per uno scambio efficace occorre avere una differenza di temperatura minima di almeno 10 °C.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
106
T
PINCH POINT
Q
⋅
⋅
⋅
Figura 64: Diagramma di scambio gas di scarico acqua
Le caldaie a recupero sono caratterizzate, da un punto di vista costruttivo, da:
Superfici di scambio termico superiori alle corrispondenti caldaia radiative tradizionali;
Utilizzo di tubi alettati allo scopo di aumentare il coefficiente di scambio termico globale;
Pressioni del vapore generalmente inferiori a 40 bar al fine di avere un pinch point sufficientemente
elevato.
Figura 65: Schema impiantistico di un trigeneratore
In Figura 65 si ha un ulteriore dettaglio impiantistico del trigeneratore. Questo tipo di impianto di
cogenerazione risulta conveniente quando si ha la presenza della contemporanea richiesta dei tre
carichi, ad esempio negli ospedali.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
107
4.9.3 LA REGOLAZIONE DELL’IMPIANTO DI TRIGENERAZIONE
Nel caso in cui la richiesta di vapore non è costante nel tempo si possono avere due possibilità di
regolazione: una riguarda la turbina a gas e l’altra la caldaia a recupero.
Regolazione della Turbina a Gas mediante IGV
Si varia l’inclinazione delle pale mobili dello statore all’ingresso del compressore mediante un
dispositivo detto IGV (Inlet Guide Variable) per regolare la portata di aria in ingresso alla turbina a gas.
Se la portata in ingresso diminuisce la portata dei gas combusti varia all’incirca nello stesso rapporto nel
caso di temperatura di ingresso turbina costante.
La diminuzione della portata d’aria in ingresso produce una diminuzione analoga della quantità di
energia termica recuperabile.
Regolazione del carico mediante post combustione
Qualora il contenuto energetico dei fumi non è sufficiente per coprire i fabbisogni dell’utenza
allora si ricorre alla post combustione, possibile grazie all’eccesso d’aria tipica delle turbine a gas. La
post combustione può aumentare notevolmente la potenza termica della caldaia a recupero
permettendo, così, di rispondere alla domanda di calore facendo funzionare la turbina in condizioni di
funzionamento nominale.
Naturalmente il combustibile utilizzato per la post combustione non fornisce energia elettrica e
pertanto si riduce il risparmio energetico.
D’altra parte essa è utilizzata per i picchi di carico termico e consente di ridurre i costi di
investimento per le turbine di maggiori dimensioni.
Nel caso la post combustione non sia sufficiente a far fronte alla variazione dei carichi allora si
possono utilizzare generatori tradizionali in parallelo ovvero importare energia dalle reti (sistemi aperti).
Scelta della modalità della regolazione
La scelta delle opzioni di regolazione scaturisce da un compromesso tecnico-economico dovuto
alla grande mole di parametri da tenere in conto quali, ad esempio, il costo di investimento, il
diagramma del carico termico, il costo di vendita dell’energia elettrica (L/kWh), il costo del
combustibile. Se la turbina a gas è dimensionata, com’è solito farsi, per il carico medio allora sono
possibili entrambi i criteri di regolazione sopra indicati. Va però tenuto presente che attualmente,
malgrado il risvegliarsi dell’interesse per la cogenerazione mediante turbine a gas, si hanno ancora pochi
modelli disponibili sul mercato e pertanto la scelta del motore primo è spesso dettata anche da un
compromesso o da una scelta obbligata.
Macchine ad assorbimento
Nel caso della trigenerazione termica si utilizzano, dal lato termico, le macchine ad assorbimento
che garantiscono sia la produzione di acqua calda per riscaldamento che l’acqua fredda per il
condizionamento estivo. Le macchine ad assorbimento costituiscono una valida scelta impiantistica
anche in considerazione delle incertezze in materia di inquinamento e di costo dell’energia ed inoltre
trasformano un carico solitamente elettrico, quale quello frigorifero, in carico termico e quindi
migliorando il rapporto E T /E E.
Queste macchine richiedono solo una minima quantità di energia elettrica (per gli organi ausiliari)
e pertanto presentano una maggiore compatibilità ambientale rispetto ai compressori frigoriferi
alimentati elettricamente. Il loro costo iniziale di investimento è più elevato rispetto ai frigoriferi
tradizionali ma hanno, per contro, un minore costo di gestione e di manutenzione. Inoltre non danno
luogo a vibrazioni per assenza di parti in movimento e pongono pochi problemi di installazione nei siti
dove sono richieste. Le tipologie oggi maggiormente utilizzate sono:
⋅ Acqua ed ammoniaca;
⋅ Acqua e bromuro di litio.
Il funzionamento di queste macchine è semplice (vedi corso di Fisica Tecnica). In Figura 66 é
schematizzato lo schema impiantistico per una macchina del tipo acqua-ammoniaca.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
108
La miscela acqua-ammoniaca si compone di acqua che fa da solvente e di ammoniaca che fa da
soluto (e quindi più volatile).
Pompa
NH3
H2O+NH3
Laminazione
H2O+NH3
NH3
Q3
Generatore
130 °C
p1>p2
p2
45 °C
Assorbitore
NH3
Q4
Laminazione
30 °C
Condensatore
Componenti Normali
Q1
Linea delle
pressioni
Q2
Evaporatore
-10 °C
La macchina ad assorbimento si
compone due due bocce dette
- Generatore : ove cedendo una
quantità di calore Q3 si fa liberare
NH3 pura;
- Assorbitore : ove l'NH3 pura si
ricombina, cedendo il calore Q4,
con la miscela impoverita proveniente
dal Generatore.
Per effetto del calore Q3 si separa
dalla miscela H2O+NH3 l'ammoniaca
quasi pura che segue poi le normali
fasi del ciclo frigorifero :
- Condensazione;
- Laminazione;
- Evaporazione.
La miscela arricchita nell'assorbitore
viene pompata nel generatore per un
nuovo ciclo interno.
Figura 66: Schema di una macchina frigorifera ad assorbimento
Per effetto del calore Q 4 ceduto al serbatoio superiore (detto generatore) si libera NH 3 allo stato
quasi puro e ad alta pressione. L'NH 3 inizia il ciclo classico di condensazione, laminazione ed
evaporazione (presente anche nel ciclo frigorifero classico a compressione di vapori saturi).
All'uscita dell'evaporatore l'NH 3 si ricombina nel serbatoio inferiore, detto assorbitore, con la
miscela di acqua-ammoniaca impoverita di ammoniaca e proveniente dal serbatoio superiore (tramite
una valvola di laminazione perché in basso c'è una pressione inferiore a quella presente in alto).
La reazione di assorbimento é esotermica e quindi cede calore Q 4 all'esterno. Una pompa provvede
a riportare la miscela di acqua e ammoniaca ricomposta al serbatoio superiore (generatore) e si riprende
il ciclo.
In conclusione si hanno due cicli:
⋅ uno interno fra generatore e assorbitore;
⋅ uno esterno che produce nell'evaporatore l'effetto frigorifero.
Nella Figura 66 sono anche indicate le temperature tipiche di utilizzo della macchina proposta.
Oltre alla miscela acqua-ammoniaca si utilizzano oggi anche miscele acqua-bromuro di litio o anche acquafluoruro
di litio: in questi casi é l'acqua il componente più volatile.
Queste macchine hanno il pregio di funzionare a temperatura inferiore (circa 80 °C) rispetto a
quella ad ammoniaca (130÷150 °C). In alcuni casi si é anche utilizzata l'energia solare per alimentare il
generatore (Q 3 ).
Le macchine ad assorbimento possono essere utilizzate anche con cascami termici (termine usato
per indicare i rifiuti termici nei processi di lavorazione industriale). L'utilizzo come pompa di calore
appare improprio: la temperatura del calore fornito al generatore é maggiore di quella del condensatore
anche se in minore quantità.
Negli impianti di trigenerazione, a causa dell’elevata temperatura raggiungibile con il vapore nella
caldaia a recupero, si utilizzano assorbitori con acqua e bromuro di litio a doppio effetto in modo da
potere avere temperature di ingresso all’assorbitore di 190 °C. Le macchine a doppio effetto sono
certamente più costose rispetto a quelle a singolo effetto ma presentano consumi specifici di vapore
inferiori e quindi hanno minori costi di esercizio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
109
Il bromuro di litio (LiBr) è un sale igroscopico che presenta grande affinità con il vapore acqueo
ed è usato in concentrazioni del 60÷64%. Non è un sale tossico e non è infiammabile. E’ leggermente
corrosivo per cui si aggiunge lo 0,4% di nitrato di litio (LiNO 3 ) per disinibirne l’aggressività in assenza
di aria. Le macchine a doppio effetto dispongono di due generatori e di due scambiatori di calore per la
soluzione. I generatori sono detti ad alta pressione (comunque inferiore a quella atmosferica con uno
scambiatore ad alta temperatura) e a bassa pressione (con uno scambiatore a bassa temperatura).
Il fluido frigorigeno è l’acqua che segue il ciclo canonico (condensazione, laminazione,
evaporazione) per poi essere assorbita nuovamente nel LiBr contenuto nell’assorbitore. Mediante una
pompa di circolazione si riporta la miscela nel generatore di alta pressione dove si ha una prima
separazione del vapore acqueo. Da questo generatore si passa in quello a bassa pressione e temperatura
ove si ha una ulteriore fase di separazione del vapore acqueo che prosegue il ciclo frigorifero. La
separazione dei due generatori (ad alta e bassa temperatura) consente di ottimizzare i consumi di
energia in base ai livelli termici richiesti.
Le macchine ad assorbimento hanno la grande capacità di adattarsi facilmente alle fluttuazioni di
carico e quindi presentano una buona flessibilità impiantistica potendo variare la loro potenzialità
teoricamente nell’intervallo 0÷100% con minime variazioni del COP.
La regolazione della capacità frigorifera si ottiene variando la concentrazione della soluzione
nell’assorbitore in due modi, spesso anche in combinazione fra loro:
⋅ variando la quantità di vapore o la portata d’acqua surriscaldata che attraversa il generatore (e
quindi regolando l’energia termica fornita alla macchina);
⋅ inviando nell’assorbitore una soluzione più diluita del generatore.
Al diminuire del carico termico anche la temperatura dell’acqua fredda in uscita tende a crescere
per cui una sonda di temperatura comanda l’inizio della chiusura della valvola modulante sul vapore di
alimentazione o della valvola a tre vie dell’acqua surriscaldata. In questo modo si rallenta il ripristino
della soluzione concentrata nel generatore e pertanto la quantità di refrigerante (acqua) che torna
all’evaporatore diminuisce e quindi scende anche il livello di acqua in esso presente.
Quando il carico scende a circa il 50% della capacità di progetto si può anche ridurre la portata di
soluzione di LiBr al generatore e ciò fa diminuire anche il consumo di energia poiché viene richiesta una
minore quantità di vapore al generatore.
Un problema a cui può andare incontro una macchina ad assorbimento è la cristallizzazione del
LiBr nel generatore. Questo fenomeno è irreversibile e non produce danni meccanici alla macchina ma
solo una riduzione della capacità frigorifera. La cristallizzazione avviene per diversi motivi fra i quali:
⋅ perdita di vuoto;
⋅ temperatura dell’acqua di condensazione troppo bassa;
⋅ arresto improvviso e prolungato della macchina per mancanza di corrente;
⋅ infiltrazioni di incondensabili nel circuito in quantità superiore alla capacità di spurgo;
⋅ arresto della macchina senza che venga continuato il processo di diluizione della soluzione di
LiBr nell’assorbitore;
⋅ cariche errate di refrigerante (acqua) e della soluzione nel circuito della macchina.
Nelle moderne macchine ad assorbimento sono inseriti numerosi accorgimenti atti a ridurre o ad
eliminare il pericolo della cristallizzazione anzidetta. In ogni caso è sempre bene avere personale tecnico
opportunamente addestrato alla gestione di questi impianti.
4.9.4 COSTI DELL’IMPIANTO DI TRIGENERAZIONE
Spesso si ha il problema di sostituire gli impianti esistenti con questi cogenerativi. In altri casi
(invero ancora pochi e limitati) occorre affrontare il progetto di trigenerazione ex novo partendo da
considerazioni non solo termodinamica (certamente positive) ma anche economiche.
Occorre affrontare un’analisi costi benefici considerando fra i costi:
⋅ Costo fisso di impianto
⋅ Consumi di combustibile dell’unità motrice (dalla simulazione)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
110
⋅ Manutenzione e gestione (aggiuntivi)
⋅ Interessi passivi sul debito
Fra i benefici si hanno:
⋅ Costo evitato sull’acquisto dell’energia elettrica
⋅ Costo evitato del combustibile di alimentazione delle caldaie
⋅ Ricavi dalla vendita delle eccedenze di produzione elettrica al netto delle imposteAlla base delle scelte
economiche ed impiantistiche occorre effettuare la scelta della taglia ottimale della turbina a gas e la
valutazione del risparmio di gestione sulla fattura energetica rispetto all’impianto esistente, nel caso di
sostituzione di vecchio impianto, a rispetto al sistema di confronto, SC, nel caso di nuovo impianto.
4.9.5 SCELTA DELLA TAGLIA DELL’IMPIANTO
La prima decisione è, quindi, la taglia da adottare per far fronte alla richiesta energetica
dell’utenza. La scelta è ancora fra la tipologia a carico elettrico imposto o a carico termico imposto. Vediamo
brevemente quali sono le problematiche che ne scaturiscono.
Carico Elettrico Imposto (Power Driven)
In questa condizione si dimensiona l’impianto in modo da soddisfare con il motore primo tutto il
carico elettrico dell’utenza. Il calore recuperato dai gas di scarico varia con la domanda di elettricità.
E’ questa una soluzione utile quando si hanno carichi elettrici costanti durante tutto l’anno o
comunque presentano fluttuazioni piccole rispetto al valore medio.
Se la scelta del gruppo motore è fatta sulla massima potenza elettrica richiesta allora la turbina a
gas si troverà a lavorare al di sotto delle condizioni nominali quando il carico elettrico risulta inferiore a
quello massimo e ciò comporta una riduzione, anche sensibile, del rendimento termodinamico della
turbina a gas.
Inoltre, a causa della diretta proporzionalità del calore recuperato con la produzione di energia
elettrica, le variazioni di carico elettrico debbono essere compensate da variazione di pari segno del
carico termico. Qualora queste condizioni non si verifichino allora occorre ricorrere, se si è in difetto di
energia termica recuperata, ad fonti energetiche supplementari (generatori termici ausiliari) ovvero, se si
è in eccesso di energia termica recuperata, ad una dispersione nell’ambiente dell’esubero energetico
mediante scambiatori di calore raffreddati con aria ambiente.
Carico termico Imposto (Heat Driven)
In questo caso si dimensiona il motore primo e quindi la taglia dell’impianto per soddisfare tutto
il carico termico dell’Utenza. Si ha il caso duale rispetto al precedente e gli eccessi o i difetti di
produzione di energia elettrica conseguenti alle variazioni del carico termico possono essere compensati
con interscambi positivi o negativi dalla rete ENEL (sistema aperto). Potendo avere la post
combustione per la fornitura di energia termica 21 in eccesso da recuperare le eventuali maggiori richieste
del carico termico possono essere soddisfatte rapidamente ed efficacemente. Pertanto la scelta della
taglia di impianto va eseguita sui valori medi dei carichi termici.
In Figura 67 si ha una schematizzazione di quanto appena detto: la sezione inferiore della figura è
coperta dalla configurazione nominale della turbina mentre la parte superiore, dovuta ad una maggiore
richiesta del carico termico, è soddisfatta mediante il post combustore.
Naturalmente l’uso del post combustore penalizza il rendimento totale di cogenerazione poiché
non comporta maggiore produzione di energia elettrica ma rappresenta un modo efficace di controllo
del carico termico senza dover far ricorso, fin dove è possibile, a generatori ausiliari e quindi con una
riduzione degli investimenti iniziali.
21 Si ricordi che la post combustione agisce a valle della turbina e quindi non produce effetti sulla produzione di
energia elettrica ottenuta dal generatore elettrico comandato dall’albero motore della turbina.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
111
Scelta della Turbina a Gas
Nell’ipotesi, per altro molto spesso rispettata nei casi pratici, di dimensionamento a carico termico
imposto, la turbina deve garantire il soddisfacimento del carico termico durante tutto l’anno. Resta ancora
da valutare se la scelta di un grosso gruppo turbogas, e quindi di grande produzione di energia elettrica,
sia conveniente alla luce degli andamenti di mercato dell’energia elettrica in eccesso.
Si verifica, infatti, che quanto più il punto di funzionamento nominale della turbina è prossimo
alla domanda di calore richiesta dall’utenza tanto più elevata è la produzione nominale di potenza
elettrica. Il costo del motore primo (turbina a gas) rappresenta all’incirca il 40% del costo totale
dell’investimento e pertanto esagerare nella taglia potrebbe comportare il rischio di investimento non
economico. Inoltre la variabilità di regime di funzionamento della turbina comporta anche una perdita
di rendimento che riduce ulteriormente la convenienza economica dell’investimento.
A priori non è possibile dare una regola fissa per la scelta del motore primo ma è l’analisi
economica (cash flow) nel periodo di vita previsto dell’impianto che deve indicare, in base alla variazione
dei carichi termici ed elettrici reali dell’utenza, quale è la migliore scelta impiantistica.
In Figura 68 si ha la schematizzazione di quanto detto: al variare della potenza nominale della
turbina varia il cash flow attualizzato (NTP, Net Present Value) di una determinata applicazione e
pertanto il valore massimo di NTP si determina per un valore della potenza ottimale intermedio fra la
potenza minima e la massima ammissibile.
Q
CARIC O C ON POST COM BU S T IO N E
CARIC O D I B AS E
Ore
Figura 67: Copertura del carico termico con il post combustore
NTP
NTPmax
Pot min Pot
ammissib ile ottimal e
Pot max
ammissibile
Potenza nominale della turbina
Figura 68: Andamento del Cash Flow attualizzato al variare della potenza della turbina

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
112
4.9.6 ANALISI ECONOMICA
Gli indici economici da prendere in considerazione sono quelli già visti in precedenza e in
particolare i tempo di pay back e il VAN a 20 anni (periodo canonico per questo tipo di investimenti).
Fra le voci da considerare nell’analisi economica vi è il costo fisso di impianto dovuto alla turbina a
gas. Il costo di mercato di questo motore primo varia molto in funzione del tipo di turbina e della
potenza nominale.
In Figura 69 si ha una curva che indica il costo medio specifico per turbine commerciali con
potenze nominali variabile da 1 MWe a 60 MWe. Questa curva è stata ricavata mediando i listini
commerciali (anno 1999) dei fornitori di turbine a gas di varia potenzialità.
Questi costi sono suscettibili di variazione sia per contingenze economiche sia per innovazione
tecnologica possibile in caso di domanda crescente.
Il costo del combustibile è una delle variabili più imprevedibile di tutta l’analisi economica poiché
questo elemento varia quasi giornalmente, come gli avvenimenti degli ultimi sei mesi ci hanno mostrato,
in funzione di contingenze anche politiche, dell’andamento dei cambi e dell’umore dei fornitori.
Si pensi, ad esempio, che all’inizio del 1999 il gasolio costava 1200 L/Litro circa mentre oggi
costa circa €/L 0.92 (1800 L/Litro). E fra un anno? Potrà costare 2,00 €/Litro o anche più: chi può
prevedere un andamento certo di questo parametro?
1 .10 6
9.578×
10 5
9 .10 5
y( x)
8 .10 5
7 .10 5
6 .10 5
5.077×
10 5
5 .10 5
0 1 . 10 4 2 . 10 4 3 . 10 4 4 . 10 4 5 . 10 4 6 . 10 4
1×
10 3
x
6×
10 4
Figura 69: Costo medio specifico, y, di una turbina a gas in funzione della potenza nominale (x in kWe)
Anche il costo di acquisto e di vendita dell’energia elettrica variano in modo non del tutto
indipendenti dal costo del combustibile per via del famigerato sovrapprezzo termico che lega la tariffa
elettrica al costo del petrolio. I costi di acquisto variano da 250 a 320 L/kWh.
Simulazione dell’Impianto
Per valutare le prestazioni di questo impianto si utilizzano codici di calcolo del tipo GATE 22
CYCLE la cui rappresentazione è data in Figura 70.
Il programma consente di simulare impianti esistenti o in fase di progettazione in modo
descrittivo, combinando una interfaccia grafica con modelli di analisi termodinamica dettagliati di tutti i
processi descritti (turbina, scambiatori di calore, pompe,…).
22 Acronimo di Gas Turbine Evaluation.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
113
Il codice GATE CYCLE è stato predisposto per simulare impianti contenenti turbine a gas di
costruttori diversi 23 e quindi svincolando i progettisti dalla necessità di utilizzare i codici proprietari dei
costruttori che valgono, come si intuisce, solo per i modelli da loro forniti. Nel 1988 il codice ha
integrato i cicli a vapore e da questo deriva il nome GATE CYCLE.
Nel 1993 è stata aggiunta anche la possibilità di usare caldaie tradizionali e quindi si ha oggi uno
strumento valido per simulare qualunque tipo di impianto di produzione di potenza. Possono essere
studiate diverse tipologie di impianto, dai più semplici basati su cicli a gas a quelli più complessi basati
su cicli combinati a livelli multipli di pressione. E’, inoltre, possibile affrontare problemi di repowering e di
cogenerazione. L’uso interattivo del codice, mediante icone rappresentative di componenti di impianto,
è facilitato anche da un controllo delle connessioni effettuato dallo stesso programma in base alle
caratteristiche dei componenti selezionati.
Mediante alcune macro si possono poi simulare condizioni di funzionamento particolari. Le macro
stabiliscono un legame tra le variabili presenti nel modello simulato e, ad esempio, si possono scrivere
macro che combinano certe variabili con funzioni definite dall’operatore. Una macro può calcolare il
consumo aggiuntivo di combustibile nel post bruciatore in funzione delle portate di acqua calda agli
scambiatori della caldaia a recupero.
Con questo codice si possono simulare i rendimenti, le quantità di energia termica ed elettrica
prodotta ed effettuare confronti fra le prestazioni in varie configurazioni nel periodo di vita ipotizzato e
per gli andamenti temporali dei carichi disponibili o ipotizzati (anche in questo caso mediante codici di
simulazione del tipo già citato).
Torre evaporativa
S27
CT1
S26
S28
S25
PUMP3
HX3
S29
V1
S9
Vapore risc. a 10 bar e 180 C
S17
S18
S24
HX2
Ritorno del vapore da risc. a 165 C
S11
SP1
S8
Vapore out verso il generatore: 170 C, 8bar
S20
S5
Vapore macch. ad assorb: 90 C, 8 bar
HX1
S21
S14
M1
S1
S7
S6
S22
Fumi al camino
S16
S12
S13
S2
S3
S4
GT1
Turbina
DUCT1
DB1
post-bruciatori
SPHT1
ECON1
EVAP1
Caldaia a recupero
PUMP2
Figura 70: Rappresentazione di un impianto di Trigenerazione con GATE CYCLE
23 Il codice ha al proprio interno un corposo data base sui modelli di turbine esistenti con tutte le loro caratteristiche
meccaniche e termodinamiche,

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
114
Il codice può funzionare in modalità on design ed off design. Nel primo caso vengono stabilite le
caratteristiche operative e fisiche di un componente (ad esempio il rendimento della turbina, la
superficie di uno scambiatore di calore, …) mentre nel secondo modo viene valutata la performance
dell’intero impianto al variare delle condizioni ottimali, del carico termico e del carico elettrico.
Il codice GATE CYCLE consente di valutare anche le emissioni gassose utilizzando programmi
specifici di libreria per la composizione dei gas di combustione e di scarico in aria.
In questo modo è possibile conoscere le specie chimiche emesse in camino anche ai fini della
valutazione di impatto ambientale (vedi nel prosieguo). Una simulazione per un caso concreto con
diverse turbine a gas ha fornito i risultati riportati in Figura 71. In particolare per una potenza di 2.7
MW si hanno i risultati indicati in Figura 72 al variare del costo dell’energia.
A conclusione di questo capitolo si vuole rimarcare la complessità del problema della
progettazione di un impianto di trigenerazione e, in generale, di cogenerazione. Occorre evitare sempre
di sovradimensionare gli impianti perché questo riduce o annulla addirittura la loro convenienza
economica vanificando l’investimento. Spesso più che di un errore progettuale di calcolo si tratta di un
errore basato sull’ignoranza o sul timore di sottodimensionare gli impianti. Comunque una scelta
sbagliata della taglia si rivela un errore grave perché irreversibile e quindi irrecuperabile per l’impianto.
Di certo la progettazione in oggetto non è basata su regole certe ma si tratta di una progettazione
complessa che richiede la sintesi di più algoritmi risolutivi e di più competenze (tecniche, economiche,
chimico-fisiche, …).
VAN [G£]
30
25
20
15
10
5
0
-5
-10
-15
-20
120 150 170 200
[£ / kWh]
2,4 MW 3,3 MW
4,5 MW 2,7 MW
Figura 71: VAN per varie potenze di turbine a gas installate
VAN [G£]
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
anni
-
120 150 170 200
[£/kWh]
-
VAN
TPB
Figura 72: Andamento del VAN e TPB al variare del costo energetico

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
115
5 COGENERAZIONE NELL’INDUSTRIA
5.1 RIFERIMENTI NORMATIVI
77/714/CEE: “Raccomandazione del Consiglio, del 25 ottobre 1977, concernente
l’istituzione negli Stati membri di organi o comitati consultivi per promuovere la produzione
combinata di calore e di energia nonché la valorizzazione del calore residuo”
Il Consiglio delle Comunità Europee ritiene che si può utilizzare più razionalmente l’energia
ricorrendo maggiormente alla produzione combinata di calore ed energia e valorizzando il calore
residuo nei settori dell’industria, della produzione di elettricità e dell’erogazione di calore a distanza.
Invita inoltre gli Stati membri ad individuare e rimuovere gli ostacoli legislativi, amministrativi o tariffari
che si oppongono allo sviluppo della produzione combinata di calore e di energia destinati ad essere
erogati all’industria.
Legge 9 gennaio 1991, n. 9 "Norme per l'attuazione del nuovo Piano energetico
nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia,
autoproduzione e disposizioni fiscali" (S.O. alla G.U. n. 13 del 16 gennaio 1991 – Serie
Generale)
L'art. 22 stabilisce che la produzione di energia elettrica a mezzo di impianti combinati di energia
e calore non è soggetta alle autorizzazioni previste dalle normative di settore ma è sufficiente una
semplice comunicazione al Ministero dell'Industria e all'UTF competente per territorio. L'eccedenza di
produzione può essere ceduta all'ENEL o alle imprese produttrici e distributrici.
Risoluzione del Consiglio dell’Unione Europea del 18 dicembre 1997 concernente una
strategia comunitaria per promuovere la produzione combinata di calore ed elettricità (GUCE
8 gennaio 1998, pag. C 4/01)
Si afferma che “la produzione combinata calore/energia elettrica costituisce un impiego
efficiente delle risorse energetiche e può pertanto contribuire in modo sostanziale alla riduzione delle
emissioni di CO2”.
Si indica anche agli Stati membri che l’obiettivo da raggiungere “è l’elaborazione di una
strategia per assicurare il raddoppio della quota globale della cogenerazione nella Comunità entro il
2010”.
Seconda comunicazione nazionale dell’Italia alla Convenzione-quadro sui cambiamenti
climatici, Roma novembre 1998
Al paragrafo 5.3.6 si riconosce “il ruolo fondamentale e l’importanza crescente della
cogenerazione per l’approvvigionamento del paese di energia elettrica con caratteristiche di elevata
efficienza energetica e basso inquinamento ambientale”.
D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 9 (decreto Bersani) “Attuazione della direttiva 96/92/CE
recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica” (G.U. n.75 del 31 marzo
1999)
La cogenerazione viene definita come la produzione combinata di energia elettrica e calore alle
condizioni definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo
risparmio di energia rispetto alle produzioni separate. (art. 2, comma 8).
Il decreto stabilisce una serie di agevolazioni per l’utilizzo delle fonti rinnovabili e della
cogenerazione:
art. 3, comma 3: obbligo di utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta da fonti
energetiche rinnovabili e di quella prodotta da cogenerazione.
art. 11, commi 1 e 2: obbligo di produzione (o alternativamente di acquisto) di una certa quota
(2%) di energia rinnovabile da parte degli autoproduttori.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
116
D.Lgs. 23 maggio 2000, n. 164 (decreto Letta) “Attuazione della direttiva 98/30/CE
recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell’articolo 41 della
legge 17 maggio 1999, n. 144” (G.U. n. 142, 20 giugno 2000)
Art. 22, comma 1, lett. b: Le imprese che acquistano gas per la cogenerazione sono considerate
“cliente idoneo”, indipendentemente dal livello di consumo annuale e limitatamente alla quota di gas
destinata a tale utilizzo.
Decreto 24 aprile 2001 “Individuazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio
energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili di cui all’art.16, comma 4, del decreto legislativo 23
maggio 2000, n. 164”
Decreto 24 aprile 2001 “Individuazione degli obiettivi quantitativi per l’incremento
dell’efficienza energetica negli usi finali ai sensi dell’art.9, comma 1, del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79” (S.O. n. 125 del 22 maggio 2001 alla G.U. n. 117 del 22 maggio 2001)
Questi due decreti attuano le disposizioni previste dai citati decreti di liberalizzazione del mercato
elettrico e del gas e vincolano i distributori energetici a conseguire degli obiettivi progressivamente
crescenti di innalzamento dell’efficienza energetica.
Le possibilità di intervento sono indicate in tabelle allegate ai decreti le quali definiscono un
ampio menù di soluzioni tecnologiche: tra queste vengono esplicitamente menzionate le sueguenti
tipologie di interventi:
• la climatizzazione diretta tramite teleriscaldamento da cogenerazione
• la cogenerazione e i sistemi di microcogenerazione come definiti dall’Autorità per l’energia
elettrica e il gas
• uso del calore geotermico a bassa entalpia e del calore da impianti cogenerativi, geotermici o
alimentati da prodotti vegetali e rifiuti organici e inorganici per il riscaldamento di ambienti e per
la fornitura di calore in applicazioni civili.
Il varo dei decreti offrirà dunque la possibilità di far decollare programmi di incentivazione per la
diffusione della cogenerazione e della microcogenerazione.
Autorità per l’energia Elettrica e il Gas: Deliberazione 19 marzo 2002, n. 42 “Condizioni
per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come
cogenerazione ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79”
(GU n. 79 del 4 aprile 2002, pag. 58)
La Deliberazione definisce come impianti di cogenerazione quelli che soddisfano
contemporaneamente due condizioni:
• un risparmio energetico del 10% per ogni nuova sezione dell'impianto
• una produzione di almeno il 15% di energia termica sul totale della produzione complessiva
(termica più elettrica).
Le due condizioni variano in funzione di altri parametri (potenza della sezione dell'impianto,
combustibili utilizzati, destinazione dell'energia prodotta).
Decreto del Ministero dell'ambiente 31 luglio 2003 "Modifiche al decreto 4 giugno 2001,
n. 467, relativo all'individuazione dei programmi nazionali, previsti ex art. 3 del decreto n. 337
del 2000" (G.U. n. 260 dell'8 novembre 2003)
Vengono definiti nuovi programmi nazionali di ricerca per la riduzione delle emissioni ai fini del
raggiungimento degli obiettivi del protocollo di Kyoto. Tra gli altri viene approvato il sottoprogramma
3/i "Diffusione dei sistemi ad alta efficienza di microcogenerazione diffusa di energia elettrica e calore"
(Accordo programmatico con Confindustria), art. 2, comma 1.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
117
Direttiva 2002/91/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 16 dicembre 2003 sul
rendimento energetico nell'edilizia
Tra le altre disposizioni, questa Direttiva richiede agli Stati membri di provvedere affinchè, per gli
edifici nuovi la cui metratura utile totale superi i 10.000 m2, sia valutata la fattibilità tecnica, ambientale
ed economica dell'installazione di sistemi alternativi quali la cogenerazione prima dell'inizio dei lavori di
costruzione. (art. 5).
Gli Stati membri dovranno adeguarsi entro il 4 gennaio 2006.
D. Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387 "Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell'elettricità" (s.o. G.U. n. 25 del 31 gennaio 2004))
L'art. 5, comma 1 prevede la nomina di una commissione di esperti che, entro un anno
dall'insediamento, predisponga una relazione nella quale siano indicate, tra l'altro, le condizioni per la
promozione prioritaria degli impianti cogenerativi di potenza elettrica inferiore a 5 MW (lettera g). L'art.
5 tratta la valorizzazione energetica delle biomasse, dei gas residuati dai processi di depurazione e del
biogas quindi è ragionevole pensare che gli impianti cogenerativi di cui si parla alla lettera g) siano quelli
alimentati da tali fonti.
Autorità per l’energia Elettrica e il Gas: Delibera 30 dicembre 2003, n. 168 “Condizioni
per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio
nazionale e per l’approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico, ai sensi
degli articoli 3 e 5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79” (GU – Supplemento ordinario n.
16 del 30.1.04), poi integrata dalla successiva Delibera AEEG n. 71/2004
La Delibera stabilisce le condizioni per la priorità di dispacciamento delle unità di cogenerazione,
nel primo periodo di esercizio delle stesse, in maniera da partecipare al sistema delle offerte avviato con
la Borsa elettrica.
Direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'11 febbraio 2004 sulla
promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno
dell'energia e che modifica la direttiva 92/42/CE (GUCE L 52 del 21.2.2004, pag. 50)
La Direttiva si propone di creare un quadro utile alla promozione della cogenerazione al fine di
accrescere l'efficienza energetica e migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti nel settore
energetico.
La cogenerazione è definita come "la generazione simultanea in un unico processo di energia
termica ed elettrica e/o di energia meccanica" (art. 3, lettera a). Al di sotto di 50 kWe si parla di
microcogenerazione, tra 50 kWe e 1 MWe si parla di piccola cogenerazione.
Viene anche definita la cogenerazione ad alto rendimento che si ha quando l'impianto fornisce
un risparmio di energia primaria pari almeno al 10% rispetto ai valori di riferimento per la produzione
separata di elettricità e calore. Gli Stati membri dovranno adeguarsi entro il 21 febbraio 2006.
Legge 23 agosto 2004, n. 240 "Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo
per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia" (G.U. n. 215 del 13.09.2004)
All'art. 1, comma 85 vengono definiti gli impianti di microgenerazione come "impianto per la
produzione di energia elettrica, anche in assetto cogenerativo, con capacità di generazione non
superiore a 1 MW".
Al successivo comma 86 viene stabilito che gli impianti di microgenerazione sono soggetti a
norme autorizzative semplificate.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
118
5.2 DELIBERAZIONE 19 MARZO 2002: Condizioni per il riconoscimento della produzione
combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell’articolo 2,
comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (deliberazione n. 42/02)
L’AUTORITA’PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
• Nella riunione del 19 marzo 2002,
Premesso che:
- l’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale, Serie generale, n. 75 del 31 marzo 1999 (di seguito: decreto legislativo n. 79/99)
prevede che l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (di seguito:
- Autorità) definisce le condizioni alle quali la produzione combinata di energia elettrica e
calore è riconosciuta come cogenerazione, e che tali condizioni devono garantire un
significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate;
- - l’articolo 3, comma 3, ultimo periodo, del decreto legislativo n. 79/99 stabilisce che
l’Autorità prevede, nel fissare le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la libertà
di accesso a parità di condizioni, l’imparzialità e la neutralità del servizio di trasmissione e
dispacciamento, l’obbligo di utilizzazione prioritaria dell’energia elettrica prodotta a mezzo di
fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediante cogenerazione;
- - l’articolo 11, comma 2, del decreto legislativo n. 79/99 prevede che i titolari degli impianti di
cogenerazione sono esonerati dall’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, a
partire dall’anno 2002, energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili
entrati in esercizio dopo il 31 marzo 1999, gravante sui produttori e sugli importatori di
energia elettrica da fonti non rinnovabili con produzioni e importazioni annue eccedenti i 100
GWh;
- - l’articolo 11, comma 4, del medesimo decreto legislativo dispone che la società Gestore della
rete di trasmissione nazionale Spa assicura la precedenza all’energia elettrica prodotta da
impianti che utilizzano, nell’ordine, fonti energetiche rinnovabili, sistemi di cogenerazione e
fonti nazionali di energia combustibile primaria;
- - l'articolo 22, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 142 del 20 giugno 2000 (di seguito: decreto
legislativo n. 164/00) prevede l’attribuzione della qualifica di cliente idoneo alle imprese che
acquistano il gas per la cogenerazione di energia elettrica e calore, indipendentemente dal
livello di consumo annuale, e limitatamente alla quota di gas destinata a tale utilizzo;
Visti:
⋅ - il decreto legislativo n. 79/99;
⋅ - il decreto legislativo n. 164/00;
⋅ - il decreto del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato, di concerto con il
Ministro dell’ambiente 11 novembre 1999, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n.
292 del 14 dicembre 1999 (di seguito: decreto 11 novembre 1999);
⋅ - il decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445;
⋅ - il decreto del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato 9 maggio 2001 recante
disciplina del mercato elettrico, pubblicato nel Supplemento ordinario, n. 134 alla Gazzetta
Ufficiale, Serie ordinaria, n. 127 del 4 giugno 2001 (di seguito: decreto ministeriale 9 maggio
2001);
Visti:
⋅ - il documento per la consultazione recante Criteri e proposte per la definizione di cogenerazione
e per la modifica delle condizioni tecniche di assimilabilità degli impianti che utilizzano fonti
energetiche assimilate a quelle rinnovabili diffuso dall’Autorità il 3 agosto 2000;
⋅ - il documento per la consultazione recante Condizioni per il riconoscimento della produzione
combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione diffuso dall’Autorità il 25 luglio 2001;
⋅ - le osservazioni e le proposte inviate dai soggetti interessati all’Autorità in seguito alla diffusione
di due soprarichiamati documenti per la consultazione;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
119
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Considerato che:
- l’Autorità intende definire le condizioni tecniche che devono essere soddisfatte dagli impianti
per la produzione combinata di energia elettrica e calore affinché tali impianti possano avvalersi
dei benefici e dei diritti descritti in premessa come previsti dai decreti legislativi n. 79/99 e n.
164/00;
- il risparmio di energia conseguibile mediante la produzione combinata di energia elettrica e di
calore deve essere valutato con riferimento a soluzioni tecnologiche caratterizzate da specifiche
taglie di impianto e tipi di combustile utilizzati;
- l’evoluzione tecnologica dei componenti termici ed elettromeccanici utilizzati nella realizzazione
degli impianti con produzione combinata di energia elettrica e calore richiede che vengano
periodicamente aggiornati i parametri che individuano le sopra richiamate condizioni tecniche;
Ritenuto che:
- gli impianti di cogenerazione contribuiscano alla promozione della concorrenza nell’attività di
generazione elettrica, assicurando un significativo risparmio di energia primaria rispetto alle
produzioni separate delle stesse quantità di energia elettrica e termica e riducendo le conseguenze
ambientali negative, a parità di altre condizioni;
- le norme per la produzione combinata di energia elettrica e di calore debbano favorire soluzioni
tecnologiche che comportano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni
separate, escludendo soluzioni orientate alla produzione di sola energia elettrica o di sola energia
termica per una quota significativa dell’anno solare;
- sia opportuno fare riferimento agli anni solari nel riconoscimento della produzione combinata di
energia elettrica e di calore, come previsto dall’articolo 3, comma 1, del decreto 11 novembre
1999;
- sia opportuno fare riferimento alle sezioni degli impianti di produzione combinata di energia
elettrica e calore con potenza nominale non inferiore a 10 MVA, in coerenza con la “Disciplina
del mercato elettrico” predisposta dalla società Gestore del mercato elettrico Spa e approvata con
decreto del Ministro delle attività produttive del 9 maggio 2001;
Articolo 1
DELIBERA
Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento, si applicano le definizioni di cui all'articolo 2 del decreto
legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e all'articolo 2, lettera g), del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164,
nonché le seguenti:
⋅ a) Autorità è l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, istituita con legge 14 novembre 1995, n. 481;
⋅ b) decreto legislativo n. 79/99 è il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
⋅ c) decreto legislativo n. 164/00 è il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164;
⋅ d) impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore è un sistema integrato che converte
l’energia primaria di una qualsivoglia fonte di energia nella produzione congiunta di energia
elettrica e di energia termica (calore), entrambe considerate effetti utili, conseguendo, in generale,
un risparmio di energia primaria ed un beneficio ambientale rispetto alla produzione separata
delle stesse quantità di energia elettrica e termica. In luogo della produzione di energia elettrica in
forma congiunta alla produzione di energia termica, è ammessa anche la produzione di energia
meccanica. La produzione di energia meccanica o elettrica e di calore deve avvenire in modo
sostanzialmente interconnesso, implicando un legame tecnico e di mutua dipendenza tra
produzione elettrica e utilizzo in forma utile del calore, anche attraverso sistemi di accumulo. Il
calore generato viene trasferito all'utilizzazione, in forme diverse, tra cui vapore, acqua calda, aria
calda, e può essere destinata a usi civili di riscaldamento, raffrescamento o raffreddamento o a usi
industriali in diversi processi produttivi. Nel caso di utilizzo di gas di sintesi, il sistema di
gassificazione è parte integrante dell’impianto di produzione combinata di energia elettrica e

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
120
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
calore. Nel caso di impianto a ciclo combinato con postcombustione, il post-combustore è parte
integrante dell’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore. Le eventuali caldaie
di integrazione dedicate esclusivamente alla produzione di energia termica non rientrano nella
definizione di impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore;
e) sezione di impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore è ogni modulo in cui può essere
scomposto l’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore in grado di operare
anche indipendentemente dalle altre sezioni e composto da un insieme di componenti principali
interconnessi tra loro in grado di produrre in modo sostanzialmente autosufficiente energia
elettrica e calore. Una sezione può avere in comune con altre sezioni alcuni servizi ausiliari o
generali. Nel caso di utilizzo di gas di sintesi, il sistema di gassificazione è parte integrante della
sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore. Nel caso di sezione a ciclo
combinato con post-combustione, il postcombustore è parte integrante della sezione di
produzione combinata di energia elettrica e calore;
f) cogenerazione, agli effetti dei benefici previsti dagli articoli 3, comma 3, 4, comma 2, e 11, commi
2 e 4, del decreto legislativo n. 79/99 e dell’articolo 22, comma 1, lettera b), del decreto legislativo
n. 164/00, è la produzione combinata di energia elettrica e calore che, ai sensi di quanto previsto
dall'articolo 2, comma 8, del decreto legislativo n. 79/99 e dell’articolo 2, lettera g), del decreto
legislativo n. 164/00, garantisce un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni
separate, secondo i criteri e le modalità stabiliti nei successivi punti del presente provvedimento;
g) potenza nominale di un generatore elettrico è la massima potenza ottenibile in regime continuo, come
fissata nella fase di collaudo preliminare all'entrata in esercizio o, in assenza di collaudo, come
certificata dal costruttore o dal fornitore dell’impianto;
h) potenza nominale di una sezione di impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore è la somma
aritmetica delle potenze nominali dei generatori elettrici della sezione destinati alla produzione di
energia elettrica;
i) potenza nominale di un impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore è la somma aritmetica
delle potenze nominali dei generatori elettrici dell'impianto destinati alla produzione di energia
elettrica;
j) taglia di riferimento ai fini della determinazione del parametro hes di cui all’articolo 2, comma
2.2, del presente provvedimento è:
i) la potenza nominale del generatore elettrico di ciascuna delle turbine a gas nel caso di
sezioni a recupero con più turbine a gas operanti in ciclo semplice o di ciascuno dei motori
a combustione interna che alimentano un unico sistema a recupero di calore;
ii) ii) la potenza nominale del generatore elettrico di ciascuna delle turbine a gas sommata ad
una parte della potenza nominale del generatore elettrico della turbina a vapore della
sezione proporzionale al rapporto tra la potenza nominale di ciascuna delle turbine a gas e la
somma delle potenze nominali di tutte le turbine a gas nel caso di sezioni a ciclo combinato
costituite da più turbine a gas che alimentano un ciclo termico a recupero di calore dotato di
turbina a vapore;
iii) iii) la potenza nominale della sezione, come definita alla precedente lettera h), negli altri casi;
k) potere calorifico inferiore di un combustibile, a pressione costante, è la quantità di calore che si libera
nella combustione completa dell'unità di peso o di volume del combustibile, con l’acqua
contenuta nei fumi allo stato di vapore, ovvero con il calore latente del vapor d'acqua contenuto
nei fumi della combustione non utilizzato a fini energetici;
l) energia primaria dei combustibili utilizzati da una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore
Ec è il contenuto energetico dei combustibili utilizzati, pari al prodotto del peso o del volume di
ciascun tipo di combustibile utilizzato nel corso dell'anno solare per il rispettivo potere calorifico
inferiore, come definito alla precedente lettera k). Nel caso di sezioni a ciclo combinato con postcombustione,
l’energia primaria del combustibile utilizzato comprende anche il contenuto
energetico del combustibile che alimenta il post-combustore. Nel caso di sezioni alimentate da
gas di sintesi, l’energia primaria del combustibile utilizzato comprende il contenuto energetico di
tutti i combustibili utilizzati, inclusi quelli che alimentano un eventuale sistema di gassificazione;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
121
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
m) produzione di energia elettrica lorda di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore è la
quantità di energia elettrica prodotta nell’anno solare, misurata dai contatori sigillati dall’UTF
situati ai morsetti di uscita dei generatori elettrici;
n) produzione di energia elettrica netta di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore Ee è la
quantità di energia elettrica lorda prodotta dalla sezione nell'anno solare, diminuita dell'energia
elettrica destinata ai servizi ausiliari della sezione e delle perdite nei trasformatori principali. I
servizi ausiliari includono i servizi posti sui circuiti che presiedono alla produzione di energia
elettrica e di calore, inclusi quelli di un eventuale sistema di gassificazione, ed escludono i servizi
ausiliari relativi alla rete di trasporto e distribuzione del calore, come le pompe di circolazione
dell'acqua calda. Nel caso in cui i servizi ausiliari siano in comune tra più sezioni, i loro consumi
sono da attribuire ad ogni sezione in misura proporzionale alla rispettiva quota parte di
produzione di energia elettrica lorda. Nel caso di produzione combinata di energia meccanica e
calore, l’energia meccanica viene moltiplicata per un fattore pari a 1,05 per convertirla in una
quantità equivalente di energia elettrica netta;
o) produzione di energia termica utile di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore Et è la
quantità di energia termica utile prodotta dalla sezione nell'anno solare effettivamente ed
utilmente utilizzata a scopi civili o industriali, pari alla differenza tra il contenuto entalpico del
fluido vettore in uscita ed in ingresso misurato alla sezione di separazione tra la sezione di
produzione e la rete di distribuzione del calore, al netto dell’energia termica eventualmente
dissipata in situazioni transitorie o di emergenza (scarichi di calore). Qualora non esista
fisicamente una rete di utilizzazione del calore, la produzione di energia termica utile può essere
calcolata con metodi indiretti. I consumi specifici di calore utile risultanti dalle utilizzazioni a
scopo civile o industriale devono risultare confrontabili a quelli utilizzati in campo nazionale per
analoghe applicazioni con produzione separata di calore. La produzione di energia termica di
eventuali caldaie di integrazione dedicate esclusivamente alla produzione di energia termica non
rientra nella determinazione della produzione di energia termica utile Et. L’eventuale utilizzo di
vapore per iniezione nelle turbine a gas non è energia termica utile. Et è somma delle due
componenti Etciv e Etind definite come:
⋅ energia termica utile per usi civili Etciv è la parte di produzione di energia termica utile di una
sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore destinata alle utilizzazioni di
tipo civile a fini di climatizzazione, riscaldamento, raffrescamento, raffreddamento,
condizionamento di ambienti residenziali, commerciali e industriali e per uso igienicosanitario,
con esclusione delle utilizzazioni in processi industriali;
⋅ energia termica utile per usi industriali Etind è la parte di produzione di energia termica utile di
una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore destinata ad
utilizzazioni diverse da quelle previste per Etciv ;
p) rendimento elettrico netto medio annuo hes di un impianto destinato alla sola produzione di energia
elettrica è il rapporto tra la produzione annua netta di energia elettrica e l'energia primaria del
combustibile immessa annualmente nell'impianto, entrambe riferite all’anno solare;
q) rendimento termico netto medio annuo hts di un impianto destinato alla sola produzione di energia
termica è il rapporto tra la produzione annua netta di energia termica e l'energia primaria del
combustibile immessa annualmente nell'impianto, entrambe riferite all’anno solare;
r) energia elettrica autoconsumata Eeautocons è la parte di energia elettrica prodotta, definita alla
precedente lettera n), che non viene immessa nella rete di trasmissione o di distribuzione
dell’energia elettrica in quanto direttamente utilizzata e autoconsumata nel luogo di produzione;
s) energia elettrica immessa in rete Eeimmessa è la parte di energia elettrica netta prodotta che non rientra
nella definizione di cui alla precedente lettera r);
t) indice di risparmio di energia IRE è il rapporto tra il risparmio di energia primaria conseguito dalla
sezione di cogenerazione rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica
e termica e l’energia primaria richiesta dalla produzione separata definito dalla formula:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
122
Ec
IRE = 1−
Ee Etcv
Et
+ +
η p η η
ind
es ts, civ ts,
ind
dove:
⋅ - Ec, Ee, Etciv e Etind sono definite, rispettivamente, alle precedenti lettere l), n) e o), espresse in
MWh ed arrotondate con criterio commerciale alla terza cifra decimale;
⋅ - ηes è il rendimento elettrico medio netto, come definito alla precedente lettera p), della modalità
di riferimento per la produzione di sola energia elettrica;
⋅ - ηts,civ è il rendimento termico netto medio annuo, come definito alla precedente lettera q), della
modalità di riferimento per la produzione di sola energia termica per usi civili Etciv;
⋅ - ηts,ind è il rendimento termico netto medio annuo, come definito alla precedente lettera q), della
modalità di riferimento per la produzione di sola energia termica per usi industriali Etind ;
⋅ - p è un coefficiente che rappresenta le minori perdite di trasporto e di trasformazione
dell’energia elettrica che gli impianti cogenerativi comportano quando autoconsumano l’energia
elettrica autoprodotta, evitando le perdite associate al trasporto di energia elettrica fino al livello
di tensione cui gli impianti stessi sono allacciati o quando immettono energia elettrica nelle reti di
bassa o media tensione, evitando le perdite sulle reti, rispettivamente, di media e alta tensione. Il
coefficiente p è calcolato come media ponderata dei due valori di perdite evitate pimmessa e pautocons
rispetto alle quantità di energia elettrica autoconsumata Eeautocons ed immessa in rete
⋅ Eeimmessa, come definite rispettivamente alle precedenti lettere r) e s), secondo la seguente
formula:
pimmessa ⋅ Eeimmessa + pautocons ⋅ Eeautocons
p =
Ee + Ee
immessa
autocons
I valori di pimmessa e pautocons dipendono dal livello di tensione cui è allacciata la sezione di
produzione combinata di energia elettrica e calore e sono riportati nella seguente tabella:
⋅
⋅
⋅
⋅
u) limite termico LT è il rapporto tra l’energia termica utile annualmente prodotta Et e l’effetto utile
complessivamente generato su base annua dalla sezione di produzione combinata di energia
elettrica e calore, pari alla somma dell’energia elettrica netta e dell’energia termica utile prodotte
(Ee + Et), riferiti all’anno solare, secondo la seguente formula:
Et
LT =
Ee + Et
con il significato dei simboli definito alla precedente lettera t);
v) data di entrata in esercizio di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore è la data in cui
è stato effettuato il primo funzionamento in parallelo con il sistema elettrico nazionale della
sezione, come risulta dalla denuncia dell’UTF di attivazione di officina elettrica;
w) data di entrata in esercizio commerciale di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore è la
data di entrata in esercizio commerciale della sezione fissata dal produttore, considerando come
periodo di collaudo e avviamento un periodo massimo di 12 (dodici) mesi consecutivi a partire
dalla data in cui è stato effettuato il primo funzionamento della sezione in parallelo con il sistema
elettrico nazionale, come risulta dalla denuncia dell’UTF di attivazione di officina elettrica;
x) sezione esistente è la sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore che, alla data di
entrata in vigore del presente provvedimento, era già entrata in esercizio o per la quale, alla
medesima data, erano state assunte obbligazioni contrattuali relativamente alla maggior parte, in
valore, dei costi di costruzione;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
123
⋅ y) rifacimento di una sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore è l’intervento su una
sezione dell’impianto che sia in esercizio, esistente da almeno venti (20) anni, finalizzato a
migliorare le prestazioni energetiche ed ambientali attraverso la sostituzione, il ripotenziamento o
la totale ricostruzione di componenti che nel loro insieme rappresentano la maggior parte dei
costi di investimento sostenuti per la realizzazione della sezione;
⋅ z) sezione di nuova realizzazione è la sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore
con data di entrata in esercizio commerciale successiva alla data di entrata in vigore del presente
provvedimento.
Articolo 2
Definizione di cogenerazione ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo n. 79/99 e
dell'articolo 2, lettera g), del decreto legislativo n. 164/00
2.1 Si definisce cogenerazione, ai sensi dell’articolo 2, comma 8, del decreto legislativo n. 79/99 e
dell'articolo 2, lettera g), del decreto legislativo n. 164/00 ed ai fini dei benefici di cui al precedente
articolo 1, lettera f), un sistema integrato di produzione combinata di energia elettrica o meccanica e di
energia termica, entrambe considerate energie utili, realizzato dalla sezione di un impianto per la
produzione combinata di energia elettrica e calore, come definita al precedente articolo 1, lettera e), che,
a partire da una qualsivoglia combinazione di fonti primarie di energia e con riferimento a ciascun anno
solare, soddisfi entrambe le condizioni concernenti il risparmio di energia primaria e il limite termico di
cui ai successivi commi 2.2 e 2.3.
2.2 Ai fini del riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come
cogenerazione, di cui al precedente comma 2.1, l'indice di risparmio di energia IRE della sezione, come
definito al precedente articolo 1, lettera t), non deve essere inferiore al valore minimo IREmin che, fino
al 31 dicembre 2005, viene fissato pari a 0,050 (5,0%) per le sezioni esistenti, come definite al
precedente articolo 1, lettera x), pari a 0,080 (8,0%) per i rifacimenti di sezioni, come definiti al
precedente articolo 1, lettera y), e pari a 0,100 (10,0%) per le sezioni di nuova realizzazione, come
definite al precedente articolo 1, lettera z), assumendo:
⋅ a) per il parametro ηes il rendimento elettrico netto medio annuo delle modalità di riferimento per
la produzione separata di sola energia elettrica, differenziato per ciascuna fascia di taglia di
riferimento, come definita al precedente articolo 1, lettera j), e per ciascun tipo di combustibile
utilizzato, secondo i valori riportati nella seguente tabella:
Nel caso di utilizzo di combustibili solidi fossili di produzione nazionale in misura non inferiore
al 20% dell’energia primaria annualmente immessa nella sezione di produzione combinata di energia
elettrica e calore, i valori del parametro ηes riportati in tabella sono ridotti del 5%. A tale fine, non
rientrano tra i combustibili fossili di produzione nazionale il carbone di tipo coke, prodotto
in Italia a partire da carbone di importazione, e il petrocoke o coke di petrolio.
Nel caso di utilizzo di combustibili di processo e residui, biogas, gas naturale da giacimenti minori
isolati il parametro ηes è pari a 0,35 per tutte le taglie di riferimento.
Nel caso di sezioni di produzione combinata di energia elettrica e calore che utilizzino più
combustibili di diverso tipo C1, C2,…,Cn, il parametro ηes viene calcolato come media ponderata dei

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
124
parametri di cui alla precedente tabella rispetto all’energia primaria EcC1, EcC2, …,EcCn, dei combustibili
annualmente immessi nella sezione, secondo la seguente formula:
ηes, C1 ⋅ EcC1 + ηes, C 2
⋅ EcC 2
+ ..... + ηes,
Cn
⋅ EcCn
ηes
=
Ec + Ec + ..... + Ec
C1 C 2
Cn
Nel caso di utilizzo di combustibili diversi da quelli sopra richiamati, ai fini della determinazione
del parametro ηes si assume il gas naturale come combustibile di riferimento. I valori del parametro ηes
riportati nella tabella per i rifiuti solidi, organici e inorganici, e per le biomasse si applicano nei soli casi
di co-combustione, definita come la combustione contemporanea di combustibili da fonti rinnovabili,
come definite dall’articolo 2, comma 15, del decreto legislativo n. 79/99, e di combustibili da altre fonti
di energia. Ai fini dei benefici di cui al precedente articolo 1, lettera f), e in particolare di quelli previsti
dall’articolo 3, comma 3, del decreto legislativo n. 79/99, l’indice di risparmio di energia IRE per gli
impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore con potenza nominale inferiore a 10
MVA è riferito all’intero impianto.
Nel caso di sezioni di impianto aventi n taglie di riferimento T1, T2,...,Tn, che individuano n
rendimenti elettrici di riferimento ηes,1, ηes,2, …, ηes,n, ed una potenza nominale della sezione pari a P, il
parametro ηes da utilizzare per il calcolo dell’indice IRE della sezione viene determinato con la seguente
formula:
n
ηes,
j
⋅T
j
ηes
= ∑
P
j=
1
b) per il parametro ts,civ un valore pari a 0,8 e per il parametro ts,ind un valore pari a 0,9. Nel
caso di utilizzo di combustibili solidi fossili di produzione nazionale in misura non inferiore al 20%
dell’energia primaria annualmente immessa nella sezione di produzione combinata di energia elettrica e
calore, i valori dei parametri ts,civ e ts,ind sono ridotti del 5%. A tale fine, non rientrano tra i
combustibili fossili di produzione nazionale il carbone di tipo coke, prodotto in Italia a partire da
carbone di importazione, e il petrocoke o coke di petrolio.
2.3 Il limite termico LT, come definito al precedente articolo 1, lettera u), per il processo di cui al
comma 2.1 non deve essere inferiore al valore minimo LTmin che, fino al 31 dicembre 2005, viene
fissato pari a 0,150 (15,0%). Nel caso di sezioni di nuova realizzazione che soddisfino la condizione di
IREmin di cui al comma 2.2, ma non soddisfano la condizione per il limite termico LT è ammessa, ai soli
fini dell’esenzione dall'obbligo previsto dall'articolo 11, comma 1, del decreto legislativo n. 79/99,
l’esenzione dal predetto obbligo per la quota di energia elettrica che soddisfa il limite termico di 0,150
(15,0%). Ai fini dei benefici di cui al precedente articolo 1, lettera f), e in particolare di quelli previsti
dall’articolo 3, comma 3, del decreto legislativo n. 79/99, si assume che nel calcolo del limite termico
LT per gli impianti di produzione combinata di energia elettrica e calore con potenza nominale inferiore
a 10 MVA la sezione coincide con l’impianto.
Articolo 3
Aggiornamento e periodo di validità dei parametri di riferimento
3.1 I valori di riferimento dei parametri ηes, ηts,civ, ηts,ind, LTmin e IREmin, come riportati al
precedente articolo 2, sono in vigore fino al 31 dicembre 2005 e vengono aggiornati dall’Autorità
con periodicità triennale.
3.2 Per ciascuna sezione esistente i valori di riferimento dei parametri ηes, , ηts,civ, ηts,ind, LTmin e
IREmin, di cui al precedente articolo 2, rimangono fissi, ai fini del riconoscimento della condizione
tecnica di cogenerazione, per un periodo di dieci (10) anni a partire dalla data di entrata in vigore del
presente provvedimento. A partire dall’anno solare successivo a quello in cui vengono completati i dieci
(10) anni di esercizio si applicano i valori di riferimento dei parametri aggiornati dall’Autorità su base
triennale, di cui al comma 3.1, in vigore per quel triennio.
3.3 Per ciascuna sezione di nuova realizzazione e per i rifacimenti i valori di riferimento dei
parametri ηes, ηts,civ, ηts,ind, LTmin e IREmin in vigore alla data di entrata in esercizio rimangono fissi, ai
fini del riconoscimento della condizione tecnica di cogenerazione, per un periodo di quindici (15) anni.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
125
A partire dall’anno solare successivo a quello in cui vengono completati i quindici (15) anni di esercizio
si applicano i valori di riferimento dei parametri aggiornati dall’Autorità su base triennale, di cui al
comma 3.1, in vigore per quel triennio.
3.4 Nel caso di sezioni dotate di reti di teleriscaldamento per la distribuzione del calore utile
prodotto i periodi di cui ai commi 3.2 e 3.3 vengono estesi di 5 (cinque) anni.
3.5 Durante il periodo di collaudo e avviamento, e limitatamente al periodo massimo di 12
(dodici) mesi consecutivi di cui al precedente punto 1, lettera w), si applica per il parametro IREmin un
valore pari a 0,050 (5,0%) e per il parametro LTmin un valore pari a 0,100 (10,0%). Per l’anno solare in
cui termina il periodo di collaudo e avviamento, i valori dei parametri IREmin e LTmin sono calcolati
come media ponderata sui due periodi.
3.6 Agli impianti di nuova realizzazione per i quali, alla fine di un triennio di vigenza dei valori di
riferimento dei parametri ηes, , ηts,civ, ηts,ind, LTmin e IREmin di cui al precedente articolo 2, sono state
assunte obbligazioni contrattuali in valore relativamente alla maggior parte dei costi di costruzione, si
applicano i valori di riferimento previsti per il triennio precedente .
Articolo 4
Attestazione delle condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia
elettrica e calore come cogenerazione
4.1 I soggetti produttori con sezioni di produzione combinata di energia elettrica e calore che
intendono avvalersi dei benefici di cui al precedente articolo 1, lettera f), comunicano, separatamente
per ciascuna sezione, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà firmata dal legale
rappresentante ai sensi degli articoli 21, 38 e 47 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre
2000, n. 445, il valore dell'indice di risparmio di energia IRE e del limite termico LT, calcolati con
riferimento ai valori dei parametri ηes, ηts,civ e ηts,ind fissati nel precedente articolo 2, relativi all’anno
solare precedente.
4.2 La dichiarazione di cui al comma 4.1 deve essere inviata alla società Gestore della rete di
trasmissione nazionale Spa entro il 31 marzo di ogni anno. La società Gestore della rete di trasmissione
nazionale Spa, entro il 30 giugno di ogni anno, trasmette all’Autorità un prospetto riepilogativo delle
dichiarazioni pervenute ed un piano annuale di verifiche sulle sezioni ai sensi dell’articolo 5 del presente
provvedimento. Tale dichiarazione deve contenere le seguenti informazioni:
⋅ a) identificazione del soggetto produttore, in particolare: ragione sociale, natura giuridica, sede
legale, codice fiscale o partita Iva;
⋅ b) identificazione della sezione e dell’impianto, in particolare: localizzazione geografica,
eventuale denominazione, data di entrata in esercizio e data di entrata in esercizio
commerciale, come definite, rispettivamente, al precedente articolo 1, lettere v) e w);
c) energia elettrica utile prodotta nell’anno solare precedente dalla sezione al netto dell’energia
assorbita dai servizi ausiliari (Ee), come definita al precedente articolo 1, lettera n); energia termica utile
(Et), incluse le due componenti per usi civili Etciv e industriali Etind prodotte nell’anno solare precedente
dalla sezione, come definite al precedente articolo 1, lettera o); tipologia e quantità dei combustibili
utilizzati (C1, C2, …, Cn) e energia primaria immessa nell’anno solare precedente nella sezione per
ciascuna tipologia di combustibile (EcC1, EcC2, …,EcCn), come definita al precedente articolo 1, lettera
l). Tutti i dati della presente lettera c) devono essere espressi in MWh e arrotondati con criterio
commerciale alla terza cifra decimale;
⋅ d) metodi di misura e criteri utilizzati per la determinazione dei valori delle grandezze di cui alla
precedente lettera c);
⋅ e) programma annuale di utilizzo della sezione, in particolare: capacità di produzione combinata
di energia elettrica e calore, rendimenti e combustibili utilizzati (inclusi i combustibili di processo,
residui o recuperi di energia, combustibili non commerciali), finalità della produzione (usi propri,
distribuzione, vendita ad altri soggetti, riportando le quantità annue di produzione dei prodotti
nel cui processo di lavorazione viene utilizzato il calore, il consumo specifico di calore per le
diverse fasi del ciclo produttivo, nel caso di usi propri, e le quantità di calore vendute a terzi, con
indicazione dei soggetti acquirenti e delle rispettive quote, nel caso di vendita a terzi);

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
126
⋅ f) caratteristiche tecniche generali della sezione, in particolare: tipo di sezione e di impianto,
schema generale di funzionamento, identificazione e caratteristiche di generatori e scambiatori di
calore, motori primi, generatori elettrici (tra cui, almeno, la potenza nominale dei generatori
elettrici, come definita al precedente articolo 1, lettera g), e taglia di riferimento ai fini della
determinazione del parametro ηes, come definita al precedente articolo 1, lettera j) ed altri
componenti significativi.
4.3 La documentazione di cui al precedente comma 4.2, lettere d) e f), deve essere trasmessa in
occasione della prima richiesta di riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e
calore come cogenerazione e, successivamente, solo nel caso in cui siano intervenute variazioni con
conseguenze significative sul rispetto della condizione tecnica di cogenerazione.
4.4 L’invio di informazioni incomplete o difformi comporta, per la sezione o per l’impianto,
l'esclusione, per l’anno di riferimento, dei benefici di cui al precedente articolo 1, lettera f). La società
Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa ne dà comunicazione al soggetto produttore e
all’Autorità.
4.5 In caso di dichiarazioni contenenti dati e informazioni non veritiere, l’Autorità, su
segnalazione della società Gestore della rete di trasmissione nazionale Spa, può applicare le sanzioni di
cui all’articolo 2, comma 20, lettera c), della legge 14 novembre 1995, n. 481.
Articolo 5
Verifiche sulla sezione
5.1 Le verifiche sulla sezione atte a controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento
della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai fini dei benefici di cui al
precedente articolo 1, lettera f), sono effettuate dalla società Gestore della rete di trasmissione nazionale
Spa e svolte, ove necessario, attraverso sopralluoghi al fine di accertare la veridicità delle
informazioni e dei dati trasmessi, avvalendosi eventualmente anche della collaborazione di altri enti
o istituti di certificazione.
Articolo 6
Disposizioni finali
6.1 La presente deliberazione viene pubblicata nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana e
nel sito internet dell’Autorità ed entra in vigore il giorno successivo alla data della sua pubblicazione.
5.2.1 COMMENTI SULLE NORME VIGENTI SULLA COGENERAZIONE
L’Autorità per l’Energia e il Gas formula una definizione di cogenerazione che consente di
identificare, sia fra gli impianti esistenti che in quelli di nuova installazione, quelli che forniscono un
significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate.
A questo scopo sono considerati uno o più indicatori che consentono:
⋅ di valutare il risparmio effettivo di energia primaria di un impianto di cogenerazione rispetto alle
produzioni separate;
⋅ di garantire l’effettiva natura cogenerativa delle modalità di utilizzo dell’impianto evitando i casi di
soluzioni eccessivamente sbilanciate nella produzione di energia elettrica.
Questi indicatori debbono, inoltre:
⋅ risultare applicabili alle diverse configurazioni impiantistiche presenti in questo segmento della
generazione caratterizzate da differenze significative nelle prestazioni tra impianti di piccola e
grande taglia, nuovi ed esistenti, con utilizzazione stagionale o continua;
⋅ essere riferiti a data di consumo misurabili su base annuale con sistemi di contabilizzazione
certificati e controllati;
⋅ considerare l’evoluzione tecnologica con meccanismi di aggiornamento periodici per impianti
non ancora entrati in esercizio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
127
6 IL CLIMA E INFLUENZE SULLA PROGETTAZIONE
IMPIANTISTICA
Si è più volte detto che il clima condiziona l’evoluzione termica di un edificio e pertanto è
necessario conoscerne le caratteristiche che lo determinano. Una classificazione già indicata nel
paragrafo Regioni Climatiche è la seguente:
⋅ Caldo umido: caratterizzate da surriscaldamenti dell’atmosfera con temperatura media
superiore a 20°C e con umidità relativa 24 intorno all’80%.
⋅ Caldo secco: caratterizzate da surriscaldamenti dell’atmosfera con temperatura media
superiore a 25°C e con umidità relativa bassa.
⋅ Clima temperato: caratterizzato da dispersioni termiche notevoli in inverno e insufficienti
in estate e con temperatura media variabile con la stagione fra –15÷25 °C e con umidità che
raramente raggiungono il valore medio dell’80%.
⋅ Clima freddo: caratterizzato da temperature che variano in inverno fra –15 ÷ (-40) °C e
con umidità relativa invernale solitamente elevata.
In figura 74 si ha una classificazione del clima a scala terrestre con le indicazioni delle quattro
zone climatiche sopra indicate.
Figura 74: Classificazione delle zone climatiche sulla Terra.
Nel caso del clima per l’Europa si ha una classificazione più fine: clima alpino, clima oceanico, clima
mediterraneo, clima continentale, clima umido, clima freddo,… come rappresentato in figura 75. Si osserviamo le
linee a temperatura media di 0°C separa in inverno le regioni carpatico-danubiane-balcaniche
dall’Europa occidentale che risulta influenzata dalla presenza dell’Oceano Atlantico.
24 L’Umidità relativa, indicata con ϕ , è il rapporto fra la pressione del vapore d’acqua nelle condizioni attuali rispetto
alla pressione massima di saturazione cioè alla pressione di passaggio di stato (condensazione) alla temperatura dell’aria. Se
ϕ=1 allora il vapore d’acqua contenuto nell’aria è anche nella quantità massima possibile per la temperatura e pressione data.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
128
In estate la linea di temperatura a 20°C in estate separa le zone sub-alpine (prevalentemente
mediterranee) dalle zone nordeuropee con clima ad inverno rigido .
Figura 75: Regioni climatiche europee.
Per l’Italia in particolare si ha la situazione riportata nella figura 76.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
129
Figura 76: Località per le quali si hanno stazioni climatiche in Italia.
6.1 IL CLIMA RISPETTO ALLE SCALE GEOGRAFICHE
Una ulteriore classificazione viene effettuata sul clima in funzione dell’estensione del territorio al
quale è riferito. In particolare si ha la situazione espressa nella seguente tabella.
Clima Distribuzione
orizzontale (m)
Distribuzione
verticale
Esempio Scala temporale
meteorologica (s)
Microclima 10 -2 ÷10² 10 -2 ÷10 1 Serra 10 -1 ÷10 1
Clima locale 10 2 ÷10 4 10 -1 ÷10³ Fascia di 10 4 ÷10 5
inversione termica
Mesoclima 10 3 ÷2x10 5 10 0 ÷6x10 3 Clima di bacino 10 4 ÷10 5
Macroclima 2x10 5 ÷5x10 7 10 0 ÷10 5 Regione dei monsoni 10 5 ÷10 6
La climatologia dell’ambiente costruito si occupa, in base a questa classificazione, del microclima
all’interno degli ambienti. Nel caso di studi approfonditi del microclima esterno (a scala di 100 m)
questo risulta condizionato dalla morfologia del terreno, dalla sua composizione geologica,
dall’esposizione ai raggi solari e al vento, dall’andamento delle ombre portate, dalla presenza di specchi
d’acqua e/o di macchie di vegetazione. Ancora più in particolare il microclima esterno coinvolge gli
strati d’aria vicini al suolo e quindi la distribuzione verticale di temperatura, umidità e pressione assume
primaria importanza rispetto a quella orizzontale che è, invece, oggetto del clima locale. La
progettazione architettonica, per quanto riguarda la climatologia e quindi le condizioni di benessere e di
consumi energetici, è interessata dalle scale climatiche del microclima e del clima locale.
E’ compito del progettista definire il microclima esterno prima di effettuare la progettazione di un
edificio in modo da conoscere con esattezza tutti i fattori climatici che lo definiscono. E’ opportuno
osservare, inoltre, che il microclima esterno può in qualche modo essere cambiato o condizionato
dall’uomo mentre nessuna alterazione può essere fatta a scala geografica maggiore. Si ricordi, ad
esempio, la modificazione del microclima effettuata in Patagonia (Argentina del sud) per consentire la
vita degli abitanti plagiati da condizioni locali particolarmente ventose: mediante impiantazioni di alberi
d’alto fusto delimitanti zone esterne di qualche decina di metri di lato si è fatto in modo che le
abitazioni costruite all’interno delle aree interne fossero protette dalla strato limite e quindi meno
soggette al vento.
6.2 FATTORI CLIMATICI
Sono definiti fattori climatici quei fenomeni naturali quale il soleggiamento, la nuvolosità, il vento,
le precipitazioni o la radiazione solare che determinano le caratteristiche climatiche di una data località.
6.2.1 RADIAZIONE SOLARE
Si è già parlato della radiazione solare in generale nei capitoli precedenti e ad essi si rimanda per
una trattazione più approfondita. Qui si vuole considerare la radiazione solare per l’Italia così come
rilevata di recente dall’ENEA nel 1995 mediante tecniche avanzate che fanno uso di riprese da satellite.
In particolare sono state utilizzate le riprese del satellite Meteosat ricevute dal centro europeo di
Darmstadt.
Le immagini sono poi convertite in mappe digitalizzate nelle quali l’irraggiamento solare è dato in
forma grafica a colori, come indicato nelle figure seguenti. Nella tabella seguente si hanno gli
irraggiamenti solari mensili nei comuni della provincia di Siracusa ed analoghe tabelle si hanno per tutti
i comuni d’Italia.
Nelle figure da 77a 77n si hanno le mappe di irraggiamento medio mensile per i mesi da gennaio
e febbraio in Italia su superfici orizzontali, espresse in MJ/m²/giorno.
Questi dati possono essere utilizzati per i calcoli dell’irraggiamento solare per superfici comunque
inclinate ed orientate, come indicato in precedenza.
Dati ancora maggiori si possono desumere dai due manuali della Comunità Scientifica Europea:
Atlante Europeo della Radiazione Solare.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
130
Tabella per l’irraggiamento solare nei comuni della provincia di Siracusa.
Figura 77a: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a gennaio

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
131
Figura 77b: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a febbraio
Figura 77c: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a marzo

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
132
Figura 77d: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) ad aprile
Figura 77e: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a maggio

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
133
Figura 77f: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a giugno
Figura 77g: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a luglio

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
134
Figura 77h: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) ad agosto

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
135
Figura 77i: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a settembre
Figura 77l: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) ad ottobre

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
136
Figura 77m: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a novembre
Figura 77n: Irradiazione giornaliera media mensile (MJ/m²/giorno) a dicembre
6.2.2 FENOMENI CHE MODIFICANO LA TRASPARENZA ATMOSFERICA
La radiazione solare extraterrestre come sopra calcolata non è tutta disponibile sulla superficie
terrestre poiché l’atmosfera modifica, spesso anche fortemente, la radiazione solare attenuandola per
effetto degli assorbimenti dei gas che la compongono, vedi figura 58. Viene indicata massa d’aria il
rapporto fra la massa dell’atmosfera attraversata dalle radiazioni solari e la massa corrispondente alla
posizione dello zenith del sole (cioè perpendicolare, ove possibile). A livello del mare m=1 quando il
sole è allo zenith ed m=2 per un angolo di 60°. Per un angolo zenitale variabile fra 0 e 70° si ha, con
buona approssimazione, la relazione:
1
m =
cosθ
z
L’atmosfera modifica la radiazione solare mediante due meccanismi.
Scattering (Diffusione) atmosferico
Quando la radiazione solare attraversa l’atmosfera interagisce con le molecole dell’aria
(principalmente del vapore d’acqua e gocce varie) e con la polvere determinando il fenomeno dello
scattering cioè della diffusione dei raggi solari. Questo fenomeno dipende dal numero di particelle con le
quali la radiazione viene a contatto e le dimensioni di queste particelle rispetto alla lunghezza d’onda λ
delle stesse radiazioni. La lunghezza del cammino della radiazione attraverso le molecole dell’aria è
descritto dalla massa d’aria mentre le particelle di aria e di polvere dipendono anche dalle condizioni
locali e temporali dell’atmosfera. Il risultato dello scattering è la perdita di coerenza direzionale dei raggi
solari che, invece, provengono da tutte le direzioni dello spazio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
137
Assorbimento atmosferico
La radiazione solare subisce diversi fenomeni di assorbimento nell’attraversare l’atmosfera (vedi
figura seguente) a causa delle interazioni con i gas presenti. L’assorbimento è dovuto in modo
preponderante all’ozono nel campo dell’ultravioletto (λ0,78 µm). In particolare l’ozono assorbe quasi del tutto la radiazione per
λ

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
138
Figura 59: Effetti della massa d’aria sulla radiazione al suolo
L’area tratteggiata (differenza fra le due emissioni radiative) rappresenta la potenza radiativa
scambiata fra la superficie terrestre e la volta celeste.
Figura 60: Emissione terrestre-atmosferica (curva a) e del corpo nero (curva b)
Un’applicazione interessante della finestra radiativa si ha con il raffreddamento naturale (anche al di
sotto di 0°C) che si può ottenere ricoprendo le superfici con pellicole selettive (della famiglia dei Mylar)
che emettano in corrispondenza della finestra.
6.2.4 ANALISI STATISTICA DELLA RADIAZIONE SOLARE
Si vuole qui fornire un esempio di studio sulla radiazione solare effettuato presso la Facoltà di
Ingegneria di Catania con dati storici forniti dall’Osservatorio Astrofisico dell’Università. I dati
sperimentali di irraggiamento solare globale su superficie orizzontale sono stati raccolti nell'anno 1967.
Essi costituiscono un complesso di oltre 18.200 elementi, sui quali è stato condotto uno studio
sistematico delle principali proprietà statistiche ed applicato in seguito un modello di simulazione
fondato sul metodo della matrice di Markoff atto a generare, mediante elaboratore elettronico,
sequenze temporali casuali, caratterizzate da una statistica congruente con quella dell'anno storico.
L'indagine qui presentata consiste in una classificazione condotta non direttamente sui dati
energetici di insolazione quanto sulle trasparenze del cielo, definite dal rapporto tra l'irraggiamento
storico e l'irraggiamento extra-atmosferico, e classificate in 25 classi di passo 0,04.
Il motivo di questa scelta è da ricercarsi nella possibilità di un successivo confronto tra la
statistica dei dati storici e quella dei dati simulati a mezzo della matrice di Markoff, in coerenza con le
metodologie seguite da altri ricercatori.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
139
Oggetto dello studio è, dunque, l'analisi della curva di distribuzione della frequenza percentuale
delle trasparenze dei dati storici, ovvero della funzione di densità di probabilità. L'indagine è stata poi
estesa alla distribuzione puntuale e cumulativa delle frequenze di soglia, cioè alla classificazione della
probabilità del verificarsi di una data classe di irraggiamento e della corrispondente probabilità di
irraggiamenti superiori o uguali a quella stessa classe.
Si è, infine, ricostruito l'anno storico nelle sue varie determinazioni temporali con passo
rispettivamente giornaliero. settimanale, quindicinale e mensile
Procedure operative
I calcoli sono stati condotti tramite elaboratore elettronico che ha tracciato anche i diagrammi
relativi. Nel calcolo dello scarto quadratico medio si è utilizzata la formula riferita alla popolazione
estesa, ritenendo il complesso dei dati sufficiente per giustificarne l'uso.
I dati o le sequenze di dati mancanti sono stati sostituiti inizialmente da valori nulli e ripristinati
in un secondo momento con valori generati col metodo Montecarlo 25 onde assicurare una realistica
ricostruzione della situazione sperimentale.
I dati registrati, disponibili sotto forma di tracciati continui sulle strisce eliofanografiche, sono
stati letti senza l'ausilio di mezzi digitali e memorizzati nel calcolatore con un passo temporale di 15'.
Analisi dei risultati: Curva PDF della frequenza di insolazione
Dai risultati ottenuti e dai diagrammi riportati, la funzione densità di probabilità (ovvero la
frequenza percentuale) dei dati di insolazione mensili risulta del tipo bimodale centrata attorno ai valori
0,25 ÷ 0,35 e 0,70 ÷ 0.80 (fig. 78).
Dal diagramma consuntivo delle frequenze annuali discende un utile confronto con le
distribuzioni ottenute in altre località rispettivamente del centro e del nord Italia (fig. 79). Il valore
medio delle frequenze oscilla attorno ai valori 0,56 ÷ 0,60 leggermente più alti di quelli della media
nazionale, come risulta particolarmente dai mesi della stagione estiva, ma non eccezionali se confrontati
con quelli di altre località dell'isola.
Analisi delle frequenze
Con questa indagine si è inteso studiare la distribuzione dei valori dell'irraggiamento appartenenti
all'intervallo 0 ÷ 1000 W/m 2 , e suddiviso in passi da 50 W/m 2 , nonché la distribuzione cumulativa di
particolare interesse applicativo nel campo dei dispositivi di misura e conversione dell'energia solare.
Di ogni stagione è riportato il grafico delle frequenze puntuali e cumulative (fig. 80).
È immediato notare come l'area coperta dal diagramma si sposta verso le soglie più alte al
progredire dei mesi verso le stagioni calde, mentre la curva delle distribuzioni annuali (fig. 81)
approssima ottimamente una gaussiana.
La generazione delle sequenze simulate: Metodi di previsione stocastica delle sequenze di
insolazione. I metodi per la previsione teorica della radiazione solare globale vengono classificati come
deterministici e probabilistici. I primi sono costruiti da sequenze di valori medi desunti da analisi statistica
dell’insolazione in lunghi periodi (generalmente un ventennio). L'anno solare così costruito viene detto
"anno di riferimento" (Reference Year) per quella località o territorio e determinato con diversi passi
temporali (mensili, settimanali, giornalieri, orari).
Per quanto, però, di grande affidabilità e significatività dal punto di vista statistico, le sequenze di
insolazione restano definite una volta per tutte e fissate in forma rigidamente deterministica senza
25 Il metodo Montecarlo è nato durante lo sviluppo del progetto Manhattan a Chicago durante l’ultimo conflitto
mondiale. Esso è un metodo statistico che associa alla densità di probabilità uniforme di numeri casuali le storie di vita che si
intendono simulare, determinando a posteriori le frequenze dei casi favorevoli. Questo metodo richiede notevoli risorse di
calcolo poiché per fornire risultati accettabili deve elaborare migliaia di casi in modo che, per la Legge del Caso, la frequenza di
calcolo a posteriori tenda alla probabilità matematica definita, invece, a priori.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
140
alcuna informazione sulla casualità del fenomeno attinometrico che ne costituisce, invece, un aspetto
caratteristico.
Figura 78: Trasparenze storiche nella varie stagioni a Catania
Figura 79: Trasparenze in varie località
Il recupero della aleatorietà del dato di insolazione viene realizzato con l'adozione di metodi
probabilistici, tipicamente il metodo Monte Carlo, previa conoscenza dei due parametri statistici

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
141
fondamentali del periodo da simulare: la media m e lo scarto quadratico medio s utilizzati nella relazione
I = m + x s, dove x è una variabile casuale normale compresa, di solito, nell'intervallo - 0,2 ÷ + 0,2. Le
sequenze così generate riproducono le fluttuazioni statistiche che si potrebbero osservare
sperimentalmente, potendosi con uguale probabilità verificare periodi di alto come di basso
soleggiamento.
Il limite tuttavia insito in questo metodo risiede nella mancanza di correlazione tra un dato ed i
precedenti, quando l'osservazione sperimentale dichiara invece la forte dipendenza delle condizioni del
cielo, in un certo istante, dalle vicende meteorologiche precedenti.
Per superare questo limite e per esprimere il grado di correlazione tra dati successivi di
insolazione è stato studiato il modello ARMA (m, n) (Auto Regressive Moving Average) che consente di
predire la trasparenza del cielo in un istante t tramite una combinazione lineare di m precedenti valori di
T e degli n precedenti valori della variabile random V, secondo una relazione del tipo:
n
∑
T = a T + b V + V
m
i i t−i
i=
1 j=
1
dove a i e b j sono costanti definite in funzione del coefficiente di correlazione, mentre il numero
dei termini m ed n viene scelto in base ad altre grandezze statistiche.
Il metodo, ottimo per la previsione di distribuzioni normali, non ha, tuttavia, dato risultati
soddisfacenti in quanto quella delle trasparenze sperimentali non è una distribuzione normale 26 ma, come
già visto, bimodale.
È stato quindi elaborato il metodo della matrice autoregressiva o matrice di Markoff col quale ci
si limita a correlare un dato con quello immediatamente precedente, mediante un procedimento che fa
dipendere la variabile random V t dalla trasparenza T t-1 .
Il risultato è la costruzione di una matrice quadrata sulla base dei dati sperimentali di insolazione
e tale che i suoi elementi p ij esprimono la probabilità di transizione della trasparenza del cielo dallo stato
i allo stato j.
Si è infine tentato di generalizzare questo modello in modo da includere, nella determinazione
della trasparenza del cielo in un certo istante, n stati precedenti: il risultato è stato il metodo TTT
(Transmìttance, Transition, Tensor) che definisce una matrice tridimensionale il cui tensore p ijk esprime la
probabilità che ha il cielo di passare allo stato k, essendo al presente allo stato j e, nell'istante
precedente, allo stato i.
È stato dimostrato che una tale generalizzazione non apporta essenziali miglioramenti al
modello di Markoff, che resta pertanto il più semplice e rappresentativo modello di previsione
stocastica applicato alle condizioni attinometriche.
La statistica insita nella matrice di Markoff consente, pertanto, di generare un numero
qualsivoglia di anni casuali e di riprodurre ancora il grado di correlazione tra diverse sequenze di
insolazione.
Di particolare rilievo risulta poi questa proprietà, essendo fondamentale la conoscenza del
succedersi delle sequenze di basso ed alto soleggiamento, per esempio nelle applicazioni connesse con
l'accumulo dell'energia solare a breve e medio termine ed in generale con tutti i processi caratterizzati da
un funzionamento “a soglia”.
Descriviamo qui il metodo seguito per la compilazione della matrice di Markoff, sulla base dei
dati raccolti di soleggiamento nel territorio di Catania, per la generazione di un anno medio (risultato
dalla media statistica di 10 anni di simulazioni) nonché lo studio delle principali proprietà statistiche
quali la funzione densità di probabilità, frequenza cumulativa, valori medi e deviazioni standard della
trasparenza del cielo dell'anno così ricostruito.
∑
j t−
j
t
26 Una distribuzione dicesi normale quando segue la distribuzione gaussiana e quindi con un solo massimo (modo).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
142
Figura 80: Analisi delle frequenze di soglia nelle varie stagioni a Catania
Figura 81: Frequenze di soglia storiche a Catania
Figura 82: Frequenze di soglia simulate a Catania
Descrizione dell'algoritmo per la generazione della matrice di Markoff
L'algoritmo utilizzato, di tipo iterativo, consente di generare una matrice quadrata che
precedenti studi hanno dimostrato opportuno definire di dimensioni 25 x 25 e che consiste nel
sommare una unità a quell'elemento di matrice a i j i cui pedici sono dati dalla classe di appartenenza di

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
143
due trasparenze successive; ad ogni ciclo l'indice riga è posto uguale all'indice colonna precedente e tale
procedura è ripetuta fino all'esaurimento dei valori disponibili. La matrice così ottenuta viene
normalizzata e sottoposta alla verifica di ergodicità (o convergenza), che consiste nel verificare se,
moltiplicando n volte la matrice per sé stessa, risulta:
a
m
ij
m−1
− a < ε
per qualunque coppia (i,j) e per ε comunque piccolo.
ij
Figura 83: Analisi dei dati simulati - Frequenze di soglia nelle varie stagioni a Catania.
Dopo tale verifica la matrice (normalizzata) è definita "Matrice di Transizione Autoregressiva" e può
essere utilizzata per la generazione delle sequenze casuali. L'algoritmo utilizzato a questo scopo prevede
l'estrazione di un numero random, che, moltiplicato per il passo di classificazione delle trasparenze, viene
assunto come indice riga.
La trasparenza simulata viene assunta come l'indice colonna di quell'elemento della riga, prima
individuata, tale che la somma degli elementi precedenti risulti non minore di un secondo numero
random estratto. Ad ogni ciclo successivo verrà poi posto l'indice riga eguale all'indice colonna. La serie
delle trasparenze simulate viene così a costituire una banca dati, i cui elementi, moltiplicati per
l'irraggiamento extra-atmosferico, riproducono l'anno casuale, la cui statistica simula con ottima
approssimazione l'anno storico originario.
L'analisi statistica dell'anno casuale
Sull'anno casuale generato automaticamente sono state condotte le stesse indagini statistiche
eseguite sui dati storici. Sono state in particolare studiate le curve di distribuzione delle trasparenze,
classificate in 25 categorie di passo 0,04, e mostrate per tutte le stagioni dell'anno nelle figure 79, 80 e
81, nonché la curva di distribuzione complessiva dell'intero anno (fig. 82). Quest'ultima mostra un
andamento quasi costante attorno ai valori medi e con larghi massimi attorno ai valori 0,25÷ 0,35 e
0,7÷0,80 che ne rappresentano i picchi modali.
La differenza tra l'andamento medio annuale dei dati storici e quello delle sequenze simulate è
dovuta essenzialmente al fatto che trattasi di due situazioni non del tutto congruenti, risultando la prima
dalla media di 10 anni e la seconda da un solo anno e particolarmente soleggiato. D’altra parte analoghe
differenze sono visibili anche dal confronto di anni storici e simulati presso altre località da altri
ricercatori, come risulta dalla figure 79 e 84.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
144
Considerazioni sui metodi statistici per l’analisi della radiazione.
Le considerazioni sopra esposte consentono di rimarcare una caratteristica importante della
generazione markoffiana: anche se la statistica fondamentale si riferisce all'anno storico di base, gli anni
simulati hanno variabilità statistica tale da avere, ad esempio, anni con insolazione particolarmente
elevata o particolarmente bassa. Si ritiene, pertanto, che il metodo di simulazione fondato stilla tecnica
delle catene di Markoff sembra essere oggi tra i più semplici ed affidabili strumenti di previsione
applicati ai fenomeni atmosferici ed in particolare alla simulazione dell'irraggiamento solare. come
d'altra parte dimostra la vasta letteratura oggi disponibile.
Figura 84: Funzioni di densità di probabilità della trasmittanza
L'analisi qui condotta dimostra una larga congruenza tra la statistica dei dati simulati con quelli
storici, tanto più se si osserva che i picchi e le singolarità dell'anno storico vengono attenuati verso i
valori medi, consentendo così una rappresentazione più aderente alla situazione reale mediata su lungo
periodo. Un vantaggio sostanziale del metodo della matrice di Markoff consiste infine nella possibilità
di simulare un numero qualsivoglia di anni casuali, con variabilità statistica tale da avere per esempio
periodi (o anni stessi) con insolazione particolarmente bassa o particolarmente elevata. Quest'ultima
considerazione risulta infine di notevole utilità per la progettazione di impianti solari, con particolare
riferimento al problema del dimensionamento degli accumulatori di calore o della sorgente integrativa
ausiliaria e comunque in tutte le applicazioni di processo caratterizzate da una soglia inferiore di
funzionamento.
6.2.5 NUVOLOSITÀ
La nuvolosità influisce notevolmente sul clima poiché modifica il rapporto tra la radiazione
diretta e la radiazione diffusa per effetto dell’assorbimento e della diffusione delle molecole d’acqua
costituenti le nubi. Durante le giornate nuvolose la radiazione globale ricevuta su una superficie
comunque inclinata è quasi esclusivamente diffusa e pari al 5 ÷ 20 % di quella diretta. Pertanto
l’irraggiamento totale si riduce notevolmente. Anche la limpidità atmosferica influisce sulle condizioni di
soleggiamento. Questa è data dall’assenza di polveri o altri fattori inquinanti che assorbono la
radiazione solare o che la modificano (ad esempio per scattering e per diffusione). Questo fattore è
comunque legato molto alle condizioni locali, cioè alla presenza di ciminiere industriali, cave, vulcani,
…. Nella Sicilia, ad esempio, la presenza di polveri vulcaniche o di sabbia sahariana riduce spesso la
limpidità atmosferica e quindi l’irraggiamento solare.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
145
6.2.6 TEMPERATURA DELL’ARIA
La temperatura di un sito geografico dipende sia dall’irraggiamento atmosferico che dalle
possibilità di scambi termici tra la terra e l’atmosfera. Infatti il bilancio globale di questo scambio
dipende dalla dispersività dell’atmosfera, dalle correnti d’aria e dalla presenza di masse termiche. E’
infatti osservabile da tutti come certe zone risultino più calde di altre, pur essendo vicini e
apparentemente simili; in effetti esse differiscono per il versante, per la presenza di valli o di monti, per
la geologia dei terreni, per la presenza di acqua in bacini o fiumi, ….
Le stagioni metereologiche non dipendono solamente dalla lunghezza dei giorni ma risultano
sfasate di uno-due mesi rispetto ai periodi di massima durata. Ad esempio le condizioni di maggior
caldo si hanno in Italia in agosto e non in giugno-luglio che pure hanno maggiore insolazione. Allo
stesso modo le temperature minori non si verificano in corrispondenza del solstizio di inverno (21
dicembre) a gennaio-febbraio. A scala temporale più ridotta questo sfasamento avviene anche fra
l’irraggiamento orario giornaliero e la temperatura oraria giornaliera: il massimo si ha dopo le 14 e il
minimo si ha durante la notte o poco prima dell’alba.
6.2.7 MOVIMENTI D’ARIA
Se si osserva la distribuzione della radiazione solare netta (vedi figura 38) appare evidente che si
ha un deficit della radiazione solare nelle zone di elevata latitudine (>70°) e un eccesso alle basse
latitudini (

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
146
causa, principalmente, dell’aumento della trasparenza atmosferica. L’orografia del terreno influenza la
situazione dei venti e quindi anche delle precipitazioni del sito. Inoltre i profili degli strati limiti
vengono modificati, come visualizzato nella figura seguente.
L’azione delle colline e dei monti è quindi fondamentale per il controllo delle piogge e
dell’umidità del luogo anche per effetto di decompressioni e compressioni adiabatiche delle correnti
d’aria ascensionali o discendenti dai fianchi delle colline e dei monti.
Figura 85: Andamento del profilo di velocità del vento.
Nella figura 85 si ha la rappresentazione dello strato limite dinamico 27 ossia dello strato di fluido nel
quale si ha variazione di velocità (cioè presenza di gradiente). L’altezza di questa zona può variare da
qualche metro a decine e anche centinaia di metri. E’ per questa ragione che nelle terrazze di palazzi alti
si sente molto più vento che nei piani bassi. Per lo stesso motivo occorre prevedere dei fattori correttivi
per adeguare il calcolo dei carichi termici dei piani alti alla situazione di maggior ventosità e quindi di
maggiori coefficienti convettivi esterni.
6.3.2 EFFETTI DI CORPI D’ACQUA
Le influenze che masse d’acqua possono esercitare sul microclima dipendono fortemente dalle
dimensioni e dalla posizione di queste rispetto al vento. Sono più incisive i corpi d’acqua a monte del
sito dove si riscontra, in genere un clima più mite e favorevole. La massa d’acqua esercita un’azione di
moderazione sulle variazioni di temperatura a causa del maggior calore specifico rispetto a quello del
terreno: ne deriva che l’acqua è più calda d’inverno e più fredda d’estate e pertanto le zone poste nelle
vicinanze subiscono un effetto calmieratore sulle variazioni termiche locali, avendosi temperature
minime più alte in inverno e temperature massime più basse in estate.
27 Lo strato limite dinamico rappresenta l’altezza a partire dalla parete entro la quale il fluido risente della presenza della
parete e quindi la velocità varia da 0 al 99% della velocità massima non disturbata.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
147
Se le masse d’acqua sono notevoli (mare o lago) si ha anche la formazione di brezze: durante il
giorno, quando la terra è più calda, si ha un venticello verso la riva che di notte inverte di direzione
essendo l’acqua più calda della terra.
6.3.3 EFFETTI DELLA VEGETAZIONE
La presenza della vegetazione induce, di norma, un aumento di umidità relativa ed una
diminuzione di temperatura dovuta sia all’effetto dell’ombreggiamento che alla evapotraspirazione delle
foglie che assorbono gran parte del calore incidente.
Questi effetti non sono da attribuire ad un singolo albero (a meno che non si viva al di sotto delle
chiome) ma ad ampie zone di verde. L’effetto sulla temperatura e sull’umidità si risente in una zona
tanto più vasta 28 quanto più è ampia la superficie arborea, anche in funzione degli ostacoli presenti
(edifici, direzione delle strade, ostacoli di vario genere).
Anche la copertura del terreno influenza le condizioni microclimatiche. Si è osservato, infatti, che
un terreno erboso fa diminuire la temperatura contrariamente ad un terreno con copertura artificiale. Si
tenga presente per quanto si dirà nel prosieguo, la natura del terreno influenza molto la radiazione
riflessa (onde corte) da quest’ultimo.
Infatti la radiazione su una superficie inclinata è data dalla relazione:
1+ cos β 1−
cos β
IT = IbRb + Id Rd + ItRt = IbRb + Id + Iρt
2 2
e pertanto il fattore di riflessione del terreno ρ determina un contributo che può essere non
trascurabile. Nella tabella seguente si riportano i fattori di riflessione per alcune tipologie di terreno.
Per contro le radiazioni termiche emesse dal terreno riscaldato (onde lunghe) dipendono dalle
componenti radianti del terreno e devono essere considerate nel calcolo della temperatura media
radiante e della temperatura operante (vedi capitolo sul comfort termico).
Ad esempio, con una temperatura dell’aria esterna di 37 °C l’asfalto può fare innalzare la
temperatura per effetto dell’irraggiamento proprio di 5 °C; la temperatura superficiale di questo varia
dai 47°C ai 62 °C (con aria esterna a 47°C) e con punte massime di ben 72 °C.
Tipo di superficie Fattore di riflessione
Terreno nudo, asciutto 0.10÷0.15
Terreno nudo, bagnato 0.08÷0.10
Sabbia asciutta 0.18÷0.30
Sabbia bagnata 0.10÷0.19
Terra nera, asciutta 0.13÷0.15
Terra nera, bagnata 0.06÷0.08
Roccia 0.11÷0.16
Erba secca 0.28÷0.35
Campi verdi 0.04÷0.16
Foglie verdi 0.20÷0.34
Foresta scura 0.04÷0.07
Deserto 0.22÷0.30
Laterizio (in funzione del colore) 0.22÷0.50
Asfalto 0.12÷0.15
Aree urbane 0.08÷0.12
28 Ricerche effettuate da Oke dimostrano un 66% del raffrescamento teoricamente possibile ricoprendo di verde la
superficie urbana per un terzo della sua estensione e ciò solo ai processi di evapotraspirazione. Sono stati misurati riduzioni
di 5.5 °C in una notte estiva e 1÷2 °C di giorno in vicinanze di zone di verde urbano.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
148
6.3.4 EFFETTI DELL’EDIFICATO URBANO
Un agglomerato urbano influenza il microclima esterno 29 in quanto modifica tutti i fattori
microclimatici prima accennati: radiazione solare, il regime dei venti, la temperatura dell’aria esterna e
l’umidità relativa.
Lo studio dell’evoluzione climatica urbana può oggi essere effettuato mediante sofisticati e
complessi modelli di calcolo che simulano l’evoluzione di tutti i fenomeni igro-termo-fluidodinamici
interessati dall’area urbana. La temperatura è mediamente più elevata, anche in considerazione della
presenza di asfalto nella pavimentazione stradale, e l’umidità relativa più bassa rispetto alle zone rurali
circostanti.
Nella figura 85 è visibile l’azione esercitata dall’area urbana sullo strato limite generato dalle
correnti d’aria. Gli edifici creano turbolenza ed effetti di canalizzazione del vento che, a sua volta,
influenza la temperatura dell’aria fino ad annullare gli effetti dell’isola di calore tipica degli agglomerati
urbani. La velocità limite per la quale questa rottura avviene può essere calcolata da una semplice
relazione che è funzione del numero di abitanti della città:
V = − critica
116 . + 34 . Log P
Inoltre la differenza di temperatura fra la città (calda) e la campagna circostante (fresca) genera
una brezza detta brezza di campagna.
6.3.5 INFLUENZA DEL RAPPORTO DI FORMA E DEL RAPPORTO
SUPERFICIE-VOLUME
L’evoluzione dell’Architettura è stata profondamente dettata dal rapporto intimo edificioambiente.
La scelta dell’involucro esterno dell’edificio deve sempre più rispondere ad esigenze
funzionali (energetiche, illuminotecniche, acustiche,…) oltre che estetiche.
Le disposizioni di legge sul consumo energetico negli edifici hanno legato il fattore di forma S/V
ai parametri prestazionali (Cd, FEN, FEL-limite,…) funzioni, a loro volta, delle condizioni climatiche
esterne.
Il rapporto edificio-ambiente influisce fin dall’inizio nella progettazione dell’edificio: un clima
esterno mite favorisce l’apertura degli spazi interni verso l’esterno (le antiche corti, i patii, … sono segni
in questa direzione) mentre un clima ostile induce alla chiusura dell’involucro esterno, verso una forma
più protettiva dell’ambiente interno.
In pratica si instaura, anche inconsciamente, un rapporto di causa-effetto che condiziona
l’interazione delle forze fisiche con la forma architettonica: una conoscenza delle forze fisiche
contribuisce a meglio modellare la forma e viceversa una buona modellizzazione architettonica
consente un migliore controllo delle forze fisiche. Esiste (o meglio, dovrebbe esistere) una simbiosi fra
ambiente ed edificio così come succede fra mondo vivente e la natura: gli organismi edilizi dovrebbero
evolvere con l’ambiente alla ricerca della migliore forma possibile, così come le specie vivente si
evolvono ricercando il migliore adattamento con la natura.
La forma ottimale per un edificio non può mai essere determinata se non si fissano tutte le
variabili in gioco sia del microclima esterno che delle caratteristiche termofisiche delle pareti. Per
ciascuna zona climatica si può pensare di determinare un rapporto di forma ottimale che riducano al
massimo il bilancio energetico dell’edificio. Uno studio del genere è stato affrontato da Victor Olgyay
che è pervenuto ai risultati illustrati nella figura seguente. In essa si hanno i rapporti ottimali per le
quattro zone climatiche: fredda, temperata, caldo secca e caldo umida.
Le considerazioni che si possono fare sono qui riassunte (vedi figura 86 e 87):
⋅ Nelle zone fredde è meglio avere piante di forma più regolare quadrata che allungata: il rapporto
ottimale è di circa 1:1.1.
29 La scienza che si occupa di questo fenomeno è detta Climatologia urbana che esula dal contesto di questo corso.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
149
⋅ Nelle regioni temperate si possono avere edifici allungati e in genere di forma più libera: il
rapporto ottimale è 1:1.6 e quindi di forma rettangolare allungata lungo l’asse est-ovest.
⋅ Nelle regioni con caldo secco si potrebbe pensare di avere una pianta allungata in inverno ma le
condizioni estive consigliano una forma più compatta con rapporti di forma ottimali pari a 1:1.3.
⋅ Nelle regioni caldo umide è opportuno avere un edificio di forma allungata, sempre lungo l’asse
est-ovest, con rapporti di forma ottimali pari a 1:1.7. Si possono avere pilotis per favorire la
ventilazione. L’uso di piante libere è possibile ma occorre prevedere ripari ombreggianti e
schermanti.
Inoltre occorre tener presente alcune regole pratiche che così possiamo sintetizzare:
⋅ E’ sempre opportuno orientare l’asse principale lungo la direttrice est-ovest per avere una
maggiore efficienza energetica.
⋅ La pianta a base quadrata non sempre risulta vantaggiosa e conviene avere un allungamento lungo
la direttrice est-ovest.
Il rapporto superficie-volume è fondamentale nelle regioni fredde 30 al fine di ridurre le perdite di
calore verso l’esterno. E in questo senso la L. 10/91 ne limita i valori massimi in funzione delle zone
climatiche e della destinazione d’uso.
Un rapporto basso comporta un edificio chiusi e quindi poco comunicante con l’esterno mentre,
al contrario, un rapporto più elevato consente un maggior movimento delle forme e pertanto anche una
maggiore penetrazione e comunicazione con l’ambiente esterno.
Molta importanza riveste la superficie vetrata nelle pareti esterne. Un uso smodato di questa (e
con vetri di elevata trasmittanza) può portare contraccolpi notevoli sul rapporto di forma S/V poiché le
perdite di calore tendono a crescere notevolmente 31 e pertanto per compensare questo effetto occorre
agire sull’isolamento delle pareti, sul rapporto S/V e quindi sull’architettura dell’edificio stesso.
Va tenuto presente che l’effetto del volume degli edifici si riflette spesso sui carichi termici (sia
estivi che invernali). L’ASHRAE pubblica sul suo Fundamentals Handbook alcuni dati sui carichi di
edifici monofamiliari e multipiano. Il risultato è che gli edifici monofamiliari hanno carichi termici
molto più elevati rispetto a quelli multipiano, con percentuali variabili fra il 60 e il 90%. Pertanto si può
anche dire che un maggior volume, a parità di condizioni esterne, porta spesso ad avere più
compattezza dell’edificio ed una migliore risposta alle sollecitazioni termiche esterne.
6.3.6 INFLUENZA DEL CLIMA SULLA DENSITÀ URBANA
Quanto detto per il singolo edificio vale anche, con le opportune considerazioni, per il tessuto
urbano. Le condizioni climatiche esterne condizionano fortemente la struttura urbana delle città o degli
agglomerati in genere.
I climi freddi favoriscono spazi relativamente ampi per consentire una migliore cattura della
radiazione solare mentre, al contrario, un clima caldo torrido favorisce la formazione di celle chiuse che
portino ad una riduzione degli effetti del soleggiamento e quindi ad una maggiore ombreggiatura. In
figura 88 si ha un esempio di città algerina che riassume il concetto sopra espresso: le strade sono strette
e spezzate o curve e gli edifici sono addossati per favorire la formazione dell’ombra.
In genere nelle zone fredde il tessuto urbano è favorevole ad insediamenti isolati e riparati, nelle zone
temperate si favorisce un insediamento aperto che si fonde con l’ambiente esterno, in zone caldo secche si
hanno tessuti densi e chiusi per meglio difendersi dall’irraggiamento solare e nelle zone caldo umide si
hanno edifici allungati per favorire la ventilazione e quindi il tessuto urbano diviene piuttosto articolato.
30 Vedasi l’igloo degli esquimesi che ha il miglior rapporto superficie-volume per ridurre al massimo le perdite di calore
verso l’esterno.
31 Se consideriamo una parete isolata avente una trasmittanza K=0.35 W/(m²K) ed una parete vetrata con K=7
W/(m²K) si vede che 1 m² di vetrata equivale a 20 m² di parete isolata. L’uso di vetri doppi porta la trasmittanza del vetro a
valori variabili, a secondo dello spessore delle lastre vetrate e dell’intercapedine d’aria, fra 3.5÷5 W/(m²K) e quindi 1 m² di
vetrata equivale a 10÷15 m² di parete esterna. Si intuisce quindi il peso grandissimo che le vetrate hanno ai fini della
riduzione del bilancio energetico degli edifici.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
150
Figura 86: Rapporti di forma ottimali per le quattro zone climatiche.
6.4 CARATTERIZZAZIONE CLIMATICA DEL TERRITORIO
L’influenza del clima sull’Uomo e su tutte le attività umane è indiscussa.
Da Aristotele a Montesquieu e T. di Lampedusa, molti studiosi di tutti i tempi hanno convenuto
che il clima ha effetti determinanti sugli aspetti fisici e psichici degli individui; ha relazione con l’eredità
razziale e lo sviluppo culturale e dappertutto ha condizionato la civiltà umana.
Non per niente la civiltà si è sviluppata originariamente nelle zone a clima temperato (bacino del
Mediterraneo), vedansi gli egizi, i greci, i romani e le civiltà europee in genere. Questa dipendenza della
vita dal clima è vera anche a livello animale e vegetale.
Le principali differenziazioni di piante e animali sono dovute essenzialmente al contesto climatico
di appartenenza 32 . E’ sotto gli occhi di tutti che la previsione delle condizioni climatiche e
metereologiche risultano vitali per numerose attività umane: la pesca, l’agricoltura, la navigazione,
l’aviazione,….
32 Si veda, a tal proposito, il testo di Olgyay : Design with climate.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
151
Figura 87: Influenza dei rapporti di superficie e volume sui disperdimenti termici
Anche l’Architettura, per che riguarda in particolare la risposta termica dell’edificio ovvero il
comportamento energetico degli stessi, è legata fortemente alle condizioni climatiche. Pertanto per
eseguire una corretta previsione del clima occorre caratterizzarlo.
Ciò si attua, come già detto, individuando le grandezze fisiche di interesse capaci di descriverne
compiutamente l’evoluzione temporale e la dipendenza spaziale. In pratica si utilizzano le seguenti
variabili: velocità del vento, umidità relativa, temperatura esterna, radiazione solare.
Vediamo adesso l’influenza di ciascuna di queste variabili sulla caratterizzazione del clima.
6.4.1 VELOCITÀ DEL VENTO
Questa variabile ha interesse sia in ambito strutturale (resistenza della struttura all’azione del
vento) che in ambito energetico. Da essa dipendono, infatti:
⋅ le infiltrazioni d’aria negli edifici; queste comportano sempre (sia in estate che in inverno) un
aggravio al carico termico in quanto richiedono trattamenti termo-igrometrici dell’aria aggiuntivi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
152
⋅
i coefficienti convettivi sulle pareti esterne: essi dipendono dalla velocità del vento V secondo
relazioni (in parte già indicate nel paragrafo 2.3.9 (Metodi di calcolo del coefficiente di
convezione termica) del tipo:
- pareti scabre: h = e
10. 75 + 12 . V con V in [m/s] ed h in [W/(m²K)];
- pareti vetrate: h = + e
V −
2
8. 21 0. 08 0. 0024V
con V in [m/s] ed h in [W/(m²K)].
Figura 88: Effetti del clima caldo torrido sulla densità urbana
Il regime di vento modifica fortemente il comportamento termico degli edifici. Ad esempio in
figura 87 possiamo vedere la formazione degli strati limiti di velocità in una zona edificata. Si osservi
come procedendo da sinistra verso destra (cioè dalle zone periferiche rurali verso il centro città) si
abbiano gradi di protezione dal vento crescenti.
L’azione di schermatura degli edifici (vedi dopo) si amplifica man mano che il vento si addentra
nella città. La presenza di un edificio alto in una zona edificata con edifici bassi provoca una turbativa
del microclima fino ad una distanza pari all’altezza dell’edificio, vedi figura 90. La distribuzione degli
edifici può creare effetti di turbolenza o di accelerazione (effetto Venturi). Ad esempio, in figura 91
sono visibili sia gli effetti dei pilotis che quello di accelerazione provocato dal restringimento della
sezione di passaggio dell’aria per effetto di edifici posti in restringimento della sede stradale.
Nella stessa figura si può osservare l’effetto di canalizzazione dell’aria provocato dalla formazione
degli allineamenti stradali degli edifici. Questo effetto esalta la velocità dell’aria rispetto al movimento
che si avrebbe in zone libere.
Nella figura 92 si mostra come la presenza di edifici (abitazioni in centri urbani) modifica il
microclima per effetto di riflessioni ridotte, alti assorbimenti e bassa vaporizzazione per la presenza di
poca umidità rispetto alle zone rurali.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
153
Inoltre sempre in figura 92 si ha l’evidenziazione della formazione della cosiddetta isola di calore
caratteristica delle grandi città e che in pratica risulta dovuta alla scarsa capacità di disperdere il calore
prodotto per radiazione e convezione negli strati alti dell’atmosfera, per mancanza di correnti d’aria.
Anche la stratificazione termica nelle vallate può essere spiegata come l’azione di inversione
termica prodotta dall’aria fredda che stagna in alto rispetto a quella calda che ristagna in basso.
Nella figura 93 si evidenziano i regimi di vento che si hanno nelle masse continentali (a Nord e a
Sud), nella vallate e in vicinanza del mare.
Nelle figure 94 e 95 si possono osservare gli effetti provocati dal vento sugli edifici: la zona
frontale è sottoposta ad una sovrapressione mentre quella sottovento ad una depressione. Gli edifici ad
L causano formazioni di larghe zone d’ombra e di turbolenza nelle zone di depressione.
Inoltre la disposizione degli edifici in schiere può essere utilizzata per creare zone di depressione
più ridotte.
L’azione di schermatura degli edifici viene illustrata nella figura 95 dove si hanno sequenze di
effetti provocati da edifici bassi verso edifici alti e viceversa.
Azioni per la riduzione degli effetti di convezione termica indotti dal vento.
Poiché il vento produce una migliore convezione termica nelle pareti esterne degli edifici si ha
anche un maggiore disperdimento termico, nella stagione invernale.
Per ridurre questi effetti indesiderati si possono adottare alcune azioni precauzionali.
⋅ Limitare al massimo l’altezza degli edifici: gli edifici più bassi si comportano meglio di quelli alti
anche per effetto della minore velocità del vento per effetto dello strato limite.
⋅ Creare, ove possibile, barriere artificiali (edifici per deposito, magazzini, parcheggi, edifici
industriali,…) attorno all’edificio da schermare.
⋅ Schermare gli edifici con barriere (anche arboree) per ridurre gli effetti del vento.
⋅ Limitare le forme con tagli acuti: queste facilitano la vorticosità e quindi lo scambio convettivo
⋅
esterno. Usare, quindi, forme arrotondate e senza spigoli vivi per ridurre i disperdimenti termici.
Le balconate agiscono come le alette e quindi facilitano lo scambio termico convettivo, pertanto
in zone ventose è bene limitare le superfici aggettanti.
Un tessuto urbano compatto e denso agisce come trappola per il vento e quindi favorisce la
schermatura degli edifici.
Per contro rimane il problema di smaltire l’inquinamento atmosferico che, al contrario, il vento
porta via diluendolo negli strati alti dell’atmosfera.
6.5 CALCOLO DELLA RADIAZIONE SOLARE MEDIA
Se si considera la Terra come una grande sfera nello spazio in movimento attorno al sole e si
applicano le regole della geografia astronomica allora si può calcolare con grande precisione
l’irraggiamento solare 33 che risulta dato da:
Io
= Icsr
cosϑ [60]
ove si ha:
⋅ I cs costante solare pari a 1353 W/m²;
⋅ R correzione per variazione della distanza terra-sole;
⋅ cosθ angolo di inclinazione rispetto alla normale alla superficie terrestre.
La correzione per distanza terra-sole è data da:
F 360n
r = + H G I
1 0. 033cos K J [61]
365
essendo n il giorno giulianeo 34 .
33 L’irraggiamento solare è dato dall’energia che incide nell’unità di tempo sull’unità di superficie. Le unità di misura
sono [W/m²].

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
154
Figura 89: Profili di velocità in zone urbane. Effetti provocati dagli edifici.
34 Si ricorda che il giorno giulianeo è dato dal numero progressivo del giorno a partire dal 1° gennaio, pari a n=1, fino al
31 dicembre pari a n=365. In questo modo i giorni dell’anno seguono una numerazione progressiva da 1 a 365.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
155
Figura 90: Effetti sul microclima provocati da edifici alti rispetto al tessuto urbano circostante
Figura 91: Effetti Venturi e di canalizzazione provocati dagli edifici

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
156
Figura 92: Circolazione dell’aria nei continenti. Brezze marine

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
157
Figura 93: Effetti degli edifici- Isole di Calore e Pozzi termici.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
158
Figura 94: Formazione delle zone di sovra e sotto pressione

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
159
Figura 95: Effetti di schermatura provocati dagli edifici
Si definisce angolo solare ω l’angolo corrispondente allo spostamento relativo del sole nelle 24 ore
per cui si ha ω=15 °/ora. L’irraggiamento extraterrestre varia da un minimo di 1325 W/m² a 1415
W/m² durante l’anno.
L’intensità giornaliera extra-atmosferica della irradiazione solare è data dall’integrale della [60]
estesa dall’alba 35 al tramonto e quindi da:
zω
s F 24
Ho
= Iod
s H G I K J
− 2π ω [62]
ω
35 L’alba e il tramonto sono detti sun rise e sun set e indicati con ω s nella letteratura internazionale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
160
In geografia astronomica, nota la latitudine ϕ di un sito, si definisce declinazione solare l’angolo
rispetto al piano orizzontale corrispondente all’altezza massima del sole e si indica con δ ed è dato,
indicando con n il giorno giuliano, dalla relazione:
F + I
δ = 2345 360
HG
284 n
. sin K J
[63]
365
Pertanto si dimostra che la radiazione media giornaliera extra-atmosferica è data dalla relazione:
24 ω s
24 F
π
Ho = rIcs b I
cosϕ cosδ cosω + sinϕ sinδg dω
= rIcs cosϕ cosδ sinω
s
+ ω
s
sin ϕ sin δ
s
K J [64]
2π
z− ω
2π
180
Per una superficie generica è necessario calcolare l’angolo di inclinazione solare θ che, mediante
considerazioni di trigonometria sferica, dati la latitudine φ la declinazione δ e l’angolo solare ω, è dato
dalla relazione:
cosϑ = cosϕ cos β cosω + sinϕ sin β cosγ cosδ cosω + sin β sin γ cosδ sinω
+
[65]
+ sinϕ cos β sinδ − cosϕ sin β cosγ sinδ
ove si ha il seguente simbolismo, vedi Figura 73:
HG
Sun
θ
Ovest
n
Nord
β
γ
Est
Sud
Figura 73: Angoli fondamentali per l’irradiazione solare.
⋅ β angolo di inclinazione della superficie rispetto al piano orizzontale, 0 ≤ β ≤ 180°
; β>90°
significa superficie rivolta verso il basso;
⋅ γ angolo azimutale dato dalla deviazione rispetto al meridiano locale della proiezione sul
piano orizzontale della normale alla superficie: azimut 0 significa superficie rivolta a sud, per
superficie rivolta ad est si hanno valori negativi e positivi se rivolte ad ovest, pertanto è
− 180°≤ γ ≤ 180°
;
⋅ ω angolo solare, 15° per ogni ora di spostamento apparente del sole verso est o verso ovest;
⋅ δ angolo di declinazione dato dalla posizione del sole a mezzogiorno rispetto al piano
dell’equatore, considerato positivo verso nord e variabile fra − 2345 . °≤ δ ≤ 2345 . ° ;
⋅ θ angolo di incidenza fra la radiazione solare sulla superficie e la normale alla stessa
superficie;
⋅ ϕ latitudine cioè la posizione angolare a nord (positiva) o a sud (negativa) dell’equatore e
variabile fra − 90°≤ ϕ ≤ 90°
;
Per alcuni casi particolari si hanno le seguenti relazioni:
Superficie orizzontale (β=0):
cosϑ cosϕ cosδ cosω h
sinϕ sinδ

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
161
Superficie verticale rivolta verso l’equatore (β=90°, γ=0):
cosϑ = sinϕ cosδ cosω −
vs
cosϕ sinδ
Superficie rivolta a sud con inclinazione qualunque (γ=0, β qualunque):
cosϑ = cos( ϕ − β)cosδ cosω + sin b β
ϕ − β g sinδ
Durata del giorno per superficie orizzontale:
cosω
s
= − tgϕtgδ
[66]
da cui si deriva la durata in ore pari a:
T g
= 2
s
15 ω [67]
Durata del giorno per superficie inclinata β:
d b g i [68]
'
ω
s
= min ω
s,
ar cos −tg ϕ − β tgδ
L’irradiazione extra-atmosferica su una superficie orizzontale è data dalla [66] mentre quella su
superficie inclinata β è data dalla relazione:
24 L
' π O
Hoβ
= rIcs cos ϕ − β δ ω
s
+ ϕ − β δ
π NM b gcos sin sinb g sin [69]
180 QP
Viene definito il rapporto fra i valori medi giornalieri delle due irradiazioni:
' π
cosbϕ − βgcosδ sinω
s
+ sinbϕ − βgsinδ
R b
=
180
[70]
π
cosϕ cosδ sinω
s
+ ω
s
sin ϕ sin δ
180
Con R b
si indica il valore medio mensile.
Su una superficie inclinata arriva, oltre alla radiazione diretta, anche la radiazione diffusa dal cielo
e quella riflessa. Ciascuna di queste due ultime componenti risulta in genere di difficile valutazione.
Possiamo, però, supporre che il cielo abbia un comportamento isotropico e pertanto queste
valutazioni risultano semplificate. In particolare la radiazione riflessa non ha una formulazione unica
potendo questa variare, ad esempio, per effetto di edifici o corpi riflettenti viciniori alla superficie
considerata.
Possiamo in genere scrivere la relazione:
Ac IT = IbRb Ac + Id , isotropica
As Fs −c + Iiρ i
Ai Fi −c
[71]
ove il primo termine a secondo membro rappresenta la radiazione diretta sulla superficie A c , il
secondo termine la radiazione diffusa isotropica e l’ultimo termine la radiazione diffusa dalle superfici
circostanti a quella considerata. Con F s-c e F i-c si sono indicati i fattori di forma superficie-cielo e
superficie-corpi vicini.
Il modello di radiazione diffusa isotropica è stato proposto da Liu e Jordan (1963): la radiazione
totale su una superficie inclinata è composta ancora da tre termini: diretta, diffusa isotropica e diffusa
dal terreno. Il termine relativo alla riflessione va calcolato caso per caso in funzione delle geometrie di
scambio radiativo con le superfici vicine utilizzando i fattori di forma visti in precedenza. Per una
superficie inclinata β il fattore di forma F s-c è facilmente calcolabile e risulta pari a:
F c− s
= 1+
cos β
[72]
2
e, nell’ipotesi di cielo isotropo, si può anche dire che esso è anche il rapporto R d fra la radiazione
diffusa sul piano inclinato e quella sul piano orizzontale.
Il fattore di vista superficie-terreno è pari a:
F s− t
= 1−
cosβ
[73]
2
Pertanto la radiazione totale sulla superficie inclinata risulta data dalla relazione:
∑
i

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
162
1+
cos β 1−
cos β
IT = IbRb + Id Rd + It Rt = IbRb + Id + Iρt
[74]
2
2
ove si è definito, analogamente a quanto fatto per R d il rapporto R t fra la radiazione diffusa dal
terreno sulla superficie inclinata rispetto a quella sul piano orizzontale e pari a F s-t .. Ancora in analogia
alle precedenti definizioni, possiamo indicare con R il rapporto fra la radiazione totale sulla superficie
inclinata β rispetto a quella sul piano orizzontale che risulta data da:
R I b
I R Id
1+
cos β 1−
cos β
=
b
+
+ ρt
[75]
I 2 2
Ai fini del calcolo della radiazione totale nelle applicazioni pratiche (collettori solari, edifici
solarizzati, edifici bioclimatici) occorre calcolare la radiazione solare media giornaliera mensile H T .
Pertanto possiamo parafrasare quanto detto sopra per il calcolo di I T sommando i contributi della
radiazione diretta e di quella diffusa dal cielo e dal terreno. Le equazioni divengono le seguenti:
F
HG
I
Hd
H H
H R H 1+
cos β
H 1−
cos β
T
= 1−
b
+
d
+ ρt
KJ
2
2
e per il rapporto R medio la relazione:
F
HG
I
HT
Hd
R
H H R Hd
1+
cos β 1−
cos β
= = 1−
b
+
+ ρt
[77]
KJ
H 2 2
Il rapporto fra la radiazione media diretta sulla superficie inclinata e quella su superficie
HbT
orizzontale è indicato con R b
= H ed è funzione della trasparenza atmosferica. Liu e Jordan
b
propongono di calcolare questo rapporto supponendo che l’atmosfera sia assente e pertanto, per una
superficie nell’emisfero boreale e rivolta verso l’equatore, cioè con γ=0° si ha:
' π
cosbϕ − βgcosδ sinω
s
+ sinbϕ − βgsinδ
R b
=
180
[78]
π
cosϕ cosδ sinω
s
+ ω
s
sin ϕ sin δ
180
ove ω’ è l’angolo solare per l’alba e il tramonto calcolato nel giorno medio del mese e dato dalla
relazione:
ω′ s
= min
L
NM
b
b
g
g
−1
cos − tanφ
tanδ
−1
cos − tan( φ − β tanδ
Ove con min si intende il minore dei due valori in parentesi quadra.
Il rapporto H / H può essere calcolato nota che sia la trasparenza atmosferica data da:
d
K
T
O
QP
H
= [80]
H
o
La trasparenza dipende dal sito, dalla torbidità atmosferica (presenza di industrie, smog, …), presenza
di vapore (per nebbia, per presenza di laghi o del mare) e pertanto non si può fornire una correlazione
universale per il suo calcolo.
Hottel (1976) ha presentato un metodo semplificato per il calcolo della radiazione solare diretta
trasmessa attraverso un’atmosfera chiara e che prende in esame l’angolo zenitale, l’altitudine e tipologie
climatiche. La trasmittanza solare diretta atmosferica è definita dalla relazione:
H
− k
d
cosϑ
z
τ
b
= = ao
+ a1e [81]
Ho
ove le costanti a o , a 1 , k per atmosfera standard (con 23 km di visibilità) sono determinate dalla
costanti (valide per altitudini inferiori a 2500 m s.l.m.):
[76]
[79]

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
163
a
a
= 0. 4237− 0. 00821( 1−
A)
= 0. 5055+ 0. 00595( 6. 5 − A)
*
k = 0. 2711+ 0. 01858( 2. 5 − A)
con A altitudine (in km) dell’osservatore.
*
o
*
1
Partendo dai valori delle costanti asteriscate si applicano opportuni fattori correttivi per tenere
conto delle tipologie climatiche dati in tabella:
Tipo di Clima
a
r
o
a
o
= * r1
=
1
*
a o a 1
r k
k
Tropicale 0.95 0.98 1.02
Estivo di mezza latitudine 0.97 0.99 1.02
Estivo subartico 0.99 0.99 1.01
Invernale di mezza latitudine 1.03 1.01 1.00
Tabella 10: Calcolo dei coefficienti di Hottel
2
2
2
k = *
Pertanto, la radiazione diretta per cielo pulito è data dalla relazione:
Icd = Ioτ d
cos ϑ
z
[82]
con I o dato dalla [60]. Analoghe relazioni valgono per gli irraggiamenti orari o giornalieri o medi
mensili. Liu e Jordan hanno presentato una teoria secondo la quale la trasparenza oraria k I
T
= I
o
giornaliera K
T
trasparenza media mensile K
= H H
dell’atmosfera presenta andamenti statistici simili per luoghi aventi la stessa
o
T
= H . In particolare definite la trasparenze dirette e diffuse come:
H
o
K
K
D
T
D
=
H
H
=
H
ove D e H 0 sono le radiazioni diffuse e totali sul piano orizzontali nell’atmosfera e H eo la
radiazione totale giornaliera sul piano orizzontale extra atmosferica. Liu e Jordan propongono la
relazione:
2 3 4 5
K = 0.124 + 0.677K − 3.256K + 6.881K − 4.917K − 0.427K
D T T T T T
Questa teoria è stata recentemente criticata per alcune incongruenze che si vengono ad avere
nelle zone a clima tropicale. Pur tuttavia la teoria di Liu e Jordan trova tutt’oggi ampia diffusione e
Bendt (1981) ha proposto una correlazione che risponde bene per valori delle frequenze distributive 36
inferiori a f=0.9. Per valori superiori si ha una sovrastima dell’indice di trasparenza. Le equazioni di
Bendt sono le seguenti:
e
f ( KT
) =
γ
e
o
eo
o
eo
γKT , mim
KT , mim
− e
− e
γK
γK
T
T ,max
o
36 Per i vari siti si possono disegnare le frequenze dei giorni aventi vari valori di K T
in funzione di K T
. Queste
curve sono dette curve distributive e, normalmente, presentano un picco (curve modali) o due (curve bimodali). Da queste curve
distributive si possono disegnare (integrandole) le curve cumulative che rappresentano la frazione f dei giorni che sono meno
chiari di K T
in funzione della stessa K T
. Queste curve cumulative sono dette curve ( K T
,f), secondo il simbolismo
proposto da Whillier.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
164
ove il parametro γ è determinato dalla seguente equazione:
F
HG
I
1 γK
1
T ,min
γKT
,max
KT
,min
− e − KT
,max
− e
γ KJ
γ
KT
=
γKT
,min γ KT
,max
e − e
Risolvendo l’equazione trascendentale per la variabile γ si può calcolate la funzione cumulativa
f(K T ) .
Herzog (1985) fornisce una via semplificata per calcolare γ mediane la semplice relazione:
ove si è posto:
F
HG
−1.
5
1184 . ξ − 27182 . e
γ = − 1498 . +
K − K
ξ =
K
T ,max
K
T ,max
T ,max
− K
− K
T ,min
T
T ,min
Infine Hollands e Huget (1983) propongono la seguente correlazione per il calcolo di K T,max :
KT ,max
= 0. 6313+ 0. 267KT −119 . KT
− 0.
75 8
Gli andamenti delle trasparenze orarie e giornaliere sono simili, secondo Whillier, a quelle delle
trasparenze medie mensili.
Il valore istantaneo del rapporto Hd / H può essere calcolato mediante molteplici relazioni
fornite da numerosi ricercatori in questi ultimi decenni. Ad esempio una buona relazione è data da
Collares-Pereira e Rabl:
0. 99 per K ≤ 017 .
H
H
=
R
S|
T|
2 3 4
1188 . − 2. 272K + 9. 473K − 21865 . K + 14. 648K
per 0.17 ≤ K ≤ 0.
75
d T T T T
− 0. 54K
+ 0. 632 per 0.75 ≤ K ≤ 0.
80
T
0. 2 per K > 0.
80
T
T
Qualora si desideri introdurre una dipendenza stagionale (tramite l’angolo orario ω s per l’alba o
per il tramonto) occorre usare le seguenti correlazioni:
Per ω s < 81.4°
H
H
=
R
S
T
2 3 4
10 . − 0. 2727K + 2. 4495K − 119514 . K + 9. 3879K per K < 0.
715
d T T T T T
Per ω s > 81.4°
0143 . per K ≥ 0.
715
H
H
=
R
S
T
T
2 3
10 . − 0. 2832K − 2. 5557K + 0. 8448K per K < 0.
715
d T T T T
0175 . per K ≥ 0.
715
Per stimare la radiazione oraria su una superficie orizzontale usando i valori medi mensili occorre
utilizzare opportune correlazioni statistiche mediate su numerose osservazioni.
Queste presentano il rapporto r I
t
= H
fra la radiazione oraria totale e quella giornaliera totale in
funzione della lunghezza del giorno e dell’ora in esame. Una correlazione molto buona, data da
Collares-Pereira Rabl, è la seguente:
b g
I π
cosω
− cosω
s
rt
= = a + bcosω
H 24
πω
s
sinω
s
− cosω
s
180
ove i coefficienti a e b sono dati dalle relazioni:
a = 0. 409 + 0. 5016sin
ω − 60
b
b
b = 0. 6609 − 0. 4767sin
ω − 60
s
s
c
I
KJ
ξ
g
g
h
T
T
T

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
165
Naturalmente in queste equazioni ω è l’angolo orario in gradi per il tempo in esame (ad esempio
il punto centrale dell’ora per la quale si effettua il calcolo) ed ω s è l’angolo orario dell’alba.
Per gli andamenti orari si può utilizzare la correlazione proposta da Orgill e Hollands:
R10 . − 0.
249kT
per kT
< 0
Id
= S|
1557 . − 1884 . kT
per 0.35 < kT
< 0.
75
I
0177 . per k > 0.
75
T|
Molto utilizzata è anche la correlazione di Erbs seguente:
R10 . − 0. 09kT
per kT
≤ 0.
22
Id
2 3 4
= S|
0. 9511− 01604 . kT + 4. 388k T − 16. 638k T + 12. 336k T per 0.22 < kT
≤ 0.
8
I
0165 . per k > 0.
8
T|
In genere per valori di k T >0.8 si hanno pochissimi dati e questi mostrano un incremento della
frazione diffusa rispetto a quella diretta.
6.6 SIMULAZIONE DEI CIRCUITI SOLARI CON L’ANNO TIPO
Per la simulazione degli impianti solari oggi si può utilizzare anche un foglio elettronico per
simulare circuiti complessi con sufficiente precisione. Va tenuto presente che in tutti i bilanci energetici
sopra indicati si ha sempre una notevole indeterminazione nel calcolo o nella previsione
dell’irraggiamento solare disponibile per un dato sito. Purtroppo l’utilizzo dell’energia solare in modo
massiccio è relativamente recente e i dati attinometrico e climatologici disponibili sono pochi e limitati
alle località monitorate dall’Aeronautica Militare Italiana (che si occupa della Meteorologia ufficiale) o
che in questi ultimi due decenni hanno trovato interesse del CNR o di alti enti pubblici.
Malgrado le numerose campagne di misure effettuate in questi ultimi anni i dati disponibili sono
ancora pochi e la statistica che da questi si può derivare non sempre presenta indici di affidabilità
elevati. In questo ultimo decennio si è fatta strada, anche a livello dell’Unione Europea, l’idea di
costruire un anno tipo (Reference Year) tale da presentare una statistica affidabile con i dati degli ultimi 20
anni. In effetti quest’anno di riferimento dovrebbe potere fornire dati di simulazione tali da ricreare non
solo l’anno medio ma anche l’anno con la minore o la maggiore insolazione. In alcuni casi, infatti, il
progetto dell’impianto solare richiede un impianto ausiliare che deve essere dimensionato per far fronte
non solo al valore medio dell’energia richiesta ma anche al valore massimo.
L’anno tipo dipende dalla storia delle sequenze di registrazione dei dati di insolazione e in genere
climatologici di ogni sito. E’ necessario conoscere la trasparenza dell’atmosfera in ogni sito per potere
calcolare la radiazione solare diretta e diffusa con affidabilità.
La trasparenza atmosferica varia in funzione dell’orografia (presenza di monti, di pianure, ..) della
presenza o non di industrie con scarichi industriali in atmosfera, di vulcani, del mare, ….
Pertanto non si può calcolare con affidabilità l’irraggiamento solare partendo solamente dai dati
geografici (latitudine, longitudine, …) perché si ottengono quasi sempre dati non rispondenti alla realtà
dei luoghi reali. Così, ad esempio, la presenza del vulcano Etna a Catania o della zona industriale a
Priolo rendono il calcolo teorico dell’energia solare molto aleatorio potendosi avere scostamenti
sensibili dai valori reali.
T
T
6.7 ENERGIE RINNOVABILI – EFFETTO SERRA E RIMOZIONE CO 2
⋅ Il problema dell’effetto serra nell’atmosfera comporta un aumento delle emissioni di CO 2
nell’ultimo secolo per effetto, prevalentemente, dei processi di combustione.
⋅ Possibili interventi riduttivi oggi all’attenzione dei tecnici sono rivolti alla cattura e allo stoccaggio
della CO 2 ad esempio con l’introduzione di impianto di assorbimento CO 2 con etanolammine.
La temperatura della Terra e degli altri pianeti del Sistema Solare è determinata principalmente da
tre fattori:
⋅ la quantità di radiazione luminosa ricevuta dal sole

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
166
⋅
⋅
la quantità di questa luce riflessa nello spazio (33%, infrarossa)
la capacità dell’atmosfera di ritenere parte del calore ricevuto (effetto serra o Greenhouse effect)
208
W/m 2
304
W/m 2
Figura 74: Bilancio energetico radiativo sulla Terra
Dovuto alla presenza delle specie gassose costituenti l’atmosfera terrestre, principalmente
⋅ anidride carbonica
⋅ vapore acqueo
⋅ ossidi di azoto
⋅ metano
Le molecole dei GHG dell’atmosfera hanno un effetto simile a quello dei pannelli di vetro delle
serre dei vivai. La temperatura media della Terra è ≅ 15 °C
La CO 2 è assorbita:
⋅ ½ circa è riassorbita in breve tempo dagli oceani e dai processi di fotosintesi dei vegetali;
⋅ l’altra parte staziona in atmosfera per diversi decenni, cosicché la sua concentrazione subisce un
progressivo incremento e successivo decremento a cicli più lunghi
Il Metano è assorbito da:
⋅ 2/3 attribuibili agli allevamenti, attività agricole intensive e minerarie
⋅
1/3 a processi naturali

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
167
Tabella 11: Emissioni di gas serra
Produzione naturale CO2 (respirazione, decomposizione piante e animali, microflora oceanica) è
pari a 200 Gt/anno. Essa è bilanciata da fotosintesi oceanica e terrestre. La Produzione per attività
umane è pari a circa 8 Gt/anno secondo la seguente ripartizione:
⋅ 2 Gt/anno da deforestazione
⋅ 6 Gt/anno dai combustibili fossili, di cui:
⋅ 4.2 Gt/anno - Trasporto e industria, attività domestiche
⋅ 1.8 Gt/anno- Generatori termoelettrici
Solo 4.5 riassorbiti naturalmente mentre gli altri contribuiscono all’aumento concentrazione CO 2
in atmosfera.
CO 2
[ppmv]
CH 4
[ppbv]
N 2 O [ppbv]
Concentrazione pre-industriale 280 700 275
Concentrazione nel 1994 358 1720 312
Velocità di variazione [ppmv,
ppbv/anno]
Tempo di permanenza in atmosfera
[anni]
1.5 10 0.8
50-200 12 120
Figura 75: Ripartizione della CO 2 a livello mondiale
Negli USA si producono 1.65 miliardi di tonnellate di carbonio equivalente (il 20% di quella
globale del pianeta).
Le previsioni di crescita del pianeta sono:
⋅ Popolazione: 6.4 miliardi
⋅ Crescita economica: 2% all’anno rispetto ai livelli attuali, successivamente stazionaria;
Costi impianti nucleari: diminuzione dello 0.4% ogni anno
Le emissioni di COP2 saranno dalle 7.4 Gton/anno attuali alle 8.8 Gton/anno nel 2025, per poi
scendere a 4.6 nel 2100.
Il Protocollo di Kyoto
Le previsioni del Protocollo di Kyoto sono qui sintetizzate:
⋅ 2008 - 2012: - 5.2 % rispetto ai livelli del 1990-95
⋅ USA -7%

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
168
⋅
⋅
⋅ Unione Europea -8%
⋅ Giappone -6%
⋅
⋅ Norvegia +1%
⋅ Australia +8%
⋅ Islanda +10%
⋅
Federazione Russa, Nuova Zelanda, Ucraina: stabilizzazione
Paesi in via di sviluppo: non ci sono limitazioni
Il programma dell’Italia è il seguente:
Riduzione del 7% entro il 2010 (circa 110 Mt di CO 2 equivalente)
Trasporti (24 Mt CO 2 equivalente)
• controllo traffico urbano
• realizzazione veicoli alta efficienza
• linee metro e tram
• ammodernamento ferrovie e via mare
• Spostamento trasporto merci da strada a ferrovia
⋅ Rifiuti (21 Mt CO 2 equivalente)
• riduzione produzione pro capite
• riduzione e bonifica discariche
• valorizzazione energetica biogas
• raccolta differenziata
• recupero materiali ad elevato contenuto energetico
⋅ Industria (4.5 Mt CO 2 equivalente)
⋅
⋅
⋅
interventi riduzione emissioni biossido di azoto
Incremento fonti rinnovabili (21 Mt CO 2 equivalente)
Settore energetico (48 Mt CO2 equivalente, circa il 50% del totale)
Cicli combinati e cogenerazione
metano per riscaldamento
risparmio energetico
Le possibili riduzioni possono essere:
CONTRIBUTO
CAPACITA' DI
RIDUZIONE
Incremento dell’efficienza dei sistemi energetici e 200-600 GtC
produttivi
Fonti energetiche rinnovabili
200-600 GtC
Fissione nucleare
100-300 GtC
Fusione nucleare
0-25 GtC
Passaggio da carbone a idrocarburi liquidi o gassosi 0-300 GtC
Cattura e stoccaggio della CO 2
100-300 GtC
Riforestazione
50-100 GtC
⋅
⋅
Tabella 12: Possibilità di riduzione della CO 2
Fonti energetiche alternative: grosso contributo alla riduzione delle emissioni di gas serra ma ha
bisogno di diversi anni per poter essere messa a punto, soprattutto su larga scala
Aumento dell’efficienza dei sistemi di produzione e consumo dell’energia: interessanti, ma lascia
aperti larghi margini di incertezza sulla rapidità di sviluppo nell’uso collettivo a costi competitivi e
sostenibili

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
169
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Passaggio a combustibili pregiati: pone grossi problemi di approvvigionamento e trasporto in
molte aree del pianeta
Fissione nucleare: lascia aperte questioni riguardanti lo stoccaggio delle scorie e la sicurezza
Via più percorribile nell’immediato e sostenibile in futuro: è quella legata alla cattura, rimozione e
stoccaggio della CO 2 , dapprima con sistemi semplici da applicare ad impianti esistenti e poi con
soluzioni via via più sofisticate
I principali problemi legati alla riduzione della CO 2 sono:
notevole sforzo sia dal punto di vista economico che da quello energetico.
In generale la CO 2 deve essere separata da N 2 , H 2 O, O 2 e impurità presenti nel gas
I principali motivi dell’alto costo energetico ed economico delle tecniche di separazione sono:
⋅
⋅
basse concentrazioni e a basse pressioni della CO2
la componente fondamentale nei gas di scarico è l’N2 . Per separare l’anidride carbonica
sono necessarie alte pressioni e/o basse temperature
⋅ complicazione: il largo numero di componenti chimiche presenti (N2 , CO 2 , H 2 O, O 2 ,
H2S, CO, SOx, NOx) e la natura corrosiva di alcune di queste specie
⋅
⋅
⋅
rimozione del vapore acqueo (l’acqua di condensa può essere molto corrosiva)
l’anidride carbonica separata deve rimanere in pressione per essere trasportata sotto forma
di liquido, alla destinazione finale, sotto acqua, sotto terra, o per altri scopi
La domanda di utilizzo di anidride carbonica è più bassa rispetto alla quantità prodotta
dagli impianti di produzione di energia, quindi il costo di separazione non può essere
coperto tramite la vendita
6.8 TECNICHE PER LA SEPARAZIONE E CATTURA DELLA CO 2 NEGLI IMPIANTI
DI POTENZA
⋅ Assorbimento - Reazioni di assorbimento chimico e/o fisico tra CO 2 ed uno o più assorbenti basici
rigenerabili o non.
⋅ Adsorbimento - Basati sulle forze intermolecolari che si creano tra i gas e la superficie di materiali
solidi come carboni attivi, zeoliti, allumina, gel al silicio (chimico e/o fisico). Si accumula una
sostanza gassosa (adsorbita) su una superficie solida (adsorbente). Legami chimici deboli (Van der
Waals) e alte superfici richieste (1000-1500 m 2 /g).
⋅ Separazione CO 2 tramite membrane - la loro struttura porosa permette il passaggio selettivo di alcune
specie molecolari costituenti una miscela (a separazione, ad assorbimento e a trasporto facilitato)
⋅ Membrane ad assorbimento - Membrane solide microporose in contatto con un adsorbente liquido: il
componente gassoso da separare diffonde attraverso la membrana solida
⋅ Processi criogenici - Compressione e raffreddamento miscela gassosa. Cicli con miscele di CO 2 /O 2 .
Indicata per alte concentrazioni di CO 2 , rilasciata liquida
⋅
Rimozione alcalina - Usano generalmente carbonato di sodio (Na 2 CO 3 ) come reagente alcalino per
la rimozione della CO 2 rilasciando prodotti solidi (CaCO 3 )
Assorbimento chimico
⋅
L’assorbimento della CO 2 coinvolge una o più reazioni chimiche reversibili fra questo composto
e altre sostanze come mono-, di-, tri- etanolammina, isopropanolammina, idrossido di sodio,
carbonato di sodio, carbonato di potassio. In queste reazioni si formano dei composti solidi o
liquidi, che tramite riscaldamento si dissociano liberando l’anidride carbonica e rigenerando il
solvente.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
170
⋅
⋅
⋅
Le ammine più utilizzate sono:
⋅ Monoetanolammina (MEA)
⋅ Dietanolammina (DEA)
⋅ Metildietanolammina (MDEA)
Questi processi, in generale, richiedono:
grande dispendio di energia (sotto forma di vapore, usato nel processo di rigenerazione del
solvente, o in maniera diretta o tramite l’utilizzo di uno scambiatore di calore)
utilizzo di energia elettrica (per pompare il solvente e per comprimere il gas)
acqua di raffreddamento (per raffreddare il gas dopo la rigenerazione).
⋅
⋅
⋅
Figura 76: Layout di un impianto ad assorbimento
I problemi legati all’assorbimento chimico sono:
Corrosione
⋅ gas acidi disciolti
⋅ CO 2 libera ad alte temperature e in presenza di acqua (acciaio con acido carbonico,
quando T aumenta precipita carbonato insolubile)
⋅ prodotti della degradazione dei reagenti, dovuti alle reazioni irreversibili fra i solventi ed i
costituenti dei gas esausti (MEA ⇒ poliammine; DEA o MDEA pochi problemi)
⋅ Rimedio: inibitori della corrosione, con basse temperature e basse concentrazioni di
ammine
Formazione di schiume
⋅ idrocarburi leggeri condensati, solidi sospesi molto fini, prodotti della degradazione delle
ammine o particolari agenti superficiali trasportati dai gas.
⋅ problemi di efficienza
⋅ Rimedi: con sostanze inibenti o pretrattando il gas da depurare di modo da rimuovere il
particolato con filtri a carbone attivo eliminando così i composti organici formatisi
Degradazione delle ammine
⋅ ossidazione
⋅ reazione con SOx ed NOx
⋅ Rimedi: precipitazione di sale o carbone attivo

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
171
Rimozione della CO 2 con membrane
Le membrane: strutture solide, porose o semiporose che lasciano passare alcune specie chimiche
e ne trattengono altre.
⋅ Membrane a separazione
⋅ solide
⋅ la loro struttura porosa permette il passaggio di alcune specie gassose trattenendone altre
⋅ parametri fondamentali: selettività permeabilità
⋅ la qualità della separazione dipende dalla selettività della membrana e da due parametri di
processo: il rapporto fra flusso di gas permeato e flusso di ingresso al separatore e il
rapporto fra pressione del gas permeato rispetto a quello di ingresso
⋅
⋅
Figura 77: Layout per la rimozione della CO 2 con membrane
impianti multistadio (composti da due o più stadi di compressione e separazione), con
incremento dei costi di compressione e di capitale
il costo energetico più elevato è da attribuirsi alla compressione
Rimozione della CO 2 con membrane ad assorbimento
Si tratta di membrane solide microporose in contatto con un liquido assorbente.
⋅ Il gas da separare viene diffuso sulla membrana solida ed è poi assorbito e rimosso dal liquido
assorbente che, posto dall’altro lato della membrana, è selettivo nei confronti di una specie
gassosa e non rispetto alle altre
⋅ non è necessario che la membrana sia selettiva, infatti deve servire unicamente come area di
contatto, impedendo che il gas ed il liquido si mischino fisicamente
⋅ non è necessario che vi sia un gradiente di pressione
⋅ la rimozione di CO 2 e di SO 2 viene ottenuta utilizzando membrane porose idrorepellenti in
combinazione con un apposito liquido assorbente, che può essere costituito da una soluzione
amminica, da solfato o da carbonato
⋅ più compatta rispetto al caso delle membrane a separazione
⋅ più bassi costi energetici (dovuti soprattutto alla compressione)
⋅ trattamento del liquido assorbente carico di CO 2

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
172
⋅
⋅
⋅
Figura 78: : Layout per la rimozione della CO 2 con membrane ad assorbimento
Rimozione della CO 2 con membrane a trasporto facilitato
Queste membrane sfruttano il processo di assorbimento
hanno la struttura impregnata di un liquido in grado di assorbire le specie chimiche al suo interno,
in maniera selettiva
la CO 2 viene assorbita nel lato superiore della membrana, poi reagisce con i vettori formando un
composto instabile e viene trasportata attraverso la membrana liquida fino alla parte inferiore
della stessa dove poi viene rilasciata
problemi in termini di stabilità nel tempo e di bassa permeabilità
Figura 79: Layout per la rimozione della CO 2 con membrane a trasporto facilitato
Rimozione della CO 2 con sistemi misti
Sono processi che accoppiano impianti a membrane e ad assorbimento:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
173
⋅ le unità ad ammine utilizzano un’energia crescente all’aumentare della concentrazione di CO 2 ; le
membrane a separazione invece sfruttano le differenze di pressione fra lato di alimentazione e
lato permeato per il processo e risultano più efficaci per alte concentrazioni di anidride carbonica
⋅ in un sistema misto il reattore a membrane (monostadio) posto a monte rimuove la maggior parte
della CO 2 , mentre le ammine vengono utilizzate per la pulizia finale dell’effluente gassoso, in
modo da ottenere il rendimento depurativo richiesto
⋅ Il pregio di questo metodo e costituito dal fatto che la rimozione della maggior parte della CO 2
da parte del dispositivo a membrane riduce i costi di capitale e operativi in maniera consistente,
rispetto ai convenzionali processi.
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Stoccaggio, smaltimento e riutilizzo della CO 2
Sono stati proposti diversi schemi possibili:
negli oceani
in giacimenti di petrolio o gas naturale esauriti
sul fondo di falde acquifere saline
trasformazione in carbonati solidi e disposizione sulla terra
utilizzo per favorire l’accrescimento delle foreste e di alghe (circa 2000 km 2 sono necessari per
assorbire la CO 2 prodotta durante la vita di un impianto da 500 MW alimentato a carbone)
Utilizzi commerciali: può essere usata come materia prima in sostituzione di altre per produrre
composti chimici (es. per incrementare la produzione di petrolio grezzo, EOI (Enhanced Oil
Recovery)
Utilizzo in processi alimentari ma il fissaggio non è permanente e torna in atmosfera
Figura 80: Schema di stoccaggio della CO 2

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
174
Dispersione negli oceani
Interazione CO 2 - acqua di mare: dipende dalla profondità a cui viene rilasciata e dalle
caratteristiche della corrente immessa in acqua:
⋅ h < 500 m: stato gassoso
⋅
⋅
⋅
h > 500 m: la fase liquida
Alla T dell’acqua si ha:
H < 3000 m Densità CO 2 liquida < densità acqua ⇒ tendenza a risalire
H > 3000 m Densità CO 2 liquida > densità acqua
Si ha la possibilità che nel rilascio di CO 2 liquida si formi un idrato solido (CO 2 6H 2 O oppure
CO 2 8H 2 O), più denso sia dell'acqua che dell'anidride carbonica liquida e quindi potrebbe depositarsi
sul fondale
⋅
⋅
Figura 81: Variazione delle proprietà della CO 2 con la profondità
Si può ricavare la profondità a cui deve essere rilasciata la corrente di CO 2 , affinché le goccioline,
che tenderanno a risalire in funzione delle proprie caratteristiche, possano essere completamente
assorbite prima di raggiungere la profondità di 500 m, a cui la CO 2 rischierebbe di passare allo
stato gassoso per la diminuzione di pressione
750 - 1000 m, sufficiente per dissolvere le gocce di CO 2 , il massimo raggio permesso a queste
profondità è di circa 1 cm ed usando un fattore cautelativo di 2, esso dovrebbe essere limitato a
0.5 cm.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
175
Ciclo combinato semichiuso con rimozione della CO2 (SCGT/CC)
Il flusso in uscita dalla caldaia a
recupero é diviso in due.
La portata principale viene
raffreddata (H2O condensa) e
riciclata all’aspirazione del
compressore.
C
Natural
Gas
CC
Fresh Air Supply
(stoichiometric)
T
Steam to
Bottoming
Cycle
HRSG
Water from
Bottoming
Cycle
Amine/H2O
solution
By-Pass
Louver
Gas to
Scrubbing
Gas
Recycle
Scrubbing
Tower
Stack
CO2 (gas)
Cooled Gas Recycle
Eventual Condensate Recycle
for Power Boosting
Gas Cooler/
Condenser
Ext. Cooling
La portata secondaria é indirizzata prima alla
separazione della CO 2 (facilitata per la più alta
concentrazione e la minore portata) e poi allo
scarico
η EL ≅ 52%
W sp ≅ 550 kJ/kg
CO 2 ≅ 60-70 g/kWh
(80-85% rimossa)
Il metodo è descritto nella Figura 82.
Il ciclo SCGT/RE
Figura 82: Layout del ciclo combinato semichiuso
Il ciclo recupera calore dai gas di scarico per la rigenerazione delle ammine, a valle del
rigeneratore del turbogas. Elimina il ciclo combinato ed adotta uno schema di TG rigenerativa con
inter/post refrigerazione d iniezione d’acqua
water inj. to CC
IC
C1
Air
C2
AC
Amine
Regeneration
Heat load
Gas/Gas
Regenerator
water inj. from IC or AC
CC
Natural
Gas
T
Amine/H2O
solution
By-Pass
Louver
Gas
Recycle
Gas to
Scrubbing
Scrubbing
Tower
Stack
CO2 (gas)
Cooled Gas Recycle to Compressor
Condensate Recycle
Gas Cooler/
Condenser
Ext. Cooling
Figura 83: Layout del ciclo SCGT/RE
L’alimentazione dell’assorbitore avviene a spese di un calore che comunque andrebbe perso se
non si cogenera: solo per assorbitori ad alta richiesta si penalizzano le prestazioni

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
176
Il ciclo L– Matiant
Ciclo turbogas rigenerativo che utilizza CO 2 come fluido di lavoro ed O 2 come ossidante per la
combustione
Figura 84: Layout del ciclo L – Matiant
Il CO 2 è compresso tramite una serie di stadi di compressione interrefrigerati fino a raggiungere
le condizioni di temperatura e pressione corrispondenti allo stato liquido. A questo punto, parte della
CO 2 liquida (esattamente quella prodotta dalla combustione con O 2 ) è estratta per mantenerne il
bilancio di massa ed inviata allo stoccaggio; la parte restante è ricircolata, dopo pompaggio in fase
liquida, all’interno del ciclo, che lavora così con CO 2 .
Figura 85: Ciclo termodinamico L – Matiant

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
177
Il ciclo Schat
Le caratteristiche del ciclo sono:
⋅ Due sezioni di umidificazione rigenerativa (come negli HAT standard)
⋅ Sistema con valvola di By-pass per permettere la parziale ricircolazione dei gas di scarico
⋅ Scambiatore di calore con condensazione di acqua ⇒ consente la condensazione della maggior
parte dell’acqua di combustione (è la stessa acqua usata per l’umidificazione)
⋅ L’Economizzatore è sostituito dal carico termico necessario per la rigenerazione delle ammine e
consente di raggiungere una temperatura dei gas di scarico depurati al camino dell’ordine di 80°C
Gli obiettivi: che si prefigge questo ciclo sono:
⋅ 1) Proporre un ciclo turbogas ad alte prestazioni
⋅ 2) Ridurre le emissioni a livelli minimi
⋅ 3) Ottenere un alto livello di rimozione CO 2
⋅
4) Avere un consumo d’acqua assai limitato
Si hanno i seguenti risultati:
η EL ≅ 51%
W sp ≅ 650 kJ/kg
CO 2 ≅ 70-80 g/kWh (80% rimossa
Cicli con decarbonizzazione del combustibile: Rimozione CO2
Gassificatori di carbone
in cicli combinati con
La rimozione separata di CO 2 ed H 2 S consente di ottenere due correnti separate quasi pure (CO 2
ed H 2 S)
⋅
⋅
⋅
La CO 2 viene compressa, liquefatta e trasportata per lo stoccaggio
H 2 S viene utilizzato per la produzione di zolfo (processo CLAUS)
Un reattore di shift catalitico consente arrivare alla camera di combustione della TG con solo
idrogeno + gas inerti
I dati raggiunti sono:
⋅ η EL ≅ 41.7%
⋅
⋅
⋅
W sp ≅ 650 kJ/kg
CO 2 ≅ 200 g/kWh
(80-85% rimossa)
Figura 86: Layout del ciclo con decarbonizzazione del combustibile

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
178
7 IMPIANTI SOLARI ATTIVI CON COLLETTORI PIANI
Il collettore solare è un dispositivo capace di convertire la radiazione solare in energia termica.
In esso si sfrutta il cosiddetto effetto serra: la radiazione solare (di bassa lunghezza d’onda λ < 3
µm) passa attraverso il vetro (vedi curve del fattore di trasmissione in Figura 87) mentre la radiazione
termica emessa dalla piastra captatrice (di alta lunghezza d’onda cioè con λ >3 µm) resta bloccata dalla
lastra vetrata.
1
τ
0.5
Vetro
comune
Quarzo
Vetro
antisolare
0
Visibile
0.2 1.0 2.0 3.0 µm
Figura 87: Fattore di trasmissione di alcuni tipi di vetro
Possono essere di diverse tipologie: piani, parabolici, a vetri, a tubi di calore, …, ma qui
prenderemo in esame solamente i collettori solari piani.
7.1 ANALISI DEL FUNZIONAMENTO
Consideriamo il collettore indicato in sezione in Figura 88: esso è formato essenzialmente da un
contenitore (detto carter) nel quale sono inseriti una piastra captatrice solitamente in materiale metallico
annerito (lamiera di acciaio o di rame o di alluminio), da una o più lastre di vetro poste al di sopra della
piastra captatrice ad una distanza variabile fra 1 e 2 cm e infine dal coibente posto fra carter e piastra
captatrice.
Figura 88: Schema di un collettore solare piano

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
179
Figura 89: Spaccato di un collettore solare piano
Chiameremo energia utile quella che può essere trasportata all’esterno del collettore sotto forma di
energia termica. In funzionamento statico (cioè senza acqua di circolazione nei tubi) l’energia solare
intrappolata per effetto serra serve a riscaldare i componenti del collettore (piastra, vetro, carter) fino ad
una temperatura di equilibrio (escludiamo qui le condizioni transitorie per la complessità delle
problematiche che ne derivano) tale che renda le perdite di calore (per convezione ed irraggiamento)
verso l’esterno pari all’energia solare guadagnata.
In pratica vale l’equazione di equilibrio:
( )
HT Ac ατ = Q
e convezione
+ Qirraggiamento
Energia solareassorbita
Energia termica perduta
In questa equazione si è indicata con H T l’irraggiamento solare, con (ατ) e il prodotto fra fattore di
assorbimento α della piastra e della trasmissività del vetro τ. In realtà la relazione tiene conto anche
delle infinite riflessioni ed assorbimenti residuali della radiazione solare fra piastra di captazione e vetro
di copertura. A c è l’area della superficie del collettore.
Le perdite a secondo membro possono essere espresse nei modi consueti della Trasmissione del
Calore e cioè, per la convezione fra vetro ed aria esterna:
Q = h A t − t
[84]
( )
convettivo v v v e
con h v coefficiente di convezione fra vetro ed aria esterna. Per l’irraggiamento fra vetro ed aria
esterna:
4 4
( )
irraggiamento 0 12 v v e
[83]
Q = εσ F A T − T
[85]
ove F 12 è il fattore di vista fra la superficie della piastra vetrata e l’ambiente esterno 37 , ε l’emissività
del vetro, σ 0 la costante di Stefan Boltzmann, A v l’area della superficie vetrata, T v e T e le temperature
assolute del vetro e dell’aria esterna. Si fa osservare che il bilancio energetico sopra detto è riferito solo
alla piastra vetrata perché, in equilibrio termico, il flusso uscente dalla piastra captatrice verso quella
vetrata deve eguagliare quello che dalla piastra vetrata va verso l’aria esterna.
Ben più complesse sono le equazioni di bilancio termico per la piastra captatrice perché la
distribuzione di temperatura in essa non è uniforme ma variabile fra un massimo al centro delle strisce
37 Per il calcolo della radiazione solare media giornaliera su una superficie inclinata di un angolo β rispetto
all’orizzontale si può assumere F 12 pari al fattore di vista per radiazione solare diretta, cioè
F
12
( 1+
cos β )
= .
2

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
180
ove non sono presenti i tubi ed un minimo al centro delle strisce ove sono presenti i tubi. Questa
disuniformità è più elevata quando si ha circolazione di acqua.
Data la brevità del presente corso si rimanda ai testi specializzati l’approfondimento di queste
tematiche. Se si fa circolare l’acqua all’interno, vedi ad esempio il circuito di Figura 98, allora il bilancio
indicato nella [83] cambia perché occorre tenere conto anche del calore trasportato dal flusso di acqua
di refrigerazione. In pratica l’acqua che circola all’interno dei tubi porta via una quantità di energia
termica pari a:
( )
Q = mc ɺ t − t
[86]
u a fu fi
ove, con il solito simbolismo, si indicano con:
⋅ mɺ la portata di acqua, kg/s;
⋅ c a calore specifico dell’acqua, 4186 J/kg/K;
⋅ t fu temperatura dell’acqua in uscita dal collettore, °C;
⋅ t fi temperatura dell’acqua in ingresso dal collettore, °C;
Pertanto l’equazione di bilancio energetico viene ora modificata nella forma:
( ατ ) = + + ɺ ( − )
H A Q Q mc t t
T c e convezione irraggiamento a fu fi
[87]
Energia solareassorbita Energia termica perduta
EnergiaUtileQ
Di solito si suole esprimere questo bilancio in funzione di grandezze di facile accesso nella pratica
impiantistica. Ad esempio le perdite radiative e convettive sono espresse in funzione della differenza di
temperatura fra il fluido in ingresso, di solito nota da considerazioni impiantistiche (ad esempio è la
temperatura del serbatoio di accumulo o la temperatura di ritorno di uno scambiatore di calore di un dispositivo di
utilizzazione dell’energia), e la temperatura dell’aria esterna (di solito nota per ogni sito di applicazione).
7.1.1 RELAZIONE DI HOTTEL WHILLIER BLISS
Tutto ciò, unitamente alla disuniforme distribuzione della temperatura sia trasversalmente al
flusso di acqua che longitudinalmente lungo il flusso di acqua, porta a definire il bilancio indicato nella
[87] in una forma convenzionale oggi universalmente accettata nell’impiantistica solare.
In particolare si esplicita il flusso di energia netta convertita da un collettore solare piano che è
data dalla relazione di Hottel-Bliss-Whillier:
( ατ ) ( , )
Q = F A ⎡
⎣
H −U T − T
u R c T e L f i e
ove si ha il seguente simbolismo:
Area netta di raccolta del collettore solare, [m²];
A c
⋅ F R detto Fattore di rimozione termica del collettore che tiene conto della disuniformità
longitudinale della temperatura per effetto del flusso del refrigerante ed è definito dalla relazione
F
R
Raccolta realedi energia utile
=
Raccolta di energia utileconT = T
fi
fu
⎤
⎦
[88]
ossia, in termini analitici: F
R
u
c L
mC ɺ
−
P
mC ɺ
P
= 1 − e .
A U
C
L
L
NM
A U F '
Valori correnti di F R variano nell’intervallo 0.8÷0.85 con le ipotesi di portata di massa nel
collettore di 50÷60 kg/h.m² e con tipologia di saldatura dei tubi alla piastra sufficientemente
efficiente (in particolare la conduttanza C B deve essere sufficientemente elevata in modo da non
incrementare il coefficiente globale di perdita del collettore. Semplificando la precedente
relazione mediante sviluppo in serie al secondo termine, si può scrivere una espressione
semplificata del fattore di rimozione termica F R molto utile nelle applicazioni perché prescinde dal
calcolo di F’ (fattore di efficienza): F = 1
con M ɺ portata totale del circuito e
R
⎛ U
LA
⎞
c
1+
0.5
⎜
Mc ɺ ⎟
⎝
p ⎠
O
QP

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
181
⋅
U
con il solito simbolismo degli altri termini. Se ci si riferisce alla portata specifica per unità di
superficie di piastra assorbitrice si può ancora scrivere la relazione in forma semplificata:
F 1
R
=
;
⎛ U ⎞
L
1+
0.5
⎜
mc ⎟
⎝
ɺ
p ⎠
F’ detto fattore di efficienza del collettore tiene conto delle disunformità di distribuzione orizzontale
della temperatura ed è definito dalla relazione: F
U L
' =
1 1 1
WM
+ +
U D + W − D F C D h
1
L
NM
b g π
L b i fi
ove D è il diametro dei tubi, W è la larghezza della striscia elementare di raccolta dell’energia
solare (distanza fra due diametri consecutivi), C b la conduttanza della saldatura fra tubo e piastra,
D i il diametro interno del tubo, h fi il coefficiente di convezione termica del fluido di
raffreddamento all’interno dei tubi, U L il coefficiente globale di perdita fra piastra e aria dato dalla
relazione di Klein:
L
=
R
S|
T|
C
T
pm
L
d
NM
T
N
pm
− T
N + f
a
iO
QP
e
1
+
h
w
U
V|
W|
−1
ove si ha:
N numero di lastre di vetro;
d ib g
w w p
f = 1+ 0. 089h − 01166 . h ε 1+
0.
07866N
+
2 2
σdTpm + Taid Tpm + Ta
i
−1
2N
+ f − 1+
0133 . ε
p
ε
p
+ 0.
00591⋅ Nhwi
+
ε
d
c h per 0 < < 70 , per > 70 usare = 70
F I
HG
T pmK
J
C = 520⋅ 1− 0. 000051β 2 ° β ° β ° β °
E = 0.
430⋅ 1−
100
β inclinazione del collettore solare (in gradi)
ε g emissività del vetro (=0.88 per vetro normale)
ε p emissività della piastra di assorbimento
T a temperatura assoluta dell’aria ambiente, K
T pm temperatura media assoluta della piastra assorbente, K
h w coefficiente di convezione vetro-aria, W/m²K
⋅ Η T è la radiazione solare incidente sulla piastra captatrice, W/m²
⋅ (ατ) e prodotto del fattore di assorbimento medio effettivo e del fattore di trasmissione medio
della piastra captatrice;
⋅ T fi temperatura del fluido in ingresso nel collettore solare, °C
⋅ T e temperatura dell’aria ambiente, °C
I tre parametri F R , (ατ) e U L sono fondamentali per la scelta e il funzionamento dei collettori
solari piani. Nelle seguenti tabelle si hanno alcuni valori per le tipologie più ricorrenti. Per (ατ) la tabella
seguente vale per angoli di incidenza compresi fra 0° e 60° e per fattore di estinzione dei raggi solari nel
vetro pari a K L = 0.0524.
NUMERO DI LASTRE VETRATE
N 1 2 3 4
(ατ) 0.86 0.73 0.65 0.55
Tabella 13: Fattore di assorbimento al variare dl numero di lastre
g
[89]
O
QP

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
182
Per il coefficiente globale di scambio termico U L vale la seguente tabella riassuntiva valida per
T P =60 °C e velocità del vento di 5 m/s.
TIPO DI VETRO
Tipo di collettore SINGOLO DOPPIO TRIPLO
Dipinto di nero (ε p =0.95) 6.5 3.6 2.4
Dipinto con vernice selettiva (ε p =0.1) 3.5 2.4 1.7
Tabella 14: Coefficienti globali di perdita al variare del numero di vetri
In Figura 90 si ha una rappresentazione schematica degli scambi energetici per un collettore
piano. Si può osservare che l’energia utile raccolta (quella che viene quindi trasformata in calore) varia
dal 15 al 40% a seconda delle condizioni operative. In particolare si hanno percentuali di raccolta
(meglio definite come rendimenti di raccolta) maggiori, apri condizioni esterne di temperatura dell’aria
T a e di velocità del vento, quanto più è maggiore la radiazione solare, H T , e quanto più è bassa la
temperatura di ingresso del fluido nel collettore, T fi . Nella Figura 97 sono riportate alcune tipologie di
saldature e di attacco delle tubazioni alla piastra captatrice.
Se la tipologia di attacco dei tubi alla piastra captatrice non è buona allora le conseguenze sul
fattore di rimozione termica sono pesanti e il suo valore scende vistosamente.
Figura 90: Illustrazione schematica della distribuzione dell’energia nei collettori solari piani
7.1.2 EFFICIENZA DI RACCOLTA DELL’ENERGIA SOLARE
L’efficienza media giornaliera di un collettore solare attivo è definita dal rapporto fra l’energia utile
totale raccolta, vedi la [88] e l’energia totale incidente sul collettore:
η
md
( ατ ) ( )
[ Q = A F ⎡
⎣
H −U T − T ⎤
⎦
]
A H
ore _ utili u c R e T L fi a
= ∑ ∑
ore _ utili
La precedente relazione si può scrivere, con riferimento ai valori istantanei, nella forma lineare:
⎡
η = FR
⎢( ατ ) −U
e
⎣
L
T
fi
Pertanto l’efficienza di un collettore piano si può diagrammare come una retta, vedi Figura 91, e
l’ordinata all’origine vale (ατ)F R mentre l’ascissa di intersezione con l’asse ∆T/I vale F R U L .
T
c
− T
H
a
T
⎤
⎥
⎦
[91]
[90]

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
183
η
(ατ) Fr
Figura 91: Retta di efficienza per un collettore solare piano
Queste considerazioni suggeriscono le modalità operative per calcolare sperimentalmente i
parametri caratteristici dei collettori solari (ατ) e U L noto il valore di F R . Nel valutare l’efficienza
suddetta occorre tenere presente che il numeratore deve essere positivo (cioè su deve avere raccolta
utile di energia solare) in caso contrario si avrebbe un raffreddamento dell’acqua all’interno del
serbatoio di accumulo.
Di solito questa inversione di flusso si evita ponendo una centralina elettronica che confronta le
temperature di uscita del collettore con quella di ingresso e blocca la circolazione se questo confronto
risulta negativo. In termini analitici la [90] ci dice che Q u >0 quando:
ovvero quando l’irraggiamento risulta:
( ατ ) − ( − ) > 0
T L fi a
e H U T T
H
T
( − )
U T T
>
L fi a
( ατ )
Il periodo non utile di irraggiamento solare (cut-off) dipende, quindi, non solamente dalle
caratteristiche del collettore solare, cioè da (ατ) e e da U L , ma anche dalla differenza di temperatura del
fluido in ingresso con quella dell’ambiente esterno.
Pertanto il periodo di raccolta utile è tanto maggiore quanto più bassa è la temperatura di utilizzo
dell’energia solare poiché la temperatura del fluido in ingresso nella piastra è quasi coincidente con
quella uscente dall’accumulo termico.
I valori usuali per i nostri climi e condizioni meteorologiche sono compresi fra il 10÷25% nel
periodo invernale e 25÷45% nel periodo estivo.
I valori inferiori dei rendimenti si hanno con temperature di uscita più elevate del fluido di
refrigerazione mentre i rendimenti maggiori si hanno con temperature del fluido inferiori.
In Figura 92 si ha un esempio di cut-off per un collettore piano avente U L =6 W/m²K, (ατ) e = 0.87,
temperatura di ingresso del fluido di 80 °C (ad esempio per un impianto di condizionamento con
macchina ad assorbimento con temperatura del generatore di 75°C) per latitudine di 37.2° con
inclinazione della superficie di captazione di 25 ° e condizioni esterne climatiche corrispondenti a 10
luglio. Il circuito si suppone aperto, nel senso che l’acqua di ingresso è sempre alla stessa temperatura,
indipendentemente dalle funzioni dell’accumulo termico.
Si osservi come si abbia racconta di energia utile da circa le ore 7 alle ore 17 mentre la radiazione
solare è presente dall’alba, circa le 5, alle ore 19. In pratica il cut-off è di circa il 50%. L’efficienza
teorica di raccolta in questo caso vale 27,7%. Nelle stesse ipotesi di funzionamento ma con temperatura
del fluido in ingresso di 40 °C si ha la situazione di Figura 93 ove il cut-off si è ridotto notevolmente e
l’efficienza teorica di raccolta è salita al 67,7%.
e

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
184
Irradiazione - Energia Utile
800,00
700,00
600,00
500,00
Wh
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00
-100,00
Ore
Figura 92: Esempio di cut-off con utilizzatore ad alta temperatura
Irradiazione - Energia Utile
800,00
700,00
600,00
500,00
Wh
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00
-100,00
Ore
Figura 93: Esempio di cut-off con utilizzatore a bassa temperatura

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
185
I valori dell’efficienza reale sono di solito inferiori a quelli calcolatati per effetto delle variazioni
climatiche esterne (velocità del vento, sopra supposta < 6 m/s, torbidità dell’atmosfera, sopra supposta
pari alla media estiva per Catania), all’influenza della variazione della temperatura del fluido in ingresso
ai collettori per effetto della variazione della temperatura del serbatoi di accumulo in funzione del carico
termico ad esso collegato.
Inoltre si è considerata l’energia solare come tutta diretta trascurando la radiazione diffusa che
nella realtà è circa il 20% della totale e fornisce un suo contributo quando la radiazione solare diretta
manca (ad esempio per la presenza delle nuvole).
Non è considerato, inoltre, l’effetto di riflessione totale della radiazione solare diretta quando
l’angolo di incidenza sulla piastra vetrata supera l’angolo limite (legge di Snell).
Le variazioni possono anche essere significative (oltre il 50%) soprattutto nel periodo invernale.
Abbassando ulteriormente la temperatura del fluido a 30 °C, ad esempio per un utilizzo
dell’energia solare a bassa temperatura per la produzione di acqua calda per le docce di un campeggio, si
ha la situazione di Figura 94 con una efficienza teorica di raccolta del 78.4 % e quindi molto elevata.
Se il circuito si suppone chiuso e quindi si ha l’effetto della presenza dell’accumulatore sulla
temperatura di ritorno del fluido, allora le cose cambiano un po’, come si può osservare dalla seguente
figura nella quale si suppone che la temperatura di alimentazione dell’acqua del serbatoio sia di 30 °C,
che l’acqua accumulata sia inizialmente alla temperatura di 25 °C.
Si osserva dalla Figura 95 che il cut-off per circuiti chiusi non è simmetrico, come si intuisce anche
dall’esame delle curve di temperatura della figura successiva.
L’andamento delle temperature nei fluidi e di quella ambiente sono riportate nella seguente figura.
Irradiazione - Energia Utile
800,00
700,00
600,00
500,00
Wh
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
0,00
-100,00
5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00
Ore
Figura 94: Esempio di cut-off con utilizzatore a bassa temperatura per docce

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
186
Irraggiamento - Energia Utile
800,00
700,00
600,00
500,00
W/m²
400,00
300,00
I
Qu
200,00
100,00
0,00
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00
-100,00
Ore
Figura 95: Andamento del cut-off per circuito chiuso a bassa temperatura
Temperature
70,00
60,00
50,00
°C
40,00
30,00
Te
Ti
Ta
20,00
10,00
0,00
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00
Ore
Figura 96: Andamento delle temperature per circuito aperto

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
187
La curva superiore è quella di ingresso ai collettori, la curva intermedia rappresenta la temperatura
dell’acqua nel serbatoio di accumulo e la curva inferiore è la temperatura dell’aria esterna. La pompa di
circolazione dall’accumulo termico al carico si suppone spenta nel momento in cui manca l’apporto di
energia solare.
In pratica per raccogliere più energia solare è bene farlo alla temperatura più bassa che
l’applicazione consente. Per quanto detto sono molto convenienti le applicazioni di energia solare per
produzione di acqua calda sanitaria a bassa temperatura (35 ÷ 50 °C) rispetto alle applicazioni di
processo a temperatura elevata (ad esempio per il riscaldamento e/o il condizionamento estivo degli
ambienti).
Va ancora tenuto conto che l’energia solare è soggetta ad andamento statistico per effetto della
nuvolosità non prevedibile e pertanto assieme all’impianto solare è sempre opportuno avere anche un
generatore tradizionale (caldaia a gas o a gasolio) che integra il contributo dovuto all’energia solare
quando questa non è sufficiente. Ciò comporta, si intuisce, una maggiore spesa di impianto che innalza
il periodo di ammortamento e di pay-back 38 rendendo l’uso dell’energia solare ancora poco conveniente
rispetto all’energia tradizionale a basso prezzo.
7.2 RISCALDAMENTO SOLARE DELL’ACQUA SANITARIA
Mediante l’energia solare si può pensare di riscaldare anche l’acqua calda sanitaria utilizzata per
usi domestici.
Va tenuto in considerazione che i collettori solari non funzionano con continuità ma solamente
durante la giornata e pertanto occorre sempre prevedere anche un sistema di riscaldamento ausiliario in
aggiunta a quello ad energia solare.
I sistemi per produzione di acqua calda sanitaria sono suddivisi in due tipologie principali:
1. Sistemi per produzione di acqua calda locale
2. Sistemi per produzione di acqua calda centralizzata.
Di solito i sistemi con superficie dei collettori fino a 8 m² sono classificati come sistemi locali
mentre quelli con superficie maggiore sono classificati come sistemi centralizzati.
Figura 97: Tipologie di attacco dei tubi alla piastra captatrice
38 Si definisce pay-back il tempo necessario a recuperare il capitale investito tenendo conto della svalutazione del
denaro nel tempo (costo attualizzato del denaro).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
188
Figura 98: Schema di un sistema locale per produzione di acqua calda sanitaria
Nella Figura 98 è data una rappresentazione schematica di un sistema per la produzione
localizzata dell’acqua calda. In esso si riconoscono i seguenti elementi fondamentali:
⋅ Coppia di collettori solari piani;
⋅ Boiler per l’accumulo dell’acqua calda sanitaria
⋅ Pompa di circolazione dell’acqua calda dal collettore al boiler
⋅ Resistenza elettrica ausiliaria
Anche se non è indicata, è opportuno prevedere una centralina di regolazione e controllo che
impedisca, dopo il tramonto del sole, la circolazione parassitaria dell’acqua dal collettore solare al boiler.
Infatti quando il collettore non raccoglie energia solare si trasforma in un radiatore verso l’atmosfera e
pertanto l’acqua che è in circolazione all’interno dei tubi si raffredda.
La centralina impedisce alla pompa di alimentare il boiler di notte e quindi consente di mantenere
la temperatura dell’acqua calda all’interno del serbatoio di accumulo. Il serbatoio di accumulo ha di
solito due tipi di scambiatore, come rappresentato in Figura 103:
⋅ Scambiatore del tipo tube and tube (tubo e tubo);
⋅ Scambiatore del tipo shell and tube (mantello e tubo).
Quest’ultimo tipo risulta più efficiente raggiungendo efficienze superiori di 1÷3% rispetto agli
scambiatori tube and tube.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
189
Figura 99: Collettore solare piano a tubi d’acqua
Figura 100: Layout di un impianto solare domestico

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
190
Figura 101: Vista di un boiler di accumulo per impianti solari
Figura 102: Schema di installazione di un impianto solare domestico

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
191
Tabella 15: Schema circuitale di un impianto solare con integrazione termica per riscaldamento
7.3 CRITERI DI PROGETTO PER I SISTEMI LOCALIZZATI
Si elencano alcune regole pratiche utili per il dimensionamento rapido di sistemi localizzati per la
produzione dell’acqua calda sanitaria.
⋅ La superficie dei collettori solari può essere calcolata considerando almeno 1 m² per persona
avendo cura di formare una superficie di raccolta di almeno due collettori.
⋅ L’orientamento dei collettori è a SUD con deviazioni massime tollerate di 10° verso EST o
OVEST.
⋅ L’angolo di inclinazione dei collettori è pari alla latitudine L del luogo per un funzionamento
continuo annuale mentre è consigliato L-15° per un funzionamento principalmente invernale ed
L+10° per un funzionamento prevalentemente estivo.
⋅ La scelta del tipo di collettore solare dipende anche dal valore di insolazione disponibile sul
posto. In generale si può dire, per le nostre latitudini, che un collettore a piastra dipinta di nero e
con una sola copertura di vetro semplice va bene per un funzionamento annuale. Qualora si
desideri avere un miglior funzionamento prevalentemente invernale allora è consigliabile un
collettore con vetro doppio. L’uso di piastre con vernice selettiva è necessario solo per
applicazioni che richiedono elevate temperature (>50 °C).
⋅ La capacità termica del serbatoio può essere dimensionata prevedendo 50÷70 kg per collettore
ovvero anche 30÷50 kg/m² di collettore. E’ opportuno ricordare che i valori più elevati di
volume di accumulo portano ad avere efficienze di raccolta maggiori ma anche temperature di
accumulo inferiori.
⋅ Per i sistemi di produzione di acqua calda localizzati è opportuno prevedere una resistenza
elettrica ausiliaria di almeno 2 kW.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
192
Figura 103: Boiler per sistemi localizzati con scambiatore del tipo tube and tube e a shell and tube
Figura 104: Sezione di un accumulatore solare ad acqua calda

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
193
⋅
⋅
⋅
Tabella 16: Dati tecnici di accumulatori ad acqua
E’ necessario isolare il serbatoio di accumulo con almeno 10 cm di isolante termico (ad esempio
lana di vetro) e il rivestimento esterno deve essere in alluminio o in lamiera di acciaio
galvanizzato.
Tutti i tubi di collegamento fra collettori e boiler debbono essere coibentati con isolante termico
di spessore di almeno 5 cm.
Al fine di ridurre la potenza di circolazione è opportuno limitare al massimo sia la lunghezza dei
tubi che le resistenze concentrate mediante raccordi curvi non angolati e valvole a minore
resistenza. La pompa di circolazione ha di solito una prevalenza di 1000÷2000 Pa.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
194
⋅
⋅
⋅
⋅
La portata del fluido refrigerante può essere calcolata prevedendo un valore di 100÷120 kg/h per
collettore (di superficie di 1.5 m²).
Il vaso di espansione ha una capacità di 15÷20 litri.
E’ necessario prevedere, come già segnalato, una centralina di regolazione e controllo collegata ai
collettori e al boiler per impedire la circolazione inversa parassita.
Per evitare il pericolo del congelamento invernale si può svuotare l’impianto, se questo non è
attivo, oppure aggiungere 10÷20% di glicole etilenico per uso organico in modo da abbassare il
punto di congelamento del fluido refrigerante.
7.4 SISTEMI CENTRALIZZATI PER L’ACQUA CALDA SANITARIA
I sistemi con più di quattro collettori solari sono tipicamente utilizzati per la produzione
dell’acqua sanitaria centralizzata. Si tratta, quindi, di impianti di grandi dimensioni adatti per la
produzione di acqua sanitaria per condomini, alberghi, scuole , campeggi,….. Essi sono strutturati in
modo più complesso, come indicato in figura seguente.
La superficie dei collettori solari è realizzata con un numero elevato di collettori solari e tale da
potere effettuare un collegamento serie-parallelo degli stessi.
Quando due collettori solari sono collegati in serie allora la temperatura di uscita dell’acqua calda
è maggiore rispetto al caso di un collettore singolo, per contro si ha una diminuzione del rendimento di
trasformazione dell’energia solare poiché crescendo la temperatura di uscita aumenta la temperatura
media dei collettori e quindi aumentano le perdite per convezione e radiazione (cresce, quindi, U L ).
Il collegamento in parallelo dei collettori solari mantiene la temperatura di uscita del singolo
collettore, cresce la portata del fluido refrigerante e quindi l’energia raccolta e il rendimento di
trasformazione dell’energia solare è più elevato rispetto al collegamento in serie.
In figura 6 si può osservare come i collettori sono collegati in batterie da tre collettori serie e poi
le batterie sono collegati in parallelo.
Il fluido refrigerante viene inviato in un primo boiler dove si riscalda l’acqua mediante uno
scambiatore a shell and tube molto efficiente.
Da questo primo accumulatore l’acqua calda viene mandata in un secondo scambiatore di
miscelazione con l’acqua calda fornita da una caldaia ausiliaria in modo da raggiungere la temperatura
desiderata per l’utenza.
La centralina di regolazione provvede a bloccare la pompa primaria del circuito solare per evitare
la circolazione inversa.
7.4.1 CRITERI DI PROGETTO DI UN IMPIANTO CENTRALIZZATO
Molti dei criteri già evidenziati per i sistemi localizzati possono ancora ritenersi validi per i sistemi
centralizzati. Si forniscono qui altri criteri più indicati per i sistemi centralizzati.
⋅ Per bilanciare i circuiti di collegamento delle batterie solari è opportuno utilizzare l’anello di
Tickelman. Esso consiste in un collegamento a ritorno inverso in modo da realizzare per tutti i
circuiti un percorso di eguale lunghezza.
⋅ I collegamenti dei collettori in serie nelle singole batterie debbono essere realizzati in modo da
evitare eccessive perdite localizzate.
⋅ Non eccedere nel collegamento in serie dei collettori solari per non penalizzare eccessivamente il
rendimento di trasformazione solare. Di solito si limita il collegamento a 2÷3 collettori.
⋅ L’orientamento e l’inclinazione dei collettori solari segue le stesse indicazioni viste per i sistemi
localizzati: l’angolo di inclinazione dei collettori è pari alla latitudine L del luogo per un
funzionamento continuo annuale mentre è consigliato L-15° per un funzionamento
principalmente invernale ed L+10° per un funzionamento prevalentemente estivo.
⋅ Limitare al massimo le perdite di pressione nei circuiti in modo da ridurre la potenza di
pompaggio. La velocità del fluido refrigerante non dovrebbe mai superare 1 m/s.
⋅
⋅
L’alimentazione dell’acqua fredda dovrebbe anche avere una valvola di drenaggio e filtraggio.
La centralina elettronica deve avere un termostato differenziale per il controllo della pompa
principale di circolazione.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
195
⋅
I tubi, il boiler primario e quello di miscelazione debbono essere generosamente coibentati per
limitare perdite di energia nel circuito.
⋅
⋅
Figura 105: Schema di un impianto centralizzato per la produzione dell’acqua calda
La capacità del boiler primario può essere calcolata prevedendo un consumo specifico C=40÷50
l/giorno/persona e quindi:
V = n⋅
C
con:
C consumo specifico per persona, come sopra indicato;
n numero di persone da servire
Il numero dei collettori solari, T, è determinato dalla relazione:
V
T =
P
ove:
P produzione unitaria di acqua calda (litri/giorno per collettore) di solito pari a:
⋅ P=50 L/g/collettore per il periodo invernale;
⋅ P=60 L/g/collettore per un periodo annuale;
⋅ P=70 L/g/collettore per il periodo estivo invernale;
⋅ La capacità termica dello scambiatore di calore, H, preferibilmente del tipo shell and tube, è data
dalla relazione:
H
= V ⋅u⋅
s
con:
V capacità (litri) del serbatoio di accumulo;
u fattore di utilizzazione dello scambiatore di calore (solitamente pari a 0.3);
s fattore di acculo (di solito pari a 1.25).
⋅ La portata del fluido refrigerante è pari a:
M = m⋅
T

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
196
⋅
con:
m = 100÷120 kg/h/collettore (portata di massa specifica per collettore);
T = numero di collettori solari del sistema.
La capacità del vaso di espansione, E, è data dalla relazione:
E = e⋅
T
ove:
e
T
= 5 L/collettore (espansione specifica per collettore);
= numero di collettori solari del sistema.
7.4.2 METODO F - CHART
I criteri sopra enunciati sono di larga massima e non debbono essere considerati di validità
generalizzata.
Per il dimensionamento corretto degli impianti solari occorre fare riferimento a codici di calcolo
specializzati (ad esempio TRNSYS) o a criteri di maggiore affidamento, quale l’f-Chart.
Questo metodo si basa su alcune correlazioni ottenute da simulazioni numeriche dettagliate per
impianti solari in diverse configurazioni e con condizioni di insolazione variabile.
Le simulazioni hanno consentito di calcolare la frazione mensile dell’energia utilizzata, f, definita dal
rapporto fra l’energia solare fornita dall’impianto, E S , e quella totale necessaria per il riscaldamento
dell’acqua sanitaria, E R , nell’arco di un mese:
ES
f = [92]
E
R
Nota la quantità di acqua calda da produrre, M, si può calcolare l’energia E R necessaria:
E = Mgc t − t [93]
( )
R p e A
ove si ha:
⋅ g numero di giorni del mese considerato,
⋅ t A temperatura dell’acqua di rete, °C,
⋅ t e temperatura di erogazione dell’acqua sanitaria, °C.
Se si conosce f allora si può conoscere l’energia complementare necessaria da fornire mediante
caldaia, oltre quella fornita dall’impianto solare:
E = 1− f E
[94]
C
( )
R
Le simulazioni numeriche hanno consentito di calcolare la frazione f fornita dall’impianto solare:
2 2
f = 1.029Y −0.065 X − 0.245Y + 0.0018 X + 0.0215
[95]
ove X ed Y hanno le seguenti espressioni:
e ancora:
'
( )
⎡ F 100
'
RKS − tm gD ⎤ ⎡11.6 + 1.18te + 3.86tA − 2.32t
⎤
m
X = ⎢ ⎥
'
E ⎢
R
100 − t ⎥
⎣⎢ ⎦⎥ ⎣ m ⎦
ξ F
Y =
'
R
( ατ )
ove si ha il simbolismo:
⋅ F’ R (ατ) e prodotto del fattore di rimozione termica per il l’assorbimento-trasmissione effettivo del
collettore solare utilizzato;
⋅ ξ fattore correttivo per tenere conto dell’angolo di incidenza della radiazione solare sul collettore
rispetto alla direzione normale. Si può assumere ξ=0.90 per collettori ad un vetro e ξ=0.88 per
collettori a due vetri;
⋅ D durata del giorno, in ore;
E
R
e
gH
T

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
197
⋅ g numero di giorni nel mese considerato;
⋅ t’ m temperatura media diurna nel mese considerato, °C;
⋅ H T radiazione solare media nel mese considerati, kJ/m²/day;
La temperatura media mensile, t’ m , può essere stimata nota la temperatura media giornaliera, tm , e
l’escursione media giornaliera mensile, di solito fornita da opportune tabelle dell’UNI-CTI 10349,
mediante la relazione:
'
t = t + 0.18∆t Estate
m m m
t = t + 0.31∆t Inverno
'
m m m
Il calcolo della radiazione media giornaliera risulta più complesso ma si possono applicare gli
algoritmi già visti nel Corso di Climatologia.
Osservazioni sul metodo f-Chart
Il metodo della f-Chart si può utilizzare anche per impianti solari destinati al riscaldamento
ambientale e alla produzione di acqua sanitaria. Quest’ultima variante, per altro più complessa, non
viene qui sviluppata per la limitatezza del Corso e può essere analizzata in manuali tecnici specializzati.
Si osserva però che il metodo nasce non tanto da verifiche sperimentali dirette bensì da
applicazioni di modelli di calcolo affidabili, quale il TRNSYS.
Gli accordi di Kyoto hanno dato nuovo impulso alle applicazioni solari e in particolare alle
applicazioni per produzione di acqua calda per usi sanitari. Gli accordi prevedono, infatti, una riduzione
delle emissioni di CO 2 nell’atmosfera da parte dei paesi industrializzati e per l’Italia è stata assegnata una
percentuale pari al 6% dell’emissione del 1996.
Per raggiungere tale riduzione (invero pesante) occorre limitare l’uso di combustibili tradizionali e
pertanto è auspicabile la sostituzione di alcuni impianti termici (quelle per usi sanitari, ad esempio) con
impianti solari visti in questo capitolo
Resta da superare la difficoltà del costo totale di questi impianti oggi notevolmente elevato
rispetto agli impianti tradizionali. Senza un sensibile abbassamento dei prezzi unitari dei collettori solari
il decollo dell’energia solare resterà solamente un desiderio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
198
8 IMPIANTI SOLARI DI POTENZA – SOLARE TERMODINAMICO
In questo capitolo si descrive la possibilità di integrare una sezione dedicata all’energia solare
termica ad alta temperatura alle già esistenti centrali a ciclo combinato. In particolare si esamina la
possibilità di integrare una sezione di potenza con la tecnologia del Solare Termico alla esistente
centrale Archimede di Priolo Gargallo (SR). Il progetto del Solare Termico “Archimede” 39 con tecnologia
basata su specchi parabolici con fluido termovettore costituito da sali fusi prende forma in seguito ad
un accordo tra Enea ed Enel avvenuto il 25 settembre 2003. Il sistema composto della parte solare
termodinamica e la parte relativa al ciclo combinato si definisce ibrido. La potenza della parte solare
sarà di 20 MW. In Figura 106 si può osservare lo schema semplificato di integrazione tra un impianto a
ciclo combinato e un impianto solare.
Figura 106: Schema di integrazione del vapore solare in un impianto termoelettrico a ciclo combinato (fonte Enel)
Le principali innovazioni nel campo dell’energia solare riguardano essenzialmente tre aspetti:
• l'utilizzo di un accumulo termico di grandi dimensioni, mediante il quale l'impianto può erogare
una potenza elettrica costante nell'arco delle 24 ore, indipendentemente dalla variabilità della
fonte solare;
• l’incremento della temperatura di funzionamento dell'impianto (fluido termovettore ed
accumulo). Questa innovazione richiede, da un lato, l'uso di un fluido termovettore (miscela di
nitrati di sodio e di potassio) diverso dall’olio sintetico impiegato negli impianti attualmente in
esercizio e, dall’altro lato, un sostanziale miglioramento delle proprietà ottiche del rivestimento
del tubo ricevitore dei collettori che permetta un migliore assorbimento del calore;
• la progettazione di un nuovo tipo di concentratore, basato sull'impiego di specchi più sottili
sostenuti da una struttura, in grado di assicurare una significativa riduzione dei costi di
costruzione e posa in opera.
Il sistema dovrebbe avere costi inferiori a quelli previsti dagli impianti a torre ed essere, rispetto
ad essi, più flessibile per quanto riguarda le condizioni del sito e la disponibilità energetica.
Il collettore parabolico lineare rappresenta il modulo base del sistema. Il raggiungimento della
potenza richiesta è ottenuto mediante l’utilizzo di più moduli.
Tale configurazione è facilmente adattabile alle caratteristiche di siti reperibili nell’Italia
Meridionale.
39 Attualmente il progetto è fermo. Quantoqui esposto vale come studio preliminare e di fattibilità.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
199
Figura 107: Gli specchi parabolici (fonte Enel)
8.1 DESCRIZIONE GENERALE DELL’ IMPIANTO SOLARE
Il campo solare è costituito da collettori parabolici lineari (Figura 107) disposti in file parallele,
ciascuna delle quali è formata da più elementi, collegati in serie a costituire il singolo modulo o stringa.
Il collettore è un riflettore che raccoglie e concentra continuamente tramite un sistema di controllo la
radiazione solare su un ricevitore lineare disposto sul fuoco della parabola. Tale ricevitore consta di un
tubo al cui interno circola un fluido termoconvettore che asporta l’energia solare assorbita.
Il sistema di accumulo ha poi il compito di immagazzinare l’energia termica prodotta dal campo e
renderla disponibile con continuità indipendentemente dalla variabilità della sorgente solare. Esso è
costituito da due serbatoi che operano a due diverse temperature, 550°C il caldo e 290°C il freddo. Il
GVS (Generatore di Vapore Solare) è il sistema di utilizzo dell’energia termica accumulata. Esso è
costituito da scambiatori a superficie, mediante i quali il calore sensibile del fluido di processo viene
trasferito all’acqua che passa allo stato di vapore e raggiunge le turbine a vapore della centrale
termoelettrica. In Figura 108 è possibile osservare un layout semplificativo del processo appena
descritto.
Serbatoio
caldo
Sistema di accumulo
Generatore
di vapore
Impianto
Archimede
sali fusi
Serbatoio
freddo
Campo solare
Figura 108: Layout di massima (fonte Enel)
I principali sistemi ausiliari dell’impianto sono quelli relativi alla preparazione del fluido di
processo, alla sua circolazione nell’impianto, al riscaldamento delle tubazioni e dei componenti, al
movimento dei collettori solari. Per finire parte essenziale è il sistema di regolazione e controllo della
centrale solare che dovrà assolvere le seguenti funzioni: supervisione e monitoraggio dell’intero
processo, regolazione della temperatura del fluido, calcolo dell’angolo di puntamento dei paraboloidi e
comunicazione con i sistemi di movimentazioni dei collettori, monitoraggio dei sistemi di riscaldamento
elettrico delle tubazioni e dei componenti principali, gestione delle sequenze automatiche durante le
transizioni di stato, gestione allarmi, procedure di sicurezza, emergenze.
Riepilogando, i principali componenti dell’ impianto solare sono dunque:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
200
• Campo solare o campo specchi
• Circuito idraulico dei sali fusi
• Sistema di accumulo termico
• Generatore di vapore solare GVS
• Sistemi ausiliari per avviamento e mantenimento impianto
• Sistema di regolazione e controllo
E’ bene a questo punto riassumere brevemente quello che rappresenta il ciclo del processo. In
presenza di radiazione solare diretta il fluido termovettore, prelevato dal serbatoio a 290°C viene fatto
circolare attraverso il campo specchi. In uscita da questo, raggiunti i 550°C, viene inviato al serbatoio
caldo. I Sali fusi in uscita dal serbatoio vengono pompati nel GVS in cui, trasferendo all’acqua il loro
calore sensibile, si raffreddano a 290° e ritornano al serbatoio freddo chiudendo così il ciclo.
8.2 DESCRIZIONE GENERALE CICLO COMBINATO
La centrale termoelettrica ENEL di Priolo Gargallo, inizialmente alimentata ad olio combustibile
e di recente ambientalizzata a CH4 in assetto combinato, è composta da due sezioni da 380 MWe
ciascuna (250 MWe il gruppo turbogas, 130 MWe il gruppo vapore) per una potenza complessiva di
760 MWe.
In ognuno dei due gruppi a ciclo combinato della centrale è possibile distinguere quattro
sottosistemi, il gruppo turbogas Siemens V94 3/A (TG), il generatore di vapore a recupero (GVR), la
turbina a vapore (TV), e il condensatore (C). Come si può apprezzare dalla Figura 109, nel gruppo
turbogas il metano e l’aria compressa dal compressore CO vengono bruciati nella camera di
combustione CC; da qui i fumi prodotti dalla combustione vengono inviati nella turbina a gas TG dove
cedono la loro entalpia che viene trasformata in energia meccanica.
La turbina a gas fornisce energia in parte al compressore CO che continua a comprimere nuova
aria proveniente dall’ atmosfera, in parte al generatore elettrico GE1 che immette l’energia elettrica in
rete. I fumi in uscita dalla turbina a gas, essendo ancora ad alto contenuto entalpico, vengono spediti al
generatore di vapore a recupero dove cedono gran parte della loro energia al vapore attraverso i vari
scambiatori di calore posti nel GVR: il vapore aumenta così il suo livello entalpico e viene inviato
quindi ai vari livelli della turbina a vapore.
Qui il fluido cede la propria energia e viene spedito al condensatore, da cui parte nuovamente per
raggiungere il GVR.
Figura 109: Schema a blocchi - centrale a ciclo combinato (fonte Enel)
Il vapore solare prodotto dalla centrale solare integrata deve essere distribuito alle due turbine a
vapore. Si pone così il problema dello spillamento del vapore che dal GVR deve raggiungere il
generatore di vapore solare GVS. Tale problema verrà esaminato più avanti.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
201
1.3.1 I CICLI TERMODINAMICI
Per ciò che concerne il gruppo turbogas, si ricorda che esso segue il ciclo Bryton; con riferimento
alla Figura 110 osserviamo le seguenti trasformazioni: la 1-2 è una compressione adiabatica a entropia
crescente, il compressore CO comprime l’ aria proveniente dall’ atmosfera.
La 2-3 rappresenta la trasformazione di riscaldamento del fluido grazie alla combustione che
avviene in camera di combustione: si può osservare che la 2-3 non è isobara, ma la pressione tende via
via a diminuire, sebbene di poco, a causa delle perdite di carico.
La 3-4 rappresenta l’espansione in turbina e la trasformazione risulta essere adiabatica a entropia
crescente. A chiudere il ciclo interviene la 4-1 che avviene nell’ atmosfera.
Figura 110 : Ciclo Bryton, Ciclo Hirn
Il ciclo Hirn descrive invece il processo compiuto dal vapore; la 0-1 indica la fase di
riscaldamento dell’ acqua che avviene nella parte meno calda del Generatore di Vapore a Recupero, in
particolare negli scambiatori detti “Economizzatori” (Eco); la 1-2 è una trasformazione isotermobarica di
vaporizzazione, avviene sempre nel GVR, ma nelle sezioni dei cosiddetti “Evaporatori” (Eva); la 2-3
rappresenta la fase di surriscaldamento del vapore, tale fase avviene ancora all’ interno del GVR ma
nelle sezioni dei surriscaldatori (SH); la 3-4’ rappresenta una prima espansione del vapore (ciò avviene
nella Turbina a vapore) che rimane comunque, allo scarico, ancora surriscaldato; da qui il vapore viene
ancora risurriscaldato dai risurriscaldatori (RH) del GVR ed inviato in turbina dove si espande secondo
la 3’-4; siamo ora all’uscita del vapore dalla turbina e a questo punto il vapore viene inviato al
condensatore C dove avviene appunto la condensazione del vapore lungo la isotermobarica 4-0.
8.3 LA CENTRALE A CICLO COMBINATO
In questo capitolo si tiene conto, in prima battuta, degli aspetti generali del ciclo combinato; non
entrando nei particolari del gruppo turbogas, già sufficientemente descritto nel capitolo introduttivo,
passando poi alla descrizione del GVR, propedeutica ai fini dello studio dell’integrazione della centrale
solare col ciclo combinato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
202
Figura 111:Centrale Archimede
8.3.1 GENERALITÀ SUGLI IMPIANTI COMBINATI GAS – VAPORE
Dal punto di vista strettamente termodinamico le turbine a gas sono convertitori di energia di
buona resa; tuttavia per meglio sfruttare la loro potenza è bene far ricorso agli impianti in assetto
combinati gas-vapore. In tali impianti, come detto, il calore dei gas di scarico della turbina a gas viene
utilizzato in una caldaia a recupero per generare vapore d’ acqua che evolve in un ciclo a vapore a
condensazione. A tale ciclo viene quindi demandato il ruolo di recuperare, nel modo più efficiente
possibile, il calore presente allo scarico della turbina a gas e di trasformarlo in energia
meccanica/elettrica. L’accoppiamento dei due circuiti gas-vapore consente di realizzare un’ esigenza
sempre perseguita nella termodinamica dei cicli di potenza: la coesistenza dell’ introduzione di calore ad
alta temperatura (possibile solo in impianti a combustione interna) e del rilascio del calore a bassa
temperatura (possibile solo con cicli a condensazione).
Figura 112: Centrale Archimede

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
203
Nonostante l’idea base dei cicli combinati sia nota da lungo tempo, la realizzazione industriale di
tali impianti, essendo ovviamente subordinata allo sviluppo tecnologico della turbina a gas, è molto
recente. Le prime applicazioni dei cicli combinati risalgono agli anni ’60, ma non ebbero grande
diffusione perché i rendimenti delle turbine a gas di quell’ epoca erano inferiori allo 0,25 e di
conseguenza il rendimento dei cicli combinati non raggiungeva lo 0,40: essi erano quindi poco
competitivi rispetto alle tradizionali centrali a vapore. Inoltre la tecnologia della turbina a gas era poco
sviluppata e la macchina era ritenuta scarsamente affidabile. La situazione è radicalmente cambiata solo
con il recente avvento (anni ’80) delle turbine a gas industriali di seconda generazione con rendimenti
superiori a 0,3: tutte le centrali a ciclo combinato installate negli anni ’80 presentano così rendimenti
netti compresi fra 0,44 e 0,50, ben superiori a quelli delle centrali convenzionali a vapore.
Le moderne centrali a ciclo combinato, come la centrale Archimede di Priolo Gargallo, Figura
111 e Figura 112, ha un rendimento di 57,75%, impensabile sino a qualche tempo fà.
Ma oltre ai pregi dell’ elevato rendimento gli impianti combinati hanno altri vantaggi di carattere
economico e funzionale, in particolare:
a) Rendimenti elettrici elevati anche ai carichi parziali;
b) Alta flessibilità di esercizio, consentendo:
1. Il funzionamento di “base”
2. Il funzionamento con “modulazione di carico”
3. Il funzionamento di “punta”
4. Avviamenti giornalieri
5. Ridotto impatto ambientale
6. Bassi costi di installazione, esercizio e manutenzione
7. Possibilità di utilizzare diversi combustibili
8. Elevata affidabilità e disponibilità
9. Tempi brevi di costruzione e di installazione
La turbina il cui combustore è alimentato a gas naturale è il tipo di macchina meno inquinante tra
quelle esistenti perché, all’assenza di emissioni a base di zolfo, unisce una concentrazione di pochi ppm
di CO e di idrocarburi incombusti e al massimo di 70 ppm di NOx essendo provvista di sistema di
abbattimento con iniezione di acqua o vapore in camera di combustione.
Una ulteriore riduzione a 10-15 ppm di NOx , può essere ottenuta con l’installazione di un
sistema catalitico inserito nella caldaia a recupero, oppure di camere di combustione “a secco” a
premiscelazione.
8.3.2 IL GVR DEL CICLO COMBINATO
Il Generatore di Vapore a Recupero (GVR), come detto più volte, ha il compito di trasferire il
calore dei gas di scarico del gruppo turbogas ad un ciclo termico al fine di ottenere vapore atto ad
alimentare una turbina a vapore accoppiata al relativo alternatore. I GVR installati nella centrale
Archimede sono 2, uno per ogni gruppo turbogas presente; sono di tipo orizzontale rispetto al flusso
dei gas provenienti dalla Turbina a Gas TG.
Sono composti da sezioni di scambio termico che producono vapore a tre livelli di pressione con
banchi evaporanti a circolazione naturale a tubi verticali e privi di qualunque sistema di post
combustione (la post combustione è nociva in quanto, sotto il profilo termodinamico, è beneficio
introdurre nel ciclo l’energia pregiata del combustibile alle temperature più elevate, e quindi nella
camera di combustione del gruppo turbogas, piuttosto che degradarla, come si fa nella post
combustione, in uno scambio termico a temperature relativamente basse come quelle del ciclo a
vapore).
Il GVR è previsto per il solo funzionamento a recupero, con i livelli di AP MP e BP a pressione
variabile in funzione del carico, ed è completamente drenabile.
I dati di progetto del GVR riferiti al CNC, ovvero al carico nominale continuo, sono sotto
riportati:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
204
Riferimenti
Temperatura ambiente
Pressione ambiente
Umidità Relativa
Ingresso fumi da turbogas
Portata fumi
Temperatura
Temperatura di progetto max
O2 nei fumi
H2O nei fumi
650,4 kg/s
591,5° C
Sezione di AP
Portata vapore
Pressione vapore uscita GVR
Temperatura vapore uscita GVR
Portata desurriscaldamento SH
Pressione cc
15° C
1013,25 mbar
60%
620° C
14,19% massa
5,19% massa
Perdita carico totale fumi GVR
31 mbar
72,7 kg/s uscita GVR
101,17 bar
540° C
105,5 bar
0
Sezione di MP
Portata vapore
Pressione vapore uscita GVR
Temperatura vapore uscita GVR
Pressione cc
Sezione di BP
Portata vapore
Pressione vapore uscita GVR
Temperatura vapore uscita GVR
Pressione cc
Portata ricircolo ECO
Temperatura ingresso ECO
16,8 kg/s
15,5 bar
294° C
16,5 bar
8,1 kg/s
3,82 bar
300° C
4,5 bar
39,16 kg/s
60° C
Sezione di RH
Portata vapore da turbina
Portata vapore uscita GVR
Temperatura monte miscelazione SHMP
Pressione vapore ingresso GVR
Pressione vapore uscita GVR
Temperatura vapore uscita GVR
65,63 kg/s
82,44 kg/s
292,6° C
15,47 bar
13,97 bar
540° C

S37
S40
DUCT
C1
S31
CMB1
S36
EX1
RHTMIX
S47
S22
ADMMIX
S43
CND1
HPPUMP
S23
PUMP1
PUMP2
CNDPMP
PMPSPL
S30
S29
RINGRAZIAMENTI E DEDICA 205
La larghezza del GVR, intesa quella di alloggiamento di tutti i fasci tubieri (arpe) è di 10 m. L’
altezza del GVR interessata all’ attraversamento dei fumi è 21 m, mentre l’altezza massima del GVR
rispetto al pianori riferimento è di 36m: a tale quota sono installati i silenziatori degli sfiati ed il
serbatoio per la conservazione del GVR in azoto. La mezzeria dei tre corpi cilindrici si trova a quota
31,3m dal piano di riferimento, e la loro lunghezza è di 12m.
la lunghezza del convogliatore del gas verso il GVR, compreso il giunto dilatatore, è di 14m. la
mezzeria del condotto di scarico gas dalla TG si trova a 4,58m da terra. La ciminiera è alta circa 90m.I
quantitativi di acqua richiesta per il riempimento di tutto il GVR sono di circa 271m 3 di acqua.
Ogni banco di riscaldamento è costituito da tre banchi verticali detti appunto arpe. Ogni arpa è
costituita da più gruppi di 1, 2, 3, 4 tubi alettati, in parallelo per quanto riguarda il percorso dei fumi.
Un certo numero di arpe costituiscono i vari banchi ECO, tubi vaporizzatori, e di
surriscaldamento dei vari livelli di pressione.
Dal punto di vista del percorso dei fumi, tutti i banchi sono disposti in serie. In Figura 113 è
riportato uno schema di principio del GVR e delle sue interconnessioni con il turbogas e la turbina a
vapore. L’impianto di Priolo possiede due impianti simili a quello di figura, esercibili in maniera
indipendente, per una potenza complessiva di circa 2 x 385 MW elettrici.
Energia elettrica (130 MW)
TURBINA A VAPORE
CONDENSATORE
Ingr. Acqua mare
HPST
S32
IPST
S41
S19
Usc. Acqua mare
USCUTA
S33
S14
S25
CONDST
S44
GVR
S48
S3
S24
S2
S39
S45
S49
S34
S42
S21
S28
S46
S35
S27
S26
S38
S5 S6 S7 S8 S9 S10 S11 S12 S15 S16 S17 S18 S20 S13
S50
S4
Fumi
SH2AP
RH2MP
RH1MP
SH1AP
EVAAP
SHMP
SHBP
ECO3AP
EVAMP
ECO2AP
ECOMP
ECO1AP
EVABP
WHTR
S1
Metano
TURBOGAS
PRIOLO - Ciclo Combinato di base
Aria
Schema semplificato di principio
Energia elettrica (250 MW)
Figura 113: Ciclo combinato di base, fonte ENEL

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 206
8.4 IL CICLO DEL VAPORE ALL’ INTERNO DEL GVR
8.4.1 SEZIONE DI BASSA PRESSIONE BP
L'acqua di alimento proveniente dal condensatore, dopo essere passata attraverso
l'economizzatore di BP, viene inviata alla torre degasante posta sopra il CC di BP.. Per eliminare i
possibili fenomeni di condensazione del vapore d'acqua contenuto nei fumi, dovuti alla bassa
temperatura dell'acqua di alimento, è stato previsto un sistema di ricircolo di una parte dell'acqua in
uscita-ingresso ECO, tramite una pompa ed una valvola di regolazione temperatura ingresso ECO che
regola la temperatura stessa a 60°C circa.
Inoltre, per evitare i fenomeni di vaporizzazione dell'acqua uscita ECO BP, è prevista una valvola
a tre vie che serve per regolare la temperatura in ingresso al degasatore ad un valore di 10 °C inferiore
alla temperatura del saturo all'interno del C.C. (Sottorafreddamento); comunque la pressione all'interno
delle tubazioni dell'economizzatore di BP sarà garantita, dalla PEC (Pompe Estrazione Condensato), ad
un valore nettamente superiore a quella esistente nel C.C., pertanto non si dovrebbero verificare
fenomeni di vaporizzazione dell'acqua ingresso torre degasante.
La valvola a tre vie, inoltre, è dimensionata anche da by-pass eco BP per evitare che temperatura
dei gas di scarico scendano al di sotto di un certo valore (100°C).
II C.C. BP è collocato sotto la torretta del degasatore e serve da serbatoio di raccolta acqua
degasata e riscaldata per mezzo vapore prodotto nello stesso CC; la sua capacita deve garantire il
corretto e stabile funzionamento in tutte le condizioni operative nominali.
L'acqua satura dal corpo cilindrico di B.P. è inviata al circuito evaporante, costituito da tubi di
caduta (downcomers), evaporatore, in cui avviene lo scambio termico acqua/fumi equicorrente rispetto
al flusso dei fumi, dai tubi di ritorno (risers) che convogliano la miscela liquido - vapore all'interno del
CC; la circolazione nel circuito evaporante avviene in modo naturale.
La miscela acqua/vapore prodotta viene fatta passare entro "cicloni" con separatori in modo da
realizzare una prima sostanziale separazione dell'acqua dal vapore e dopo questa prima separazione il
vapore attraversa i filtri essiccatori situati direttamente al di sotto delle uscite del vapore dal corpo, che
provvedono ad essiccare al massimo il vapore.
Dal corpo cilindrico è derivata la linea che serve le pompe di acqua alimento per i livelli di alta e
media pressione del GVR; in esso si innestano anche le due linee separate dei ricircolo di minima
portata delle pompe acqua di alimento.
II degasatore è integrato con il corpo cilindrico di BP il cui evaporatore produce, oltre al vapore
di processo, anche il vapore per il degasaggio dell'acqua alimento; quindi la maggior portata di vapore
richiesta per la degasazione sarà sottratta a quella erogata dall'SH BP.
Le valvole di regolazione livello C.C. sono due, una normalmente in regolazione, l’ altra di riserva.
8.4.2 SEZIONE DI MEDIA PRESSIONE MP
L'acqua mandata da uno stacco intermedio delle pompe di alimento, secondo il verso di
percorrenza perviene in ingresso al GVR dove si trovano le seguenti apparecchiature:
• valvola motorizzata di intercettazione dell'alimento di MP con relativa valvola di non ritorno;
• derivazione per la linea di attemperamento utilizzata per il controllo della temperatura del vapore
SH di MP;
• economizzatore di MP con relativa valvola di sicurezza che garantisce la protezione
termomeccanica di emergenza dell'economizzatore che scarica al serbatoio spurghi intermittente;
• valvola motorizzata al serbatoio spurghi intermittente per flussare il banco ECO di MP quando la
portata è inferiore ad un certo valore;
• complesso di regolazione di livello del corpo cilindrico costituito da due valvole una di riserva
all'altra; è installato a valle dei banchi ECO MP in modo da mantenere più alta la pressione ed
aumentare quindi il margine disponibile prima di trovarsi in condizione di saturazione;
• corpo cilindrico di MP;

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 207
• sfiato motorizzato C.C. al serbatoio spurghi intermittente; su questa linea s'immette l'attacco per
la conservazione in azoto.
L'acqua satura dal corpo cilindrico di MP è inviata al circuito evaporante, costituito da tubi di
caduta (downcomers), evaporatore, in cui avviene lo scambio termico acqua/fumi equicorrente rispetto
al flusso dei fumi, dai tubi di ritorno (risers) che convogliano la miscela liquido - vapore all'interno del
CC; la circolazione nel circuito evaporante avviene in modo naturale.
La miscela acqua/vapore prodotta viene fatta passare entro "cicloni".
A valle valvola stop troviamo la valvola pneumatica di regolazione con relativa non ritorno, per
immissione vapore di MP sulla linea dell'RHF.
Attraverso questa linea, opportunamente dotata di valvola di sicurezza, il vapore SH di MP
insieme a quello proveniente dallo scarico turbina di AP perviene nei primi due banchi dell'RH,
nell'attemperatore per controllarne, tramite immissione di acqua mandata pompe alimento, la
temperatura finale e, successivamente, nell'ultimo banco dell'RH.
8.4.3 SEZIONE DI ALTA PRESSIONE AP
L'acqua mandata dalle pompe di alimento, secondo il verso di percorrenza, perviene in ingresso al
GVR dove si trovano le seguenti apparecchiature:
• valvola motorizzata di intercettazione dell'alimento di AP e relativa non ritorno;
• immissione mandata pompa per eventuale conservazione in umido;
• Economizzatore AP di bassa temperatura;
• Economizzatore AP di media e di alta temperatura;
• valvola di sicurezza che scarica al serbatoio spurghi intermittenti;
• valvola motorizzata al serbatoio spurghi intermittente per flussare il banco ECO di AP quando la
portata è inferiore ad un certo valore;
• linea di immissione azoto per la conservazione;
• complesso di regolazione di livello del corpo cilindrico;
• sfiato, motorizzato, che scarica al serbatoio spurghi intermittenti con linea di conservazione in
azoto;
L'acqua satura dal corpo cilindrico di AP è inviata al circuito evaporante, costituito da tubi di
caduta (downcomers), evaporatore, in cui avviene lo scambio termico acqua/fumi equicorrente rispetto
al flusso dei fumi, dai tubi di ritorno (risers) che convogliano la miscela liquido - vapore all'interno del
CC; la circolazione nel circuito evaporante avviene in modo naturale.
II vapore saturo secco in uscita dal C.C, attraversa i banchi dell'SH sino alla valvola stop caldaia.
A monte valvola stop troviamo lo sfiato finale, regolante, con relativo silenziatore; su questa linea
s'immette l'eventuale conservazione in azoto, la presa per campione chimico, la mandata pompa per
eventuale conservazione in umido e la valvola di sicurezza.
8.5 LA TURBINA A VAPORE
Nella Centrale Archimede di Priolo Gargallo sono attualmente presenti due turbine di
costruzione Tosi (anni 1975 e 1978), di potenza nominale originaria di 329 MW, prima adibite al
funzionamento accoppiato a caldaie a vapore di tipo olio / gas.
La turbina, in figura 2.4, a fronte della trasformazione in Centrale a Ciclo Combinato, è stata
modificata nelle sezioni di alta e media pressione come in Figura 114.
Le perdite meccaniche in questa macchina sono di 1000 kW, le perdite dell’ alternatore sono di
2336 kW, la potenza netta ai morsetti risulta essere pari a 131 MW.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 208
Figura 114: Turbina prima della modifica per il funzionamento a ciclo combinato
Figura 115: Turbina a vapore modificata

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 209
8.6 L’ IMPIANTO SOLARE
In questo capitolo si descrive dettagliatamente ogni componente necessario per il buon
funzionamento della centrale solare a partire dagli specchi parabolici che raccolgono l’energia solare.
8.6.1 I CONCENTRATORI PARABOLICI LINEARI
La sezione di raccolta dell’energia solare è costituita da pannelli, elementi, collettori e moduli. Il
sistema base è un paraboloide riflettente di lunghezza 12 m e apertura 5,9 m denominato Elemento.
Ogni elemento è costituito da 10 specchi ricurvi detti Pannelli, vedere le Figura 116 e Figura
117. I collettori sono costituiti da 8, 6 o 4 elementi e hanno lunghezze rispettivamente di 100 m, 75
m, 50 m. Il modulo o stringa è un insieme di collettori collegati in serie idraulicamente: ha una
lunghezza di 600 m.
L’asse focale sarà quella nord-sud, il moto di inseguimento solare avverrà sul piano azimutale,
da est a ovest. Per il pannello riflettente abbiamo il coefficiente di riflessione ρ = 0,94; il tubo
ricevitore è caratterizzato dal coefficiente di trasmissione τ = 0,97 (è in acciaio) ed è alloggiato in un
tubo esterno di vetro antiriflettente.
Figura 116: Concentratore Parabolico Lineare
Fra i due tubi vi è un’intercapedine di vuoto con pressione di 10¯² Pa, condizione questa
finalizzata alla massima limitazione delle perdite termiche del tubo ricevitore per conduzione e
convezione. Sul tubo in acciaio si ha un rivestimento in cermet (film di allumina e tungsteno) avente
coefficiente di assorbimento dello spettro solare α = 0,94. Il rendimento ottico del sistema risulta allora
η ottico = ρ τ α γ , con γ fattore di intercettazione, cioè frazione di flusso solare intercettato dal ricevitore.
In letteratura tecnico-scientifica γ = 0,95, per cui il rendimento ottico risulta pari a η ottico =
ρ τ α γ = 0,81. Con i valori più bassi di ρ, τ otteniamo un ηottico dirty pari a 0,77. Il rendimento totale del
paraboloide ηtot = η ottico * η termico.
Il rendimento termico è funzione del coefficiente di perdita globale del sistema, delle condizioni
di scambio termico nell’interfaccia fluido – ricevitore, della temperatura di lavoro, dell’irradianza solare.
Il fluido termovettore è costituito da una miscela di sali composta per il 40% da nitrato di
potassio, per il 60% da nitrato di sodio. Questi sali sono stabili fino a 600° e sono poco inquinanti,
poco costosi, poco corrosivi.
Passando da 550° a 290° la potenza termica estraibile in perfetta adiabaticità da 1 kg/s è q =
393,96 kW con C x 1,515 kJ/kgK.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 210
Figura 117: Vista in scala dei supporti per i pannelli (fonte Enel)
Figura 118: vista dall’alto di un elemento da 10 pannelli

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 211
Figura 119: Specchi e collettori in fase di montaggio (fonte Enel)
Figura 120: Moduli rispettivamente a 8, 6 4 elementi.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 212
Figura 121: Layout del collettore
8.7 BILANCI DI ENERGIA NEI SOTTOINSIEMI DELLA CENTRALE SOLARE
L’energia che entra in gioco nel bilancio dei vari sottoinsiemi è:
• Energia solare raccolta dal campo specchi
• Energia termica trasmessa al fluido termovettore (assorbita) in uscita dal campo specchi
• Energia potenzialmente immagazzinabile nel sistema di accumulo ottenuta sottraendo alla energia
termica assorbita dal fluido le perdite termiche della rete di distribuzione durante le ore di
produzione del campo specchi
• Energia persa durante le ore notturne e di bassa insolazione
• Energia scartata (causa serbatoio caldo già saturo di miscela)
• Energia integrata, energia che occorre integrare quando il serbatoio caldo non è alla massima
capacità di accumulo e si è di notte o in presenza di bassa insolazione
• Energia utilizzata, inviata cioè al GVS
• Energia elettrica, prodotto finale della centrale solare
8.8 PERDITE
Nei periodi di insufficiente radiazione solare (notte, giornate nuvolose), all’interno del campo
solare e nella rete di distribuzione, è necessario mantenere i sali fusi in movimento allo scopo di
evitarne la cristallizzazione. Nel campo solare si hanno quindi perdite dal campo specchi e dalla rete di
distribuzione in condizioni di scarsa irradiazione e perdite di energie, essenzialmente dalla rete di
distribuzione, in condizioni di produzione di energia.
Le ore di funzionamento annue del campo specchi con produzione di energia termica sono 2393,
le ore di non funzionamento 6367. Le perdite termiche annuali del campo specchi e della rete di
distribuzione in condizioni di mancanza di produzione termica da fonte solare ammontano a 23,7
GWh. Le perdite termiche annuali della rete di distribuzione in condizione di produzione termica da
fonte solare sono di circa 5,2 GWh.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 213
8.9 BILANCIO TERMICO NELL’ACCUMULO
In assenza di accumulo termico la produzione di energia sarebbe possibile solamente in presenza
di radiazione solare, con un fattore di carico (rapporto tra l’energia termica inviata al GVS e quella
necessaria se l’impianto lavorasse sempre nelle ore di funzionamento alla potenza nominale) pari a circa
il 16%. Per il dimensionamento dell’accumulo termico si è prima fatta l’ipotesi di funzionamento
continuo dell’impianto; un documento dell’ENEA conclude che la capacità termica ottimale è di 500
MWh, corrispondente a circa 14 ore di accumulo alla massima potenza termica di 36,4 MWt.
1.0
Fattore di utilizzo
Fattore di carico
0.8
Frazione
0.6
0.4
0.2
0.0
0 500 1,000 1,500 2,000 2,500
Capacità accumulo [ MWh ]
Figura 122: Fattore di utilizzo e fattore di carico, in funzione della capacità di accumulo
Il fattore di utilizzo, rapporto tra l’energia termica inviata al GVS e la massima accumulabile,
raggiunge il 90%, il fattore di carico aumenta al 38%. L’energia solare che arriva annualmente sul campo
specchi è pari a 253,4 GWht e l’energia termica prodotta (assorbita dal fluido) è pari a 156,6 GWht. Le
perdite di rete annuali sono, durante la produzione, pari a 5,2 GWht e dunque l’energia accumulabile a
tali condizioni è 151,3 GWht.
Assumendo che il generatore di vapore solare GVS utilizzi 120,3 GWht si determina una potenza
termica media annua di 19,4 MW; appena il 30,12 % del carico massimo ammissibile dal GVS.
L’energia termica accumulabile è dunque di 151,3 GWht, che depurata dell’energia spesa nel ricircolo
notturno determina l’energia termia consegnabile al GVS a meno di quantità scartate o reintegrate, ed è
pari a 127,6 GWht. Ma allora ci si aspetta che complessivamente la somma algebrica degli scarti (-) e dei
reintegri (+) sia uguale a 127,6 – 120,3 = 7,3 GWht. Inoltre l’energia scartata è di 13,1 GWht mentre la
reintegrata è di 5,7 GWht.
L’energia effettivamente accumulata nel serbatoio sarà allora pari a 138,2 GWht, in quanto
differenza tra l’ accumulabile e la scartata. Dunque la centrale solare riesce ad accumulare l’ 88,3 %
dell’energia solare trasferita al fluido ed a utilizzare nel GVS l’ 87 % dell’energia accumulata (fattore di
utilizzo). Alla potenza termica entrante nel GVS corrisponde un rendimento di conversione termico
elettrico del 38,1 %. L’energia elettrica prodotta dalla centrale solare è quindi pari a 0,381*120,3=45,83
GWht,con un rendimento annuo solare elettrico del 18,09 %. La potenza elettrica prodotta mediata
sulle 6200 ore di funzionamento è pari a 7,4 MW.
Rifacendo lo stesso ragionamento possiamo poi effettuare il bilancio nell’ipotesi in cui la centrale
sia in funzione tra le 7 e le 21, ovvero per 14 ore al giorno, per un totale annuo di 5.110 ore (il 58 %
delle ore) osserviamo che:
• L’energia solare che arriva annualmente sul campo specchi è pari a 253,4 GWht e l’ energia
termica prodotta annualmente dai paraboloidi (assorbita cioè dal fluido) è pari a 156,5 GWht
con un rendimento medio annuo del sistema solare pari al 61,8%.
• Durante la produzione, essendo le perdite di rete 5,2 GWht, l’energia accumulabile è di 151,3
GWht.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 214
Figura 123: Schema a blocchi che riassume il bilancio energetico annuale con funzionamento “parzializzato” di 14 h/d .I pedici
“s”, “t” ed “e” indicano rispettivamente potenza solare, termica ed elettrica
• L’energia termica scartata scende a 1,4 GWht (contro i 13,1 di energia scartata nel caso di
funzionamento continuo); ciò dimostra come in tale modalità si massimizzi l’energia l’utilizzo
dell’energia termica prodotta dal campo specchi.
• Evidentemente l’energia effettivamente accumulata nel serbatoio caldo sarà pari a 149,9 GWht .
• Il GVS in tal modo utilizza 130,6 GWht che determinano una potenza termica media di 47,1 MW
• La centrale riesce ad accumulare dunque il 99,1% dell’energia solare accumulabile e ad utilizzare
nel GVS l’87% dell’energia accumulata (fattore di utilizzo): alla potenza termica entrante nel
GVS si ha un rendimento di conversione termico elettrico pari al 42,% per cui annualmente si
ha una potenza elettrica media di 20,1 MW e una produzione di energia elettrica lorda da fonte
solare di 55,9 GWht. L’energia elettrica netta viene ottenuta dalla lorda sottraendo da questa un
3% necessario al funzionamento degli ausiliari relativi alla parte solare.
• Rispetto al funzionamento continuo l’aver ridotto il numero il numero di ore di produzione ha
notevolmente aumentato potenza termica media e potenza elettrica media dell’impianto.
8.10 DIMENSIONAMENTO DELL’ACCUMULO
L’energia termica in joule accumulata in un kg di sale quando questo si riscalda passando da 290°
a 550° è di 393,962 kJ. Poiché la capacità termica di progetto del serbatoio è di 500 MWh, la massa di
sale fuso necessaria sarà: m = (500*3,6*10E6)/393,962 = 4569 t. La densità è pari a 1740 kg/m³,
dunque il volume del sale è di 2626 m³. Stimando in prima approssimazione la quantità di Sali presenti
nel campo solare e nelle tubazioni che collegano i serbatoi al campo solare e al GVS, complessivamente
la massa di sale che deve essere accumulata nei serbatoi è pari a circa 5168*10 3 kg con un volume ( a
550°) pari a 2970 m³.
L’effettiva capacità dei serbatoi è stata definita prevedendo anche uno spazio vuoto tra il livello
massimo e il tetto del serbatoio e una quantità aggiuntiva di sali da lasciare sempre nel serbatoio per un
livello pari ad un metro, questo allo scopo di mantenere assicurata la presenza dei Sali fusi in tutto il
sistema di riscaldamento di questi ultimi. In definitiva la quantità complessiva di sali nel serbatoio risulta
pari a 6615*10 3 kg , ovvero circa 3800 m³ a 550°.
8.11 INTERAZIONE GVS CON GVR E TV DEL CICLO COMBINATO
Il vapore prodotto dall’impianto solare servirà ad integrare quello prodotto dal recupero del
calore dei fumi del gruppo turbogas. La scelta progettuale è quella di creare un GVS distinto dal

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 215
generatore di vapore a recupero dell’attuale ciclo combinato. Naturalmente il GVS è uno scambiatore di
calore sali fusi – acqua/vapore. E’ stato ipotizzato di produrre nel GVS vapore con caratteristiche simili
a quello prodotto dal GVR, sfruttando la controcorrente dei due fluidi.
Il GVS sarà pertanto costituito da tre scambiatori, economizzatore, evaporatore, surriscaldatore.
L’acqua da inviare al GVS verrà spillata dal GVR dell’attuale ciclo combinato. Se il turbogas
lavora a condizioni di carico nominale la maggiore portata di vapore dovuta alla produzione di vapore
solare in uscita dal GVS altera i valori di pressione e temperatura. Occorre dunque aver ben presenti i
valori di pressione massima ammissibile e di temperatura per i vari componenti dell’attuale GVR.
Possiamo già anticipare che il vapore di origine solare va inviato ad entrambi i due gruppi dell’attuale
ciclo combinato. Dall’analisi delle varie modalità di spillamento dell’acqua dal GVR risulta che la
soluzione più efficiente è quella che prevede lo spillamento dell’acqua in uscita dall’ ECO2 AP. I
benefici legati a tale configurazione sono i seguenti:
• Acqua prelevata a valle del degasatore, non richiede dunque specifici trattamenti di degasaggio.
• La pressione di spillamento è superiore a quella a cui avviene l’immissione di vapore nella turbina
di alta temperatura; ciò consente di utilizzare la pompa attualmente presente a valle
dell’economizzatore di media pressione, previa verifica funzionale.
• La temperatura di spillamento è la massima possibile, per cui la portata di acqua da ricircolare
dall’uscita all’ingresso dell’economizzatore per riscaldare l’acqua a 238° è la minima possibile.
• È possibile sfruttare al massimo le possibilità offerte dall’impianto a ciclo combinato in termine di
integrazione di vapore aggiuntivo.
• L’efficienza elettrica di conversione dell’energia termica solare raggiunge il valore massimo.
• La soluzione di prelievo dell’ acqua dal GVR a vale dell’ ECO2 AP garantisce che la potenza
termica scambiabile nel GVS sia di 32,2 MW, senza che nel GVR si superino i limiti di
pressione di esercizio. In definitiva le limitazioni della potenza aggiuntiva solare generabile sono
dovute:
• Al dimensionamento del generatore di vapore che con i suoi 70 MW potrebbe contribuire ad una
generazione elettrica di poco oltre 30 MW.
• Al raggiungimento dei limiti di prestazione dei due attuali cicli combinati che, ove non si volesse
ridurre la portata di metano ai turbogas, potranno contribuire per circa 28 MW aggiuntivi.
Figura 124: Interazione GVS e GVR (fonte Enel)

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 216
In Figura 126 è riportato l’andamento previsto della potenza elettrica totale di origine solare e del
relativo rendimento netto di conversione, in funzione del carico termico del GVS.
La situazione reale, ai bassi carichi, potrà essere qualitativamente migliore di quanto presentato,
nell’ipotesi per esempio che tutta l’integrazione di vapore (purché inferiore a 12,7 kg/s) sia inviata ad un
solo gruppo a ciclo combinato, innalzandone così il rendimento di conversione.
Integrazione potenza termica solare su due cicli combinati
M W e totali
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0,500
0,450
0,400
0,350
0,300
0,250
0,200
0,150
0,100
0,050
R endim ento netto
0
0,000
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Potenza ingresso sali fusi al GVS (MWt)
Potenza el. Solare netta (MW)
Rendimento netto fra sali ed en.el.
Figura 125: Integrazione potenza termica e solare su due cicli combinati (fonte Enel)
Figura 126: Possibilità di integrazione (fonte Enel)

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 217
8.12 DIMENSIONAMENTO DEL GVS
Come detto, la potenza termica presa a riferimento nella progettazione del GVS è stata fissata
pari a 70 MW (per via del dimensionamento del campo specchi, dell’accumulo termico, del
funzionamento della centrale), superiore dunque alla potenza di 64,40 MW (32,20 x 2) che corrisponde
al raggiungimento delle pressioni massime ammissibili per il GVR. Supponendo ora, preliminarmente,
una dispersione di calore nel GVS pari all’1%, causa imperfetta adiabaticità coibentazioni scambiatore e
tubazioni, la potenza termica disponibile per la produzione di vapore risulta essere:
Qd = 0,99 *Qp = 0,99 * 70 = 69,3 MW
Nelle nuove condizioni di progetto:
Caratteristiche dell’acqua in
ingresso
al GVS
Caratteristiche del vapore in
ingresso alla turbina AP del ciclo
combinato
Portata di acqua
spillata
Calore assorbito
dall’acqua
Potenza
Elettrica
UM ° C bar °C Bar kg/s MW MW
Spillamento a
valle ECO2
AP
213,3 122,67 535 111,18
Tabella 17: Spillamento di vapore
13,67*2
=27,34
34,63*2
=69,26
14,86*2
=29,72
Dalla potenza nominale di progetto 70MW si ottiene la portata di sali fusi Msale che è necessario
far fluire in condizioni nominali di carico termico:
Msale = Qp/q = 70*10³/393,96 = 177,6 kg/s
Il rapporto tra la massima potenza scambiabile, 70 MW, ed il salto entalpico tra il vapore
surriscaldato a 535° alla pressione di 112,3 bar, e l’acqua prelevata dall’ ECO AP2 a 213,3° e a una
pressione di 122,67 bar da la portata di vapore all’uscita del GVS: 27,34 kg/s, che deve essere
ugualmente ripartita all’ingresso di ciascuna delle due turbine di alta pressione.
• Nell’ EVA evaporatore la potenza scambiata è di 34,3 MW.
• Nel SH surriscaldatore è 20,3.
• Nell’ ECO economizzatore 14 MW.
Vedere grafico relativo allo scambio termico (Figura 127).
Figura 127: Profilo di scambio termico in condizioni nominali di esercizio del GVS (calcolo preliminare).
Il dimensionamento dei tre scambiatori costituenti il GVS (economizzatore, evaporatore e
surriscaldatore) richiede preliminarmente le seguenti scelte progettuali:
• configurazione geometrica del fascio tubiero e del mantello;
• orientamento dei tubi e del mantello rispetto al piano orizzontale;

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 218
• tipologia di circolazione all’interno dell’evaporatore: naturale, assistita o del tipo a “piscina”
(evaporatore kettle).
A seguito di studi effettuati sulle varie possibilità, si sono scelti gli elementi così costituiti:
• L’economizzatore è costituito da uno scambiatore con tubi ad U e mantello rettilineo con due
passaggi sia lato tubi che lato mantello e fluido scaldante lato mantello.
• L’evaporatore è uno scambiatore di tipo kettle con sale fuso all’interno di un fascio di tubi ad U e
acqua lato mantello.
Figura 128: Evaporatore Kettle
• Il surriscaldatore è uno scambiatore con tubi (fluido scaldante lato tubi) e mantello ad U ed unico
passaggio sia lato tubi che lato mantello.
8.12.1 SCAMBIATORE DI TIPO KETTLE.
L’evaporatore kettle, estremamente frequente nelle colonne di distillazione, è utilizzato per la
vaporizzazione del fluido posto nel lato mantello.
Comunemente il fascio tubiero, di tipo orizzontale, è ad U con un’unica piastra tubiera,
eliminando così i problemi legati alle dilatazioni differenziali tra tubi e mantello.
Possiede generalmente un minore coefficiente globale di scambio rispetto alle altre
configurazioni, poiché la circolazione del fluido freddo tra i canali del fascio tubiero è alquanto limitata
(Coulson e Richardson, 1996). A parità di condizioni di esercizio, dunque, sono necessarie maggiori
dimensioni e quindi anche un costo maggiore.
Al di sopra del pelo libero dell’acqua è necessario inoltre prevedere un apposito spazio per
consentire la separazione delle gocce di acqua trascinate dal vapore. La presenza del fluido a più alta
pressione nel lato mantello richiede che quest’ultimo sia dimensionato opportunamente come un
recipiente ad alta pressione (ad esempio, come un corpo cilindrico di una comune caldaia).
Poiché il funzionamento dell’evaporatore kettle dipende limitatamente da fattori idrodinamici, il
suo esercizio ai vari carichi è estremamente semplice e non sussistono problemi di stabilità (Hewitt et
al., 1994).
Qualora sia richiesto che il fluido freddo venga evaporato completamente, la portata di liquido in
uscita si annulla ed è, quindi, possibile fare a meno della pompa di circolazione ed eliminare lo
stramazzo.
L’adozione di un evaporatore di tipo kettle comporta il grande vantaggio di fare a meno del corpo
cilindrico, la cui funzione è svolta proprio dallo scambiatore stesso.
Infine in tali tipi di evaporatori può accadere che si formino sul fondo accumuli di sostanze
estranee, a meno che non venga adottato un apposito spurgo.
Nella Figura 129è riportato un disegno 3D dell’appena esaminato GVS.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 219
Figura 129: Configurazione esterna del GVS in prospettiva 3D (fonte Enel)
8.13 ANALISI DEL SISTEMA DI REGOLAZIONE E CONTROLLO
8.13.1 IL CONTROLLO SULLA MASSIMA TEMPERATURA RAGGIUNGIBILE
Il collettore solare è suddiviso in due rami posti simmetricamente ai lati di un unico sistema di
movimentazione (dotato di un proprio motore) situato al centro del collettore stesso e in grado di far
ruotare simultaneamente i due rami.
Ogni ramo è composto da 4 elementi fra loro uguali collegati meccanicamente in serie. Il sistema
collettore è concepito come un apparato indipendente in grado di realizzare la funzione di puntamento
del disco solare con la dovuta precisione. Il collettore è connesso in serie con altre 5 unità simili in
modo da formare moduli collegati in parallelo e costituenti nel loro insieme il campo solare.
Il sistema collettore deve essere collegato ad una rete di alimentazione elettrica per il funzionamento
dei suoi organi attivi e ad un sistema di gestione centrale dell’impianto che ne definisce costantemente lo
stato operativo e ne imposta i parametri di funzionamento.
Il sistema di gestione centrale e controllo dell’impianto è dunque il cuore dell’impianto stesso,
comandando contemporaneamente tutti i sistemi meccanici e idraulici di regolazione e controllo.
Come è ormai noto la temperatura del fluido termovettore in uscita dai diversi moduli deve
essere non inferiori a 550° e non superiore a 570° (rispettivamente per non raffreddare l’accumulo
caldo e per non deteriorare il rivestimento di CERMET). È dunque necessario realizzare un controllo
severo della temperatura del fluido in uscita dai moduli.
Le modalità di controllo possibili individuate sono tre:
• Controllo tramite modulazione portata complessiva prodotta dalle pompe di circolazione. Si
utilizza un algoritmo feed-forward che in funzione della radiazione solare media calcolerà quel
valore di portata che minimizza lo scarto tra il set-point di temperatura e la temperatura di uscita.
• Controllo tramite modulazione portata nelle singole stringhe, per mezzo di valvole motorizzate
con algoritmo di retroazione di temperatura sulla stringa.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 220
• Controllo – limitazione della temperatura tramite messa fuori fuoco parziale o totale dei
paraboloidi introducendo un errore di puntamento intenzionale. Algoritmo a retroazione di
temperatura sulla stringa ed eventualmente basato su rilevazione locale di irraggiamento con
fotocellule.
Naturalmente la messa fuori fuoco dei paraboloidi è il metodo più efficiente ed efficace per la
regolazione immediata della temperatura del fluido termovettore e verrà adoperata allorquando sarà
necessario evitare il dannoso deterioramento del rivestimento di cermet a seguito di bruschi
innalzamenti di temperatura.
8.14 LA CENTRALE SOLARE IN PRODUZIONE NORMALE PN
Tramite una delle due pompe ad asse verticale presenti nel serbatoio freddo del sistema di
accumulo viene prelevata la miscela di sali fusi alla temperatura di 290°C.
La pompa dota il fluido della prevalenza necessaria alla circolazione all’interno della rete idraulica
presente tra le stringhe di collettori.
In uscita dal campo specchi il fluido termovettore raggiunge poi il serbatoio caldo che costituisce
l’accumulo ad alta temperatura del sistema solare.
Figura 130: Ciclo diurno con alta insolazione
Naturalmente la portata dei sali attraverso i condotti viene regolata in funzione della radiazione
solare; tale regolazione si effettua agendo direttamente sulla velocità di rotazione della pompa.
Al solo fine di dare un’idea dell’entità di tale portata, essa è pari a 6,5 kg/s in condizioni di
massimo irraggiamento solare per stringa: con un calcolo esteso all’intero campo specchi il valore della
portata di Sali a 344,5 kg/s, cui corrisponde una potenza termica di picco del campo solare di circa 136
MWh.
E’ bene tener presente che il calcolo è stato effettuato considerando il flusso solare pari a 1000
W/mq e un’efficienza di picco della stringa di collettori del 76%.
8.15 CENTRALE SOLARE IN PRODUZIONE RIDOTTA SR
In questa modalità operativa il fluido termovettore viene prelevato dal serbatoio a 290° e fatto
circolare attraverso le stringhe di specchi. Si ammette tale stato lavorativo nel caso in cui il fluido non
riesca a scaldarsi oltre i 530°C. il sale in uscita dal campo solare viene reimmesso nel serbatoio freddo.
La modalità di funzionamento descritta in tale paragrafo viene adottata in due casi; nel caso in cui
vi sia la presenza di nuvole passeggere in giornate soleggiate, tali nuvole potrebbero lasciare presto il
cielo soprastante l’impianto e condurre dunque ad un repentino e potenzialmente dannoso aumento di
temperatura in uscita.
E’ proprio allo scopo di evitare tale eventualità che si preferisce mantenere costante il valore della
portata di prima della comparsa delle nubi. Il secondo caso è quello in cui vi sia una leggera velatura del
cielo o una bassa insolazione, prime ore del mattino, o ore preservali.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 221
Figura 131: Ciclo diurno con bassa insolazione o notturno
8.16 CAMPO SOLARE IN CIRCOLAZIONE A BASSA PORTATA CN
Quando non vi è possibilità alcuna di captare energia solare, ovvero durante le ore notturne, il
sistema è descritto ancora una volta dalla Figura 131. In questa configurazione di funzionamento il
fluido termovettore viene prelevato dal serbatoio freddo alla temperatura media di 290°C e viene fatto
circolare attraverso le stringhe allo scopo di mantenere in tutti i punti della rete idraulica del campo
solare una temperatura adeguatamente maggiore di 238°C. i tubi e i serbatoi sono riscaldati
opportunamente da serpentine predisposte al mantenimento delle temperature previste da progetto. Il
fluido termovettore in uscita dal campo specchi si riversa nel serbatoio freddo a una temperatura di
275°C. per ogni modulo la portata di Sali viene mantenuta ad un valore di 3,2 kg/s, complessivamente
170 kg/s.
8.17 CAMPO SOLARE IN PRODUZIONE NORMALE CON DEFOCALIZZAZIONE DN
Tale modalità si attiva se, nel corso della modalità operativa di produzione normale SN, la
temperatura in uscita dal campo specchi dovesse superare il valore di 560°C. In tale eventualità il
sistema centrale di controllo interviene inviando al sistema di puntamento dei collettori un angolo di
puntamento errato appositamente, allo scopo di non far salire ulteriormente la temperatura della
miscela. Naturalmente la portata dei Sali viene in questo caso mantenuta al suo valore massimo di 344
kg/s.
8.18 IL FLUIDO TERMOVETTORE
8.18.1 RAFFRONTO FRA LE ALTERNATIVE POSSIBILI: MISCELA SALI FUSI – OLIO
DIATERMICO
Il fluido termovettore costituito da Sali fusi rappresenta una delle innovazioni di questa tipologia
di impianto solare ad alta temperatura e al tempo stesso uno dei punti di forza di questa nuova
tecnologia.
Prima dell’adozione della miscela di sali fusi, gli impianti solari termici a specchi parabolici erano
ad olio diatermico (miscela di ossido di Difenile e Bifenile) e seguivano lo schema di Figura 132.
Come abbiamo visto la presenza dei serbatoi di Sali fusi garantisce la continuità di
funzionamento.
Al più, la miscela di Sali fusi è stata utilizzata precedentemente esclusivamente per l’accumulo di
energia termica; in uno scambiatore di calore l’olio diatermico proveniente dal campo specchi cede
parte della sua entalpia alla miscela di sali che, proveniente da un serbatoio freddo, si accumula, una
volta avvenuto il processo di scambio termico, in un serbatoio caldo.

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 222
Il processo è descritto in Figura 133.
Figura 132: Centrale ad olio diatermico
Figura 133: Combinazione olio diatermico – miscela sali fusi
Effettuando un paragone tra i sali fusi e l’olio diatermico osserviamo che l’olio ha un costo di
circa dieci volte maggiore rispetto a quello dei sali, alle temperature di utilizzo possiede elevata
infiammabilità ( si avrebbero costi di realizzazione del sistema di accumulo e di tutto il ridondante
sistema antincendio decisamente maggiori).
Inoltre la tensione di vapore dell’ olio diatermico alla sua massima temperatura di processo è pari
a 10,6 bar e ciò comporta la necessità di mantenere pressurizzate le varie parti impianto. Ancora, l’olio è
una sostanza tossica, mentre i nitrati di sodio e potassio sono attualmente utilizzati come fertilizzanti.
Appare ora chiaro perché non siano mai stati realizzati sistemi di accumulo utilizzanti olio.
8.19 LA MISCELA DI SALI FUSI: NITRATO DI SODIO – NITRATO DI POTASSIO
Nell’ultimo trentennio l’interesse per la miscela di sali fusi, nitrato di sodio - nitrato di potassio, è
cresciuto sempre più proprio per via delle applicazioni sul campo del solare termodinamico. Proprio
per questo è stato possibile recuperare una innumerevole quantità di articoli riguardanti lo studio delle
proprietà termofisiche della miscela di nostro interesse, pubblicati su riviste scientifiche dalla Sandia
National Laboratories e da numerose università di tutto il mondo. E’ interessante notare come la

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 223
maggior parte degli articoli abbiano in comune il metodo di analisi “DSC” differential scanning calorimetry
utilizzato per la stesura del diagramma di fase.
Figura 134: Diagramma di Stato miscela sali fusi
La scelta della composizione di utilizzo è dettata dalla necessità di avere un fluido con minore
temperatura di fusione possibile; tale considerazione porterebbe dunque ad utilizzare una miscela con
composizione eutettica e quindi, in base al diagramma di stato, equimolare.
Una breve analisi dei costi ( il costo del nitrato di potassio è due volte il costo del nitrato di sodio)
ha spinto ad adottare una composizione nominale di progetto pari al 64% in moli di nitrato di sodio
(60% in massa). Il punto di inizio cristallizzazione per tale composizione della miscela è di 511 K
(238°C).Si riporta sotto una tabella con le proprietà della miscela e le curve caratterizzanti densità,
calore specifico, viscosità assoluta e conducibilità termica in funzione della temperatura.
Proprietà della miscela in fase liquida
Densità kg/m 3 δ=2090 - 0.636 * T (temp. espressa in °C)
Calore
specifico
Viscosità
assoluta
Conducibilità
termica
J/kg ° Cp=1443 + 0.172 * T (temp. espressa in °C)
mPa s µ=22.714 - 0.120 * T + 2.281 * 10 -4 * T 2 - 1.474 x 10 -7 * T 3
(temp. espressa in °C)
W/m °C k = 0.443 + 1.9 * 10 -4 * T (temp. espressa in °C)
Tabella 18: Caratteristiche miscela
Variazione della densità al variare della temperatura
Densità [kg/m3]
2000
1950
1900
1850
1800
1750
1700
1650
1600
1550
210
235
260
285
310
335
360
385
410
435
460
485
510
535
560
585
610
Temperatura [°C]
Variazione della densità al variare della temperatura
Figura 135: Sali fusi: densità in funzione della temperatura

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 224
1560
Variazione del Calore Specifico in funzione della temperatura
1540
1520
1500
1480
1460
1440
238
260
282
304
326
348
370
392
414
436
458
480
502
524
546
Calore Specifico
568
590
Temperatura [°C]
Variazione del Calore Specifico in funzione della temperatura
Figura 136: Sali fusi: calore specifico in funzione della temperatura
Variazione della viscosità assoluta in funzione della temperatura
35
Viscosità assoluta
30
25
20
15
10
5
0
238
259
280
301
322
343
364
385
406
427
448
469
490
511
532
553
574
595
Temperatura [°C]
Variazione della viscosità assoluta in funzione della temperatura
Figura 137: Sali fusi: viscosità assoluta in funzione della temperatura
Variazione della conducibilità temica al variare della temperatura
0,58
Conducibilità termica
0,56
0,54
0,52
0,5
0,48
0,46
0,44
238
259
280
301
322
343
364
385
406
427
448
469
490
511
532
553
574
595
Temperatura [°C]
Variazione della conducibilità temica al variare della temperatura
Figura 138: Sali fusi: conducibilità termica in funzione della temperatura

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 225
8.20 CONCLUSIONI SUL SOLARE TERMODINAMICO
L’integrazione dell’impianto solare termodinamico con sistemi per la generazione di potenza in
assetto combinato è fortemente consigliata in quei siti dove vi è una significativa irradiazione solare (in
Europa ad esempio nelle aree mediterranee).
Per altro è necessario sottolineare come impianti solari a specchi parabolici abbiano bisogno di
terreni molto ampi per contenere la necessaria estensione del campo specchi.
Riguardo l’impatto socio-economico della zona, è importante evidenziare un prevedibile effetto
positivo sull'occupazione, limitato per l'occupazione diretta, ma più ampio per l'indotto e le attività
ricettive.
I rischi specifici dell'impianto solare sono legati ai riflessi dei collettori e alle caratteristiche dei
nitrati. Tuttavia in entrambi i casi si tratta di rischi di limitata entità e per i quali sono possibili semplici
precauzioni per contenerne le conseguenze.
Da quanto sopra detto si è può osservare come gli Impianti Solari Termodinamici sono
integrabili in modo relativamente semplice a impianti di potenza ad assetto combinato. Naturalmente
occorrono accurati studi che vanno dallo studio dell’irradiazione solare e l’esame del territorio all’analisi
del GVR e dei possibili punti di spillamento del vapore.
A tal proposito si vuole sottolineare che nell’ ambito della ormai consolidata collaborazione
scientifica tra l’Enel ed il DIIM dell’Università degli Studi di Catania è stato sviluppato con successo il
modello matematico complessivo dell’impianto di generazione Archimede.
È dunque auspicabile che tale tecnologia possa essere realizzata in un sempre maggior numero di
impianti, allo scopo di ridurre le quantità di emissioni nocive nell’atmosfera e l’anidride carbonica
inevitabile nei processi di ossidazione di combustibile di natura fossile.
Certamente i costi per la produzione di un siffatto impianto sono attualmente molto elevati, e
probabilmente poco competitivi secondo quanto esitato dai recenti studi di fattibilità.
Tuttavia se la produzione fosse estesa a più impianti sul territorio e si avviasse una produzione in
serie dei componenti dell’impianto, a seguito dell’economia di scala si avrebbe un netto abbattimento
dei costi ed il tutto a favore di un domani più pulito, più vivibile, più “naturale”, in una parola …
sostenibile. L’energia sta alla base di tutto.
La produzione di energia da fonti rinnovabili deve essere l’obiettivo comune di tutte le aziende
del settore per un armonico sviluppo delle società del terzo millennio.
U.M.
Orientamento collettori
NS
Radiazione diretta normale kWh/(m 2 a) 1.748
Radiazione media annua sui collettori 40 kWh/(m 2 a) 1.415
Numero di collettori 318
Superficie collettori 10 4 m 2 17,91
Potenza di picco del campo solare 41 MWt 136,1
Temperatura serbatoio caldo °C 550
Temperatura serbatoio freddo °C 290
Portata sali fusi nel campo solare alla potenza di kg/s
picco
345,6
Energia solare massima (DNI) GWht/a 313,1
Energia solare sul piano dei collettori GWht/a 253,4
Energia solare trasferita al fluido GWht/a 156.5
Rendimento medio annuo di raccolta 42 % 61,8
40 Tiene conto dell’orientamento dei collettori e dell’effetto delle loro ombre.
41 Con un flusso solare di 1.000 Watt/m 2 e un’efficienza di picco dei collettori del 76%.
42 Calcolato sull’energia solare sul piano dei collettori

RINGRAZIAMENTI E DEDICA 226
Energia solare massima accumulabile GWht/a 151.3
Capacità accumulo MWh 500
Potenza termica massima del GV MWt 64,4
Energia termica accumulata GWht/a 149.9
Energia termica utilizzata GWht/a 130,6
Frazione rispetto alla accumulata % 87,2
Frazione rispetto a quella sul piano dei collettori % 51,6
Potenza elettrica nominale MWe 28,08
Efficienza alla potenza nominale % 43,6
Energia elettrica lorda prodotta 43 GWhe/a 55,9
Ore annue di funzionamento previste h/a 5.110
Ore effettive di funzionamento h/a 2.774
Fattore di utilizzazione dell’impianto 44 % 38,9
Rendimento medio annuo elettrico netto sul DNI % 17,3
Risparmio di energia primaria 45 TEP 11.835
Emissione CO 2 evitata 45 10 3 kg 36.306
Tabella 19: Parametri riassuntivi dell’applicazione all’impianto di Priolo Gargallo
43 Per ottenere la produzione netta occorre detrarre l’assorbimento degli ausiliari relativi alla parte solare, stimati al 3% dell’energia
prodotta.
44 Rapporto tra l’energia prodotta e quella producibile se l’impianto lavorasse alla potenza nominale per tutte le ore di
funzionamento previste.
45 Si è considerato un consumo specifico termico medio di 2.184 kcal/kWh e un’emissione specifica di 670 g CO 2/kWh, dati
medi ENEL 2003 per produzione termoelettrica.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
227
9 IMPIANTI SOLARI FOTOVOLTAICI
Un altro interessante sistema di produzione di energia elettrica direttamente dall’energia solare è
dato dai sistemi fotovoltaici. Questi hanno avuto un grande interesse di ricerca con l’industria
aerospaziale, fin dagli anni ’50, e in particolare per fornire energia elettrica ai satelliti.
9.1 FISICA DI BASE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE
La Fisica di base per il funzionamento di questi dispositivi è molto interessante e si basa anche su
considerazioni quantistiche. In Figura 139 si ha la legge di emissione radiativa di Planck relativa ad un
corpo ideale detto corpo nero e in Figura 140 si ha la rappresentazione grafica della stessa legge.
Figura 139: Legge di Planck per l’emissione radiativa del corpo nero
Figura 140: Distribuzione radiativa del corpo nero
L’intervallo di lunghezze d’onda fra 380 e 780 nm riveste grande importanza per l’Uomo perché
esso si riferisce a radiazioni capaci di impressionare la retina degli occhi e quindi produrre la visione.
Noi chiamiamo luce la radiazione elettromagnetica compresa in questo intervallo: dalla Figura
140 e dalla Figura 141 si può osservare come la luce visibile rappresenti circa il 30% della radiazione
solare fra 0 e 2500 nm (radiazioni di bassa lunghezza d’onda). Nella Figura 141 si ha, sovrapposta alla
distribuzione radiativa di un corpo nero a 5879 K, la distribuzione della radiazione solare a livello del
mare: si osservino i picchi di assorbimento dovuti ai gas presenti nell’atmosfera. Nella stessa figura è
rappresentato l’intervallo di lunghezza d’onda della luce visibile, come sopra indicato, e si può osservare
come, a causa dei picchi di assorbimento suddetti, la percentuale di queste radiazioni visibili è di circa
40-45% (a seconda dell’altitudine e della trasparenza atmosferica).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
228
Tutti i corpi a temperatura T > 0 K emettono radiazioni elettromagnetiche che in genere non
vediamo perché al di fuori dell’intervallo di visibilità. Alcuni corpi, ad esempio i filamenti delle lampade,
a temperatura elevata (in genere al di sopra 1000 K) emettono radiazioni visibili, come si può osservare in
Figura 142 ove si riporta anche la radiazione solare per confronto. In base alla teoria quantistica ad ogni
radiazione è associata una energia data dalla relazione:
h
E = hν =
λ
Con h costante di Planck, ν la frequenza e λ la lunghezza d’onda della radiazione considerata.
Figura 141: Distribuzione reale della radiazione solare
Se consideriamo giunzioni di particolari semiconduttori, caratterizzati da avere una matrice silicea
con l’aggiunta di elementi droganti di tipo p se rendono libere cariche positive e di tipo n se rendono
cariche negative, si fare in modo (selezionando opportunamente la tipologia e i materiali costitutivi) che la
radiazione solare di particolare lunghezza d’onda (e quindi particolare energia) liberi una carica elettrica che
può essere sottoposta ad un campo elettrico esterno e quindi dare una corrente elettrica.
Figura 142: Distribuzione dello spettro di alcune sorgenti luminose

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
229
Figura 143: Curve isoradiative per l’Italia
Tabella 20: Radiazione mensile media in alcune località
In Figura 144 sia ha una sezione di una cella fotovoltaica con l’indicazione degli strati di
semiconduttori: un fotone di energia hν opportuna può rompere il legame che lega la carica elettrica alla
struttura cristallina del semiconduttore rendendola libera e quindi disponibile per il circuito di
polarizzazione esterno, come schematizzato in Figura 145.
La corrente che una cella fotovoltaica può rendere disponibile all’utilizzatore (cioè al carico esterno)
dipende dalla tensione di alimentazione ed è riportata in curve dette caratteristiche delle celle, come
rappresentato in Figura 146.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
230
Si tratta comunque di corrente continua che deve poi essere convertita in corrente alternata
mediante particolari dispositivi detti inverter prima di essere inviata ad una utenza domestica.
Figura 144: La cella fotovoltaica
Figura 145: Schema di funzionamento della cella fotovoltaica
Figura 146: Curva caratteristica tensione – corrente per una cella solare
Il rendimento massimo teorico della trasformazione di energia solare in energia elettrica è del
32%. Le celle fotovoltaiche attualmente disponibili hanno un rendimento dal 10% al 28 % circa, ma
sono allo studio celle avanzate con rendimenti molto maggiori. Ad esempio il rendimento delle celle
fotovoltaiche ad arseniuro di gallio-antimoniuro di gallio raggiunge una efficienza del 35%, con un
costo di produzione dell’energia elettrica cinque volte maggiore di quello con celle tradizionali.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
231
In Figura 148 si ha uno schema elettrico semplificato per un utilizzo domestico dei sistemi
fotovoltaici.
Figura 147: Esempio di curve caratteristiche per una cella fotovoltaica
Si osservi che la produzione di energia elettrica è sincrona con la disponibilità della radiazione
solare e pertanto solo durante le ore diurne possiamo produrre energia elettrica. Se vogliamo utilizzare
nelle ore serali l’energia elettrica prodotta di giorno dalle celle fotovoltaiche dobbiamo accumularla in
accumulatori elettrici in modo da avere un uso asincrono dalla radiazione solare. Questo ulteriore
dispositivo di accumulo rende critico l’intero processo di produzione di energia elettrica mediante le
celle fotovoltaiche perché si tratta di un dispositivo costoso e di durata limitata.
Figura 148: Configurazione di rete in sistemi residenziali

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
232
In definitiva perché si possa avere un sistema fotovoltaico occorre avere almeno tre componenti: il
generatore fotovoltaico, il sistema di accumulo e il sistema meccanico di supporto delle celle
fotovoltaiche (vedi Figura 149).
Figura 149: Componenti fondamentali di un sistema fotovoltaico
Figura 150: Data Sheet di una cella fotovoltaica
Le celle fotovoltaiche sono di solito raggruppate in matrici in modo da ottenere una tensione ed
una corrente nominale meglio utilizzabile nelle applicazioni domestiche o industriali.
I moduli, di solito composti da 36 celle, sono assemblati come indicato in Figura 152 e in Figura
154 e in Figura 153 ove sono visibili le connessioni elettriche interne delle celle.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
233
In pratiche i moduli fotovoltaici sono dei pannelli di dimensioni di 30-40 cm x 60 – 80 cm (con
potenza di circa 40- 50 W di picco) che debbono essere posizionati in modo opportuno in modo da
raccogliere la maggiore quantità di energia solare.
Figura 151: Caratteristiche tecniche e costruttive di un pannello fotovoltaico
Per fare questo si utilizzano dei sistemi di supporto che possono essere fissi o mobili (per inseguire
il sole nel suo cammino apparente), come illustrati in Figura 155. In ogni caso la posa in opera dei pannelli
solari fotovoltaici pone gli stessi problemi dei sistemi a collettori piani di tipo termico visti nel paragrafo
precedente.
Si deve sempre risolvere un problema di tipo architettonico che pone anche, in sub ordine, problemi
di impatto visivo non indifferenti.
Nelle figure seguenti si hanno esempi di installazione di pannelli solari in edifici sfruttando le
superfici orizzontali (tetti), verticali (pareti) o inclinate.
Si osserva che l’impatto visivo è uno dei maggiori ostacoli all’utilizzo dei sistemi solari aventi
superfici di captazione di dimensioni non trascurabili.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
234
Figura 152: Modulo di celle fotovoltaiche
Figura 153: Connessione circuitale dei moduli fotovoltaici
Figura 154: Particolare dell’array di celle fotovoltaiche

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
235
Figura 155: Tipologia di posa : a inseguimento, a cavalletto, su pali
Figura 156: Tetto fotovoltaico - Esempio di installazione
Figura 157: Problemi di installazione sui tetti

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
236
Figura 158: Particolari di installazione sui tetti
Dal punto di vista dell’incidenza dei sistemi fotovoltaici sul totale dei consumi elettrici in Italia si
deve osservare che siamo ancora lontani dall’avere apporti significativi. Il costo dei sistemi fotovoltaici è
ancora elevato a causa, fra l’altro, del ridotto mercato presente.
Figura 159: Installazione su facciate verticali

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
237
Figura 160: Installazione su facciate inclinate
Lo Stato, in relazione all’attuazione degli accordi di Kyoto per la riduzione di circa il 6.6% dei gas
serra, fornisce contributi significativi ai privati per l’installazione dei soffitti solari – fotovoltaici e in più
consente di avere un contratto di allacciamento con la rete elettrica nazionale tale da evitare
l’installazione, se si vuole, degli accumulatori elettrici. In pratica durante il giorno l’energia prodotta
viene venduta al Gestore della Rete e di sera viene riacquistata: la rete elettrica nazionale fa da
accumulatore elettrico.
Il vantaggio che si ha è immediato: durante le ore di maggiore insolazione si ha anche il maggior
carico elettrico e pertanto la cessione in rete di energia elettrica riduce l’esigenza di importazione di
energia dall’estero.
Tuttavia si osserva che quando si è data applicazione alla L. 9/91 (Piano Energetico Nazionale)
favorendo la produzione privata di energia elettrica si è incentivata la vendita dell’energia prodotta con
un provvedimento, noto come CIP 6, che vedeva il prezzo del kWh venduto all’ENEL pari a circa 200
L di allora.
Successivamente, esaurita la fase iniziale di incentivazione, si è posto fine al CIP 6 e in più
l’ENEL (ora Gestore Nazionale Rete Elettrica) non accetta più la vendita di energia elettrica autoprodotta
se non con potenze e certe garanzie che solo grandi produttori possono fornire.
Questa politica si è rivelata disastrosa sia per l’esistenza dei piccoli produttori di energia elettrica
sia per lo sviluppo dei sistemi di cogenerazione (dei quali si parlerà più avanti) limitando, di fatto,
l’interazione con la rete elettrica (serbatoio elettrico).
Si ha un fondato sospetto che si percorrerà la stessa strada anche per la vendita in rete di energia
elettrica autoprodotta con sistemi fotovoltaici non appena si esaurirà la spinta incentivante iniziale. Del
resto tutte le misure di incentivazione hanno durata limitata !
Si vedrà negli anni prossimi se anche per l’energia fotovoltaica si avrà un insuccesso come quello
avuto con l’energia solare termica. si ricorda ancora la campagna dell’ENEL per gli scalda acqua solari
che non ha innescato la nascita di un mercato autosufficiente dei pannelli solari.
I sistemi fotovoltaici si prestano bene anche per la costruzione di piccole centrali di potenza
come quella di Vulcano da 80 kWep (vedi Figura 161) e di Serre (vedi Figura 162) da 3.3 MWep.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
238
Figura 161: Installazione di pannelli nell’isola di Vulcano – Potenza 80 kWep
Figura 162: Impianti da 3.3 MWep di Campo Serre (Salerno)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
239
Figura 163: Installazioni particolari di pannelli fotovoltaici
Probabilmente i costi di installazione iniziali sono ancora elevati e i tempi di pay back non proprio
esaltanti, tuttavia le centrali fotovoltaiche offrono numerosi vantaggi che spesso non hanno un
riscontro economico. Esse sono ecologiche, sono compatibili con lo sviluppo sostenibile e possono
essere installate in luoghi che presentano problemi di logistica notevoli, come per la centrale di Vulcano
o in genere là dove si ha una scarsa accessibilità ai luoghi, come illustrato in Figura 163.
Anche le applicazioni domestiche degli impianti fotovoltaici sono economicamente poco
convenienti, vedi Figura 164. Il Ministero dell’Ambiente ha avviato un Programma biennale di incentivi
per la realizzazione di impianti fotovoltaici, il primo incentivo è apparso nel Bando pubblicato sulla
Gazzetta Ufficiale 29 marzo 2001 n. 74 riservato però esclusivamente ai soggetti della Pubblica
Amministrazione, entro settembre 2001 è atteso un secondo Bando che si rivolgerà a tutti i cittadini.
L’apporto economico sarà del 75% escluso l’IVA, e verrà dato dal Ministero dell’Ambiente a chi
realizzerà gli impianti solari fotovoltaici.
Da dati pubblicati dal CESI i costi di realizzazione degli impianti fotovoltaici sono così descritti:
⋅ • 1 kW di pannelli fotovoltaici = circa 10 mq. di superficie esposta tra sud – est e sud –
ovest senza ombreggiamento a circa 14 – 15 milioni di cui il 75% finanziato dal Ministero
esclusa l’IVA.
⋅ • Taglia degli impianti ammessi = Compresa tra 1 e 20 chilowatt • Produzione conseguibile
con un Impianto da 1 kW = circa 250.000 – 300.000 Lit/anno alle tariffe attuali dell’energia
elettrica
⋅ • Altri costi = Il richiedente deve essere l’intestatario di contratto di utenza elettrica; il
nuovo impianto solare di produzione deve essere collegato alla rete elettrica con un secondo
contatore, che costa 60.000 Lit/anno (nolo contatore + lettura + verifica annuale
dell’impianto a cura della società elettrica.)
⋅
• Conteggio rapporto produzione/ consumi. La produzione di energia dell’impianto
fotovoltaico viene sottratta al consumo dell’utente, con conguaglio annuale tra le letture dei
due contatori: se la produzione dovesse superare i consumi, l’eccedenza verrà conteggiata a
credito nell’anno successivo, ma mai compensata in denaro, in quanto questo costituirebbe
un reddito con implicazioni fiscali.
Per la realizzazione degli impianti di potenza compresa tra 1 e 5 kWp, il costo massimo
dell’investimento riconosciuto del Programma, è fissato in 8.000 Euro circa (Lire 15.500.000) per kWp
installato; mentre per gli impianti di potenza superiore e comunque fino a 20 kWp, il tetto è quello
ottenibile con la seguente formula:
C = 13,5 + 10/P

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
240
⋅
dove, C è il costo massimo identificato dal Programma, in milioni di lire/kW, P è la
potenza nominale dell’impianto in kW.
Figura 164: Prezzi dei tetti solari fotovoltaici
L’impianto può essere installato sul tetto di abitazioni e di strutture edilizie o dovunque ci sia
disponibilità di spazio purché i moduli siano orientati a sud per ottenere la massima energia prodotta. In
Figura 165 si ha uno schema riassuntivo del programma Tetti Fotovoltaici del Ministero dell’Ambiente
per gli enti pubblici.
Figura 165: Il programma tetti fotovoltaici del Ministero dell’Ambiente

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
241
Figura 166: Esempio di variabilità del carico elettrico giornaliero
Tabella 21: Esempio di costo di un impianto fotovoltaico
9.2 DIMESIONAMENTO DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO
Per dimensionare gli impianti fotovoltaici si utilizzano gli stessi dati già visti in precedenza per la
disponibilità dell’energia solare. Si rimanda al $6.2 per ulteriori dettagli.
9.3 CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
⋅
I sistemi fotovoltaici possono vantaggiosamente essere utilizzati per:
Sistemi autonomi (stand alone)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
242
⋅
⋅
⋅
Sistemi connessi alla rete (grid connected)
Centrali fotovoltaiche
Sistemi integrati negli edifici
Nel caso dei sistemi autonomi si hanno utenze difficilmente collegabili alla rete perché ubicati in
aree poco accessibili. In genere le utenze con bassi consumi di energia non rendono conveniente il
costo dell’allacciamento (esempio tipico delle utenze nelle isole).
Per le utenze connesse alla rete si utilizza come sistema di accumulo la rete principale. In questo
caso si utilizzano contatori bidirezionali. Senza lo scambio con la rete si dovrebbero utilizzare gli
accumulatori di energia con conseguenti alti costi.
Controllo di potenza
Per regolare la tensione in uscita dalle celle fotovoltaiche occorre un sistema di controllo (BOS
Balance Of System) che ne mantenga costanti i valori. Le funzioni svolte sono:
⋅ Regolatore di cariche delle batterie preservando gli accumulatori da un eccesso di carica o scarica;
⋅ Dispositivo di inseguimento del punto di massima potenza;
⋅ Convertitore CC/CA o inverter nel caso si richieda la CA per l’utenza o questa sia connessa in
rete;
⋅ Dispositivo di controllo per adattare la tensione alla rete (filtraggio delle armoniche e
rifasamento).
Potenzialità del fotovoltaico
La quantità di energia elettrica prodotta dipende:
⋅ Dalla superficie dell’impianto
⋅ Dalla posizione dei moduli (angolo rispetto all’orizzontale ed angolo di orientamento rispetto al
Sud)
⋅ Radiazione solare incidente sul sito
⋅ Efficienza dei moduli
⋅ Efficienza del sistema di regolazione (BOS)
⋅ Temperatura di funzionamento.
Se si ipotizza che il modulo fotovoltaico presenti un’efficienza linearmente dipendente dalla
temperatura si ha la relazione:
( T T )
η = η ⎡⎣
1− β −
R c R
Ove ηR è il prodotto dell’efficienza di riferimento della cella per il fattore di riempimento del
modulo mentre T R è la temperatura di riferimento per l’efficienza precedente. β è il coefficiente di
efficienza di temperatura della cella.
Un bilancio energetico del modulo fotovoltaico fornisce la potenza elettrica utile prodotta:
E = AI τη = AI τα − AU T − T
β
β
⎤⎦
( )
L c a
Ove I β è l’intensità dell’energia solare incidente sul piano del modulo;
U L è il coefficiente di dispersione termica del modulo;
τ la trasmissività solare della copertura protettiva;
α il fattore di assorbimento della cella
Tenendo conto che UL è almeno un ordine di grandezza maggiore del gruppo
la seguente espressione approssimata per il rendimento (sottostimata al 5%):
⎧
βτα Iβ
⎫
η = ηR ⎨−β
( Ta −TR
) − ⎬
⎩
U
L ⎭
si ottiene

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
243
La media mensile dell’energia elettrica giornaliera prodotta dalla cella si ottiene integrando sul
mese il valore istantaneo e dividendo per il numero N di giorni del mese:
E 1
=
b
N
∫ Edt = AI βταη dt = A τ H η
mese ∫ mese
Dove è la media mensile della radiazione solare giornaliera incidente sul piano del modulo, τ è
il valore medio mensile della trasmissività.
Il valore medio mensile dell’efficienza del modulo è dato da:
η
∫
∫
ηI dt η ⎡
β
⎤
I dt b ( T T ) I dt I dt⎥
⎦
2
mese
β
R
= = ⎢
mese mese
a R
NH
∫ β
− ∫ −
β
− τα
U
∫mese
β
I dt
β
L
mese
β ⎣
Il primo integrale è la radiazione solare mensile sulla superficie del modulo, il secondo integrale è
la differenza fra la temperatura ambiente media mensile pesata con l’intensità della radiazione T’a e la
temperatura di riferimento mentre il terzo integrale va valutato in termini del prodotto medio mensile
trasmissività - assorbimento ed una variabile adimensionale V definita come:
2
n ∫ I dt
mese
β
V =
2
NH β
Con n numero di ore o di secondi nel giorno.
La variabile di riferimento viene espressa nella forma:
2
V = aX + bX + c
Con i seguenti valori:
Ove si hanno:
X
=
R
R
'
( ω
s
1,548 Kh ) + (( 1−1,548
Kh ) ωs
)
a = K − K +
2
12,16
h
9,88
h
0,80
n
2
1,90
h
9,79
h
10,15
b = − K − K +
2
2,04Kh
1, 23 0,58
c = + −
Con K
h
indice di trasparenza atmosferica e con il simbolismo già visto per il calcolo della
radiazione solare.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
244
10 ENERGIA EOLICA
Una fonte di energia certamente rinnovabile e assolutamente eco-compatibile è quella eolica.
L'energia eolica, a stretto rigore, altro non è che una forma indiretta di energia solare, poiché il
movimento delle masse d'aria è innescato dalle disuniformità nel riscaldamento terrestre (diverso
riscaldamento dell'equatore rispetto ai poli nord e sud; della terra ferma rispetto al mare; ecc.)
Mulini a vento ad asse verticale
Le prime macchine (mulini a vento persiani) erano macchine ad asse verticale, realizzati con vele
inizialmente in tela e poi in legno collegate a grandi ruote orizzontali, messe in rotazione dalla pressione
generata dal vento sulle vele. Simili macchine furono in uso anche in Cina (13° secolo AC) e, più tardi,
si diffusero in Europa.
Figura 167: La prima turbina eolica - F. Brush (1849-1929)
Fra le macchine ad asse verticale ricordiamo quella basata sul rotore Savonious (1924) e quella di
Darrieus (1920)
Nei tempi antichi l'energia cinetica del vento venne inizialmente impiegata per scopi propulsivi; la
produzione di energia meccanica dal vento è più recente: pare che i primi mulini a vento risalgano a
non più di qualche migliaio d'anni fa.
Per quanto riguarda la generazione di energia elettrica, le macchine ad asse verticale non
richiedono dispositivi per l'orientazione del rotore; moltiplicatore e generatore sono al suolo, il che
semplifica le operazioni di manutenzione; per contro non traggono pieno vantaggio della maggior
velocità del vento e della minor tubolenza alle maggiori altezze dal suolo.
Mulini a vento ad asse orizzontale
Si svilupparono quando i mulini a vento si diffusero in Europa (nel Medioevo, ai tempi delle
crociate): una ruota verticale mette in rotazione un albero (verticale) mediante opportuni sistemi ad
ingranaggio. Le prime macchine di questo tipo comparvero in Francia ed in Inghilterra;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
245
successivamente si diffusero anche in America e trovarono svariati impieghi (tipicamente come
aeropompe); nei Paesi Bassi essi trovarono largo impiego.
Generazione di energia elettrica
Figura 168: Gedser Wind Turbine (1956-57)
Il primo mulino a vento accoppiato ad un generatore elettrico ("aerogeneratore" o "aeromotore")
venne realizzato verso la fine del 19° secolo (in Danimarca). Solo dopo la prima guerra mondiale si
costruirono le prime vele con profili aerodinamici per mulini a vento e le nuove macchine assunsero in
seguito la denominazione di "turbine eoliche".
Figura 169: Mulini ad assi verticali e primo impianto con turbine da 630 kW
Nel 1940 negli Stati Uniti fu costruita una macchina da 1250 kW bipala (installata a 610 m di
altitudine, sul Grandpa's Knob, in Vermont), con una torre di 34 m; un rotore di 55 m di diametro, a 28
giri/min nominali.
Il rotore si ruppe nel 1945 per fatica ed in seguito il progetto venne abbandonato in quanto allora
l'energia eolica non poteva economicamente competere con la produzione di energia elettrica da
centrali a combustibile fossile e idroelettriche.
Indirettamente l’energia eolica è figlia dell’energia solare poiché si tratta di spostamenti di massa
d’aria innescati da surriscaldamenti locali dovuti alla radiazione solare. Tutta la meteorologia è figlia
della distribuzione dell’energia solare sulla Terra.
Questi impianti sono concettualmente semplici: l’energia dinamica dell’aria in movimento mette
in azione un mulino a pale opportunamente sagomate che a sua volta aziona un generatore elettrico per
la produzione di energia elettrica.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
246
Oggi sono disponibili pale che possono entrare in azione con velocità di 2-4 m/s. La fattibilità
economica di questi impianti è assicurata in zone particolarmente ventose durante tutto l’anno.
Figura 170: Azione del vento
Figura 171: Utilizzo dell’energia eolica
Figura 172: Campo di generatori eolici su terraferma

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
247
Figura 173: Campo di generatori eolici in mare
Figura 174: Generatori eolici in mare – torre da 133 m e diametro di 122 m
La scelta dei siti di installazione delle pale a vento è effettuata, oltre che in base all’indice di
ventosità, anche in funzione dell’inquinamento acustico prodotto da questi generatori. Pertanto sono
favoriti i siti lontani dai centri abitati o addirittura in mare.
In Sicilia è già attiva una Legge Regionale che incentiva l’installazione di questi sistemi di
conversione. Si conta di avere una potenza elettrica installata di almeno 500 MWe. L’energia prodotta è
direttamente immessa nella rete del GRNT. Il costo medio è di circa 1.000.000 €/MWe a seconda della
taglia dell’impianto. Sono in corso diverse iniziative nazionali e regionali per l’installazioni di campi di
generatori eolici e l’incidenza di potenza elettrica così prodotta potrà arrivare al 5% della potenza totale
prodotta in Italia.
10.1 LE RISORSE EOLICHE IN ITALIA
L'Italia, situata al centro di un bacino chiuso come quello del Mediterraneo, non è interessata dai
venti di forte intensità e di andamento regolare che spirano in altre parti della terra.
Per l'Italia settentrionale risulta trascurabile l'apporto dell'intera pianura padana, mentre buone
velocità medie del vento si riscontrano in località alpine e appenniniche al di sopra degli 800-1000 m di
quota.
Le zone costiere dell'Italia centro-settentrionale presentano velocità medie più elevate sul versante
tirrenico che su quello adriatico, mentre le località interne del centro offrono situazioni alquanto varie.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
248
L'Italia meridionale e le isole sono caratterizzate in genere da buone velocità del vento, che
pongono queste regioni tra le più interessanti dal punto di vista dello sfruttamento dell'energia eolica
nel nostro paese.
Per quanto riguarda l'andamento stagionale si ha una certa prevalenza del periodo invernoprimavera
al sud e nelle isole, nonché alle alte quote alpine e appenniniche e nelle regioni costiere. Le
zone interne del nord e del centro (alle basse quote) presentano invece una ventosità maggiore nel
periodo primavera-estate.
Studi sulle prospettive eoliche in Europa attribuiscono alla fonte eolica la possibilità di coprire
l'1% del fabbisogno energetico italiano.
10.2 PRINCIPI DI FUNZIONAMENTO DELLE MACCHINE EOLICHE
Potenza totale disponibile
La potenza totale disponibile in una corrente di vento è pari al flusso di energia cinetica KEi,
ovvero
Nella quale,
P = potenza totale, W
V
tot
•
m
i
=
=
portata in massa, kg/s
velocità del flusso incidente, m/s
• •
P = m KE = m
tot
i
V
2
La portata in massa è data dalla equazione di continuità
Nella quale,
ρ =
densità dell'aria, kg/m
A = sezione normale alla corrente, m
Dunque,
3
P
•
m = ρ AV i
tot
2
1
= ρ AV
2
Risulta quindi che la potenza totale disponibile nella corrente è proporzionale al cubo della sua
velocità, all'area intercettata e alla densità dell'aria incidente.
10.3 LA RISORSA EOLICA
Per la progettazione di una Wind Farm è necessario conoscere la disponibilità della risorsa eolica.
L’informazione sul potenziale eolico deve essere riferita a periodi significativi (anno, stagione, anni), e
non semplicemente a dati puntuali.
La scelta del tipo di generatore, e della disposizione dei generatori all’interno del parco dipende
fortemente da questa analisi. Lo studio è di tipo prettamente statistico: esso dipende dalla probabilità di
occorrenza di una certa intensità di vento nell’arco di un tempo definito.
Anche la probabilità di occorrenza di eventi straordinari dovrebbe essere presa in considerazione
10.3.1 DISTRIBUZIONE DI WEIBULL
Si definisce la funzione densità di probabilità p(u):
3
i
2
i
β −1
β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞
f ( u) = exp
η
⎜ −
η
⎟ ⎜ ⎜
η
⎟
⎝ ⎠ ⎝ ⎝ ⎠
β
⎞
⎟
⎠

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
249
La funzione cumulativa è definita da:
⎛ ⎛ u ⎞
= − −
⎜ ⎜
η
⎟
⎝ ⎝ ⎠
( ) 1 exp
F u
⋅ u = velocità del vento
⋅ η = parametro di scala (anche “c” od “A”):
⋅ si riferisce alla media, e quindi indica “quanto” un sito è ventoso
⋅ β = parametro di forma, adimensionale (anche “k”): indica quanto le velocità tendono ad
essere concentrate attorno ad un valore (peaked distribution)
β
⎞
⎟
⎠
Figura 175: Tipica distribuzione di Weibull
⋅ β = 2 Distribuzione di Rayleigh
⋅ β = 1 Distribuzione esponenziale
⋅ (il fatto che la distribuzione non sia simmetrica è detto “Skeweness”)
Noti η e β (c e k) si calcola la u più probabile:
u MP
La u che trasporta la max energia in (m/s)
Densità di potenza in (W/m 2 )
∞
0
⎛ β −1⎞
= η ⎜
β ⎟
⎝ ⎠
u MaxE
1
β
⎛ β + 2 ⎞
= η ⎜
β ⎟
⎝ ⎠
(m/s)
1
β
P
1 3 ⎛ β + 3⎞
= P( u) f ( u) du ρη
A
∫
= Γ
2 ⎜
β ⎟
⎝ ⎠
Densità di energia del vento per un dato periodo T :
dove la funzione Γ è :
E
A
1 ⎛ β + 3⎞
T
2 ⎝ β ⎠
3
= ρη Γ ⎜ ⎟
∞
−t
x t e dt
x−1
( )
Γ = ∫
0

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
250
10.3.2 TURBINA IDEALE
In questa ipotesi ’energia disponibile nel vento è completamente estratta e si ha che:
⋅ P aumenta tra u cut-in (u I ) e u rated (u R ), e quindi resta costante fino a u cut-out (u 0 );
⋅ la P a velocità nominale (Rated wind speed) è:
1 3
PR
= ρ AVR
2
L’energia prodotta in tutto l’intervallo è :
∞ uR
u
⎛
O
⎞
( ) ( ) ⎜ ( ) ( ) ( )
∫ ∫ ∫
ETW
= T P u f u du = T P u f u du + PR
f u du
⎜
⎟
0
⎝ uI
uR
⎠
e sostituendo le espressioni per P(u) = (1/2) ρ A u 3 e P R si ottiene :
u
β −1 β 1
R
u
β −
β
O
ρ ⎛
3 β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞ ⎞
3 β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞⎞
⎞
ETW
= TA u exp
− du + uR
exp − du
2 ⎜ ∫ η
⎜
η
⎟ ⎜ ⎜
η
⎟ ⎟ ∫
⎜ ⎟
η
⎜
η
⎟ ⎜
η
⎟
⎟
⎝
u ⎝ ⎠ ⎝ ⎠
I
⎝ ⎠
u ⎝ ⎠ ⎝ ⎠
R
⎝ ⎠ ⎠
Questo è riferito al caso ideale. L’integrale deve essere risolto con metodi numerici.
10.3.3 TURBINA REALE
Non è possibile estrarre tutta l’energia dal vento (il flusso dovrebbe arrestarsi completamente sul
rotore). La potenza effettiva P T prodotta dalla turbina :
L’energia effettivamente estraibile dal vento è dunque:
u
1
O
u
β −
β
R
3 2 β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞ ⎞
ETA = T ∫ PT ( u) f ( u) du = TPR
∫ ( a1u + a2u + a3u + a4 ) exp du
η
⎜
η
⎟ − +
⎜ ⎜
η
⎟ ⎟
uI
u
⎝ ⎠ ⎝ ⎠
I
⎝ ⎠
Rendimento della macchina (Wind Turbine Efficiency)
Rapporto tra E reale (E TA ) e E ideale (E TW ): (in accordo con la teoria di Betz (vedi più avanti), non
può superare 0.59)
ETA
η =
E
Capacity Factor C F
Rapporto tra l’energia reale estratta in un dato periodo e quella che si avrebbe facendo lavorare la
turbina alla potenza nominale per lo stesso arco di tempo (con E TR = TP R )
u
β −1 β 1
R
u
β −
β
O
ETA
3 2 β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞ ⎞ β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞ ⎞
CF
= = ( a1u a2u a3u a4 ) exp du exp du
E
∫ + + +
TR
η
⎜
η
⎟ − + −
⎜ ⎜
η
⎟ ⎟ ∫ η
⎜
η
⎟ ⎜
η
⎟
u ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎜ ⎟
I
⎝ ⎠ u ⎝ ⎠ ⎝ ⎠
R
⎝ ⎠
Availability Factor A F
Misura della percentuale di tempo in cui la turbina è operativa :
TW

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
251
u
β −1
β
O
β ⎛ u ⎞ ⎛ ⎛ u ⎞ ⎞
AF = P( uI ≤ u < uO
) = ∫ exp du
η
⎜
η
⎟ −
⎜ ⎜
η
⎟ ⎟
u ⎝ ⎠ ⎝ ⎠
I
⎝ ⎠
A F aumenta al diminuire della velocità di Cut-in e al crescere di quella di Cut-out e di quella media.
Considerare separatamente rendimento η e coefficienti C F ed A F porterebbe a considerazioni erronee:
è possibile avere un elevato A F ma con basso rendimento elettrico della macchina e viceversa.
Il giusto approccio consiste quindi nel valutare nel loro complesso i parametri, così da ottimizzare
il più possibile lo sfruttamento delle risorse con il minor costo.
La maggiore energia nel vento si trova a velocità superiori a quella media, vedi Figura 176 per la
quale si hanno i valori:
⋅ Media (7 m/s)
⋅ Mediana (linea nera, 6.6 m/s)
⋅ Moda (5.5 m/s)
Figura 176: Utilizzo dell’energia eolica
Figura 177: Distribuzione di Weibull e utilizzo dell’energia eolica

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
252
Figura 178: Distribuzione del vento a Taiwan
Tabella 22: Esempio di dati di distribuzione dell’energia eolica

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
253
10.4 POTENZA MASSIMA UTILIZZABILE (TEORIA DI BETZ)
Consideriamo una macchina ad asse orizzontale con girante tipo elica (la turbina eolica
attualmente del tipo più comune).
Figura 179: Frontespizio della pubblicazione di Betz
Assumiamo che la girante della turbina abbia uno spessore a-,b che la pressione e la velocità del
vento incidente, sufficientemente lontano dalla turbina, siano P i e V i , e che all'uscita la pressione e la
velocità del vento, di nuovo sufficientemente lontano dalla macchina, siano, rispettivamente, P e e V e .
La velocità Ve risulterà inferiore a Vi poiché energia cinetica è stata estratta dalla turbina dalla corrente.
Figura 180: Ipotesi di Betz

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
254
Si assume un modello mono-dimensionale di un rotore ideale. Il rotore è un disco permeabile;
Ideale (nessun attrito, nessuna componente rotazionale).
Il rotore rallenta il flusso da V0 (upstream) ad u (nel piano del rotore) e quindi u1 (downstream). Le
linee di flusso divergono.
Considerando l'aria incidente compresa fra i ed a come un sistema termodinamico, ed assumendo
costante la sua densità (una approssimazione valida poiché pressione e temperatura variano poco
rispetto ai valori iniziali, dell'ambiente), nell'ipotesi che non vi siano variazioni nell'energia potenziale e
che non vi sia cessione o estrazione di lavoro e calore (fra i ed a) l'equazione della conservazione della
energia si può scrivere come
Analogamente, per la regione di uscita b-e:
V V
Pi
+ ρ = +
2 2
2 2
i
a
Pa
ρ
V V
Pe
+ ρ = +
2 2
2 2
e
b
Pb
ρ
La velocità del vento attraverso la turbina diminuisce da a a b, poiché parte della sua energia
cinetica è convertita in lavoro. La velocità del vento non decresce bruscamente, ma gradualmente,
passando dal valore Vi di avvicinamento al valore V a e poi raggiungendo il valore V e . Dunque V i > V a
e Vb >V e , conseguentemente P a > P i e P b < P e ; cioè la pressione del vento cresce quando esso si
avvicina alla macchina e cresce quando si allontana da essa.
Combinando le equazioni precedenti si ottiene
2 2 2 2
Vi −Va Ve −Vb
Pa − Pb = ( Pi + ρ ) − ( Pe
+ ρ )
2 2
E' ragionevole assumere che lontano dalla girante, in e, la pressione del vento ritorni uguale alla
pressione ambiente, ovvero
P = P
e
e che la velocità all'interno della girante, V t , possa essere ritenuta in prima approssimazione
costante (l'ampiezza della pala a-b è piccola rispetto alla distanza totale considerata), cosi che
V ≈V ≈ V
t a b
La combinazione delle equazioni delle precedenti tre equazioni fornisce
2 2
Vi
−Ve
Pa
− Pb
= ρ( )
2
La forza assiale Fx, nella direzione della corrente, sulla ruota, di sezione A perpendicolare al
flusso, è data dalla
2 2
Vi
−Ve
Fx = ( Pa − Pb
) A = ρ A( )
2
Questa forza è anche uguale alla variazione della quantità di moto della corrente
•
∆( mV )
•
m = ρ AVt
F = ρ AV ( V −V
)
x t i e
Dalle precedenti equazioni si ottiene:
1
Vt = ( Vi + Ve
)
2
i

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
255
Si consideri ora il sistema globale delimitato dalle sezioni i ed e. Le variazioni di energia potenziale
sono, come prima, nulle, così come le variazioni di energia interna (Ti = T e ) e l'energia di pulsione
(Pi/ρ = Pe/ρ); non c'è calore aggiunto od estratto dal sistema. La conservazione della energia fornisce
allora il lavoro W
V
W = KE − KE =
La potenza P si calcola poi come flusso di lavoro
i
e
−V
2
2 2
i e
• 2 2
Vi
−Ve
1
P = m = ρ AV V − V
2 2
2 2
t
(
i e
)
Dalla equazione della V t si ottiene:
1
2 2
P = ρ A( Vi + Ve )( Vi − Ve
)
4
1 3
L'equazione precedente si semplifica nella equazione Ptot
= ρ AVi
per P = Ptot, quando Vt =
2
Vi e Ve sono eguali a 0; cioè quando il vento si arresta completamente a valle della turbina. Ciò,
ovviamente, è impossibile poiché il vento non si può accumulare all'uscita dalla turbina. Esiste un
valore ottimale della velocità di uscita Ve,opt in corrispondenza della quale si ha una massima potenza
P max , ottenibile differenziando P nella equazione precedente rispetto a V e per un dato V i ed
eguagliando a zero la derivata.
2 2
3V + 2VV − V = 0
e i e i
La radice positiva V e che risolve la precedente equazione da V e,opt
1
Ve,
opt
= Vi
3
Dall'equazione
1
P A V V V V
4
2 2
= ρ (
i
+
e)( i
−
e
) si ottiene poi P max
8
27
3
Pmax
= ρ AV i
Il rendimento (o coefficiente di potenza) ideale, massimo, teorico ηmax di una turbina eolica si può
valutare come rapporto fra la potenza massima ottenibile e quella disponibile:
Pmax 8 16
η = = × 2 = = 0.5926
P 27 27
tot
In altre parole, una turbina eolica e' in grado, al massimo, di convertire non più di circa il 60%
della potenza totale disponibile nella corrente.
La Potenza è adimensionalizzata rispetto a P avail e si definisce il “Power Coefficient C P ”:
C p = P / [ (1/2) r V 0
3 A]
In modo analogo, si definisce il “Thrust Coefficient CT”:
C T = T / [ (1/2) ρ V 0
2 A]
Inserendo le equazioni P, T = f(a, ρ, V 0 , A) precedentemente individuate nelle espressioni
definite per C P e C T :
C P = 4a (1 – a) 2
C T = 4a (1 – a)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
256
Differenziando CP rispetto ad a si ricava:
(dCP / da) = 4 (1-a) (1-3a)
C pmax = 16/27 per a = 1/3
Si è dunque ricavato il massimo teorico C P =16/27
⋅ per a=1/3 (detto Limite di Betz), valido
⋅ per una turbina ideale ad asse orizzontale
⋅ per a < 0.4
⋅ per a > 0.4 il salto (V0 - u1) è grande a sufficienza da formare vortici che trasportano QdM
dal flusso esterno nella scia (turbulent wake state), e quindi la teoria semplice della QdM non è
più valida
10.5 POTENZA REALE
Figura 181: Distribuzione dei coefficienti C T e C P
Lungo le pale di una turbina eolica la velocità periferica varia sensibilmente dalla base all'apice
così che le pale sono spesso svergolate.
Il coefficiente massimo di potenza 0,5926 assume condizioni uniformi lungo tutta la pala.
Un calcolo più rigoroso della potenza estratta dalla turbina mostra che il coefficiente di portata
ideale dipende dal rapporto velocità periferica (all'apice della pala)/velocità del vento e raggiunge il
valore di 0.6 solo quando la velocità periferica è circa 6-7 volte la velocità del vento.
Come detto, il massimo teorico C P =16/27 per a=1/3 (detto Limite di Betz) è valido:
- per una turbina ideale ad asse orizzontale per a < 0.4
- per a > 0.4 il salto (V 0 - u 1 ) è grande a sufficienza da formare vortici che trasportano QdM dal
flusso esterno nella scia (turbulent wake state), e quindi la teoria semplice della QdM non è più valida

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
257
Figura 182: Distribuzione dei filetti nel mulino reale
Figura 183: Distribuzione dei regimi di funzionamento di una turbina reale
10.6 CONVERSIONE DELLA ENERGIA DEL VENTO E CARATTERISTICA
POTENZA-RESA VELOCITÀ DEL VENTO PER UNA TURBINA EOLICA
La velocità del vento oltre che variare da luogo a luogo subisce anche notevoli variazioni locali
nel tempo. L'analisi della possibile conversione della energia cinetica del vento in energia elettrica (kWh
utili) deve iniziare dunque da una analisi statistica delle velocità locali del vento (tenendo anche conto
della variazione della velocità media con l'altezza, così da avere la velocità al mozzo della turbina); dalla
integrazione delle potenze su successivi intervalli di tempo e dal fattore di carico della macchina.
Ad esempio, una macchina da 100 kW nominali nell'anno potrebbe produrre 8.76 × 10 5 kWh, e
si tenga presente che questi 100 kW massimi di progetto sono solo una frazione della energia cinetica
del vento (tipicamente il 40%, tenendo conto del limite di Betz e del rendimento della macchina).
A seconda delle caratteristiche del luogo considerato poi una turbina eolica può funzionare
mediamente alla potenza massima solo per una ben determinata frazione del tempo (tipicamente per il
30%), con una disponibilità del 90-95%: il fattore di carico sarà dunque pari a 0.3 × 0.95 = 28.5% e
l'energia effettivamente prodotta 2.5 × 10 5 kWh.
Le prestazioni di un aeromotore vengono sintetizzate mediante una curva che rappresenta
l'andamento della potenza resa (in ordinata) in funzione della velocità del vento (in ascissa).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
258
Per l'aerogeneratore viene considerata la potenza elettrica resa ai morsetti. Si definisce come
velocità del vento di "avviamento" ("iniziale", o di "start-up") la minima velocità alla quale la macchina
inizia a ruotare (valore tipico: 5 m/s).
Si definisce invece velocità del vento di "inserimento" o di generazione ("cut-in") la minima
velocità per cui l'aerogeneratore inizia ad erogare energia elettrica. Corrisponde di solito all'inserzione
della macchina in rete.
La velocità del vento "nominale" ("rated") è in genere la minima velocità del vento che da la
potenza resa corrispondente al massimo rendimento aerodinamico del rotore (potenza nominale)
(valore tipico: 9-12 m/s).
La velocità del vento di "fuori servizio" (o di "stacco" o di "cut-out") è la velocità alla quale la
macchina viene staccata dalla rete, provocando l'intervento delle protezioni contro le sovra-velocità
Infine la velocità del vento al limite della resistenza è la massima velocità che una macchina può
sopportare senza danno.
Per un aerogeneratore ideale la curva potenza-velocità del vento mostra una potenza che cresce
dalla velocità di "cut-in" a quella nominale e poi si mantiene costante fino alla velocità di "cut-out".
Quest'ultimo fatto è dovuto alla necessità di evitare che la macchina elettrica venga sovraccaricata
oppure che si scelga un generatore sovradimensionato, le cui possibilità verrebbero poi sfruttate per un
tempo assai ridotto.
Nelle macchine reali questa curva è realizzata mediante la regolazione continua (meccanica) del
passo ("pitch regulation"), che consente, una volta raggiunta la potenza massima, di 'sfiorare' la potenza in
eccesso fornita dal vento. Quando la velocità del vento raggiunge il valore di "stacco" le pale entrano in
stallo.
10.7 CARATTERISTICHE DEL VENTO
La potenza del vento è proporzionale al cubo della sua velocità ed è quindi essenziale conoscerne
con precisione le caratteristiche se si vuole realisticamente prevedere le prestazioni di un aeromotore.
Le più elevate velocità del vento si incontrano sulle creste montuose, sulle coste e nel mare aperto (o in
vicinanza dei grandi laghi). I parametri del vento che servono per un corretto dimensionamento di una
turbina eolica sono: le velocità medie, le variazioni istantanee (raffiche), giornaliere ed annuali, la
variazione con l'altitudine e le direzioni prevalenti: caratteristiche strettamente dipendenti dal sito che si
considera e che possono venire raccolte solo dopo anni di indagini statistiche e misure.
Di solito la velocità locale manifesta notevoli fluttuazioni nel tempo (v. per esempio la Figure 1.2)
e la velocità istantanea V può essere descritta sommando ad un valore medio V m una componete
fluttuante nel tempo v:
V = Vm
+ v
La velocità media V m tipicamente viene determinata su prefissati intervalli temporali (10 minuti,
per esempio).
Tu
2
2
v 1 ⎡ 1 T
2
⎤
= = ⎢ v dt
Vm
Vm
T
∫ ⎥
0
La fluttuazione del flusso viene solitamente espressa con riferimento alla radice quadrata della
media del quadrato delle componenti turbolente della velocità istantanea:
Per terreni ad elevata rugosità (con alberi ed edifici) l'intensità della turbolenza solitamente varia
fra 0.15-0.2; per terreni lisci tipicamente 0.1.
La velocità del vento sulla superficie del terreno è nulla (a causa dell'attrito fra aria e terreno);
cresce poi rapidamente con l'altezza, tipicamente sino a circa 2 km, dopo di che il gradiente verticale di
velocità praticamente si annulla.
La variazione verticale della velocità del vento viene di solito descritta con funzioni esponenziali
del tipo
⎣
⎦

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
259
α
⎛ z ⎞
V ( z) = Vr
⎜ ⎟
⎝ z
r ⎠
Nella quale z rappresenta l'altezza dal suolo, V r la velocità del vento alla quota di riferimento z r ,
V(z) la velocità media alla quota z. Il parametro α dipende dalla rugosità locale (un valore tipico può
essere 0.1). Si veda in proposito la Tabella seguente.
Tipo del terreno Classe di Esponent
rugosità
e α
Grandi superfici acquatiche 0 0.01
Terreni aperti con pochi ostacoli 1 0.12
Terreni agricoli con edifici e barriere (di protezione, siepi, ecc.) 2 0.16
Aree agricole con molti alberi, boschi e paesi 3 0.28
Figura 184: Parametro α
L'istogramma da la probabilità (calcolata sulle rilevazioni in diversi anni) che si presenti una
determinata velocità compresa fra V e V+∆V (nel caso di Figura ∆V=1 m/s). Ad esempio, la
probabilità che il vento abbia velocità compresa fra 4.5 e 5.5 m/s è 0.104 ovvero (0.104 × 8760)=910
ore/anno.
Diagrammi simili (della "distribuzione di frequenza") sono disponibili a livello annuale, stagionale
o mensile e presentano tutti una caratteristica forma a campana con asimmetria a sinistra (tipica
distribuzione di Weibull e Rayleigh).
La "distribuzione cumulata della frequenza", detta anche "curva di durata", viene poi ottenuta dalla
precedente distribuzione in modo da poter valutare (ad esempio in termini di ore/anno) il numero delle
ore nelle quali una determinata velocità viene ecceduta.
10.8 AERODINAMICA DEL PROFILO
Si definiscono due coefficienti
⋅ Lift Coeff. C L : C L = L / [ 0.5 ρ V ∞
2 c]
⋅ Drag Coeff. C D : C D = D / [ 0.5 ρ V ∞
2 c]
c è la corda del profilo, ρ la densità.
Figura 185: Definizione del Lift e del Drag
In un profilo per uso aeronautico, L/D deve essere massimizzato.
⋅ L è la forza che si oppone alla gravità (maggiore L, maggiore il carico (payload) trasportabile)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
260
⋅ D è bilanciato dalla spinta del propulsore
E’ inoltre definito un terzo coefficiente
⋅ Moment Coeff. C M : C M = M / [ 0.5 ρ V 2 ∞ c]
M agisce circa ad ¼ della corda dal leading edge. Il momento è positivo se il profilo ruota in senso
orario (nose up).
Spiegazione del Lift:
Figura 186: Forze agenti sulle pale
La forma del profilo forza il flusso a curvare attorno alla geometria. Un gradiente di pressione è
necessario per curvare le linee di flusso. Nella parte superiore del profilo si ha una p < p atm , mentre in
quella inferiore p > patm.
Figura 187: Il Lift
Profilo allineato al flusso SL (Strato Limite) non separato. La resistenza è principalmente
causata dall’attrito con l’aria.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
261
Figura 188: Rappresentazione vettoriale delle forze agenti sulla pala
In generale, CL, CD e CM = f(α, Re, Ma) con:
⋅ α = ang.di attacco (tra corda e V ∞ )
⋅ Re = c V ∞ /ν (Re basato su corda e V ∞ )
⋅ Ma = V ∞ / a (a = velocità del suono)
Per turbine eoliche si hanno C L , C D e C M = f(α, Re)
Drag
Risulta:
P = D v r
dove v r = (v w – v). Dalla definizione del coeff. C D si ha:
da cui risulta una Potenza pari a:
D = C D (ρ/2) (v w – v) 2 A,
P = C D (ρ/2) (v w – v) 2 A v r
Esprimendo la P in rapporto a quella contenuta nella corrente d’aria
C P = P / P 0 = [C D (ρ/2) (v w – v) 2 A v r ] / [(ρ/2) v w
3 A ]
In modo analogo a quanto fatto in precedenza, si trova CPmax per v/vw = 1/3
C Pmax = (4/27) C D
Dato che CD difficilmente supera il valore di 1.3, si ha
C Pmax ≈ 0.2
Quindi, si raggiunge circa solo un terzo del valore 0.593.
C L aumenta linearmente con α, con pendenza pari a circa 2π/rad, fino ad un max, dove il profilo
“stalla” e C L diminuisce rapidamente. Per piccoli angoli di attacco, C D è circa costante, ma poi
aumenta rapidamente.
La dipendenza da Re diventa sempre meno significativa oltre un certo valore. Questa dipendenza
è correlata al punto in cui avviene la transizione SL laminare – SL turbolento.
Il comportamento allo stallo dipende dalla geometria. Profili molto fini, con leading edge molto
stretto, tendono ad andare in stallo in modo più improvviso di quelli con grosso spessore.
Questo dipende da come lo SL si separa sul lato superiore del profilo: se la separazione avviene in
modo morbido dal trailing edge all’aumentare dell’angolo di attacco soft stall.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
262
Se la separazione avviene sul leading edge, l’intero SL può separarsi istantaneamente con perdita
immediata di portanza.
Figura 189: La forza Drag
Perdite
Si hanno le seguenti perdite:
Figura 190: Distribuzione di C T e C D

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
263
⋅ Free tip vortices
⋅ induced drag
⋅ Blade tip losses
Dalla differenza di pressione al tip tra le due facce si hanno le Hub losses (scia dietro all’Hub).
Si usano modelli (complex vortex model) e si definiscono i coefficienti:
Power coefficient: CP = P / [0.5 ρ vw 3 A]
Torque coefficient: CQ = M / [0.5 ρ vw 2 A R]
C P = λ C Q
(A = Area del rotore)
Blade tip-speed ratio: λ = u /vw = R ω / vw dove
u = velocità tangenziale della pala al tip
vw = velocità del vento
La dipendenza di CP da λ è una caratteristica del rotore
La Teoria di Betz fornisce un C P costante ed ideale (0.593), indipendente da λ. Quando si
considerano i vortici nella scia CP = f(λ). Solo quando λ è infinitamente elevato si ha che CP
approssima il valore ideale indicato da Betz. CP ha un ottimo per un dato valore di λ. Per ogni rotore
caratterizzato da un numero “n” di pale, esiste un λ tale da massimizzare C P .
10.9 CARATTERISTICHE DEI ROTORI
Figura 191: Distribuzione delle perdite
I mulini a vento raggiungevano CP ≈ 0.3 ed erano basati essenzialmente sul concetto di Drag.
I moderni generatori raggiungono CP ≈ 0.5. Si assiste alla superiorità del concetto di Lift rispetto
a quello di Drag.
Relativamente a CP, i rotori a più alto tip-speed ratio sono preferibili. Rispetto a CQ, i rotori lenti
multi-pala hanno la coppia più alta.
Possibili problemi di avvio si possono avere per rotori mono e bi-pala. Il Rotore tripala
rappresenta il miglior compromesso. Si hanno i seguenti coefficienti:
Power coefficient: C P = P / [0.5 ρ v w 3 A]
Torque coefficient: C Q = M / [0.5 ρ v w 2 A R]

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
264
Figura 192: Evoluzione dei moderni rotori
Non interessa una turbina con elevato rendimento (poiché il combustibile è a costo zero) quanto
la produzione di energia al più basso costo possibile.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
265
11 LA PROBLEMATICA DELLE FUEL CELLS
Gli attuali motori endotermici sembrano aver quasi raggiunto i loro limiti tecnologici e pertanto il
rapporto fra il ciclo reale e quello ideale, η R /η I , tende al valore massimo consentito dai materiali
utilizzati. Si ricorda, infatti, che il limite tecnologico è imposto oggi quasi esclusivamente dalla
temperatura massima raggiungibile in condizioni stazionarie nel ciclo termodinamico: per i motori a
scoppio questa è data dalla fase di scoppio seguita da altre fasi di raffreddamento mentre per i motori a
gas (turbine a gas con ciclo Joule) la temperatura massima si ha in uscita dalla camera di combustione e in
ingresso al distributore del primo anello della turbina ed infine per i cicli a vapore la temperatura
massima si ha all’uscita dal generatore di vapore.
In tutti i precedenti casi i limiti tecnologici sembrano ormai raggiunti e sono stabili da decenni e
non si vedono altri miglioramenti a meno di cambiare i materiali utilizzati. In ogni caso il miglioramento
sul rendimento termodinamico è ormai marginale.
Figura 193: Confronto fra i rendimenti dei cicli oggi disponibili
Figura 194: Confronto dei sistemi di conversione dell’energia
La tecnologia delle celle a combustibile che qui si vuole presentare supera entrambi i limiti sopra
detti (limite termodinamico di 2° principio e tecnologici per i materiali) potendosi anche ipotizzare un rendimento
di trasformazione unitario nell’ipotesi (ovviamente ideale) di trasformazioni perfettamente reversibili.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
266
Le celle a combustibile sono generatori elettrochimici dove l’energia chimica dei combustibili è
trasformata direttamente in energia elettrica senza combustione 46 .
11.1 FUNZIONAMENTO BASILARE DELLE CELLE A COMBUSTIBILE
L’idea di utilizzare processi elettrolitici per produrre energia elettrica non è nuova e risale già alla
seconda metà dell’ottocento. Tuttavia gli sviluppi più importanti si sono avuti a partire dalla seconda
metà del novecento sia con l’esigenza, prima, di avere generatori compatti per applicazioni spaziali e,
poi, di sostituire le tecnologie basate sugli idrocarburi nei normali cicli a combustione con altre di tipo
alternativo meno inquinanti e maggiormente performanti 47 , come indicato in un confronto con gli
attuali cicli in Figura 193.
Celle a combustibile con elettrolita acido
Il meccanismo di base del funzionamento di una cella a combustibile è indicato in Figura 195 e
può essere descritto nelle seguenti fasi:
⋅ Nelle celle con elettrolita di tipo acido, vedi Figura 195, si invia combustibile (H 2 ) che a
contatto con il catalizzatore si dissocia in protoni ed elettroni secondo la reazione:
H 2 → 2H + + 2e -
E 0= 0.000 V
⋅
In corrispondenza dell’anodo si invia il comburente (O 2 ) che riceve gli elettroni liberati
dall’idrogeno e provenienti esternamente attraverso il circuito esterno e si dissocia in
ione ossigeno che combinandosi con gli ioni idrogeno proveniente attraverso l’elettrolita
forma acqua secondo la relazione:
O 2 + 4 H + + 4 e - → 2H 2O -
E 0= 1.229 V
Figura 195: Schema base delle celle a combustibile con elettrolita acido
46 Si ricorderà dal Corso di Fisica Tecnica che il processo di combustione è responsabile di una perdita di exergia di
circa il 30% (vedi Diagramma di Sunkey delle centrali a ciclo Rankine) a causa delle perdite insite nel processo chimico-fisico
della combustione e del generatore termico. Nelle celle a combustibile si ha un processo di ossido-riduzione non termico ma
elettrochimico che evita le perdite termodinamiche suddette.
47 In realtà si sta assistendo ad uno sviluppo accelerato nell’ultimo decennio per motivi anche geo-politici legati al
costo e alla disponibilità del petrolio oltre che ad una accettata necessità di ridurre le emissioni inquinanti per ridurre l’effetto
serra (Protocollo di Kyoto).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
267
In definitiva si forniscono alla cella da un lato idrogeno e dall’altro lato ossigeno ottenendo
formazione di acqua e di energia elettrica secondo la reazione (non più di combustione):
2H 2 + O 2 → H 2O
E 0= 1.229 V
Il prodotto finale è assolutamente non inquinante e la cella fornisce direttamente energia elettrica
senza passare attraverso il rendimento di Carnot. Si osservi che la trasformazione inversa consente di
separare dall’acqua idrogeno ed ossigeno ricostituendo i componenti fondamentali di ingresso della
cella. In questo senso si avrebbe, qualora si raggiungesse l’effettiva reversibilità, un ciclo ideale
reversibile con rendimento di trasformazione unitario.
Celle a combustibile con elettrolita basico
Si possono avere celle a combustibile con elettrolita basico il cui funzionamento è schematizzato
nella seguente sequenza di reazioni per l’anodo e per il catodo:
H 2 + 2 OH -- - → 2H 2O + 2e --
E 0=- 0.828 V
O 2 + 2 H 2O + 4 e - → 4 OH --
In definitiva ancora una volta si ha la reazione complessiva:
2H 2 + O 2 → H 2O
11.2 TIPOLOGIE DI CELLE A COMBUSTIBILE
E 0= 0.401 V
E 0= 1.229 V
In base a quanto sopra visto la tipologia dell’elettrolita stabilisce anche il tipo di celle a
combustibile. Possiamo riassumere le varie tipologie nella seguente Tabella 23.
Le celle AFC (di tipo alcalino) sono le più conosciute e studiate ma sono anche le più ingombranti e
vanno bene per impianti fissi (di terra) e funzionano con ossigeno puro.
Le celle PAFC (ad acido fosforico) sono utilizzate per le missioni spaziali. Le celle SOFC hanno
buon rendimento ma bassa densità di potenza. Le cella MCFC hanno bisogno di un impianto di
ricircolo della CO 2 .
Le celle PEMFC (con membrana a scambio protonico) sono quelle più interessanti per un uso
automobilistico poiché risultano compatte e leggere oltre a funzionare a bassa temperatura e quindi
avviabili senza un preriscaldamento esterno. Queste ultime celle possono essere utilizzate in
abbinamento con un reformer per la produzione di idrogeno da metanolo.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
268
Figura 196: Cella a combustibile disassemblata
In Figura 196 si ha una vista di insieme di una cella disassemblata nella quale sono visibili gli
elettrodi esterni e lo strato elettrolitico interno.
Tabella 23: Tipologie di celle a combustibile
Figura 197; Schema di funzionamento dei vari tipi di celle a combustibile
11.3 TERMODINAMICA DELLE CELLE A COMBUSTIBILE
Il lavoro reversibile prodotto da una cella a combustibile può essere calcolato mediante la
relazione:
L rev = n F E rev = - ∆G
Ove si hanno i seguenti simboli:
⋅ n numero di elettroni liberati;
⋅ E rev è la tensione nominale della cella;
⋅ F la costante di Faraday 48
⋅ ∆G l’energia libera di Gibbs.
L’energia libera di Gibbs rappresenta quindi l’energia convertibile in lavoro.
Il rendimento è calcolato rispetto al massimo calore estraibile da una normale reazione di
ossidazione (combustione) e corrispondente al potere calorifico inferiore (∆H) del combustibile usato.
Si ricorda, dalla Termodinamica, che per il potenziale di Gibbs si ha la seguente relazione:
48 La costante di Faraday è la quantità di carica elettrica (detta anche faraday, simbolo F) che libera agli elettrodi di
una cella elettrolitica un equivalente chimico di sostanza; è uguale a 96.487 Coulomb, valore che viene generalmente
arrotondato a 96.500 Coulomb. Per evitare confusioni con il farad è stato proposto di chiamare tale costante Davy, dal nome
del chimico H. Davy.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
269
∆G = ∆H - T∆S
con ∆S variazione di entropia all’interno della cella e con T∆S calore prodotto (o assorbito) dalla
cella. Possiamo esprimere il rendimento della cella mediante il rapporto:
∆G
T∆S
η = = 1−
∆H
∆H
Questa relazione ci dice che il rendimento di trasformazione della cella è minore di uno 49 per celle
a bassa temperatura. Per celle ad alta temperatura la variazione di entropia per la formazione dell’acqua
è positiva e pertanto, essendo ∆H negativa, si ha un rendimento maggiore di uno 50 .
Un’altra osservazione da fare è la variazione dell’efficienza di una cella a combustibile con la
temperatura. In genere l’aumento della temperatura porta ad un decremento delle prestazioni: ad
esempio un tipo di celle passa da rendimento 83% a 25 °C a rendimento 78 % a 100 °C. In definitiva
rispetto a cicli termodinamici tradizionali si ha un andamento opposto, come illustrato nella Figura 198.
Figura 198: Confronto dei rendimenti al variare della temperatura
L’osservazione del grafico indica che ad elevate temperature (nel caso in esame oltre 1100 °C) è
più conveniente usare un ciclo di Carnot anziché una cella a combustibile. Il confronto non si può fare
con riferimento ai cicli reali sia per il rendimento inferiore a quello di Carnot che per il limite
tecnologico citato nell’introduzione.
11.4 POTENZIALE DI UNA CELLA A COMBUSTIBILE
Assumiamo come riferimento una generica reazione del tipo:
a A + b B → c C + d D
nella quale A e B sono i reagenti e C e D sono i prodotti mentre a,b,c,d sono i coefficienti
stechiometrici. Il lavoro estraibile da una cella è dato, come si ricorderà dall’elettrochimica, dalla
relazione:
∆ = ∆ +
0
G G RT
ln
c
[ C] [ D]
a
[ A] [ B]
ove in parentesi quadra si hanno le attività delle specie chimiche coinvolte nella reazione tipo
sopra indicata. Tale attività coincidono, nel caso di miscele di gas ideali, con le pressioni parziali.
d
b
49 Si dimostra che ∆H è negativo e che anche ∆S è negativo per la formazione di acqua con T< 100 °C.
50 Questa apparente contraddizione si giustifica con il fatto che si è preso come riferimento il ptere calorifico
inferiore anziché quello superiore. In effetti qualcosa di analogo succede per il rendimento delle caldaie a condensazione
nelle quali si recupera anche il calore latente di condensazione del vapore liberato nella reazione di combustione.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
270
Esprimendo ∆G in funzione di E rev e sostituendo nella precedente relazione si ottiene la relazione
di Nerst:
E
a
[ A] [ B]
[ ] [ ]
RT
= E + ln
nF C D
0
rev c d
con E 0 potenziale della reazione in condizioni standard. Per una miscela di gas ideali,
generalizzando la relazione, si ottiene:
E
rev
RT
= E + ln
nF
m
∐
0 i=
1
p
con m numero dei reagenti nella reazione e con p numero dei prodotti, e con p i e p j pressione
parziali dei reagenti e dei prodotti e con v i e v j i coefficienti stechiometrici.
Per una cella funzionante con idrogeno ed ossigeno si ha:
0 RT p ⋅ p
2 2
E
ln H O
rev
= E +
nF p
Quest’ultima relazione dice che un aumento delle pressione porta ad un aumento del potenziale
di cella e quindi anche ad aumento di rendimento. Si ha anche un aumento della densità di energia e
quindi un minor peso e ingombro (oltre che minor costo) della cella a combustibile.
Quanto detto vale per condizioni di reversibilità dei processi esaminati e cioè quando la cella
funziona a vuoto, cioè non si ha carico elettrico. In presenza di un carico elettrico vale la legge di Ohm
per cui i potenziali elettrici misurabili differiscono da quelli ideali. La quota di energia libera di Gibbs,
pari a T∆S, viene trasformata in calore e quindi si ha irreversibilità termica. Si hanno altre cause di
irreversibilità dette polarizzazioni.
11.4.1 POLARIZZAZIONE OHMICA
Le perdite ohmiche si hanno nelle resistenze agli elettrodi per gli elettroni e alle resistenze degli
ioni nell’elettrolita, oltre alle perdite di contatto agli elettrodo e ai separatori. La caduta di tensione è
pari, com’è noto dalla legge di Ohm, da:
∆V = R i
In base a quanto sopra detto, per ridurre queste perdite occorre diminuire la distanza fra gli
elettrodi, lo spessore di elettrolita attraversato dagli ioni, aumentare la superficie di contatto tra
elettrolita ed elettrodi e migliorare la conducibilità di entrambi (ionica ed elettronica).
11.4.2 POLARIZZAZIONE PER CONCENTRAZIONE
La rapidità del consumo dei reagenti porta ad avere un gradiente di concentrazione che
contribuisce ad una lenta diffusione gassosa nei pori degli elettrodi e dei reagenti attraverso l’elettrolita
fino alla zona in cui avvengono le reazioni chimiche. Si ha, pertanto, un effetto di diminuzione della
tensione della cella inversamente proporzionale alla concentrazione dei reagenti. La velocità di trasporto
della massa alla superficie di un elettrodo è esprimibile con la legge della diffusione di Fick:
nFD ( Cb
− Cs
)
i =
δ
∐
j=
1
p
p
vi
i
v j
j
H2O
ove si hanno i simboli:
⋅ D coefficienti di diffusione dei reagenti;
⋅ C b la concentrazione media;
⋅ C s la concentrazione superficiale;
⋅ δ spessore dello strato di diffusione;
⋅ F costante di Faraday.
B

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
271
La concentrazione dei reagenti non può scendere al di sotto di certi limiti per evitare forti perdite
per polarizzazione per concentrazione.
11.4.3 POLARIZZAZIONE PER ATTIVAZIONE
Le reazioni elettrochimiche avvengono solamente quando si supera la barriera di attivazione
(analogamente a quanto avviene per le reazioni chimiche). Ne consegue una diminuzione del potenziale
di cella valutabile con la legge di Tafel:
RT i
∆ Vatt
= ln
α n F i
ove si ha:
⋅ α coefficiente di trasporto;
⋅ i 0 densità di corrente di scambio.
Di solito si usa la forma semplificata:
∆V = a + b log i
ove a è una costante e b la pendenza di Tafel.
Le perdite per attivazione inducono a ricercare elettrocatalizzatori che portino ad una riduzione
del coefficiente b.
11.5 DIFFERENZA DI POTENZIALE REALE DELLA CELLA
Possiamo ora riassumere le perdite di tensione in un unico termine dato dalla relazione:
∆ V = ∆ V + ∆ V + ∆ V
pot Ohm conc att
Ne consegue che la riduzione complessiva del potenziale della cella sotto carico è data da:
E = E − ∆ V
rev
L’andamento della tensione effettiva della cella in funzione della densità di corrente è data in
Figura 199 ove sono anche evidenziate le singole perdite di tensione sopra descritte. Si osservi che al
crescere della corrente decresce la tensione di cella e quindi le celle a combustibile funzionano meglio a
carico ridotto.
pot
0
Figura 199: Potenziale effettivo della cella in funzione della corrente
Per quanto detto in precedenza possiamo dire che per ridurre globalmente le perdite di tensione
occorre:
⋅ Aumentare la pressione dei reagenti in modo da accrescere il potenziale di cella;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
272
⋅ Aumentare la temperatura di cella: quest’azione da un lato fa diminuire il rendimento
elettrochimico della cella e dall’altro fa diminuire le polarizzazioni elettroniche ed
aumenta la conducibilità dell’elettrolita.
Si osservi che entrambi gli interventi portano ad avere condizioni di esercizio più severi dei
componenti della cella e di conseguenza anche una vita media inferiore.
Altri interventi utili alla riduzione delle perdite sono:
⋅ lo sviluppo di elettrocatalizzatori migliori;
⋅ scelta di migliori materiali per gli elettrodi, gli elettroliti e le connessioni tra i vari
elementi;
⋅ utilizzo di gas con minori impurezze.
11.6 ELETTRODI A DIFFUSIONE DI GAS
Sia il combustibile che il comburente sono gassosi e le reazioni di ossidoriduzione avvengono in
corrispondenza degli elettrodi. Ne segue che questi ultimi debbono essere di tipo poroso a diffusione di
gas che hanno la caratteristica di presentare una grande superficie di reazione 51 e di consentire sia il
passaggio dei reagenti che la raccolta dei prodotti finali.
Definiamo superficie geometrica quella microscopicamente misurabile sull’elettrodo mentre
definiamo superficie di reazione o anche superficie elettrochimica la superficie interessata effettivamente dalle
reazioni elettrochimiche.
Nel caso si elettrodi porosi (polveri metalliche sinterizzate) si hanno superfici di reazione molto
maggiori delle superfici geometriche raggiungendo valore dell’ordine di 100 m²/g di polveri metalliche e
dell’ordine di 1000 m²/g per elettrodi di grafite.
La tipologia degli elettrodi dipende dal metodo di fabbricazione.
11.6.1 ELETTRODI IDROFOBICI
Sono costituiti da polvere di carbonio fissata in una matrice plastica, generalmente Teflon, come
indicato in Figura 200. Le polveri di grafite sono leggere ed hanno una grande superficie. Esse
consentono di depositare vari tipi di catalizzatori. Gli elettrodi con matrice di PTFE sono facili da
lavorare e da costruire su larga scala. In genere si possono distinguere due parti distinte nella sezione di
questi elettrodi: una parte altamente idrofobica ed una sottile superficie bagnabile. Le reazioni
avvengono nell’interfaccia fra le due parti e pertanto deve essere presente anche il catalizzatore.
Figura 200: Elettrodi idrofobici: a) gas, b) grafite, c) agente impermeabile, d) elettrolita liquido
L’idrofobicità dell’elettrodo impedisce all’elettrolita liquido di penetrare a fondo nell’elettrodo
stesso lasciando i pori liberi per la diffusione dei gas di reazione.
51 Si consideri, ad esempio, che un elettrodo di platino con superficie liscia consente di generare densità di correnti
dell’ordine di µA/cm² mentre con superficie porosa si hanno densità di corrente dell’ordine di A/cm².

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
273
11.6.2 ELETTRODI IDROFILICI
Si tratta di elettrodi formati da polveri metalliche sinterizzate. Superficialmente si hanno fori di
maggiori dimensioni (strato di diffusione) rispetto allo strato in cui avvengono le reazioni. Le forze
capillari fanno in modo che l’elettrolita rimanga nei pori più piccoli quando viene applicata una
sovrapressione dei gas di reazione (vedi Figura 201).
Figura 201: Elettrodi idrofilici: a) gas, b) particelle metalliche, c) elettrolita, θ angolo di contatto
Gli elettrodi idrofilici sono pesanti rispetto agli elettrodi idrofobici ma hanno il vantaggio di una
grande conducibilità elettrica. Uno dei sistemi costruttivi più utilizzati è il sistema 52 Raney® che evitano
l’utilizzo del platino come catalizzatore.
11.7 CELLE A COMBUSTIBILE AD ELETTROLITA POLIMERICO (PEMFC)
Si tratta di una tipologia di fuel cella con elettrolita polimerico e si presentano molto promettenti
per l’utilizzo nella trazione su veicoli elettrici grazie anche alla possibilità di produzione di idrogeno a
bordo mediante un sistema che utilizza metanolo.
Figura 202: Celle a combustibile ad elettrolita polimerica (PEMFC)
52 Si tratta di un sistema di catalizzatore al NiSn utilizzato per la produzione di idrogeno per fuel cells mediante
reforming di idrocarburi derivati da biomasse.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
274
L’elettrolita è un foglio di materiale polimerico conduttore di protoni. Si tratta di una base
fluoropolimerica (simile al Teflon®) alla quale sono attaccati gruppi sul fonici acidi (SO 3- H + ). Le
molecole acide sono fissate al polimero mentre i protoni dei gruppi acidi sono liberi di migrare
attraverso la membrana come accade per la conduzione elettronica nei metalli, vedi Figura 202.
Principali vantaggi delle PEMFC
Si possono qui elencare i principali vantaggi delle fuel cells a matrice polimetrica:
⋅ Assenza di sostanze corrosive nelle celle (a differenza delle AFC);
⋅ Facilità di costruzione delle celle;
⋅ Possibilità di lavorare a diverse pressioni senza difficoltà;
⋅ Possibilità di utilizzare aria come comburente al posto dell’ossigeno;
⋅ Lunga vita di esercizio;
⋅ Bassa temperatura di funzionamento;
⋅ Partenze anche a temperatura ambiente.
Principali svantaggi delle PEMFC
Fra gli svantaggi delle PEMFC si possono ricordare:
⋅ Elevato costo attuale delle membrane elettrolitiche e quindi anche delle fuel cells;
⋅ Difficile gestione dell’acqua nella membrana (caratteristica determinante);
⋅ Bassa tolleranza al CO;
⋅ Difficoltà di integrazione interna di un reformer.
Funzionamento delle celle PEMFC
Le reazioni che avvengono sono le stesse descritte per le celle ad elettrolita acido. L’acqua
prodotta si dissolve nel gas comburente e viene espulsa con quest’ultimo (inviato in eccesso proprio per
questa funzione).
L’acqua di reazione provoca anche l’umidificazione della membrana elettrolitica che, in definitiva,
prolunga la vita della cella poiché evita i problemi di essiccazione del polimetro che, a sua volta, riduce
la conducibilità protonica della membrana elettrolitica.
Un metodo per avere raggiungere questo beneficio consiste nell’umidificazione dei gas reagenti in
camere separate e nel mantenere pressioni diverse tra la camera anodica e quella catodica. La pressione
in quest’ultima è maggiore della prima in modo da evitare l’asporto di acqua sotto forma di vapore con
il comburente.
Il grado di umidificazione deve essere accuratamente tenuto sotto controllo perché un eccesso
porterebbe ad un allagamento della membrana con conseguente calo di conducibilità.
I principali elettroliti disponibili sono: Nafion® (prodotto dalla DuPont®), Dow (della Dow Chemical
Company), Aciplex®-S (della Asahi Chemical Industry Company).
Sistema di impilamento delle PEMFC
Le PEMFC hanno una bassa tensione in uscita e pertanto si è soliti utilizzarle impilate per
formare degli stack sia in costruzione monopolare (vedi Figura 203) che bipolare (vedi Figura 204)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
275
Figura 203: Celle PEMFC impilate in stack monopolare
Avvelenamento da CO delle PEMFC
Figura 204: Celle PEMFC impilate in stack bipolare
Si è già detto che le PEMFC soffrono della presenza di CO nei reagenti. Quest’ultimo, infatti,
provoca una specie di avvelenamento del catalizzatore con drastica riduzione delle prestazioni, come
illustrato in Figura 205.
Questo problema si presenta allorquando le celle PEMFC sono utilizzate con un impianto di
reforming di metanolo per la produzione on board dell’idrogeno.
Oggi si costruiscono sistemi con una maggiore tolleranza ma l’avvelenamento provoca anche una
riduzione della vita della cella a combustibile.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
276
Perdite di polarizzazione nelle PEMFC
Figura 205: Effetto della CO sulle celle PEMFC
Un altro problema che si ha nelle PEMFC sono le perdite di polarizzazione ohmica dovuto ad un
contatto non esteso fra elettrodi ed elettrolita.
Per ridurre questo effetto si interpone tra elettrodo ed elettrolita uno strato di materiale
elettrolitico solubilizzato.
Effetti della pressione e della temperatura sulla tensione delle PEMFC
Gli effetti della pressione sul potenziale delle celle PEMFC è dato in Figura 206.
Figura 206: Effetto della pressione sul potenziale delle PEMFC
Gli effetti della temperatura sul potenziale delle celle PEMFC sono riportati in Figura 207.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
277
Figura 207: Effetto della temperatura sul potenziale delle PEMFC
In genere l’aumento della pressione provoca effetti benefici sul potenziale mentre l’incremento
della temperatura provoca una diminuzione del potenziale della cella. Tuttavia l’aumento della
temperatura comporta anche una riduzione della resistenza interna della cella ed una conseguente
diminuzione delle predite ohmiche tale da compensare l’effetto negativo sul potenziale. Si può
concludere che un incremento controllato della temperatura comporta un miglioramento complessivo
delle prestazioni della cella PEMFC.
11.8 COSTRUZIONE DI UNA PEMFC
Ancora oggi, dopo una fase iniziale di sperimentazione ed utilizzo della NASA, si hanno
pochissime informazione tecniche sulla progettazione e costruzione delle celle a matrice polimerica
anche per l’interesse commerciale esclusivo di poche industrie statunitensi.
Fra le difficoltà di realizzazione e sperimentazione di questo tipo di celle si ha la pericolosità
dell’ossigeno che ha un punto di infiammabilità molto ampio (dal 4 al 74,2 %) che comporta la
necessità di un volume di controllo a tenuta.
11.8.1 ELEMENTI COSTRUTTIVI DI UNA PEMFC
In Figura 208 è riassunto il funzionamento di una fuel cells: i gas reagenti (idrogeno ed ossigeno)
sono incanalati e distribuiti agli elettrodi nel modo più omogeneo possibile. I due elettrodi sono divisi
tra loro da una membrana polimetrica del tipo Nafion®.
Possiamo dire che gli elementi costruttivi di una cella a combustibile sono tre: elettrodi,
membrana e distribuzione dei reagenti.
Gli elettrodi possono essere caricati con almeno 1 mg/cm² di platino in una matrice metallica.
Elementi importanti delle celle PEMFC sono gli umidificatori nei quali far gorgogliare i gas
reagenti per mantenere umide le membrane. Detti umidificatori debbono essere sempre tenuti sotto
controllo per evitare l’allagamento degli elettrodi.
La pressione di esercizio e dell’ordine di 2.3 bar e pertanto tutti i componenti debbono essere
dimensionati per resistere a questa pressione.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
278
Figura 208: Funzionamento di una fuel cells
11.9 CELLE A COMBUSTIBILE DI TIPO ALCALINE (AFC)
In questo tipo di celle, fra l’altro le più antiche 53 e più utilizzate. Esse usano un elettrolita
composto da una soluzione acquosa di KOH che viene trattenuto da una matrice di amianto.
Funzionano a bassa temperatura ( 25-90 °C), hanno performance elevate e funzionano senza la
necessità di utilizzare catalizzatori costosi.
Presentano l’inconveniente grave dell’avvelenamento da CO 2 che obbliga ad usare reagenti di
elevata purezza. Le piastre di interconnessione sono generalmente in nichel o in acciaio inossidabile o
anche in plastica. Le connessioni elettriche sono effettuate all’esterno delle piastre.
Come catalizzatori si possono utilizzare:
⋅ Anodo: Platino o Nichel di Raney o Borro di Nichel;
⋅ Catodo: lega di Pt-Au o Ag.
L’elettrolita, come già detto, è una soluzione acquosa di idrossido di metallo alcalino e pertanto si
può usare NaOH o KOH: quest’ultimo è preferito da quasi tutti i costruttori di questo tipo di celle e la
concentrazione varia dal 30 al 45% (da 8 a 12 moli per litro).
L’elettrolita può essere sia statico (come nelle applicazioni spaziali) che dinamico (posto in
circolazione): in quest’ultimo caso l’elettrolita svolge anche la funzione di refrigeratore e di trasportatore
dell’acqua di reazione anche se le probabilità di fuga è più elevata.
Con concentrazioni medie di potassa (30-45%) e pressione prossima a quella ambiente, la
temperatura di funzionamento raggiunge gli 80-90 °C. Con concentrazioni più elevate si hanno
temperature più elevate (260 °C per le pile spaziali) o per pressioni più elevate (le pile spaziali
funzionano a 3-4 bar).
Per pressione quasi atmosferica e temperatura di 70 °C la tensione nominale di questa cella è pari
a V N = 0.78 V e la densità di corrente è I N = 100 mA/cm².
La durata di queste pile può essere elevata (circa 15000 ore per le celle costruite negli USA).
53 La NASA le ha scelte ed utilizzate fin dalla metà del novecento nelle applicazioni spaziali. Questo tipo di celle sono
attualmente le più conosciute.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
279
11.9.1 ESEMPI DI REALIZZAZIONI
Le celle della Pratt e Whitney utilizzate per le missioni Apollo sono raffigurate in Figura 209
Figura 209: Celle Pratt e Whitney usate per il programma Apollo
Le caratteristiche principali erano:
⋅ Diametro di 57 cm, lunghezza 112 cm, peso 110 kg;
⋅ Caratteristiche elettriche: V =0,85 V, I = 150 mA/cm²;
⋅ Potenza nominale unitaria: 1,42 kW a 27-31 V;
⋅ Reagenti: idrogeno ed ossigeno puri;
⋅ Elettrolita: KOH all’85%;
⋅ Pressione di funzionamento: 4.1 bar ass.
⋅ Temperatura di funzionamento: 260 °C.
Per lo Space Shuttle è stata sviluppata una cella a combustibile, vedi Figura 210, con le seguenti
caratteristiche:
⋅ Altezza 35 cm, larghezza 38 cm, lunghezza 101 cm, peso 91 kg;
⋅ Caratteristiche elettriche: V =0,86 V, I = 470 mA/cm²;
⋅ Potenza nominale unitaria: 12 kW a 27,5 V;
⋅ Reagenti: idrogeno ed ossigeno puri;
⋅ Pressione di funzionamento: 4.1 bar ass.
⋅ Temperatura di funzionamento: 80-90 °C.
⋅ Anodo: catalizzatore 10 mg di Pt + PTFE depositato si uno strato di nichel argentato;
⋅ Catodo: 20 mg di oro sullo stesso strato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
280
11.9.2 ASPETTI ECONOMICI DELLE AFC
Figura 210: Modulo utilizzato nello Space Shuttle
Tenuto conto dei materiali utilizzati, queste celle a combustibile sono a tutt’oggi le meno costose
anche se i prezzi divulgati sono solo quelli prototipali e non commerciali.
11.10 CELLE A COMBUSTIBILE AD ACIDO FOSFORICO (PAFC)
In queste celle si ha un elettrolita costituito da una soluzione concentrata di acido fosforico in una
matrice di carburi di silicio.
Si tratta di una tecnologia matura per impieghi stazionari ad esempio per la cogenerazione nei
settori residenziali e nel terziario. Le taglie di potenza vanno da 200 kW ad 1 MW.
Figura 211: Esempio di cella ad acido fosforico (PAFC)
11.11 CELLA A COMBUSTIBILE A CARBONATI FUSI (MCFC)
L’elettrolita è composto da una miscela di carbonati alcalini (Li, Na, K) trattenuta da una matrice
ceramica di LiAlO 2 . Questo tipo di celle presenta il vantaggio di poter avere il reforming del metano
all’interno della cella e la possibilità di integrazione con cicli a gas o a vapore.
La temperatura massima di utilizzo è di 600-650 °C.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
281
Figura 212: celle a carbonati Fusi (MCFC)
Alcuni moduli di celle di questo tipo sono in corso di installazione in Umbria da parte
dell’Ansaldo per una potenza complessiva di 5 MW.
11.12 CELLE A COMBUSTIBILE AD OSSIDI SOLIDI (SOFC)
L’elettrolita è composto da un solido metallici non poroso, in genere ossido di zirconio drogato
con ossido di ittrio. In queste celle è possibile operare il reforming del metano.
Presentano problemi di materiali ed hanno una temperatura massima di 800-1000 °C. L’alta
temperatura è necessaria per assicurare una conducibilità sufficiente dell’elettrolita
Figura 213: celle ad ossidi solidi (SOFC)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
282
11.13 CELLE A METANOLO DIRETTO (DMFC)
Operano a temperature fra 70 e 120 °C ed utilizzano come elettrolita una membrana polimerica.
Sono ancora allo stadio iniziale di studio ma presentano interessantissime caratteristiche che le rendono
appetibili per applicazioni automobilistiche.
11.14 CONFRONTO LA DIVERSE TIPOLOGIE DI CELLE A COMBUSTIBILE
Il confronto fra le diverse tipologie di celle a combustibile è sintetizzato nella Tabella 24 e nella
Tabella 25.
Figura 214: Applicazioni delle celle a combustibile
Tabella 24: Confronto fra le diverse tipologie di celle a combustibile (Fonte ENEA)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
283
Tabella 25: Confronto analitico fra le tipologie di celle a combustibile
Nella Tabella 25 si ha una sintesi delle possibili applicazioni delle celle a combustibile.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
284
11.15 PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA CON CELLE A COMBUSTIBILE
Gli impianti con celle a combustibile sono costituiti da 3 sezioni principali (vedi Figura 215):
⋅ una sezione di trattamento del combustibile (gas naturale, metanolo, metano, olio
combustibile, carbone), che converte lo stesso in un gas di sintesi contenente idrogeno,
purificato secondo le necessità imposte dal tipo di cella. La produzione di idrogeno può
essere ottenuta con sistemi che utilizzano processi di steam reforming 54 , ossidazione
parziale, ecc.. Il processo normalmente impiegato quando si parte da idrocarburi leggeri
è quello di reforming catalitico con vapore, seguito da conversione dell’ossido di
carbonio, abbiamo:
⋅
⋅
CnHm+ nH2O nCO + (m/2 + n) H2
nCO + nH2O nCO2 + n H2
Nel processo occorre adottare condizioni di reazione che prevengano la formazione di
composti indesiderati (es. formazione di carbone) che comprometterebbero l’efficienza
del processo stesso. Questa sezione non è presente se si utilizza idrogeno o se si
impiegano celle ad alta temperatura (MCFC e SOFC) in cui la riforma del combustibile
avviene all’interno della cella stessa.
una sezione elettrochimica, costituita dalle celle che producono energia elettrica per via
elettrochimica attraverso una reazione tra idrogeno alimentato all’anodo e l’ossigeno
alimentato al catodo; la reazione elettrochimica è accompagnata da produzione di
calore.
un sistema di condizionamento della potenza elettrica, che trasforma l’energia, prodotta
sotto forma di corrente elettrica continua, in corrente alternata di opportune
caratteristiche.
Completano l’impianto un sistema di regolazione e di recupero del calore, che può essere
utilizzato sia all’interno dell’impianto (ad es. per il reattore di conversione del combustibile), che per
utenze esterne di cogenerazione e un sistema di controllo che assicura il coordinamento delle diverse
sezioni dell’impianto.
Figura 215: Schema a blocchi di un impianto con celle a combustibile
54 I metodi di produzione dell’idrogeno saranno meglio trattati nel prosieguo.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
285
11.16 BENEFICI INGEGNERISTICI DELL’USO DELLE CELLE A COMBUSTIBILE
Oltre ai benefici ambientali sopra discussi, l’uso delle fuel cells presenta notevoli vantaggi
ingegneristici che qui si riassumono.
⋅ Flessibilità: Una fuel cell può lavorare con idrogeno proveniente da qualunque
combustibile fossile oggi disponibile;
⋅ Potenza generata: la potenza generata da una FC di un assegnato volume è espressa in
kWh/L. La ricerca sta sempre più incrementando questa potenza;
⋅ Condizioni operative: la temperatura di lavoro varia da 80 a 1000 °C, a secondo del
tipo di cella, e quindi nettamente inferiore alla temperatura raggiunta nei motori a
combustione (circa 2200 °C);
⋅ flessibilità del sito: una FC può essere collocata in qualunque area, anche residenziale,
in quanto non provoca alcun inquinamento acustico, ambientale e non richiede
permessi governativi;
⋅ Capacità di cogenerazione: il calore esotermico della reazione elettrochimica può
essere utilizzato per riscaldare l’acqua o per soddisfare il fabbisogno di riscaldamento o
di raffreddamento (con macchine ad assorbimento). Questo riutilizzo del calore
incrementa il rendimento di una FC fino al 90%;
⋅ Risposta rapida a variazioni di carico: per soddisfare le richieste di potenza
energetica e rispondere rapidamente alle variazioni di carico basta alimentare una FC
con una maggiore quantità di combustibile. Vale il principio more fuel more power;
⋅ Semplicità ingegneristica: il funzionamento di una FC non prevede alcun organo di
movimento e ciò determina un progetto più semplice, una maggiore affidabilità e
silenziosità;
⋅ Sicurezza integrata: l’idrogeno può essere autoprodotto mediante reforming del gas
naturale o altro processo tecnologico che utilizzi sia combustibili fossili o biomasse. Ciò
contribuisce a ridurre la dipendenza dal petrolio e a temere meno le future crisi
energetiche.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
286
12 PRODUZIONE DELL’IDROGENO
Prima di parlare delle produzione dell’idrogeno occorre fare alcune precisazioni anche concettuali
anche per prevenire certe deformazioni mentali causate dalla diffusione di notizie di scarso valore
scientifico. L’idrogeno, insieme all’energia elettrica, è un vettore di energia in grado di garantire la
minimizzazione delle emissioni. L’idrogeno, inoltre, permette lo stoccaggio (ancora meglio dell’energia
elettrica) ed offre una maggiore flessibilità nella gestione della domanda energetica. Infine va ancora
sottolineato il fatto che l’idrogeno è molto flessibile negli utilizzi in una vasta gamma di applicazioni (ad
esempio stazionarie, trasporti, portatili).
Il sistema energetico italiano è caratterizzato da una efficienza non elevata ed è fondato
sull’utilizzo di risorse non rinnovabili, soprattutto fossili.
Figura 216: Sistema energetico italiano nel decennio 1999-2000
Figura 217: Sistema energetico e fonti rinnovabili

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
287
In Figura 217 si ha una quadro sinottico del sistema di conversione energetico sia per le fonti
rinnovabili che per le fonti non rinnovabili (o anche esauribili).
In Figura 218 si ha l’andamento della tendenza all’utilizzo delle varie fonti di energia ed è
possibile osservare immediatamente come le uniche fonti in prevedibile crescita sono quelle derivanti
dall’energia nucleare, dalla fusione nucleare, dall’energia solare e, soprattutto, dall’idrogeno. Le fonti
petrolifero sono date in decrescita nella seconda parte del 2000.
Osservazioni sul settore dei trasporti
Figura 218: Tendenza nell’uso delle fonti energetiche
Il settore dei trasporti corrisponde meno agli indirizzi di sostenibilità e necessita quindi di
strategie fortemente innovative. L’aumento dei consumi registrato negli ultimi anni è stato rilevante sia
in termini assoluti sia come incidenza sul totale dei consumi nazionali.
Si osserva, inoltre, che l’impatto locale dei trasporti, dovuto soprattutto al volume crescente di
traffico su strada, desta notevole preoccupazione.
Da dati recenti emerge che i soli trasporti stradali hanno contribuito per il 72% alle emissioni
complessive di monossido di carbonio in Italia, per il 52% a quelle di ossido di azoto e per il 46% a
quelle di composti organici. Il settore dei trasporti, inoltre, contribuisce alle emissioni di CO2 per una
quota percentuale del 22%.
L’uso dell’idrogeno prospetta nuovi scenari possibili. Esso può essere prodotto da combustibili
fossili (previa conversione degli stessi e separazione della CO 2 ) e quindi può essere considerato come il
modo più pulito di utilizzo di questi combustibili. L’idrogeno può essere prodotto anche da altre fonti
(rinnovabili, nucleare) senza emissione di CO 2 .
Infine il suo utilizzo non genera gas serra (CO 2 ) né altri inquinanti sia per applicazioni nei
trasporti che per produzione di energia elettrica. Grazie a queste caratteristiche uno scenario energetico
basato nel breve termine sull’uso dell’idrogeno consentirebbe di contenere l’effetto serra senza
rinunciare 55 ai combustibili fossili e lasciando tempo per sviluppare nuove fonti energetiche (fusione
nucleare).
55 Una riduzione drastica dell’utilizzo delle fonti energetiche tradizionali basate si combustibili fossili potrebbe avere
contraccolpi politici ed economici notevoli. Ciò consiglia una certa prudenza nel prevederne l’eliminazione. Va inoltre
considerato che una qualunque forma di energia si volesse sostituire a quella derivata dal petrolio dovrebbe avere una catena
di distribuzione capillare che risulterebbe costosa e difficile da creare. Per questo motivo un utilizzo razionale e congruente
delle fonti petrolifere mediante produzione e distribuzione di idrogeno sembra la via più adeguata per risolvere i problemi

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
288
L’idrogeno per il trasporto
Figura 219: Possibile schema di utilizzo dell’idrogeno
Per quanto riguarda le applicazioni relative al trasporto, l’idrogeno può essere usato sia in celle a
combustibile che in motori a combustione interna. Con le celle a combustibile utilizzanti idrogeno puro
si avrebbero veicoli veramente ad emissione zero producendo solo acqua (come visto in precedenza).
Inoltre il rendimento delle celle a combustibile è due - tre volte superiore a quello dei veicoli
tradizionali, a pari prestazioni in termini di autonomia, velocità ed accelerazione.
Molti costruttori hanno sviluppato autovetture con celle a combustibile, settore oggi di
grandissimo interesse e sviluppo.
geo-politico-economici sopra indicati. Un sistema di conversione da prodotti petroliferi ad idrogeno consentirebbe di
mantenere le catene di distribuzione capillari oggi esistenti e quindi di non sconvolgere il mercato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
289
Figura 220: Vetture con celle a combustibile
La Fiat sta attivamente ricercando la configurazione ottimale dell’auto alimentata con fuel cells.
Nel prosieguo si hanno esempi e confronti della Fiat 600 elettrica e dello stesso modello
alimentato con FC.
Figura 221: Fiat 600 elettrica e a cella a combustibile
Le caratteristiche della Fiat 600 FC sono indicate nella seguente figura. Si osservi il notevole
ingombro e il peso del sistema FC - Motore elettrico e la ridotta capacità del serbatoio. Si tratta
comunque di un prototipo sul quale fare esperienza e non è ancora commercializzato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
290
Anche per trasporto collettivo si hanno studi di bus alimentati con fuel cells. Nella figura
seguente si hanno le caratteristiche di un bus . Si osservi il numero di serbatoi per l’idrogeno, ben 9 a
250 bar. Le prestazioni sono del tutto confrontabili con quelli tradizionali. Gli ingombri dei propulsori
sono in questo caso meno penalizzanti.
Figura 222: Prototipo di CityClass a celle a combustibile
Figura 223: Il prototipo della Fiat 600 FC
L’idrogeno può essere usato anche nei motori a combustione interna alimentati ad idrogeno (o
miscele ricche di idrogeno). Attività dimostrative in questo campo sono condotte da BMW e Ford
Motor Co.
Figura 224: Autovetture con motori a combustione interna ad idrogeno

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
291
Uso dell’idrogeno nei cicli termici
Figura 225: Bus con motore alimentato ad idrogeno
L’idrogeno può essere utilizzato anche nei tradizionali cicli termici a gas con benefici effetti sui
rendimenti e forti riduzioni dell’inquinamento atmosferico.
Figura 226: Ciclo Joule con combustione di idrogeno
Oggi sono in corso notevoli investimenti industriali per il perfezionamento di tecnologie
all’idrogeno per produzione di energia elettrica con rendimenti fino al 60% ed oltre ed emissioni
bassissime di NO entro il 2020.
Oggi questi sistemi sono ancora costosi se paragonati ai sistemi tradizionali ma va tenuto in conto
la riduzione drastica dei danni provocati all’ambiente (esternalità).
Sicurezza nell’uso dell’idrogeno
Studi nei quali sono paragonati idrogeno, metano e benzina indicano che nessun combustibile è
intrinsecamente più sicuro di un altro ma che in ogni caso tutti i combustibili possono essere utilizzati
in modo sicuro.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
292
Tabella 26: Caratteristiche di pericolo di alcuni combustibili
Gas ricchi di idrogeno sono stati impiegati per usi residenziali (power gas) per oltre un secolo prima
che si rendesse disponibile il gas naturale.
Il gas di città distribuito in precedenza infatti costituito da circa il 50% di idrogeno e 50% di CO.
Figura 227: Propagazione della fiamma per idrogeno e benzina
12.1.1 PRODUZIONE DELL’IDROGENO
L’idrogeno può essere prodotto in vari modi. Una delle vie principali è la produzione da
combustibili fossili.
Oggi si tende a stabilizzare le tecnologie produttive e a ridurre la produzione di gas serra
stoccando la CO 2 in pozzi esausti ed acquiferi profondi. A questo scopo si stanno sviluppando
tecnologie di iniezione della CO 2 e di monitoraggio dei pozzi.
Una seconda e promettente via di produzione dell’idrogeno è quella di utilizzare fonti rinnovabili,
ad esempio mediante gassificazione e pirolisi da biomasse o mediante produzione biologica e
fotoelettrochimica.
Si vedranno più in dettaglio nel prosieguo i principali sistemi di produzione dell’idrogeno.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
293
Figura 228: Ciclo produttivo dell’idrogeno
12.1.2 DISTRIBUZIONE DELL’IDROGENO
La distribuzione dell’idrogeno non è semplice e richiede cure ed attenzioni particolari. Si stanno
studiando le varie problematiche e si stanno realizzando le prime mini reti (vedasi, ad esempio, il
progetto Bicocca).
Figura 229: realizzazione del progetto Bicocca per la distribuzione dell’idrogeno
Questo progetto avanza di pari passo con lo sviluppo di motori a combustione interna alimentati
ad idrogeno (vedasi progetto BMW). Associato al problema della distribuzione vi è anche il problema
dell’accumulo dell’idrogeno. Oltre alle metodologie classiche (serbatoi gas in pressione e serbatoi per
idrogeno liquido) si stanno studiando nuove tecnologie che fanno uso di gas in pressione (oltre i 250
bar con materiali compositi), di idruri (solidi con materiali avanzati con concentrazione di H 2 oltre il
2% in peso e con alta ciclabilità o anche liquidi quali il Sodio Boroidrato). Molto interessanti sono
anche le nanostrutture di carbonio (sia nanotubi che nanofibre).
La distribuzione e l’accumulo dell’idrogeno influenza anche la sperimentazione di sistemi a celle a
combustibile per la produzione distribuita dell’energia elettrica sia per usi residenziali (taglia da 3 a 30
kW) che per il terziario (taglia da 50 a 100 kW) e per sistemi portatili ed applicazioni speciali (taglie
piccole inferiori a 1.5 kW).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
294
La distribuzione dell’idrogeno caratterizza anche lo sviluppo di nuovi veicoli da trasporto ad
idrogeno. Si stanno, infatti, studiando prototipi di veicoli ad idrogeno (autobus, vetture da città, scooter
per i quali sono interessate la Fiat e la Aprilia). Per quest’ultimo sviluppo si rende necessario avere una
normativa per l’utilizzo dell’idrogeno. Oggi questa è praticamente assente e questo fatto può vere effetti
negativi per il successivo sviluppo delle applicazioni.
Nel prosieguo si vedranno più in dettaglio le principale tecniche di stoccaggio e distribuzione.
12.2 CARATTERISTICHE DELL’IDROGENO
Le principali caratteristiche dell’idrogeno (dal greco hydor e geno, generatore d’acqua, nome dato da
Lavoisier) sono:
⋅ È allo stato gassoso alle condizioni ambientali;
⋅ È inodoro, insaporo e incoloro;
⋅ È infiammabile;
⋅ Non è tossico;
⋅ È un asfissiante semplice;
⋅ Nello stato liquido è trasparente, senza odore e non corrosivo;
⋅ È l’elemento più abbondante e leggero in natura;
⋅ Il suo punto di ebollizione è -252,8 °C;
⋅ Quando l’idrogeno è allo stato liquido tutti gli altri gas (escluso l’elio) sono solidi;
⋅ 1 volume di idrogeno liquido è pari a circa 840 volumi di idrogeno gassoso, nelle
condizioni ambientali;
⋅ l’idrogeno liquido è 93 volte più leggero dell’acqua;
⋅ l’idrogeno gassoso è circa 14 volte più leggero dell’aria;
⋅ ha un coefficiente di conducibilità termica circa 7 volte maggiore di quello dell’aria;
⋅ diffonde almeno 5 volte più velocemente dell’azoto;
⋅ ad alta pressione e con particolare condizioni di temperatura può provocare
infragilimento di alcuni materiali;
⋅ esiste in due forme: orto idrogeno (spin opposto) e para idrogeno (spin parallelo);
⋅ Le due forme hanno identiche caratteristiche chimiche ma differenti proprietà fisiche;
⋅ Allo stata liquido e quasi completamente nella forma para;
⋅ Allo stato gassoso è composto del 75% della forma para e 25% della forma orto;
⋅ È quasi invisibile alla luce del giorno;
⋅ Temperatura di combustione di circa 2.045 °C;
⋅ Il calore rilasciato dalla fiamma è 10 volte inferiore a quello di altri combustibili a causa
dell’assenza di fuliggine;
⋅ È individuabile osservando trasversalmente le onde termiche sviluppate.
Figura 230: Dati chimico fisici dell’idrogeno

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
295
Figura 231: Diagramma (T,p) per idrogeno, elio, azoto
I dati termofisici più rilevanti dell’idrogeno sono riportati nella Figura 230. In Figura 231 si ha il
diagramma (T,p) per l’idrogeno, l’elio e l’azoto.
12.3 PROCESSI DI PRODUZIONE DELL’IDROGENO
L’idrogeno, pur essendo l’elemento più diffuso dell’universo, non si trova direttamente
disponibile per le applicazioni. Esso deve essere preparato mediante processi industriali complessi e
costosi che rendono spesso l’economia dell’idrogeno ancora non competitiva, almeno da un punto di
vista energetico, con quella delle altre fonti energetiche.
Vedremo nel prosieguo una breve carrellata dei processi industriali più utilizzati e si farà qualche
cenno sulle tecnologie future oggi considerate più promettenti.
12.3.1 TRASFORMAZIONE DEGLI IDROCARBURI (STEAM REFORMING)
Uno dei processi utilizzati è lo steam reformer del metano. Si tratta di un processo ben sviluppato ed
altamente commercializzato che produce oltre il 48% dell’idrogeno mondiale. Questo processo si può
applicare anche all’etano e alla nafta. Gli idrocarburi più pesanti non sono utilizzati perché potrebbero
avere percentuali di impurità elevate: per questi si usano processi diversi quali l’ossidazione parziale.
Il processo di steam reforming (SMR) implica la reazione di metano e vapore in presenza di
catalizzatori alla temperatura di circa 800 °C ed una pressione di 2.5 MPa (25 bar). In una prima fase si
decompone il metano in idrogeno e monossido di carbonio. Nella seconda fase (detta shift reaction) il
monossido di carbonio e l’acqua si trasformano in biossido di carbonio e idrogeno.
Le reazioni implicate nel processo sono, nel reformer:
CH 4 + H 2O CO + 3H 2 (endotermica)
All’uscita dal reformer il monossido di carbonio reagisce con vapore secondo la reazione:
CO + H 2O CO 2 + H 2 (esotermica)
In definitiva il processo ha una reazione complessiva:
CH 4 + 2H 2O CO 2 + 4H 2
con un rendimento complessivo del 50-70%.
Nel processo di steam reforming si utilizzano gli idrocarburi sia come reagenti che per produzione di
energia termica (circa il 45%).
Questo processo porta ad avere idrogeno ad un costo superiore del metano di partenza e quindi
da un punto di vista dell’utilizzo quale combustibile risulta più conveniente usare direttamente il
metano. Tuttavia la produzione dell’idrogeno con questo processo risulta più conveniente rispetto ai
procedimenti per elettrolisi o con altre tecnologie. Inoltre lo steam reforming rispetta l’ambiente avendo
un ridottissimo impatto ambientale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
296
Questa tecnologia appare conveniente se adottata in congiunzione con celle a combustibile per
autotrazione o per applicazioni a scala ridotta.
Oggi si tende a modificare il processo SMR con un nuovo processo denominato Sorbtion Enhanced
Reforming (SER) che porta a produrre idrogeno a bassa temperatura ed elimina la CO 2 prodotta durante
il reforming. In definitiva con la tecnologia SER si ottengono due flussi separati ed altamente puri: uno di
idrogeno e l’altro di biossido di carbonio. Quest’ultima possibilità può essere utile sia per avere
idrogeno puro che per convogliare il biossido di carbonio in pozzi di assorbimento per ridurre l’effetto
serra. I costi di produzione sono notevolmente ridotti rispetto al tradizionale SMR e molto competitivi
con gli altri processi.
12.3.2 GASSIFICAZIONE DEL CARBONE E DEI COMBUSTIBILI FOSSILI
Questo processo consiste nella parziale ossidazione, non catalitica, di carbone per produrre un
combustibile gassoso formato principalmente da idrogeno, ossido di carbonio e da idrocarburi leggeri
(ad esempio metano).
Con la gassificazione del carbone si ottiene un gas usato come combustibile (i vecchi gasometri
urbani si fondavano su questo processo) o per altri processi chimici (ad esempio per la produzione di
fertilizzanti).
La produzione dell’idrogeno con la gassificazione ha costi elevati e risulta conveniente solo nei
paesi dove si ha poco gas naturale.
Le reazioni implicate nel processo sono le seguenti:
C + H 2O CO + H 2
Aggiungendo ancora vapore a 500 °C con catalizzatore a base di ossidi di ferro si ha:
CO + H 2O CO 2 + H 2
La reazione complessiva risulta allora:
C + 2H 2O CO 2 + 2H 2
La gassificazione del carbone presenta costi interessanti nei paesi ove si ha abbondanza di
carbone a basso prezzo.
12.3.3 IDROLISI DELL’ACQUA
Si hanno vari metodi per la produzione dell’idrogeno dall’acqua. Si citano qui alcuni dei principali.
Elettrolisi
L’elettrolisi viene effettuata su vapore ad alta temperatura (circa 1000 °C) sia per accelerare le
reazioni che per ridurre le perdite di polarizzazione degli elettrodi. In questo modo il consumo di
energia elettrica si riduce di circa il 35% rispetto ai normali elettrolizzatori.
Il processo dell’elettrolisi fu applicato per la prima volta da Sir William Grove, nell’ anno 1839.
Questo processo richiede il passaggio di corrente elettrica attraverso l’acqua. La corrente entra
nella cella elettrolitica tramite un elettrodo caricato negativamente, il catodo, attraversa l’acqua e va via
attraverso un elettrodo caricato positivamente, l’anodo.
L’idrogeno e l’ossigeno così separati confluiscono rispettivamente verso il catodo e verso l’anodo.
H 2O H 2 + O

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
297
Figura 232: Bilancio energetico dell’elettrolisi dell’acqua
L’elettrolisi è il metodo più comune per la produzione di idrogeno anche se incontra notevoli
ostacoli per la quantità limitata di idrogeno prodotta e per i costi, ancora troppo elevati, dovuti
all’impiego di energia elettrica.
Attualmente, solo il 4% della produzione mondiale di idrogeno avviene per elettrolisi. Per
risolvere questi problemi, si prevede l’applicazione dell’elettrolisi con vapore ad alta temperatura (900-
1000 °C).
Decomposizione mediante cicli termochimica
E’ possibile ottenere la dissociazione dell’acqua per mezzo di cicli chiusi di reazioni chimiche ti
tipo endotermico. Queste tecnologie sono interessanti per le possibili applicazioni con fonti energetiche
ad alta temperatura (solare o nucleare) e con un rendimento globale elevato e anche superiore al
processo per elettrolisi.
12.3.4 ALTRI PROCESSI DI PRODUZIONE
Figura 233: Elettrolisi dell’acqua
L’obiettivo della ricerca nel settore della produzione dell’idrogeno è di abbattere i costi e ridurre
la quantità di materiali utilizzati aumentando, al contempo, l’efficienza di produzione.
Un altro obiettivo che si cerca di raggiungere è la riduzione dell’impatto ambientale nei processi
che usano idrocarburi. Inoltre si cerca di sostituire l’uso dell’energia elettrica con l’energia solare
utilizzando un catalizzatore per la scissione dell’acqua.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
298
Tecnologie fotobiologiche
Queste tecnologie tendono a produrre idrogeno da sistemi biologici utilizzando generalmente
luce solare. Ad esempio alcune alghe o batteri sono in grado di produrre idrogeno sotto specifiche
condizioni: i pigmenti delle alghe assorbono energia solare e gli enzimi nella cellula agiscono da
catalizzatori per scindere l’acqua nei suoi componenti di idrogeno ed ossigeno.
Si tratta di sistemi ancora in fase iniziale di studio e con efficienze produttive ancora basse (circa il
5%). Sono stati identificati circa 400 batteri che possono produrre idrogeno combinando monossido di
carbonio ed acqua.
Tecnologie fotoelettrochimiche
I sistemi fotoelettrochimica usano degli elettrodi semiconduttori in una cella fotoelettrochimica
per convertire energia ottica in energia chimica. Si hanno due tipologie di questi sistemi: una utilizza
semiconduttori e l’altro usa metalli complessi dissolti.
Nel primo caso un materiale semiconduttore è usato sia per assorbire l’energia solare sia per agire
da elettrodo per la scissione dell’acqua. Il secondo tipo di sistemi fotoelettrochimica utilizza materiali
complessi dissolti come catalizzatori. Il materiale complesso solubile assorbe energia e crea una
separazione tramite carica elettrica che conduce alla reazione di scissione dell’acqua.
12.4 STOCCAGGIO DELL’IDROGENO
L’idrogeno è un gas leggerissimo ed ha una bassissima energia di attivazione in presenza di
comburente. Pertanto esso ha una elevata probabilità di rischio qualora non si attuino tutte le procedure
necessarie per la sicurezza. L’idrogeno già a contatto con l’aria forma miscele esplosive che possono
facilmente scoppiare. Tuttavia grazie alla sua leggerezza l’idrogeno si disperde facilmente diminuendo il
rischio della concentrazione critica.
Abbiamo diversi sistemi di stoccaggio dell’idrogeno che qui si discuteranno più in dettaglio.
12.4.1 COMPRESSIONE DELL’IDROGENO
L’idrogeno in forma gassosa può essere immagazzinato in appositi contenitori a pressioni molto
alte (circa 20-25 MPa) mediante opportuni compressori. A causa delle ridottissime dimensioni delle
molecole dell’idrogeno si usano recipienti in pressione di grafite/fibra di carbonio ad alta pressione che
presentano un grande volume malgrado la loro leggerezza.
12.4.2 LIQUEFAZIONE DELL’IDROGENO
I processi di liquefazione usano una combinazione di compressori, scambiatori di calore e valvole
a farfalla per ottenere il raffreddamento desiderato. Il processo di liquefazione usate è il Linde che fa
uso dell’effetto Joule - Thompson (si vedano i riferimenti in Fisica Tecnica). In pratica si comprime il
gas e lo si raffredda per portarlo a sinistra della curva di inversione (vedi diagramma T,p) ove lo si può
ulteriormente raffreddare per semplice espansione in una valvola (effetto J-T). Il processo è ciclico: ad
ogni passaggio nella valvola di espansione si forma del liquido ( a -253 °C) che viene separato dal gas
che viene di nuovo inviato a monte della valvola di espansione.
La liquefazione dell’idrogeno risulta utile sia per la produzione stazionaria di energia che per il
rifornimento di veicoli (la BMW utilizza questo metodo per accumulare l’idrogeno). In genere il mantenimento
della bassa temperatura di stoccaggio dell’idrogeno liquido (-253 °C) richiede un utilizzo dello stesso
idrogeno che viene fatto espandere dalla bombola verso l’esterno producendo un raffreddamento per
effetto J-T del liquido all’interno della stessa bombola. In pratica si ha un consumo di circa il 30%
dell’idrogeno per il suo accumulo liquido. Si osserva, inoltre, che l’idrogeno liquido tende a sfuggire
facilmente dai serbatoi e ciò comporta una notevole cura nella scelta dei materiali dei serbatoi.
Tutto il calore che attraversa le pareti del recipiente (per conduzione, convezione e irraggiamento ma anche
per conversione da stato orto a stato para) di contenimento dell’idrogeno liquido lo riscalda al di sopra del
punto di ebollizione e quindi si ha la sua evaporazione. Per ridurre la trasmissione di calore si usano
recipienti criogenici isolati costruiti con doppia parete riflettente con intercapedine vuota.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
299
In genere i contenitori per idrogeno liquido hanno forma sferica perché questa ha il rapporto di
forma (S/V 56 ) migliore rispetto a qualsiasi altra geometria e garantisce le minori trasmissioni termiche
attraverso la superficie esterna. Tuttavia i contenitori cilindrici sono più semplici da costruire e quindi
più economici. L’idrogeno evaporato viene mantenuto in parte all’interno del recipiente per aumentare
la pressione interna, parte viene espulso per raffreddare il recipiente e parte viene espulso in aria
attraverso opportune valvole.
Per quanto riguarda il rifornimento dei veicoli l’utilizzo dell’idrogeno liquefatto è una soluzione
possibile ed oggi utilizzata. Tuttavia permangono notevoli problemi di sicurezza legati alle fughe di gas
soprattutto in ambienti chiusi e/o a bordo dei veicoli.
In questo caso si usano serbatoi a più strati cilindrici congiunti con un reticolato rinforzato
all’interno. In questo modo si realizza un contenitore multi-cella il cui numero è ottimizzato in funzione
del volume di liquido fa immagazzinare.
12.4.3 ACCUMULO IN IDRURI DI METALLO E IDRURI CHIMICI
Gli idruri di metalli trattengono l’idrogeno nello spazio interatomico. Il loro uso risale al 1866
quando Graham osservò l’assorbimento di consistenti quantità di idrogeno da parte del palladio.
Malgrado questo comportamento fosse noto da tempo l’interesse per questi accumulatori naturali
si manifestato solo di recente quando si sono conosciuti i comportamenti degli idruri formati con leghe
di metalli. Gli idruri si formano ed agiscono attraverso due fasi: l’assorbimento ed il rilascio
dell’idrogeno.
L’assorbimento dell’idrogeno nello spazio interatomico (idrogenazione) è un processo esotermico
che richiede raffreddamento mentre la sottrazione di idrogeno (deidrogenazione) è un processo
endotermico e quindi richiede energia termica.
Quando inizialmente la pressione dell’idrogeno viene aumentata questo si dissolve nel metallo e
comincia a legarsi con esso: la pressione operativa rimane costante fino al raggiungimento del 90% della
capacità di immagazzinamento. Al di sopra di questo limite è necessario operare con pressioni elevate
per potere raggiungere il 100% della capacità di immagazzinamento.
La dispersione di calore durante la formazione dell’idruro deve essere continuamente rimossa
onde evitare che l’idruro si infiammi.
Se l’idrogeno viene estratto da un altro gas una parte di esso può essere liberata in modo che
porti via gli elementi estranei che non si legano al metallo.
Con la deidrogenazione si effettua l’operazione inversa: si spezzano i legami formatisi fra metalli
ed idrogeno e la pressione operativa aumenta all’aumentare della temperatura. Inizialmente si opera a
pressione elevata e viene rilasciato idrogeno puro.
Successivamente, a seguito della rottura del legame con il metallo, la pressione si stabilizza fino a
ridursi drasticamente quando nell’idruro rimane circa il 10% dell’idrogeno immagazzinato. Quest’ultima
parte di gas è difficile da estrarre essendo molto legata al metallo e pertanto spesso non la si recupera
nel normale ciclo di carico e scarico.
La temperatura e la pressione di queste reazioni dipendono dalla composizione specifica
dell’idruro. Il calore di reazione può variare da 9300 fino a 23250 kJ/kg di idrogeno e la pressione può
anche superare i 10 MPa. La temperatura di deidrogenazione può a sua volta superare i 500 °C.
In considerazione del vasto range di variazione sia della pressione che della temperatura, la
progettazione delle unità di accumulo di questo tipo risulta molto complessa.
Ogni tipo di lega ha diverse caratteristiche quali il ciclo di vita e la temperatura di reazione.
56 Si ricorderà dalla Trasmissione del Calore che, supponendo che la resistenza interna sia trascurabile, il transitorio di
⎡ ( )
riscaldamento è dato dalla relazione 1 − hS τ cV
0 e
ρ ⎤
θ = θ ⎢ − ⎥ . Per avere un raffreddamento il più lento possibile occorre
⎣ ⎦
avere, a parità di h, ρ e di c, un rapporto S/V grande. La sfera è la forma geometrica che il massimo volume e la minima
superficie esterna e pertanto questa garantisce, ceteris paribus, il riscaldamento più lento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
300
Il contenitore dell’idruro deve essere pressurizzato e contenere un’area sufficientemente grande
per lo scambio del calore al fine di garantire la rapidità delle fasi di carico e scarico dell’idruro per le
quali è richiesta, inoltre, stabilità termica e strutturale della lega utilizzata.
Anche se per la deidrogenazione è necessario calore, l’eventualità che si verifichino perdite di
idrogeno non riveste particolare importanza ed è questo il motivo per cui queste tecnologie sono
ritenute sicure.
I costi elevati, gli ingombri e i pesi notevoli non consentono ancora un uso diffuso su larga scala
di questo tipo di immagazzinamento. I costi operativi comprendono anche quelli di riscaldamento per
l’idrogenazione e il raffreddamento per la deidrogenazione il cui ammontare dipende dal tipo di lega
usato e dal tipo di applicazione considerata.
Se si usa l’accumulo ad idruri con una cella a combustibile allora si può recuperare il calore
estratto per il raffreddamento della cella per riscaldare l’idruro e quindi questo costo diviene
trascurabile. Ad esempio, gli idruri a bassa temperatura si integrano bene con le celle a membrana
polimerica (PEM) che operano a 80 °C mentre gli idruri ad alta temperatura operano bene con celle a
combustibile del tipo ad ossido solido (SOFC) che operano a 1000 °C e a carbonati fusi (MCFC) che
operano a 650 °C.
Gli altri sistemi di immagazzinamento non hanno la possibilità di integrarsi con questa tecnologia.
Il costo di questi accumulatori di idrogeno dipende dal costo degli idruri e dall’assenza di
economie di scala essendo le leghe utilizzate prodotte in piccola quantità. Un incremento di mercato
potrebbe anche far lievitare il costo per l’indisponibilità delle materie prime.
Idruri chimici
Gli idruri chimici costituiscono un altro metodo di immagazzinamento dell’idrogeno,
specialmente per accumuli stagionali. Sono state proposte diverse sostanze chimiche contenenti
l’idrogeno tra cui l’ammoniaca e il metanolo la cui elevata tossicità pone numerosi problemi.
L’uso dei sistemi chimici è vantaggioso perché le infrastrutture di trasporto e di
immagazzinamento sono già esistenti, la tecnologia sfruttabile commercialmente e l’idrogeno liquido è
facilmente maneggiabile.
12.4.4 SISTEMI DI ACCUMULO BASATI SUL CARBONIO
A temperature criogeniche (70-113 K) e pressioni moderate (42-54 bar) il carbonio reso
radioattivo può assorbire, in modo reversibile, 0.043-0.072 kg di H 2 per kg di carbonio.
Altri metodi si affacciano oggi nel mondo scientifico e quindi domani nel mercato.
12.4.5 I NANOTUBI IN CARBONIO
I nanotubi in carbonio sono stati scoperti in maniera fortuita nel 1991 dal ricercatore giapponese
Sumio Iijima, che ne ha osservato la presenza di tra i prodotti secondari della produzione di fullereni .
E' estremamente difficile dare una definizione precisa dei nanotubi di carbonio, soprattutto a
causa dell'enorme varietà di taglie e conformazioni che essi possono avere. In generale è possibile
dividere i nanotubi in due grandi famiglie: i nanotubi a parete singola (single-walled nanotubes, o SWNT) e i
nanotubi a parete multipla (multi-walled nanotubes, o MWNT).
I SWNT possono essere considerati, per conformazione e struttura, come degli appartenenti alla
famiglia dei fullereni, mentre i MWNT sono più prossimi alla famiglia dei nanofilamenti, di cui
rappresentano un caso particolare.
Per meglio comprendere la natura e le caratteristiche dei nanotubi è quindi necessario chiarire
cosa si intenda per "fullereni" e "nanofilamenti".
I fullereni
Fino al 1985 erano note solamente due forme di carbonio cristallino: quella tridimensionale del
diamante (sp³) e quella planare della grafite (sp²). Gli studi dello scienziato americano Richard E. Smalley
hanno portato alla scoperta (grazie alla quale egli ha ottenuto il premio Nobel) di una terza forma di
arrangiamento regolare degli atomi di carbonio : quella dei fullereni. I fullereni sono delle "gabbie"

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
301
approssimativamente sferiche formate da un arrangiamento ordinato di strutture esagonali e
pentagonali di atomi di carbonio.
Figura 234: Struttura del fullerene C60 e della cupola geodetica di R. Buckminster-Fuller
La quantità di poligoni presenti e la loro relativa proporzione determinano la forma e le
dimensioni del fullerene. Il primo fullerene scoperto è il C60 che ha la stessa forma di un pallone da
calcio, ed è per questo conosciuto anche col nome di "buckyball".
Questa famiglia di composti ha preso il nome di "fullereni" in onore dell'architetto Richard
Buckminster-Fuller, le cui creazioni chiamate "cupole geodesiche" ricordano la struttura dei fullereni.
I fullereni vengono prodotti artificialmente con un sistema di vaporizzazione del carbonio ad alta
temperatura ma sono stati ritrovati in minime percentuali anche in nella miniera di carbone di
Yinpinglang, in Cina.
Nanofibre
Le nanofibre, o nanofilamenti, sono delle strutture fibrose il cui diametro è compreso tra qualche
decina e qualche centinaio di nanometri. Queste fibre possono avere strutture molto differenti,
spaziando dai "graphite wiskers", costituiti da uno strato di grafite arrotolato più volte su se stesso, fino
alle fibre "platelet", costituite da strati di grafite perpendicolari all'asse della fibra.
In generale è possibile dividere i nanofilamenti in tre grandi famiglie, a seconda dell'angolo
esistente tra l'asse del filamento e il piano degli strati di grafite.
Si possono quindi distinguere le fibre "platelet" (angolo = 0°, grafite perpendicolare all'asse),
"herringbone", o a "spina di pesce" ( 0°

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
302
tubo in carbonio formato da uno strato di grafite arrotolato su se stesso a formare un cilindro, chiuso
alle due estremità da due calotte emisferiche. Il corpo del nanotubo è formato da soli esagoni, mentre le
strutture di chiusura (le sue semisfere) sono formate da esagoni e pentagoni, come i normali fullereni.
Per questa ragione i SWNT possono essere considerati come una sorta di "fullereni giganti", e sono per
questo motivo chiamati anche "buckytubes".
Nella realtà i nanotubi presentano spesso dei difetti strutturali o delle imperfezioni nella struttura
geometrica (ad esempio la presenza di strutture pentagonali o ettagonali nel corpo del tubo) che
deformano il cilindro. Il diametro di un SWNT è compreso tra un minimo di 0,7 nm (corrispondente al
doppio della distanza interplanare della grafite) e un massimo di 10 nm, ma nella stragrande
maggioranza dei casi il diametro è inferiore ai 2 nm. L’area superficiale dei nanotubi arriva fino a 1000
m²/g. L'elevatissimo rapporto (10 4 – 10 5 ) tra lunghezza e diametro dei SWNT consente di considerarli
come delle nanostrutture virtualmente monodimensionali, e conferisce a queste molecole delle
proprietà peculiari, che vedremo in seguito.
Ogni SWNT è caratterizzato dal suo diametro e dal suo "vettore chirale" (n,n) o "elicità", cioè dalla
direzione di arrotolamento della grafite in rapporto all'asse del tubo. I SWNT (10,10) e (9,0) prendono i
nomi di "armchair" e "zig-zag".
Figura 236: SWNT ideale chiuso alle due estremità da due fullereni
Figura 237: Strato di grafite con le possibili direzioni di arrotolamento (n.n)
Figura 238: Nanotubo (10,10) armchair e nanotubo (9,0) zig-zag

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
303
Figura 239: Struttura di alcuni nanotubi
Nanotubi a parete multipla - MWNT
Figura 240: Elicità dei nanotubi
I MWNT sono nanotubi formati da più SWNT concentrici, e vengono perciò chiamati nanotubi
"a parete multipla".
Possono essere presenti dei legami tra le varie pareti (lip-lip interactions) che pare stabilizzino la
crescita di questi nanotubi. Il diametro dei MWNT è di norma maggiore di quello dei SWNT, e cresce
con il numero di pareti, potendo arrivare fino a qualche decina di nanometri.
Il confine tra i nanotubi a pareti multiple e i nanofilamenti non e' molto ben definito, e un
MWNT di grandi dimensioni può essere considerato come un caso particolare di fibra tubolare.
L'eventuale presenza di un grande numero di difetti strutturali o di interazioni tra pareti
all'interno del tubo rende ancora più labile questa separazione.
I MWNT hanno spesso un grande numero di imperfezioni nella loro struttura, e mostrano
un'estrema varietà di forme nella loro zona terminale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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Figura 241: Immagini virtuali di DWNT (Double Wall Nano Tube) con e senza interazioni tra le pareti
Figura 242: Diversi tipi di difetti nei nanotubi

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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Figura 243: Nanotubi a parete multipla
12.4.6 PROPRIETÀ DEI NANOTUBI E NANOFIBRE
A partire dalla scoperta dei nanotubi da parte di Iijima, numerosi studi sono stati effettuati per
determinare le loro proprietà fisiche e chimiche, sia per sperimentazione diretta sui campioni, sia
utilizzando delle simulazioni al computer. Allo stesso tempo i ricercatori stanno sviluppando dei sistemi
efficaci per poter sfruttare queste proprietà in vista di un'applicazione pratica.
Resistenza meccanica
La resistenza meccanica di un manufatto dipende da numerosi fattori, tra i quali i più importanti
sono la forza dei legami atomo - atomo del materiale costruttivo e l'assenza di difetti strutturali nel
reticolo cristallino. La presenza di difetti gioca un ruolo fondamentale nei processi di rottura per
trazione, dato che per rompere un provino completamente privo di difetti sarebbe necessario vincere
nello stesso istante le forze di coesione di tutta la superficie perpendicolare alla direzione di trazione.
Nella realtà la presenza di difetti diminuisce enormemente la forza necessaria a rompere il
provino. Per portare a rottura un nanotubo privo di difetti occorre quindi spezzare tutti i legami
covalenti carbonio - carbonio che lo compongono. Dato che questi legami sono i più forti conosciuti in
natura, ne consegue che i nanotubi dovrebbero avere una resistenza meccanica elevatissima.
Una fibra costituita da nanotubi di carbonio sarebbe quindi non solamente la più resistente mai
fatta, ma addirittura la più resistente che sia possibile fare.
E' stato calcolato che il modulo di Young teorico di un nanotubo possa arrivare sino a 4 TPa, e la
sua resistenza a trazione (tensile strenght) dovrebbe essere di circa 220 GPa (100 volte più grande di quella
dell'acciaio, ma a fronte di un peso 6 volte minore).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
306
In questo tipo di misurazione vi sono due principali difficoltà: la prima è quella di isolare un
nanotubo per poterlo sottoporre ai test, la seconda è l'enorme difficoltà di manipolare degli oggetti di
taglia nanometrica. Per questa ragione è spesso necessario ricorrere a delle simulazioni a computer, che
però risentono fortemente delle approssimazioni e dai modelli teorici utilizzati nella simulazione.
I nanotubi non sono solo estremamente resistenti alla rottura per trazione, ma anche molto
flessibili, e possono essere piegati ripetutamente fino a circa 90° senza rompersi o danneggiarsi.
L'estrema resistenza dei nanotubi, unita alla loro flessibilità, li renderebbe ideali per l'uso come
fibre di rinforzo nei materiali compositi ad alte prestazioni, in sostituzione delle normali fibre in
carbonio, del kevlar o delle fibre di vetro. A queste enormi potenzialità fa però da contraltare il
problema tecnologico della costruzione di tali fibre, dato che al momento non e' possibile costruire
delle fibre macroscopiche costituite da nanotubi.
Figura 244: Il nanotubo telescopico creato a Berkeley
Grazie alle loro piccole dimensioni e alle loro proprietà di resistenza meccanica i nanotubi
possono essere utilizzati anche per applicazioni speciali di alto livello, come per esempio quella di sonda
per i microscopi a effetto tunnel (Scanning tunnelling). Un'applicazione che per il momento potrebbe
apparire fantascientifica è l'uso dei nanotubi per la costruzione di nanomacchine.
Un gruppo di fisici dell'università di Berkeley è riuscito ad utilizzare un MWNT come se fosse un
tubo telescopico, facendo uscire e rientrare più volte le pareti più interne in quelle esterne. Un nanotubo
di questo tipo potrebbe essere usato come "nano-molla" o "nanoammortizzatore"in una macchina di
dimensioni nanometriche.
Sensibilità ai campi elettrici
I nanotubi possono essere trattati in maniera da diventare estremamente sensibili alla presenza di
campi elettrici ad alto voltaggio. Essi reagiscono a tali campi piegandosi fino a 90°, per riprendere la
forma originale non appena il campo elettrico viene interrotto. Sottoponendoli ad un campo elettrico
oscillante, i nanotubi vibrano e, controllando attentamente la frequenza di oscillazione, è possibile
portarli a risonanza come se fossero le corde di una "nano-chitarra". Le sperimentazioni in tal senso
hanno dimostrato che ogni nanotubo ha una sua precisa frequenza di risonanza, dipendente dalla
lunghezza, dal diametro e dalla morfologia. Tale interessante proprietà potrebbe essere sfruttata in
numerose applicazioni di nanotecnologia, che vanno dalla creazione di "nanobilance" (nelle quali il
nanotubo vibrante avrebbe la funzione di molla) fino alla costruzione di nano-attuatori elettromeccanici.
Figura 245: Immagine di nanobilancia con particella all’estremità di 22 femtogrammi

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
307
Conduttività
La struttura elettronica dei nanotubi è molto simile a quella della grafite, dotata di buone capacità
di conduzione in direzione planare, e sarebbe quindi lecito aspettarsi un comportamento simile da parte
dei nanotubi. I nanotubi hanno invece mostrato delle sorprendenti proprietà di conduttività che
cambiano secondo la loro geometria: i SWNT "armchair" mostrano un comportamento metallico, gli
altri un comportamento da metallo o da semiconduttore a seconda dei casi.
Figura 246: Immagine virtuale di nanotubo formato da atomi di azoto e boro
E' stato anche notato che, in determinate condizioni, gli elettroni possono passare all'interno di
un nanotubo senza scaldarlo (fenomeno chiamato "conduzione balistica"). Queste proprietà rendono i
nanotubi molto interessanti per lo sviluppo di "nanocavi" o "cavi quantici", che potrebbero sostituire il
silicio nel campo dei materiali per l'elettronica, e consentire il passaggio dalla microelettronica alla
nanoelettronica.
Per fare ciò occorrerebbe però sviluppare una tecnica di produzione di nanotubi di forme e
dimensioni diverse e strettamente controllabile, cosa che al momento è ancora impossibile. Le proprietà
di conduzione dei nanotubi può essere variata "drogandoli", ovverosia inserendo nella loro struttura degli
atomi di azoto e di boro.
Tra i risultati più interessanti in questo campo c'è un nanodiodo formato da due nanotubi (di cui
un conduttore e un semiconduttore) fusi tra loro, che agisce come un normale diodo, facendo passare
la corrente in un senso e non nell'altro. Un'altra possibile applicazione della proprietà di conduzione dei
nanotubi è il loro uso come cannoni elettronici per la produzione di schermi al plasma ad altissima
definizione.
Adsorbimento di gas e capillarità
A causa della loro forma tubolare, i nanotubi mostrano delle forti proprietà di capillarità e il loro
grande rapporto superficie/peso li rende teoricamente ideali per l'adsorbimento dei gas. In entrambi i
casi è necessario aprire le estremità dei tubi per permettere al liquido o al gas di entrare.
Questa apertura può essere effettuata mediante ossidazione con ossigeno, CO oppure acidi
ossidanti come HNO3 o H2SO4 .
Le proprietà di adsorbimento dei nanotubi in carbonio sono state studiate soprattutto nel caso
dell'adsorbimento dell'idrogeno, in particolare in vista di un suo possibile uso nelle "celle a combustibile",
dato che tutti i sistemi fino ad oggi utilizzati per lo stoccaggio dell'idrogeno (bombole, idruri, carboni
attivi) richiedono di lavorare ad alta pressione e bassa temperatura per poter immagazzinare una
sufficiente quantità di idrogeno. Gli studi sulla capacità di adsorbimento di idrogeno da parte di
nanotubi e nanofibre hanno dato risultati diversi e talvolta addirittura contraddittori: anche le
simulazioni al computer danno risultati differenti a seconda dei modelli e delle approssimazioni usate.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
308
Figura 247: Assorbimento dell’idrogeno all’interno dei nanotubi
Grande interesse hanno suscitato invece alcuni esperimento di adsorbimento di idrogeno su
nanotubi "drogati" con litio o potassio.
L’idrogeno può essere assorbito sulla parte anteriore della parete (stabile) o sulla parte esteriore
della parete (non stabile). L’idrogeno può anche essere contenuto all’interno del nanotubo.
Nei nanotubi a singola parete non puro si raggiunge il 5% di accumulo di idrogeno mentre sui
nanotubi puri si raggiungono 8-12 %.
Figura 248: Sistemi di stoccaggio dell’idrogeno a confronto

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
309
Figura 249: Confronto fra le capacità di stoccaggio dell’idrogeno nelle varie tecnologie
Per i sistemi di costruzione dei nanotubi si rinvia alle pubblicazioni specializzate.
12.4.7 ACCUMULO DI IDROGENO IN MICROSFERE DI CRISTALLO
La ricerca sta oggi proponendo anche l’accumulo di idrogeno in microsfere di cristallo. Queste
sono costituite da piccole sfere di cristallo, vuote, aventi un diametro variabile da 25 a 500 micron ed
uno spessore di un solo micron.
Le microsfere vengono trattate e trasportate commercialmente sotto forma di polvere fluida e
possono esser utilizzate su grossi basamenti per accumulare idrogeno ad alta pressione.
L’incapsulamento dell’idrogeno è realizzato tramite il riscaldamento di un letto di microsfere vuote in
ambiente denso di idrogeno. Quest’ultimo si introduce nelle sfere attraverso il sottile strato esterno reso
permeabile dalle alte temperature alle quali il processo avviene (da 200 a 400 °C) e fino a quando la
pressione interna alle sfere raggiunge la pressione esterna. Alla fine il letto viene raffreddato e l’idrogeno
non incapsulato viene espulso o trattenuto per altre applicazioni. L’efficienza del processo di accumulo
dipende da diversi fattori quali, la pressione dell’idrogeno, la temperatura e il volume del letto, le
dimensioni e composizione chimica delle microsfere.
Le sfere così riempite di idrogeno vengono raffreddate, ricoperte ed immagazzinate in recipienti a
bassa pressione e trasportate sotto forma di una sottile polvere. L’estrazione dell’idrogeno avviene
mediante riscaldamento delle sfere che vengono poi nuovamente ricoperte e riciclate per altri
incapsulamenti. Il calore necessario può essere fornito tramite una cella a idrogeno o da una batteria che
possono essere ricaricate da un generatore meccanico. Questo metodo di immagazzinamento pare
idoneo per applicazioni su veicoli. Esso risulta più conveniente del metodo con idruri di metallo e non
presenta problemi in caso di esposizione all’aria.
Esso ha anche buone prospettive di successo sugli altri metodi.
12.5 TRASPORTO DELL’IDROGENO
Come gas compresso l’idrogeno può essere trasportato in cilindri ad alta pressione, autocisterne e
gasdotti. I cilindri ad alta pressione (40MPa) sono molto pericolosi da maneggiare e trasportare mentre
le autocisterne sono composte da diversi cilindri di acciaio montati su una intelaiatura protettiva e
possono contenere da 63 a 460 kg di idrogeno compresso ad una pressione di 20 MPa.
L’idrogeno liquido immagazzinato in contenitori isolati viene trasportato mediante autocarri ed
altri automezzi in quantità elevate e con modeste perdite per evaporazione (0.3-0.6 % al giorno). Il
trasporto navale viene effettuato quasi esclusivamente con idrogeno liquido.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
310
Una tecnica innovativa per il trasporto dell’idrogeno liquido consiste in un gasdotto contenente
un materiale superconduttore: l’idrogeno liquido agirebbe da refrigerante per il superconduttore e
consentirebbe il trasporto dell’elettricità attraverso lunghe distanze senza le grosse perdite di corrente
delle linee convenzionali. Naturalmente questo sistema richiederebbe l’uso di materiali isolanti
particolari ed il raffreddamento continuo dell’idrogeno durante il trasporto.
12.5.1 TRASPORTO IN GASDOTTI
Essendo l’idrogeno allo stato gassoso si può pensare di gestirlo come avviene per il gas naturale,
seppur con le dovute precauzioni fra le quali si ricordano:
⋅ il contatto dell’idrogeno con acciai speciali provoca il loro infragilimento;
⋅ essendo inodoro e insaporo, occorre studiare sistemi adeguati per individuare le perdite;
⋅ occorre evitare i rischi di combustione facendo uso di materiali e sistemi antideflagranti.
Per evitare l’infragilimento degli acciaio si devono usare materiali particolari che fanno aumentare
il costo di questi sistemi di distribuzione. Le reti per l’idrogeno sono poco estese (la maggiore è di 740
km negli USA e circa 600 km nel nord Europa) e servono solo per alimentare intere aree industriali.
Reti di minori dimensioni sono usate all’interno degli stabilimenti per operazioni di reformer.
La capacità di trasportare energia in un dato impianto è sempre minore nel caso di trasporto di
idrogeno rispetto al caso di gas naturale. Ad una determinata pressione il flusso di idrogeno è tre volte
più veloce ma l’entalpia trasportata è tre volte minore a causa delle notevoli dispersioni che avvengono
durante il trasporto.
Poiché i compressori volumetrici agiscono solo sol volume del gas e non sul contenuto entalpico
un sistema di trasporto di idrogeno deve essere ottimizzato per tenere conto delle considerazioni sopra
svolte.
12.5.2 SCELTA DEI SISTEMI DI TRASPORTO
I parametri principali che influenzano la scelta del sistema di trasporto dell’idrogeno sono la
quantità e la distanza. Per grossi quantitativi di idrogeno è preferibile usare i gasdotti che, pur avendo
costi iniziali di investimento elevati, hanno costi operativi bassi.
Il trasporto di idrogeno liquido risulta conveniente per lunghe distanze (transoceaniche).
Per brevi o brevissime distanze i gasdotti non sono competitivi mentre l’idrogeno compresso può
rappresentare una alternativa valida rispetto all’idrogeno liquido che ha costi operativi elevati.
12.6 L’IDROGENO PER L’AUTOTRAZIONE
La domanda di contenimento, se non di riduzione, dei livelli di inquinanti nell’aria dei grandi
centri metropolitani ha raggiunto in Italia livelli di tale criticità da configurare, anche da parte degli
amministratori più cauti, misure semi permanenti di severa limitazione al traffico individuale,
commerciale e privato.
Al di là di ogni convincente analisi sulle connessioni dirette e puntuali tra qualità dell’aria e
intensità del traffico veicolare, il settore mobilità è sotto il tiro dei provvedimenti restrittivi, in quanto
bersaglio di misure di più immediata e percepibile attuazione, anche se, alla fine, si spera sempre nel
“wash out” atmosferico per il ripristino dei parametri di normalità. A fronte di questa situazione, si
moltiplicano da più parti le ipotesi e le proposte di schemi innovativi di mobilità che dovrebbero dare
soluzione al problema.
In genere, sul fronte dei nuovi veicoli, si prospettano (nell’arco dei prossimi 5-15 anni) soluzioni
tecnologiche basate su innovazioni radicali del sistema veicolo-propulsore-fuel, quali quelle legate alla
trazione elettrica di tipo BEV ( Battery Elecric Vehicle) o FCV ( fuel Cells Vehicle).
La diffusione di tali tecnologie si ipotizza possa offrire il duplice vantaggio di azzerare le
emissioni urbane e ridurre l'impatto acustico, in quanto basate su comuni motori elettrici e addirittura
su propulsori senza componenti in movimento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
311
Ma, come sempre, ogni veicolo pone il problema del proprio combustibile e, tra le opzioni BEV
e FCV, sembra ormai consolidata l'idea che le FCV avranno maggiori chances, così come viene
riportato anche nel recente Piano Generale dei Trasporti.
In pratica, il problema di quale motore equipaggerà il veicolo a zero emissioni si sta
progressivamente focalizzando su un punto un po' diverso, anche se strettamente correlato: la
produzione e la logistica di un nuovo e adeguato combustibile in grado di alimentare tale veicolo.
Non a caso, della intera catena relativa allo sviluppo commerciale di veicoli FCV, un anello critico
è rappresentato dalle infrastrutture per la produzione e il rifornimento del fuel specifico, cioè
l’idrogeno, sia in termini di investimento sia di prezzo al consumo.
Di fatto, uno degli elementi portanti per il successo di una nuova mobilità pienamente accettabile
per l'ambiente potrebbe risiedere proprio in una realistica e praticabile logistica dell'idrogeno su scala
diffusa.
In Figura 250, è riportato l'albero tecnologico delle opzioni in sviluppo in grado di dare una
risposta al problema del veicolo a emissioni nulle e si può osservare come - a partire da diverse
tecnologie di propulsori - un importante elemento chiave sia la disponibilità di idrogeno.
Ma rispetto al dove e come produrlo, come distribuirlo e come stoccarlo si presentano svariate
soluzioni tecnologiche variamente interdipendenti. In questo quadro, in Italia, quale opzione di
produzione idrogeno potrà offrire i maggiori vantaggi economici e rappresentare delle nuove
opportunità di business?
Per cominciare a rispondere a questa domanda sono state condotte valutazioni economiche sul
costo finale dell’idrogeno "alla pompa" nell'ipotesi di soluzioni che ne prevedano uno stoccaggio a
bordo, mettendo a confronto alcune possibili opzioni di produzione.
Figura 250:Albero tecnologico delle opzioni in sviluppo
12.6.1 LOGISTICA DELL’IDROGENO PER AUTOTRAZIONE
L’analisi tecnico-economica sulla produzione dell’idrogeno per il rifornimento di auto e/o bus è
stata eseguita mettendo a confronto una produzione centralizzata (off site), da un impianto di grande

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
312
capacità (tipico di una raffineria) e la relativa distribuzione alle stazioni di servizio di un'area, con la
produzione localizzata nella stazione di servizio stessa (on site).
Quali tecnologie di produzione sono state considerate lo steam reforming del metano (SMR) per
la produzione centralizzata e on site, e il processo di elettrolisi dell’acqua per la produzione on site.
La valutazione è stata effettuata sulla base delle seguenti ulteriori assunzioni:
⋅
⋅
tecnologia veicolare di riferimento: FCV;
auto FCV caratterizzata da un consumo di H2 pari a 0.01 kg H2 /km e da un serbatoio
che contiene 3 kg H2 (rifornimento settimanale). Bus FCV caratterizzato da un consumo
di 0.056 kg H2/km con un serbatoio di circa 17 kg di capacità (rifornimento giornaliero
per una percorrenza di 300 km/giorno);
⋅ impianto di produzione con capacità pari a 900 kg H2 /giorno (rifornimento di circa 300
auto o 45 bus al giorno). Tale dimensione è compatibile sia con la politica di accentrare i
siti di rifornimento, sia considerando il rifornimento di una flotta di autobus presso un
deposito. E’ stato anche studiato il caso di una stazione con capacità pari a 180 kg H2
/giorno per meglio valutare le opportunità che possono sorgere nel periodo iniziale
dello sviluppo commerciale;
⋅
⋅
⋅
tipologia di rifornimento: idrogeno in forma di gas compresso. Questa soluzione è
attualmente adottata per il rifornimento degli autobus. L’H2 in forma gassosa resta
comunque la modalità più diffusa per eseguire lo stoccaggio on board mediante idruri,
bombole e, possibilmente nel futuro, anche tramite nanostrutture di carbonio;
nel caso di produzione centralizzata, è previsto il trasporto dell’idrogeno in forma
liquida dal sito di produzione alla stazione di servizio;
per il prezzo dell’energia elettrica e del gas naturale, sono stati presi, come riferimento e
a titolo conservativo, quelli pubblicati nel report annuale dell’Autorità per l’Energia, che
rappresentano il prezzo (comprensivo delle fiscalità) che potrebbe pagare, in assenza di
contratti particolari, un operatore, esterno al business elettrico e/o del gas, che volesse
investire nella produzione di idrogeno.
12.6.2 LE TECNOLOGIE DI PRODUZIONE IDROGENO
Le tecnologie di produzione on site dell’idrogeno di piccola taglia non sono ancora in una fase di
sviluppo commerciale. Sulla base di questa considerazione, alla stima del costo di investimento iniziale,
è stato applicato un fattore di riduzione pari al 15% per ogni raddoppio delle unità. vendute.
Tale fattore, denominato “learning factor”, è correlato all’aumento di produttività iniziale, alla
ottimizzazione di processo e di gestione della produzione e alla competizione che nasce per un nuovo
prodotto. Tale effetto è stato considerato fino al raggiungimento di 10.000 unità vendute (oltre tale
valore entrano in gioco le tradizionali economie di scala) che, per un mercato di dimensioni globali,
rappresenta proprio le prime fasi di commercializzazione di un nuovo prodotto.
Opzione elettrolisi
Per una stazione di rifornimento da 900 kg H2 /giorno, il costo dell’idrogeno alla pompa è
risultato pari a 6.5 $/kg (7.5 $/kg per una stazione di capacità pari a 180 kg H2 /giorno). La principale
voce di costo è rappresentata dal consumo di energia elettrica che incide per il 75% sul costo finale di
produzione.
Opzione Steam Reforming (SMR) on site
Per una stazione di rifornimento da 900 kg H2 /giorno, il costo dell’idrogeno alla pompa è
risultato pari a 2.6 $/kg (3.1 $/kg per una stazione di capacità pari a 180 kg H2 /giorno). La voce di
costo che concorre maggiormente al costo finale dell’idrogeno, oltre il 30%, si riferisce al consumo del
gas naturale. Lo stoccaggio on site e relativa distribuzione alla pompa dell’idrogeno sono equivalenti al
caso della opzione elettrolisi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
313
Opzione SMR centralizzata
L’ipotesi alla base della valutazione consiste nel considerare un impianto centralizzato (off site) di
produzione di idrogeno da gas naturale (SMR) di capacità pari a 237 t H2 /giorno. In questo caso il
prezzo del gas naturale e dell’energia elettrica sono inferiori ai casi on site, in ragione al maggiore
consumo. L’idrogeno gassoso prodotto viene poi liquefatto da un impianto che è caratterizzato da
elevati costi di investimento e consumo di energia elettrica. é stato stimato il costo di liquefazione per
impianti di capacità nell'intervallo 6-237 t H2 /giorno, pensando, per esempio, che non tutto l’idrogeno
prodotto possa essere indirizzato al settore veicolare.
A valle della liquefazione è stato stimato il costo di trasporto dell’idrogeno liquido. Come
riferimento è stata considerata una distanza di 80 Km dal sito di produzione. Per quanto concerne la
stazione di rifornimento, l’idrogeno viene stoccato in forma liquida, mentre il rifornimento
dell’idrogeno avviene in forma gassosa compressa (in analogia alle altre opzioni e facendo riferimento
alla stazione di rifornimento realizzata dalla Air Products a Chicago). Nelle opzioni precedenti, il
“learning factor” è stato applicato all’intera catena tecnologica, mentre, in questo caso, l’applicazione è
stata limitata ai soli impianti della sola stazione di servizio.
Prendendo come riferimento una capacità di distribuzione giornaliera pari a 13 stazioni di
rifornimento da 900 kg H2 /giorno, il costo finale alla pompa dell’idrogeno è stato stimato pari a 4.3
$/kg. Nella Figura 251 sono rappresentati: il costo alla pompa dell’idrogeno e i costi di investimento,
dopo gli effetti della “learning curve”, degli impianti di produzione e stoccaggio.
Figura 251: Parametri economici rappresentativi della catena di produzione dell’idrogeno
12.6.3 IL MERCATO DELLE FCV A IDROGENO
Il mercato dell’idrogeno per autotrazione si rivolge a due segmenti, quello pubblico
(principalmente autobus) e privato (auto), che presentano, per., delle sostanziali differenze. Il settore
"bus" è attualmente più maturo, rispetto a quello privato, in quanto molti esemplari da tempo sono in
esercizio e l’elevato costo di investimento della vettura è assorbito più rapidamente dalla intensa vita
operativa.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
314
Inoltre, nel caso di bus, i depositi centralizzati di rifornimento assicurano un consumo costante
ed elevato di carburante. Tali condizioni potrebbero avvantaggiare, soprattutto nella fase iniziale,
l’utilizzo dell’idrogeno per l’autotrazione pubblica rispetto a quella privata.
12.6.4 SCENARIO PRELIMINARE PER LA PRODUZIONE E DISTRIBUZIONE
DELL'IDROGENO
Sulla base dei risultati economici e delle caratteristiche tecnologiche delle opzioni considerate, si
può tracciare il seguente scenario (Figura 252) per il breve, medio e lungo termine:
⋅ breve termine: l’elettrolisi rappresenta un’interessante opzione sulla base della elevata
flessibilità di esercizio, anche se penalizzata dall’elevato costo dell’energia elettrica.
L’elevata flessibilità potrebbe rappresentare un plus significativo nella fase iniziale della
penetrazione commerciale dei veicoli alimentati a idrogeno, cioè per una domanda
molto limitata e discontinua. Inoltre, altri motivi per investire in questa tecnologia
potrebbero essere stimolati dalla liberalizzazione del mercato elettrico, pensando a
tariffe particolarmente vantaggiose e, inoltre, al coinvolgimento di autoproduttori di
energia elettrica che potrebbero trovare, nella produzione di idrogeno, un interessante
business. Nella fase iniziale, anche l’opzione centralizzata potrebbe avere delle chances
in ragione alla flessibilità di seguire la domanda e ai minori costi rispetto alla produzione
tramite elettrolisi on site. Per tale modalità di produzione risultano avvantaggiate le
aziende che gi. dispongono di sistemi di liquefazione e di produzione di H2 che
potrebbero indirizzare una quota della produzione al settore automotive (per esempio per
le aziende che producono “gas tecnici”);
⋅ medio termine: con la crescita della domanda di idrogeno anche nel settore privato,
l’opzione steam reforming on site del gas naturale potrebbe dominare il mercato in
quanto, lo svantaggio della tecnologia, in termini di minore flessibilità di esercizio
rispetto all’elettrolisi, non rappresenterebbe più una criticità. Inoltre, è l’opzione
sensibilmente più vantaggiosa economicamente rispetto alle altre e può rappresentare
un’attraente diversificazione per il business del gas naturale;
⋅ lungo termine: nell'ipotesi che nessuna altra nuova tecnologia, rispetto a quelle
considerate, entri in gioco, l'opzione SMR on site sarà ancora quella vincente.
In ogni caso, sembra plausibile che nel futuro la competizione tra le diverse opzioni tecnologiche
si giocherà, per la specifica applicazione, sulla base soprattutto delle politiche ambientali ed energetiche
ossia sul ricorso, da parte del legislatore, a strumenti di incentivazione per l'utilizzo di gas naturale e di
energia elettrica.
Figura 252: Rating dei sistemi di produzione di idrogeno

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
315
La produzione dell’idrogeno tramite impianti di steam reforming del metano, installati presso la
stazione di rifornimento, è l’opzione tecnologica economicamente vincente rispetto alla produzione
centralizzata o tramite elettrolisi on site.
Il vantaggio competitivo è elevato per le stazioni di rifornimento caratterizzate da una domanda
costante ed elevata (depositi di FC-autobus nella fase iniziale e, una volta raggiunta una domanda
costante, anche per le stazioni di rifornimento delle auto private).
Le altre opzioni considerate, produzione centralizzata tramite SMR ed elettrolisi, potrebbero
diventare forti competitors se l’idrogeno fosse prodotto da aziende coinvolte nel business elettrico o del
gas, per le quali i costi delle “materie prime” sono sensibilmente minori dei valori utilizzati
nell’elaborazione economica.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
316
13 TERMOVALORIZZAZIONE DEI RIFIUTI SOLIDI
Una categoria di generatori termici che si sta affermando in questi ultimi anni è quella degli
inceneritori detti anche termovalorizzatori dei rifiuti solidi. Questa tecnologia, fino a pochissimi anni fa
relegata in una fase da laboratorio e implementata solo in paesi più sensibili al rispetto dell’ambiente,
oggi trova applicazione anche in Italia a seguito di alcune direttive europee e del noto Decreto Ronchi,
pur con notevole ritardo rispetto ad altre nazioni europee. Si fa strada, quindi, la cultura della
valorizzazione termica dei Rifiuti Solidi Urbani (RSU) e in genere di tutte le tipologie di rifiuti che le leggi
vigenti propongono.
Alla base di questa filosofia vi è il concetto di recupero energetico oltre che materiale di alcune
frazioni riciclabili quale la plastica, i materiali ferrosi, la carta .... I RSU o loro assimilabili sono, infatti,
prodotti organici capace di fornire energia se opportunamente combusti con un potere calorifico
inferiore (pci) che varia da 1800 ÷ 4500 kcal/kg a seconda della tipologia di prodotto.
Considerando una produzione realistica di RSU di 1.5 kg/p/g (kg di RSU per persona al giorno)
e la popolazione residente nel nostro paese ci si rende conto della enorme quantità di RSU disponibili
giornalmente, senza considerare le altre produzioni quali quelle industriali e ospedaliere.
Per dare un valore concreto nella sola provincia di Catania si hanno circa 1.200 t/g di RSU tal
quale che potrebbe fornire (supponendo un valor medio del pci=2000 kcal/kg) circa 2.790.000 kWh e cioè
una quantità di energia corrispondente al consumo energetico familiare medio di circa 30.000 famiglie.
Negli ultimi due decenni si sono affermate alcune tecnologie per la termovalorizzazione e in
particolare si ricorda: la combustione a griglia, la combustione a letto fluido, la pirolisi a bassa
temperatura e, di recente, la pirolisi ad alta temperatura mediante reattori al plasma. Si tratta di
tecnologie, vecchie e nuove, che presentano una serie di problematiche sia impiantistiche che operative.
Gli impianti di termovalorizzazione con forni a griglia sono probabilmente quelli più conosciuti e
in Italia se ne hanno alcune realizzazioni (anche recenti, come a Brescia e Ferrara) perfettamente
funzionanti. Gli impianti a letto fluido possono considerarsi una evoluzione dei precedenti poiché
utilizzano per la combustione il metodo delle caldaie circolanti a pressione atmosferica (ACFB) con
sensibile riduzione della temperatura di combustione e maggior controllo delle emissioni atmosferiche.
Entrambe le tipologie sopra indicate utilizzano quale prodotto di combustione il CDR
(Combustibile Da Rifiuto) ottenuto dai RSU mediante pretrattamento di essiccazione per eliminare
l’umidità e le frazioni riciclabili. Gli impianti a pirolisi a bassa temperatura, sia endotermica che
esotermica, si basano su conoscenze ormai secolari della scissione pirolitica dei legami molecolari delle
sostanze organiche. Nei forni rotanti pirolitici si raggiungono temperature dell’ordine di 500÷600 °C e,
in atmosfera ridotta di ossigeno, avviene la scissione pirolitica dei rifiuti formando, in genere, gas
pirolitico con residuo di coke detto di pirolisi.
Il gas così prodotto ha un pci di circa 4000÷5000 kcal/kg e può essere utilizzato, previo
trattamenti di depolverizzazione, lavaggio e desulfurazione (in alcuni casi anche in relazione al tipo di
rifiuto utilizzato) per far marciare una turbina a vapore ovvero anche, per gli impianti di piccola taglia
(di solito al di sotto di 100.000 t/anno), motori endotermici con produzione diretta di energia elettrica.
Il coke di pirolisi può essere utilizzato per alimentare forni, come carbonella o per alimentare un
impianto di craking per produrre altro gas di sintesi. In quest’ultimo caso si producono residui vetrosi
non lisciviabili che possono facilmente essere portati a discarica.
Gli impianti a pirolisi ad alta temperatura sono i più recenti e rappresentano un salto tecnologico
nella termovalorizzazione dei RSU. Essi possono trattare praticamente tutte le tipologie di rifiuti (solidi
o liquidi) e producono syngas e residui solidi basaltici.
La pirolisi è attivata ad alta temperatura (3000÷4000 °C in atmosfera povera di ossigeno)
mediante plasma prodotto da elementi ad arco con scarica in aria.
Questa tecnologia di derivazione aerospaziale (dove viene utilizzata per produrre materiali ad
altissime temperature) è stata proficuamente utilizzata principalmente per lo smaltimento di residui
industriali tossici o per terreni con residui radioattivi. Oggi se ne prevede anche l’utilizzo come sistema
principale di gassificazione in impianti di produzione sia di energia elettrica che di prodotti di
trasformazione del syngas (metanolo, ...).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
317
Oltre a potere trattare qualunque tipologia di rifiuti, questi impianti presentano interessanti
caratteristiche quali il ridotto volume dei prodotti di scarico sotto forma di basalto (circa il 12%) che
può essere riciclato come pietrame da costruzione (pietrisco o anche ballast) o per formare mattonelle
basaltiche per pavimentazione stradale. In pratica dal rifiuto utilizzato all’ingresso del reattore si
ottengono prodotti tutti riutilizzabili: gas e basalto.
Anche la qualità dei prodotti di scarico è eccellente poiché, per effetto della elevata temperatura
nel reattore, le reazioni stabili sono quelle che portano alla produzione di H 2 , CO e CO 2 che, mediante
craking attivato con getti di vapore d’acqua, viene ridotto a CO per aumentare il pci del syngas e pertanto
i prodotti pericolosi (diossine, furani,....) non sono praticamente presenti. L’attivazione della pirolisi ad
alta temperatura avviene mediante arco elettrico e quindi con apporto di energia esterna.
Ne segue che questo sistema può funzionare sia con prodotti organici (che producono gas
riutilizzabile) che inorganici per i quali non si ha formazione di gas ma solo di slag fuso alla base del
reattore. Questo sistema, infatti, è stato prevalentemente utilizzato per fondere materiali metallici
(alluminio, ferro, ....) da oltre 25 anni con funzionamento continuo.
Proprio per questa caratteristica gli impianti al plasma sono anche utilizzati a valle degli impianti
tradizionali per vetrificare le ceneri provenienti dai forni a griglia. Impianti di questo genere sono presenti
già in Europa (a Cenon in Francia si ha un impianto al plasma per vetrificare 70.000 t/anno di ceneri di
un impianto a griglia da 350.000 t/anno) e in Italia si stanno studiando applicazioni simili per gli
impianti a griglia esistenti. Impianti di termovalorizzazione al plasma sono sia in fase di progettazione
avanzata che di inizio costruzione in Europa e in Giappone.
La relazione sviluppa le succitate tematiche fornendo un quadro di riferimento ed un confronto
critico delle tecnologie oggi utilizzate. Vediamo nel prosieguo brevemente le peculiarità delle tipologie
di impianti sopra elencate, anche alla luce del citato Decreto Ronchi. In particolare si descriveranno con
maggior dettaglio i cicli termodinamici, le implicazioni impiantistiche e termotecniche, le caratteristiche
di funzionamento, le tipologie di scarichi ambientali al fine della Valutazione di Impatto Ambientale.
Data la natura e la limitatezza del corso si forniranno solamente gli accenni tecnici necessari alla
caratterizzazioni tecniche delle diverse tipologie impiantistiche lasciando i necessari approfondimenti ai
manuali tecnici e alla Letteratura tecnica disponibile.
13.1 SISTEMI A PIROLISI A BASSA TEMPERATURA
La pirolisi è un processo chimico di scissione dei legami delle molecole organiche in atmosfera priva (o
scarsamente presente) di ossigeno in modo da ottenere gas (detto gas di sintesi o syngas) e prodotti
residuali solidi.
La pirolisi e la gassificazione conseguente ottengono principalmente i seguenti risultati:
⋅ -Riduzione dei problemi di deposito degli RSU in discarica attraverso la riduzione dei volumi in
gioco e la scomposizione termica definitiva di prodotti potenzialmente pericolosi
⋅ -Trattamento specifico dei materiali (RSU) in entrata.
⋅ -trattamento decentralizzato degli RSU con minori contaminazioni ambientali.
⋅ -Conversione di materiali - per i quali non sarebbe possibile alcun riutilizzo - in materiali
utilizzabili (residui carboniosi, metalli) ed energia.
⋅ -Un notevole contributo alla riduzione di emissioni di anidride carbonica in quanto tale processo
è sostitutivo della abituale della abituale produzione di energia mediante combustibili fossili.
⋅ -Un composto carbonioso residuo della pirolisi. Nei processi industriali esistenti i metalli, ferrosi
e non, in esso ancora presenti vengono estratti e lo stesso può, in seguito, essere utilizzato come
carbone attivo negli impianti di filtrazione, come sostanza porosa per la produzione di mattoni o
come combustibile nelle centrali termoelettriche. Lo si può inoltre sottoporre al processo di
gassificazione.
⋅ -Attraverso la gassificazione il residuo carbonioso della pirolisi viene convertito in granuli vetrosi
completamente inerti dal punto di vista chimico-fisico che possono essere offerti quali prodotti
per l’industria edile o inviati in discarica senza restrizioni ambientali di sorta.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
318
⋅
Grazie alla sua stabilità chimica intrinseca tale materiale può essere immagazzinato dovunque per
periodi illimitati senza che si renda necessaria alcuna precauzione.
13.1.1 PROCESSO DI UTILIZZAZIONE DEI RSU
Al fine di predisporre la frazione di RSU al trattamento termico si procede alla compressione e
formazione di cubi privi il più possibile di aria mediante apposita macchina (pressa). Il modulo di
pirolisi al plasma a bassa temperatura (600÷900 °C mediante reattori rotanti) tratta una portata di
materiale variabile con la taglia del reattore (di solito 2-5 t/h) e produce gas composto essenzialmente
da idrogeno, monossido di carbonio, ossido di carbonio e prodotti vari in percentuali che dipendono
dalla natura chimica dei rifiuti utilizzati. In pratica il processo pirolitico scinde i legami chimici dei
composti organici producendo syngas. Tutto ciò che non è scisso chimicamente si ritrova in basso al
reattore pirolitico sotto forma di coke di pirolisi cioè di carbonella che può anche essere utilizzata per
alimentare forni industriali, per produrre altro gas (processo di craking) o essere portato a discarica.
Poiché il coke non è del tutto non lisciviabile il suo smaltimento richiede, in Italia, un pre-trattamento
prima di essere portato a discarica.
Dopo un successivo trattamento volto a separare le polveri ed estrarre ulteriori particelle
metalliche il syngas viene raffreddato istantaneamente (quenching) e lavato (Scrabber) in modo da produrre
gas purissimo per la successiva fase di produzione del metanolo. Parte del syngas è utilizzato per la
produzione dell’energia elettrica necessaria all’autosufficienza dell’impianto mediante motori alimentati
a gas per produrre elettricità. Il funzionamento del reattore è di almeno 8.000 ore/anno con fermate
funzionali di circa due mesi per anno.
13.1.2 FASI PRINCIPALI DEL PROCESSO
⋅
⋅
⋅
Figura 253: Layout di processo per impianti a pirolisi
Le fasi principali del pirolitici sono:
Pretrattamento dei RSU mediante frantumazione e preparazione dei cubetti compressi per
l’alimentazione del reattore per la pirolisi;
Post trattamento del gas di sintesi mediante raffreddamento, lavaggio, depolverizzazione e
desulfurazione (eventuale);
Processi termici: frantumazione e preparazione dei cubi compressi per l’alimentazione del
reattore per la pirolisi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
319
Nella Figura 253 si ha lo schema impiantistico di un moderno impianto a pirolisi a bassa
temperatura con forno rotante del tipo endotermico.
13.1.3 ESSICCAZIONE DEI RIFIUTI
I RSU vengono prima trattati per l’eliminazione delle frazioni ferrose e metalliche, dei materiali
plastici e vetrosi. Alla fine del processo vengono essiccati, in camere riscaldate a vapore, fino ad
un’umidità residua del 10% circa, al fine di ottimizzare il successivo processo di gassificazione.
L’essiccamento viene effettuato in tamburi rotanti riscaldati indirettamente con vapore che può
essere prodotto dallo stesso impianto a pirolisi. Il processo di essiccamento sfrutta il calore di
essiccazione del vapore e quindi la massima temperatura di contatto per il materiale, all’interno del
tamburo di essiccamento, è di circa 190 °C.
Il vapore esausto proveniente dall’essiccazione dei rifiuti viene condensato in un’apposita torre di
lavaggio con addizione di soda al fine di eliminare ogni odore residuo. Dopo l’essiccazione il materiale
viene indicato come fluff.
13.1.4 PIROLISI E GASSIFICAZIONE
Il tamburo pirolizzatore è dotato di un particolare sistema di alimentazione in grado di garantire
un minimo ingresso di aria e di fluff e realizzare, quindi, una buona compattazione del fluff stesso.
L’entrata totale di aria imbibita con la massa di fluff è inferiore al 5%. A causa della rotazione e
dell’inclinazione del tamburo il materiale si muove lentamente attraverso il tamburo in direzione
dell’estremità posteriore. Durante questo tempo (circa 50 minuti) il materiale distilla in atmosfera priva
di ossigeno: alla fine si producono il gas di pirolisi e residui solidi essenzialmente rappresentati da
grafite e solidi inerti (scorie carboniose). I residui soliti vengono espulsi mediante una coclea orizzontale e
quindi raffreddati.
L’atmosfera inerte fa sì che persino all’avviamento non vi sia alcun pericolo di incendio o di
esplosione. Il coke di pirolisi raffreddato viene convogliato in atmosfera inerte in un silo. Mentre effettua
questo processo un separatore magnetico provvede a rimuovere i residui di materiali ferrosi contenuti
nel coke (da unire a quelli grossolani separati durante la fase di pretrattamento dei rifiuti).
La rimozione dei metalli non ferrosi viene effettuata mediante un flusso turbolento per quanto
riguarda i pezzi più grossi e mediante vagliatura per quanto riguarda i fini. Il tamburo pirolizzatore
viene riscaldato indirettamente, fatta eccezione per la messa in marcia, il bruciatore viene fatto
funzionare mediante l’utilizzo dello stesso gas di pirolisi previamente depurato.
Lo sfruttamento energetico del gas di pirolisi e la qualità della combustione (bassa concentrazione
di NO x ) vengono positivamente influenzati dalla particolare configurazione della camera di
combustione. Gli scarichi della combustione passano attraverso uno scambiatore di calore nel quale
viene preriscaldata l’aria per la crakezzazione del gas.
13.1.5 TORCIA DI SICUREZZA
La torcia di sicurezza provvede a bruciare il gas quando esiste un disservizio del normale
funzionamento dell’impianto. Questa torcia è collegata al tamburo pirolizzatore, al sistema di lavaggio
del gas e al sistema di stoccaggio del gas. Nel caso in cui il sistema di crakezzazione del gas dovesse avere
dei problemi è possibile bloccare il relativo condotto di adduzione del gas mentre viene aperto quello di
adduzione alla torcia.
Anche in caso di aumento di temperatura del sistema di lavaggio gas o nell’eventualità in cui la
pressione del sistema di stoccaggio gas dovesse essere troppo elevata, un sistema di valvole del
medesimo tipo provvede ad inviare gas alla torcia di sicurezza. Durante il funzionamento normale la
torcia è alimentata (per essere mantenuta alla temperatura ottimale e nelle condizioni operative
necessarie) con gas di pirolisi così da potere entrare in azione in qualsiasi momento ad una temperatura
di combustione ottimale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
320
13.1.6 CRAKING DEI GAS PIROLITICI
Il gas di pirolisi è essenzialmente costituito da una miscela di idrocarburi evaporati, di vapore
acqueo, polveri di grafite, idrogeno, biossido di carbonio, monossido di carbonio e azoto. Il gas di
pirolisi viene condotto in un ciclone a gas caldissimo per essere depolverizzato e quindi entra nell’unità
di craking. La polvere viene rimossa dal ciclone ed è così evacuata e trasportata verso il successivo
sistema di gassificazione.
Il gas viene fatto scorrere in condotte riscaldate al fine di evitarne il raffreddamento e la
conseguente condensazione. Il gas di pirolisi così depolverato presenta una temperatura di circa 500 °C
ed arriva all’unità di craking passando attraverso un letto di coke caldissimo. In conseguenza di ciò la sua
temperatura aumenta sino ad 1100 °C.
n seguito alle varie reazioni chimiche endotermiche che consumano parte dell’energia, la
temperatura del gas all’uscita dell’unità di craking è di circa 900 °C. In quel momento, ovvero dopo
circa 3÷5 secondi, il gas di pirolisi viene trasformato in un gas stabile ed in particolar modo gli
idrocarburi sotto forma di vapore vengono scissi in idrogeno, metano e monossido di carbonio.
In aggiunta a quanto sopra detto il vapore acqueo presente nel gas di pirolisi viene trasformato,
dal carbonio presente nel coke, in monossido di carbonio e idrogeno in base alla ben nota reazione
eterogenea acqua-gas
13.1.7 MINERALIZZAZIONE DEL COKE DI PIROLISI
Come già detto, esistono numerose possibilità di utilizzo per il coke di pirolisi (scorie carboniose),
pertanto è ipotizzabile che parte del coke di pirolisi a lungo andare possa essere variamente impiegato
ad esempio per la produzione di cemento o laterizi. Tuttavia, attualmente, si ritiene che tutto il coke di
pirolisi debba possibilmente essere mineralizzato. Ciò include anche l’utilizzo intermedio del coke di
pirolisi quale materiale filtrante.
Si deve tener presente che la gassificazione permette di ricavare la maggior parte dell’energia del
materiale in entrata sotto forma di gas combustibile il cui utilizzo contribuisce in modo favorevole al
bilancio energetico dell’impianto in quanto, una volta depolverizzato e lavato, questo gas può essere
immediatamente utilizzato. Il coke dopo il processo di gassificazione lascia alcuni granuli inerti non
lisciviabili e vetrificati che possono essere ancora utilizzati nell’industria del cemento o quale inerte per
costruzioni civili.
13.1.8 LAVAGGIO DEI GAS DI PIROLISI E GASSIFICAZIONE
Il gas grezzo ottenuto viene lavato e raffreddato. Innanzi tutto il gas passa attraverso una fase di
quench (raffreddamento) con acqua che lo raffredda da 1500 a 900 °C, quindi in una successiva fase di
raffreddamento, sempre con acqua, che riduce la temperatura del gas da 900 a 70°C. Durante la fase di
raffreddamento dal ricircolo liquidi utilizzato viene estratto uno spurgo ricco di metalli pesanti che
vengono separati ed arricchiti mediante sedimentazione e filtro-pressatura.
In una seconda fase di lavaggio il tenore di HCl presente nel gas viene ulteriormente ridotto. In
questa sezione del sistema viene a prodursi una debole soluzione di HCl che viene neutralizzata con
soda. In questo modo il pH oscilla fra 7÷8. Il materiale in entrata contiene un certo quantitativo di Cl
che viene mobilizzato dal processo termico e dilavato dal gas in questa unità. Dopo la neutralizzazione
il Cl assume l’aspetto di sale disciolto nell’acqua di lavaggio. Successivamente questo sale viene
recuperato, tramite evaporazione, sotto forma di granuli secchi.
In relazione alla sostanza utilizzata per la neutralizzazione (idrossido di calcio e idrossido di
sodio) il sale recuperato può essere il cloruro di sodio o il cloruro di calcio. La scelta fra queste due
possibilità viene fatta al fine di conseguire un riciclaggio ottimale del sale quale prodotto da riutilizzare.
Il gas viene invece avviato ad una ulteriore filtrazione. Per evitare la condensazione del gas umido
nel filtro, la sua temperatura viene innalzata sino a circa 5 °C oltre il punto di rugiada.
Il cosiddetto filtro sul sulphurex viene utilizzato per rimuovere completamente la presenza di
idrogeno solforato. Il filtro sulphurex opera ad assorbimento secco in una speciale forma di ossido di
ferro-idrossido.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
321
Questo materiale è in grado di trasportare un elevato carico di zolfo e al raggiungimento della sua
saturazione lo zolfo elementare può essere estratto ed avviato alla rigenerazione presso la casa
fornitrice.
La sequenza del filtraggio è completata da un filtro a carboni attivi per ridurre al minimo i
composti di carbonio organico a molecole complesse. Detto filtro ha comunque una funzione di
sicurezza in modo da garantire una buona qualità dei gas anche nel caso in cui le altri parti del sistema
di lavaggio gas non dovessero funzionare in modo ottimale.
13.1.9 TRATTAMENTO DELLE ACQUE DI LAVAGGIO GAS
L’acqua utilizzata per la depurazione del gas viene fatta raffreddare a circa 25÷30 °C per garantire
la massima efficienza di lavaggio.
Il raffreddamento viene realizzato un circuito secondario dell’acqua raffreddato ad aria in appositi
air cooler. L’acqua di lavaggio arriva ad una vasca di sedimentazione che costituisce anche il ricettore
delle acque reflue provenienti dai vari circuiti dell’impianto. La polvere separata dal gas nella fase di
lavaggio sedimenta, quindi, nella vasca di sedimentazione. Gli inquinanti inorganici contenuta nell’acqua
sedimentata vengono inglobati nei grani di vetro. Il filtrato liquido presenta un tenore di sale
(principalmente cloruri) di circa il 10%. Il refluo si fa passare attraverso un procedimento di
ozonizzazione al fine di eliminare la presenza di NaCN.
13.1.10 PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA
Il syngas ottenuto dal processo di pirolisi, lavato e depolverizzato, può essere utilizzato, in virtù del
suo potere calorifico di circa 4000 kcal/kg o 16000 kJ/kg, per far marciare un impianti di produzione di
energia elettrica. Negli impianti di taglia superiore ai 150.000 t/anno si ha una buona produzione di gas
e la taglia degli impianti giustifica un ciclo a vapore del tipo Hirn, raggiungendo rendimenti
termodinamici superiori al 30%. Per impianti di piccola taglia (potenza complessivamente prodotta <
10 MW e ) si possono usare motori endotermici che, utilizzando il syngas come combustibile, producono
energia elettrica mediante accoppiamento diretto con un alternatore.
Naturalmente questa tipologia di impianti ha rendimenti del 20÷24 % e quindi molto inferiori
rispetto ai cicli a vapore, pur con una sensibile economia di acquisto. Inoltre questi impianti sono
compatti e richiedono una manutenzione ridotta soprattutto per la mancanza della turbina a vapore che
richiede un’attenzione continua ed una manutenzione programmata.
13.1.11 RISPETTO DELL’AMBIENTE E CONFORMITÀ ALLE LEGGI
La tecnologia a pirolisi a bassa temperatura soddisfa tutti i requisiti di legge e le normative
europee relativamente agli impianti di trattamento e discarica per i rifiuti solidi urbani e in particolare la
Circolare Ministero Industria Commercio e Artigianato (MICA) 23/4/97 n. 380/3 (G.U. 30/4/97 n. 99 nota
come Decreto Ronchi). In Particolare sono perfettamente rispettati gli artt. 4 (Recupero dei Rifiuti) e 5
(Smaltimento dei Rifiuti) essendo la tecnologia proposta all’avanguardia nel recupero energetico.
Utilizzando un processo originale ed i più moderni sistemi di trattamento delle emissioni la tecnologia
pirolisi ottiene il rispetto di tutti i valori limite imposti dalla legge mantenendo peraltro un ampio
margine di sicurezza.
13.2 IMPIANTI A GRIGLIA
Questi impianti usano la tecnologia standard e consolidata della combustione ad alta temperatura
(griglia) e media temperatura (letto fluido, vedi nel prosieguo). Hanno bisogno di una sezione filtrante ad
alto costo per l’eliminazione delle diossine ed hanno scarichi di prodotti di combustione in atmosfera.
Inoltre producono generalmente energia mediante cicli a vapore (cicli Hirn semplici o combinati).
Il materiale bruciato in caldaia deve essere precedentemente essiccato (CDR) in modo da ridurre
l’umidità presente negli RSU originari. Ciò richiede forni di essiccamento o superfici per la preparazione
del compostaggio. Il generatore di vapore è di tipo a griglia e l’impianto produce direttamente energia
elettrica, mediante ciclo Hirn, con turbina a vapore a ciclo combinato ad alto rendimento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
322
13.2.1 PREPARAZIONE DEL CDR (PRETRATTAMENTO DEI RSU)
La fase di pretrattamento dei RSU è indispensabile in questa tipologia di impianto. Lo scopo è di
produrre un Combustibile da Rifiuto (CDR) che abbia un pci di 3500÷4500 kcal/kg.
I RSU vengono triturati e le varie frazioni (umida e secca) vengono vagliate e separate.
La frazione umida viene inviata alla preparazione del compost mentre la frazione secca viene
vagliata per la separazione di materiali ferrosi e metallici in genere (ad esempio l’alluminio utilizzato
nelle lattine delle bevande), della plastica (ove possibile) e del vetro.
La rimanente parte, opportunamente ridotta di dimensioni mediante un mulino a martelli,
compone il CDR (o RDF in versione inglese). La percentuale di CDR che si prepara varia in funzione
della composizione iniziale dei rifiuti trattati e pertanto il pci che si ottiene è anch’esso variabile.
13.2.2 LA GRIGLIA DI COMBUSTIONE
L’elemento fondamentale dei forni a griglia è la griglia di combustione. Data la natura composita
del combustile usato (CDR) e della variabilità del suo pci occorre avere una griglia che consenta la
combustione più completa possibile variando la quantità d’aria di combustione in funzione anche della
qualità (termica e dimensionale) del pezzame. In Figura 254 si ha lo schema funzionale di una delle più
usate griglie di combustione per CDR, la griglia Martin.
In essa sono visibili i seguenti componenti:
⋅ (4), Tramoggia di alimentazione,
⋅ (6), Sistema idraulico di alimentazione,
⋅ (7), Ventilatore d’aria di combustione,
⋅ (8), Zone dell’aria primaria situate sotto la griglia,
⋅ (9), Focolaio,
⋅ (10), Ugelli di aria secondaria,
⋅ (11). Caldaia.
Il sistema prevede prima l’insufflamento di aria primaria al di sotto delle griglie di alimentazione e
poi di aria secondaria per la completa combustione dei gas caldi che si sono formati sulla griglia stessa.
Le pareti del focolaio e le pareti di separazione della caldaia stessa sono realizzate mediante tubi ad
alette longitudinali saldate.
13.2.3 CALDAIA PER IMPIANTI A GRIGLIA
La caldaia di questa tipologia di impianti è, di solito, a più passaggi e contiene una sezione
convettiva che raffredda i fumi in modo da ridurne la temperatura dei gas e delle ceneri all’ingresso
dell’ultimo passaggio. Questo è costituito da un surriscaldatore con tubi orizzontali seguito da un
economizzatore che costituisce un vero e proprio passaggio di scambio finale.
A valle dell’economizzatore è posto un ciclone ed un reattore a secco, come indicato in Figura
255 per l’impianto di Lisbona da 2000 t/g (attualmente il maggiore d’Europa), dove viene iniettata calce
spenta per la separazione e l’eliminazione dei componenti acidi presenti nei fumi.
La calce che ha reagito viene raccolta in filtro a maniche insieme alle ceneri che sono poi
descorificate e poi portate a discarica.
13.2.4 PRODUZIONE DI POTENZA ELETTRICA
Le centrali di termovalorizzazione con forni a griglia sono le più numerose nel mondo e sono
solitamente accoppiate con cicli a vapore e/o con cicli cogenerativi per la produzione contemporanea
di vapore per riscaldamento urbano, come ad esempio per la centrale ASM di Brescia.
I rendimenti termodinamici sono superiori al 35% e in cicli combinati si hanno valori ancora
maggiori.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
323
13.2.5 PROBLEMATICHE DI ESERCIZIO DELLE CENTRALI A GRIGLIA
Le centrale a griglia sono certamente quelle di tecnologia più consolidata e diffusa. Esse
assommano conoscenze derivate dai vari campi dell’impiantistica termica e chimica e non presentano
sorprese di sorta. Malgrado la loro apparente semplicità esse sono costose (forse le più costose in
assoluto) per il notevole costo della sezione di filtraggio, trattamento dei fumi ed abbattimento delle
diossine.
E' importante sottolineare che i limiti di emissione imposti per l'utilizzo dei RSU come fonte di
energia sono estremamente restrittivi, a tutela della salute dell'uomo e dell'ambiente. L'utilizzo di CDR
in generatori di vapore a griglia, unitamente alla sezione di trattamento dei fumi, raggiunge il rispetto di
tali ai limiti.
Il sistema di controllo in continuo delle emissioni permette la rilevazione e la registrazione della
temperatura dei fumi della concentrazione di 0 2 , di polveri, di S0 2 , di HCl, di CO, di NOx e di sostanze
organiche volatili. Viene inoltre controllata in continuo la temperatura nella camera di combustione il
cui valore minimo, prescritto dalla normativa vigente, è 850°C.
Figura 254. Schema di funzionamento di una griglia Martin®
13.2.6 REAZIONE COMUNITARIA ALLE CENTRALI A GRIGLIA
Le centrali di termovalorizzazione con forni a griglia presentano notevole difficoltà di
accettazione da parte delle popolazioni vicine al sito dell’impianto per il timore di fughe di diossine e
furani nel caso di malfunzionamento delle apparecchiature di controllo. La Valutazione di Impatto
Ambientale presenta, pertanto, difficoltà non facili da superare per gli aspetti sociali.
In alcune regioni d’Italia si sono avuti rifiuti decisi delle autorità locali e delle popolazioni
interessate per la costruzione di nuove centrali di termovalorizzazione a griglia.
Il loro inserimento risulta più agevole in zone industriali o comunque lontane dai centri abitati.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
324
Figura 255: Schema di caldaia a griglia e di ciclone
13.3 CENTRALI CON CALDAIE A LETTO FLUIDO
Queste rappresentano un’evoluzione delle centrali con forni a griglia viste in precedenza ed
utilizzano la combustione detta a letto fluido che si ottiene insufflando aria dal basso in quantità (e quindi
portata) tale da far assumere alla massa di materiale la caratteristica di un fluido. Le particelle non sono
più coese come di solito sono in assenza del galleggiamento provocato dal flusso di aria.
Figura 256: Schema di funzionamento di un combustore a letto fluido
Si osserva, infatti, che all’aumentare della velocità dell’aria insufflata, si ha una andamento
crescente delle perdite di carico fino a quando le particelle (di piccolo diametro, di solito dell’ordine di

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
325
qualche millimetro) iniziano una specie di galleggiamento che fa assumere alla massa un
comportamento tipico dei fluidi.
Se allora si utilizza una volume di controllo nel quale si manda aria dal basso e particelle di
materiale (coke di carbone o di CDR) immesse lateralmente si ha, per opportune portate dell’aria, la
formazione del letto fluido. In queste condizioni.
In Figura 256 si ha lo schema di funzionamento di un combustore a letto fluido del tipo circolante In
un cilindro (riser) si insuffla aria dal basso e si alimenta (con CDR ridotto in piccole particelle mediante
apposito frantumatore) lateralmente. L’aria di insufflaggio è in quantità sufficiente alla combustione e
pertanto si ha, all’interno del combustore, una combustione continua ad una temperatura che va dai 900
°C a 850°C.
Nei sistemi a letto fluido circolante il trasporto del materiale di combustione è sensibile e tale da
innescare una circolazione che viene controllata da un condotto discendente (downcomer) che riporta le
particelle elutriate all’ingresso del combustore principale. La combustione a letto fluido presenta notevoli
vantaggi rispetto alla combustione normale a griglia.
La temperatura di combustione è in genere più bassa (circa 900 °C rispetto a circa 1200 °C dei
forni a griglia tradizionale) e questo consente di avere una minore quantità di diossina prodotta. Inoltre
alla base del reattore principale si possono aggiungere additivi chimici (di solito CaCO 3 o solfati) che
abbattono gli ossidi COx ed NOx nei fumi.
Si ha anche una minore dimensione (circa il 40% in meno) della caldaia e quindi un minor costo
dei materiali (acciai) necessari per costruire questi impianti. Per contro si ha un maggior dispendio di
energia per l’insufflamento dell’aria e il mantenimento delle condizioni di innesco del letto fluido circolante.
Anche il controllo di questi impianti è notevole dovendo assicurare sempre le condizioni sia
termodinamiche di combustione che fluidodinamiche di circolazione a letto fluido.
Oggi si possono avere caldaia a letto fluido (FB) sia di tipo atmosferico (ACFB) che in pressione
(PCFB). Quest’ultima tipologia di impianto (di derivazione svedese) presenta dimensioni ancora più
ridotte e sembra essere la naturale evoluzione degli impianti a pressione atmosferica che, però, sono
oggi più diffusi e conosciuti.
Le centrali a letto fluido necessitano di un pretrattamento dei RSU così come visto per quelle a
griglia. Da questa sezione di preparazione viene prodotto il CDR (Combustibile da Rifiuti) che viene poi
ridotto in minutissime particelle mediante un mulino.
Rispetto alle centrali a griglia sono più ridotte le sezioni di filtraggio dei fumi per la minore
pericolosità dei prodotti di combustione proveniente dalla combustione controllata a letto fluido. Anche
la produzione di ceneri appare più ridotta rispetto alle caldaie a griglia (10% rispetto al 30%) e quindi i
costi di gestione e di trasporto a discarica sono sensibilmente minori.
13.3.1 CENNI SUI LETTI FLUIDI
Se si fa attraversare uno strato di materiale solido da un fluido (liquido o gas) e si fa variare la
velocità di questo si ha un andamento delle cadute di pressione dato in Figura 257.
La caduta di pressione cresce con l’aumentare della velocità per effetto delle perdite per attrito
nella massa del solido finemente suddiviso. A partire da un valore della velocità del fluido, detta u mf , la
caduta di pressione ha un sussulto e poi si stabilizza ad un valore costante. E’ proprio da questo
momento in poi che il letto di materiale solido si è fluidizzato cioè non è più solido e separato dal fluido
ma forma con questo una matrice continua nella quale le particelle solide sono disperse.
Nel momento in cui inizia la fluidizzazione si hanno vari tipi di regimi che sono illustrati in Figura
258.
Inizialmente si forma il moto a bolle, tipi c) in figura (la velocità iniziale corrispondente è indicata
u mb ) nel quale si ha una sorta di aggregazione di masse solide e di zone di fluido che assumono la forma
caratteristica di una bolla circolare con la base leggermente schiacciata.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
326
Dp
A
B
Letto fluido
Letto fisso
umf
u
Figura 257: Formazione del letto fluido
La velocità u mb può essere calcolata con la relazione:
u
mb
⎛ µ ⎞
F
= 33d
s ⎜ ⎟
⎝ ρF
⎠
−0.1
avendo indicato con d
s
il diametro medio delle particelle solide, µ F e ρ F la viscosità dinamica e la
densità del fluido utilizzato per la fluidizzazione.
[96]
Figura 258: tipologia di letti fluidi
Al crescere della velocità del fluido, a partire da u ms , si forma il moto a tappi con formazione di
grossi brandelli di particelle solide disperse nella matrice gassosa (tipo d in figura). A questo segue, a
partire dalla velocità u tr , il regime turbolento (indicato con e in figura).
Al crescere della velocità si ha il regime di trasporto nel quale le particelle sono trasportate
massivamente dalla matrice fluida.
Questo regime viene utilizzato per il trasporto dei solidi mediante aria ad alta velocità.
Le particelle di solido debbono avere dimensioni opportune perché si abbia la fluidizzazione. In
particolare le dimensioni sono state catalogate da Geldart (1973) secondo la seguente Tabella 27.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
327
Caratteristica Gruppo C Gruppo A Gruppo B Gruppo D
Definizione descrittiva Coesivo Aeriforme Pronto per le bolle Grossolano
Dimensioni < 20 µm 20 < d s < 90 µm 90 < d s < 650 µ > 650 µm
Tabella 27: Tabella di Geldart per le dimensioni delle particelle solide
Se le dimensioni delle particelle sono inferiori a 20 µm si hanno polveri impalpabili, tipo talco,
che rimangono sospese nel fluido o formano aggregazioni anomale e non controllabili. Per dimensioni
oltre i 650 µm si hanno particelle troppo pesanti per la fluidizzazione. Normalmente le applicazioni a
letto fluido usano i gruppi A e B, ad esempio con il polverino di carbone o con la triturazione fine dei
rifiuti urbani essiccati (CDR). Lo studio dei letti fluidi risulta particolarmente complesso da un punto di
vista fluidodinamico poiché si hanno, in genere, almeno due fasi con contorni fortemente variabili e
casuali.
13.3.2 APPLICAZIONI DEI LETTI FLUIDI
I letti fluidi trovano numerose applicazioni nel campo della Termotecnica, nell’impiantistica chimica
ed industriale (scambiatori a letto fluido e reattori a letto fluido), nel campo della componentistica degli
impianti termotecnici con la combustione a letto fluido. Nel caso degli impianti di termovalorizzazione si
utilizza proprio quest’ultima applicazione. In particolare si hanno varie forme di combustione a letto
fluido e principalmente si possono così catalogare.
Caldaia a letto fluido atmosferica (APFB)
Si tratta del tipo più antico e ancora il più utilizzato di combustione a letto fluido. Si utilizza il
regime a bolle con combustione a pressione atmosferica. Il fluido di lavoro è l’aria che serve anche
come comburente per la combustione. La caldaia è costituita da un grosso cilindro nel quale si ha in
basso una griglia che distribuisce il flusso d’aria in modo uniforme, evitando la formazione di canali
d’aria preferenziali. Al di sopra della griglia si pongono strati di calcare e altri materiali inerti che hanno
lo scopo di reagire con i composti del tipo CO x ed NO x per trasformarli in composti non gassosi e
quindi non inquinanti per l’atmosfera.
La temperatura di combustione è limitata a 800 ÷ 900 °C (anche per effetto del forte eccesso
d’aria necessaria per la fluidizzazione) e ciò comporta notevoli benefici alla combustione poiché si evita
la formazione delle diossine. Nelle applicazioni impiantistiche la caldaia a letto fluido atmosferico
(APFB) sostituisce la caldaia tradizionale a tutti gli effetti, producendo vapore a 550÷580 °C e pressioni
di circa 30 ÷40 bar. Questa caratteristica rende le caldaie APFB molto utili nel refurbishment di impianti a
vapore obsoleti che vengono trasformati in impianti a polverino di carbone.
Caldaia a letto fluido circolante atmosferica (APCFB)
In questo caso si utilizza il regime detto turbolento per cui la caldaia a letto fluido è costituita da un
grosso cilindro con griglia inferiore ma con un secondo cilindro laterale (detto downcomer) nel quale si
raccoglie il particolato che viene trasportato fuori dal primo cilindro per elutriazione.
Queste caldaie sono più recenti rispetto a quelle con moto a bolle ed hanno dimensioni più
ridotte per effetto del miglior regime di combustione (anche per effetto della turbolenza propria del
regime di moto) che si ottiene. In ogni caso si hanno dimensioni di caldaia di circa 40% inferiori
rispetto a quelle con moto a bolle con un risparmio di una analoga quantità in peso di acciaio.
Caldaia circolante pressurizzata (PCFB)
Sono le caldaie più innovative e lavorano in regime turbolento con fluido circolante con il doppio
cilindro. La pressione in caldaia è maggiore di quella atmosferica (qualche bar) e ciò comporta, oltre ad
una migliore efficienza di combustione, una riduzione di oltre il 50% delle dimensioni e del peso di
acciaio impegnato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
328
13.3.3 CALDAIA A LETTO FLUIDO
Con riferimento alla centrale di Lomellina si ha lo schema di impianto di Figura 259 che riporta la
sezione caldaia a letto fluido e di trattamento dei fumi. La centrale di Lomellina tratta 146.000 t/a di
RSU e RSUA e produce una potenza netta di energia elettrica pari a 17 MWe. Come si può osservare
dalla figura, si tratta di caldaia del tipo circolante a pressione atmosferica con immissione del polverino
di RDF dal basso. La preparazione del polverino di RDF richiede un impianto di polverizzazione
preliminare che occupa, nel layout complessivo dell’impianto, uno spazio non indifferente.
A valle di questa sezione di combustione si ha un normale impianto a vapore per la produzione di
potenza elettrica del tutto simile a quella vista per le centrali a griglia. Il ciclo utilizzato è di tipo Hirn
con produzione cogenerativa variabile. Poiché la combustione a letto fluido è più pulita rispetto a quella
a griglia tradizionale, gli impianti di depurazione dei fumi sono notevolmente più ridotti e certamente
meno impegnativi, avendosi minori quantità di NOx, COx , SOx ed altri inquinanti. In Figura 260 si ha
una vista assonometrica dell’insieme della caldaia a letto fluido e del generatore di vapore a recupero
termico.
13.4 TRATTAMENTO DELLE CENERI DEGLI IMPIANTI A GRIGLIA E A LETTO
FLUIDO
Le ceneri attualmente prodotte in tutti gli impianti di termovalorizzazione tradizionali con forni a
griglia e a letto fluido contengono numerosi metalli e composti chimici vari.
Queste ceneri possono anche essere umide per la fase di lavaggio finale a valle di filtri
elettrostatici e sono in percentuale variabile da poco più del 12% nelle caldaie a letto fluido a quasi il
35% per quelle a griglia tradizionali.
Una bella quantità di prodotti di scarto che oggi viene trasportata nelle discariche pubbliche.
Le ceneri purtroppo sono lisciviabili è cioè possono essere dilavata dalle acque e inquinare il
sistema delle falde sotterranee e quindi, in attuazione delle nuove direttive europee, non potranno
essere smaltite tal quali ma dovranno subire un processo di inertizzazione.
CFB
Steam generator
Stack
RDF
Ciclone Cyclone
Venturi reactor
Furnacee
r
Bag
filter
Water
Intrex
Prim. air
Steam
Slag
Sec. air
Fly ash
Figura 259: Schema della sezione caldaia a letto fluido e trattamento fumi di Lomellina

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
329
Figura 260: Vista assonometrica di una caldaia a letto fluido e del generatore a recupero
Un sistema oggi proposto ed utilizzato in alcune grandi centrali di termovalorizzazione europee
(vedi Cenon in Francia ove si ha una centrale da 400.000 t/anno di RSU con produzione di 120.000
t/anno di ceneri) è quello di vetrificarle mediante trattamento al plasma ad altissima temperatura.
Mediante le torce al plasma (vedi nel prosieguo) si raggiungono temperatura variabili fra 4000 e
7000 °C e quindi tali da fondere le ceneri in uno slag (una specie di lava basaltica) che viene poi
raffreddato per formare mattonelle, portacenere e prodotti vari da riutilizzare.
In Francia è addirittura nato il consorzio VIVALDI che ha lo scopo di trovare sistemi di
sfruttamento dello slag prodotto dalle torce per fini commerciali. Lo slag è un materiale vetroso e non
lisciviabile e pertanto, oltre all’uso come materiale da costruzione o di abbellimento, può essere portato a
discarica tranquillamente con grande vantaggio anche per la notevole riduzione di peso e volume (da
330 kg iniziali per tonnellata di RSU bruciata a 20 kg di slag prodotta dalla torcia). La problematica
dell’utilizzo dello slag è comune agli impianti di termovalorizzazione al plasma che sono trattati nel
successivo capitolo.
13.5 IMPIANTI AL PLASMA
Le prime torce al plasma sono state sviluppate ed utilizzate nell’industria metallurgica e chimica e in
particolare per:
⋅ fusione dei rottami
⋅ recupero dell’alluminio, nell’industria chimica
⋅ produzione di Acetilene dal gas naturale
⋅ produzione di materiali speciali
L’idea di base degli impianti al plasma è di utilizzare le torce al plasma per gassificare (cioè
produrre syngas mediante pirolisi ad alta temperatura) i RSU secondo la metafora di Figura 261.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
330
L’elemento innovativo di questa tecnologia è la torcia al plasma che, come si vedrà fra poco, è
capace di produrre del plasma a temperature elevatissime (le maggiori raggiunte in processi industriali
controllati) e tali da provocare una dissociazione termochimica di tutto ciò che viene investito. Se il
materiale dissociato è di tipo organico allora si produrrà gas di sintesi e quindi energia altrimenti si
provocherà solamente la fusione del materiale metallico o di qualunque altra natura.
Figura 261: Metafora per gli impianti al plasma
Quest’ultimo procedimento viene oggi utilizzato per fondere materiali metallici alluminosi (lattine
usate) per avere nuovamente materia prima per nuovi utilizzi.
13.5.1 LA TORCIA AL PLASMA
Esistono torce alimentate in Corrente Continua (DC) e torce alimentate in Alternata (AC). Per le
applicazioni ai RSU è conveniente utilizzare torce DC: esse necessitano di un convertitore AC–DC, ma
sono più perfezionate rispetto alle torce AC.
Modalità di Funzionamento della torcia al plasma
Per quando riguarda le modalità di funzionamento, le torce al plasma si possono classificare in
due gruppi (vedi Figura 262):
⋅ arco trasferito;
⋅ arco non trasferito.
Figura 262: Sistemi ad arco trasferito e non trasferito
Nel tipo ad arco trasferito l’elettrodo nel corpo della torcia funge da anodo o da catodo (a seconda
del modello di torcia) mentre il materiale che deve essere trattato funge da altro elettrodo.
Polarità della torcia della torcia al plasma
La modalità di lavoro della torcia ad arco trasferito con anodo sulla torcia e catodo nel materiale
da trattare è conosciuta come “polarità inversa”. La pratica opposta è nota come “polarità diretta”, vedi
Figura 263. Nel caso della torcia ad arco non trasferito entrambe gli elettrodi sono inseriti nella torcia.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
331
Similmente a quanto detto per le torce trasferite, quelle non trasferite operano in polarità inversa
quando l’elettrodo posteriore funge da anodo e quello anteriore da catodo, viceversa quando il catodo è
costituito dall’elettrodo anteriore e l’anodo da quello posteriore esse funzionano in polarità diretta.
Ci sono delle notevoli differenze di comportamento tra le torce ad arco trasferito e non trasferito
riguardo al trattamento dei rifiuti. Poiché le torce ad arco trasferito lasciano passare corrente attraverso
il materiale fuso che deve essere trattato, si può determinare una considerabile componente di
riscaldamento per effetto joule nell’energia che viene trasferita al rifiuto.
SCHEMA DELLA TORCIA AL PLASMA
T.A. P. a polarità diretta
T.A. P. a polarità inversa
Elettrodo
posteriore
- +
Elettrodo
posteriore
Aria
Aria
Plasma
Aria
Aria
Plasma
Fiamma
+
Elettrodo
anteriore
Fiamma
-
Elettrodo
anteriore
Figura 263: Schemi principali di torce al plasma
Questo crea temperature più alte che genera correnti convettive nel bacino di fusione
contribuendo alla omogeneizzazione della fusione. Quindi un sistema con torcia ad arco trasferito è in
grado di trattare una portata maggiore di materiale, inoltre esso utilizza generalmente un flusso
volumetrico di gas di un ordine di grandezza inferiore rispetto alle torce ad arco non trasferito; una
portata di gas più piccola può essere importante per il trattamento dei rifiuti in quanto si riduce in
questo modo la quantità di particolato trasportato nel sistema di pulizia del gas di sintesi, il volume del
gas combustibile è inoltre minore e quindi si riducono le dimensioni del sistema di pulizia dei gas.
Lo svantaggio principale della torcia ad arco trasferito è che il materiale deve essere conduttivo,
mentre la maggior parte del materiale inorganico presente generalmente nel rifiuto risulta conduttivo
solo allo stato fuso, questo potrebbe rendere l’avvio della torcia estremamente difficoltoso dopo arresti
improvvisi, causando serie difficoltà di gestione operativa.
13.000
12.000
Polarità inversa
13.000
12.000
11.000
11.000
T(C°)
10.000
9.000
3.000
Polarità diretta
10.000
9.000
3.000
0 5 10 15 20 25 30
Z(mm)
Figura 264: temperature massime raggiungibili con le torce al plasma

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
332
Tutte queste esigenze possono essere ampiamente soddisfatte attraverso l’utilizzo della torcia ad
arco non trasferito a polarità diretta il cui schema è mostrato nella seguente figura.
In funzione della polarizzazione si possono raggiungere le temperature indicate nella Figura 264
ove in ascisse si ha la distanza fra gli elettrodi.
Gas attivi utilizzati
Figura 265: Schema del funzionamento del reattore al plasma
Per il funzionamento delle torce occorre utilizzare un gas di attivazione che può essere, di solito,
uno dei seguenti:
⋅ Argon (richiede sistema di accumulo)
⋅ Elio (richiede sistema di accumulo)
⋅ Azoto (richiede sistema di accumulo)
⋅ Aria (non richiede sistema di accumulo)
⋅ Vapore d’acqua (richiede sistema di preparazione.
13.5.2 UTILIZZO DELLA TORCIA PER RSU
⋅
⋅
La torcia al plasma trova impiego anche nella termo-valorizzazione dei RSU. Essa, infatti:
consente elevate temperature tali portare a fusione e pirolisi il RSU.
l’elevata temperatura nel bagno fuso consente la conversione in gas (reforming) del carbonio
presente.
Termocinetica e chimica di base
Le reazioni principali che interessano l’applicazione delle torce al plasma sono indicate in Figura
266 ove è data anche la composizione del gas di sintesi.
Dall’esame di questa si può dedurre che il gas prodotto è sufficientemente pulito, non presente
impurezze inquinanti (diossine,…) ed è sufficientemente pulito per le applicazioni civili ed industriali
che si possono fare.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
333
REAZIONI DI EQUILIBRIO
DIAGR. DI EQUILIBRIO
sistema C-H-O
C + H 2 O + E CO + H 2
0.7
0.6
CO
CO
CO+ H 2 O + E CO 2 + H 2
C + CO 2 + E 2CO
CH 4 + E C + 2H 2
600 800 1000 1200 1400 1600
Frazione Mole, X l
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
H 2
O
H 2
O
CO 2
CO 2
H 2
H 2
Temperatura, °K
Figura 266: Termocinetica e digrammi di equilibrio nelle torce al plasma per RSU
13.5.3 IL BILANCIO ENERGETICO
Il bilancio energetico effettuato nel reattore al plasma dipende, ovviamente, dalla composizione
dei RSU e quindi dalla percentuale di composti organici presenti, dall’umidità, ..
Figura 267: Bilancio energetico nel reattore al plasma
Mediamente per RSU avente pci di 2400 kcal/kg si ha il bilancio indicato in Figura 267 per
tonnellata di RSU introdotta nel reattore.
La composizione del syngas è data in Figura 268 e in Figura 269 si quella dello slag per RSU.
Questa composizione varia al variare della tipologia di rifiuti utilizzati. In pratica i componenti di
maggior peso sono idrogeni (H 2 ), azoto (N 2 ) e monossido di carbonio (CO).
La composizione dello slag, anch’essa variabile con la tipologia di rifiuti utilizzati, presenta forti
percentuali di Si, Al, Na e Ca con tracce di altri componenti.
13.5.4 SEZIONE DEL REATTORE AL PLASMA
Il reattore al plasma per RSU ha una particolare geometria studiata sia per consentire la cinetica
delle reazioni sopra indicate sia per il reforming del carbone prodotto dalle stesse reazioni.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
334
Figura 268: Composizione del syngas
A questo scopo si utilizza un getto di vapore d’acqua indirizzato verso la sezione contenente i
prodotti fusi (alla base).
Figura 269: Composizione dello slag
La sezione schematica di un reattore al plasma con torce a polarità diretta con gas aria è riportata
in Figura 270. Le dimensioni sono piuttosto contenute: il diametro è di circa tre metri e l’altezza di circa
cinque metri.
13.5.5 IL TRATTAMENTO DEI RIFIUTI
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Processo di pirolisi e vetrificazione può essere applicato a:
Rifiuti Solidi Urbani ed Assimilati
Rifiuti Ospedalieri e Farmaceutici
Rifiuti Agricoli e scarti di produzione (morchia olearia, raspi, etc.)
Rifiuti Tossici e Nocivi
Rifiuti Debolmente Radioattivi
Recupero “in situ” di terreni inquinati:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
335
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Discariche Abbandonate e/o Abusive
Rifiuti Sepolti
Olii da combustione
Residui da industria chimica
Rifiuti navali
Le torce al plasma sono particolarmente convenienti per l’eliminazione di rifiuti industriali, terre
radioattive, fanghi industriali, rifiuti ospedalieri e quant’altro richieda attenzione particolare nello
smaltimento.
Una delle applicazioni principali, infatti, è la vetrificazione di rifiuti pericolosi grazie all’elevata
temperatura raggiungibile.
Figura 270: Sezione tipica del reattore al plasma per RSU
13.5.6 LAY-OUT DI UN IMPIANTO AL PLASMA
Lo schema generalizzato a blocchi di un tipico impianto al plasma è indicato in Figura 271. La
sezione di produzione dell’energia può essere sia con macchine termiche o mediante ciclo combinato
Joule-Hirn.
In quest’ultimo caso si hanno rendimenti di trasformazione molto elevati e la produzione netta di
energia risulta superiore al 50% di quella propria dei RSU.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
336
ENERGIA
Rifiuti
Caric. &
Compatt.
Rifiuti
Vapore
Re agenti
Sistema di Recupero Energia Residua
Aria
Energia
Reattore
al
Plasma
Raffred.
Gas di
Pirolisi
Scrubber
Desolfor.
Compr.
dei
Gas
Turbina
Idrocarburi
Fanghi
FUSO
Acqua
Separaz.
Frazione
Liquida
Acqua
Trattam.
delle
Acque
Zolfo
ENERGIA
Figura 271: Schema impiantistico
13.5.7 TRASFORMAZIONI DEL PROCESSO AL PLASMA
In sintesi le trasformazioni principali che sono effettuate in un impianto al plasma sono:
⋅ Trasformazione dei componenti organici in gas di pirolisi altamente energetico (nel quale si ha, circa,
H 2 = 53%, CO=35%)
⋅ Trasformazione dei componenti inorganici in massa lavica, lo slag, (tipo basalto) totalmente inerte e
non tossica, non lisciviabile, contenente all’interno i metalli pesanti, utilizzabile come materiale da
costruzione.
In Figura 272 si ha una tipica fuoriuscita di slag da un reattore al plasma per RSU. In Figura 273 si
hanno varie tipologie di materiali ottenuti dalla slag mediante diversa velocità di raffreddamento e/o con
l’aggiunta di inerti (terre) per ottenere colorazioni particolari.
Si ricordi che anche se non si volesse utilizzare lo slag per trasformazioni particolari esso può
essere vantaggiosamente portato a discarica poiché totalmente inerte e non lisciviabile.
Il materiale fuso può essere utilizzato anche per la fabbricazione di fibre di lana di roccia,
mattonelle per pavimentazione stradale, pietrame per uso ferroviario (ballast),…
13.5.8 CARATTERISTICHE PRINCIPALI DEL PROCESSO AL PLASMA
Nella seguente tabella si ha la sintesi delle caratteristiche principali degli impianti al plasma in
relazione a quelle tipiche di un inceneritore.
Dal confronto risultano evidenti i vantaggi presentati dalla tecnologia al plasma sia in termini
operativi (minori richieste impiantistiche) che di flessibilità.
Anche dal punto di vista ambientale il confronto, indicato nella successiva tabella, risulta più
favorevole agli impianti al plasma per tutti gli aspetti considerati.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
337
Figura 272: Materiale fuso in uscita dal reattore al plasma
Figura 273: Varie tipologie di slag raffreddato
REQUISITI IMPIANTO PLASMA INCENERITORI
Preselezione Non Necessaria Necessaria
Essiccamento Non Necessario Necessario
Umidità Ammissibile 65 - 75 % 20 - 35 %
PUÒ TRATTARE
Ceneri SI NO
Rif. Osped. SI SI, se specifico
Rif. Industr. SI SI, se specifico
Tossici & Nocivi SI SI, solo in qualche caso
Tabella 28: Confronto di alcune tipologie di impianto

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
338
RES. ULTIMO IMPIANTO PLASMA INCENERITORI
Ceneri Volanti NO SI
Discariche Speciali NO SI
Ceneri di fondo NO SI
Materia Prima Ultima SI NO
Tabella 29: Confronto fra le tipologie di residui
In definitiva i vantaggi offerti possono così riassumersi:
⋅ è ecologico (non è una combustione!);
⋅ non emette fumi e sostanze tossiche quali Diossine e Furani;
⋅ non produce ceneri;
⋅ non produce scorie di fondo;
⋅ è economico e redditizio;
⋅ ha dimensioni ridotte - fino a 30% di risparmio sull’investimento (rispetto a inceneritore
convenzionale;
⋅ produce energia in eccesso rispetto a quella necessaria al suo funzionamento;
⋅ è flessibile in quanto può trattare insiemi di rifiuti quali RSU-RSA anche umidi (fino al 70% u.r.),
metalli, plastiche e vetro, copertoni e rifiuti ospedalieri, ceneri agricole e da allevamenti, etc.;
⋅ è modulare: da 150 a oltre 5.000 ton/giorno (RSU/RSA);
⋅ possibilità di aggiungere moduli anche in tempi successivi;
⋅ la torcia può funzionare dal 30 al 110% della sua potenza nominale e ciò garantisce una maggiore
operazionalità di questi impianti rispetto ad altre tipologie;
⋅ dimensioni ridotte dell’impianto con superfici coperte da un minimo 1.500 m² a un massimo di
10.000 m² (superficie totale da 1 a 5 ettari) con un’altezza 10-15 m;
⋅ Assenza di fumi;
⋅ Acque integralmente riciclate per uso interno;
⋅ Può essere costruito anche in cava dismessa e da recuperare;
⋅ Un impianto medio (250÷300 ton/giorno) può essere alimentato giornalmente da 14-20
autocompattatori.
Inoltre La costruzione e il funzionamento nel territorio di un impianto al plasma ad alta
tecnologia favorisce:
⋅ il lavoro indotto per la aziende locali, per la costruzione ed operazione dell’impianto;
⋅ lo sviluppo di nuovi posti di lavoro per la conduzione dell’impianto;
⋅ l’innalzamento del livello tecnologico e della competitività delle aziende esistenti del territorio;
⋅ la costituzione e lo sviluppo di un polo industriale ad alta tecnologia da parte di aziende attratte
dalla disponibilità di energia e di manodopera di alta qualificazione;
⋅ sviluppo del livello occupazionale nel territorio;
⋅ riduzione del carico fiscale specifico sulla popolazione;
⋅ inertizzazione totale di sostanze tossiche in tempi compatibili con le raccomandazioni europee;
⋅ recupero delle aree inquinate da rifiuti tossici.
13.6 SMALTIMENTO DI RIFIUTI SPECIALI
I rifiuti speciali (ospedalieri, industriali e nocivi) richiedono una procedura di smaltimento
controllata. Di solito gli impianti a pirolisi a bassa temperatura, griglia e a letto fluido possono smaltire i
rifiuti ospedalieri e industriali purché vengano dotati di particolare griglie di alimentazione separate da
quelle per i RSU e assimilabili.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
339
I fanghi di scarico industriali e da espurgo di pozzi possono ancora essere smaltiti da queste
tipologie di impianto e vengono utilizzate diverse tecniche per alimentare i forni. Ad esempio si
possono mescolare i fanghi in percentuale con i RSU in modo da formare un impasto non
eccessivamente molle. Nei forni rotanti a pirolisi si può avere una bocca di alimentazione separata che
alimenta, a cicli alterni, i forni stessi.
Per i rifiuti tossici e radioattivi (terre contaminate, prodotti di scarto dell’industria nucleare, …) i
mezzi di smaltimento non sono molti. Per decenni si è utilizzata la torcia al plasma per vetrificarli e
renderli quindi non lisciviabili. Pertanto gli impianti al plasma per RSU possono, con una alimentazione
separata e controllata, smaltire qualsivoglia tipologia di prodotti.
13.7 SMALTIMENTO DELLE FRAZIONI DIFFERENZIATE
Il Decreto Ronchi prevede la raccolta differenziata obbligatoria dei RSU. Attualmente esiste un
notevole divario fra le regioni del nord e quelle del sud. Nelle prime si sono raggiunte percentuali di
differenziazione che hanno raggiunto il 36% a Brescia e percentuali di poco inferiori in altre grandi
città. Nel Sud d’Italia la raccolta differenziata è ancora da inventare e in alcuni casi si raggiungono
percentuali dell’ordine del 5%, ancora basse.
Le frazioni differenziate dovrebbero essere conferite ai consorzi predisposti per legge al riuso di
questi materiali ma spesso le frazioni differenziate vengono egualmente smaltite in discarica. In pratica
si ha una sorta di soddisfacimento della legge per la raccolta differenziata ma non per il riuso. In pratica
è come trasportare a discarica la frazione umida mediante autocompattatrici e con altri camion le
frazioni differenziate.
Gli impianti di termovalorizzazione possono certamente utilizzare con profitto alcune frazioni
differenziate, escluse quelle vetrose e metalliche. La carta e la plastica, infatti, elevano il potere calorifico
dei rifiuti e migliorano il CDR prodotto dal pretrattamento. Un discorso diverso si potrebbe fare sulla
convenienza energetica del riuso delle frazioni differenziate rispetto all’utilizzo negli impianti di
termovalorizzazione. Il riuso richiede, infatti, una ulteriore quantità di energia di lavorazione che risulta
essere maggiore di quella che se ne potrebbe ottenere negli impianti di termovalorizzazione.
Questo tipo di analisi viene detta Life Cicle Analysis e si avvale di considerazioni di tipo
termodinamico ed exergonomico oggi molto importanti.
Probabilmente l’impostazione delle leggi attualmente in vigore risulta già vecchia rispetto alle
nuove concezioni exergonomiche attuali. Il riutilizzo dei materiali aveva certamente un significato
(anche morale) se confrontato con il consumismo e con la discarica dei RSU tal quali.
Oggi con gli impianti di termovalorizzazione possiamo ottenere di più, in senso termodinamico e
sinergico, mediante trasformazione dei rifiuti in energia primaria che mediante il riuso delle frazioni
differenziate energetiche. La raccolta differenziata dei materiali metallici (ferrosi e alluminosi in
particolare) può consentire un riuso proficuo degli stessi perché possono essere riportati in fonderia e
quindi utilizzati quale materia prima. Anche il vetro può essere riciclato nelle vetrerie anche se non con
la stessa efficacia dei materiali metallici.
La carta può essere riciclata per ottenere carta di minore pregio ma che, in ogni caso, riduce il
consumo di nuova cellulosa.
La plastica può essere riciclata per ottenere prodotti definiti utili (sistemi di imballaggio, utensili
per giardinaggio, ….) ma che spesso stentano a trovare una collocazione di mercato.
La domanda di fondo è allora questa: se per riciclare questi prodotti debbo consumare energia
primaria in quantità maggiore di quella che gli stessi materiali produrrebbero negli impianti di
termovalorizzazione è ancora conveniente riciclare?
L’energia primaria è ottenuta mediante fonti prevalentemente non rinnovabili e quindi si ha sia un
impoverimento energetico che un maggiore inquinamento dovuto all’emissione di gas serra in atmosfera.
Un bilancio sull’emissione di CO 2 mediante termovalorizzazione con forni a griglia porta ai
seguenti risultati (fonte ASM di Brescia):
⋅ contributo netto di CO 2 per conferimento di RSU a discarica: 690 kg/t RSU
⋅ contributo netto di CO 2 per conferimento a termovalorizzatore -550 kg/t RSU

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
340
Pertanto per ogni tonnellata di RSU conferita al termovalorizzatore si ha una differenza di 1240
kg di CO 2 scaricata in atmosfera.
Se confrontiamo questo dato con la maggiore produzione di CO 2 per la maggiore quantità di
energia necessaria al riciclo si intuisce come tutta l’attuale legislazione debba essere rivista.
Gli accordi di Kyoto impongono agli stati europei una riduzione non indifferente della
produzione di CO 2 e per l’Italia si dovrebbe avere una riduzione del 6.5% rispetto al 1990.
Se non si rivede in senso anche energetico la legislazione italiana ed europea questo obiettivo
diviene difficile da realizzare.
Un calcolo effettuato dalla ASM di Brescia mostra come con 40 impianti aventi la potenziali
equivalente del termovalorizzatore di Brescia (240.000 t/anno di CDR) si potrebbe avere una riduzione
di 20.000 di tonnellate di CO 2 entro 2012, rispettando pienamente gli impegni di Kyoto.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
341
14 LA VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE
Nella decisione e progettazione di un’opera vengono coinvolti diversi e molteplici aspetti, alcuni
dei quali sono in rapporto conflittuale tra loro. La stessa decisione di realizzare opere di ingegneria
comporta intrinsecamente la possibilità di alterare equilibri esistenti. L’opera realizzata determinerà un
impatto complessivo sull’ambiente la cui qualità ed entità sarà in funzione dei criteri adottati in fase di
progettazione e gestione.
Negli ultimi anni si è quindi affermata in modo sempre più netto l’esigenza di una valutazione
sistematica preventiva degli effetti che possono derivare da opere, di rilevante portata, sull’ambiente. Il
concetto di ambiente in questo contesto comprende il complesso di fattori, sociali, culturali ed estetici che
riguardano gli individui e le comunità e che, in definitiva, ne determinano, il carattere, le relazioni e lo sviluppo.
Con il termine Impatto Ambientale si definisce l’insieme delle alterazioni dei fattori e sistemi ambientali
prodotto dall’attività collegata alla realizzazione di un’opera data.
Lo studio di impatto ambientale risponde ai contenuti richiesti dal D.M. n. 559 del 28 dicembre
1987 in relazione alle analisi della compatibilità ambientale degli impianti di interesse ambientale, per
quello che riguarda, in particolare, la valutazione degli impatti fisici sia positivi che negativi sulle
componenti ambientali potenzialmente soggette a subire gli effetti del progetto.
Per la valutazione dei sopraccitati impatti si utilizzate le metodologie già elaborate e consolidate
sul contesto della problematica attinente la valutazione di impatto ambientale (V.I.A.) così come
definite dalle direttive CEE del 27/6/1985, a cui fa riferimento, per la definizione delle procedure di
valutazione, la recente normativa emanata dal Ministero Ambiente (DPCM 377/88 e DPCM del
27/12/88).
L’elaborato finale dello Studio di Impatto Ambientale (SIA) si propone di affrontare il problema
ambientale evidenziando e misurando solamente gli impatti fisici, sia positivi che negativi.
14.1 DEFINIZIONE DI VALUTAZIONE DI MPATTO AMBIENTALE
La V.I.A. (Valutazione Impatto Ambientale) rappresenta una procedura di analisi predisposta per
individuare preventivamente tutte le ripercussioni che la realizzazione di una nuova opera può avere sull’ecosistema;
valutandone gli effetti già in fase di programmazione dell’intervento.
In base a tali indicazioni è possibile:
⋅ - formulare un giudizio motivato sulla “compatibilità ambientale dell’opera progettata”;
⋅ - disporre gli adeguamenti infrastrutturali eventualmente ritenuti necessari o, nei casi estremi,
non autorizzarne la realizzazione.
La V.I.A. costituisce una procedura tecnico-amministrativa volta alla formulazione di un giudizio
di ammissibilità sugli effetti che una determinata azione avrà sull’ambiente. Si tratta cioè di pervenire
alle più corrette valutazioni sulla pubblica accettazione dei futuri cambiamenti ambientali, dovuti ad una
azione proposta, e del probabile effetto sulla futura qualità della vita delle popolazioni.
Si intende cioè assicurare la prevenzione dell’ambiente da inquinamenti e da altre perturbazioni
già nella fase della progettazione, individuando i rischi associati e valutandone l’entità, intervenendo per
ridurli e/o eliminarli in fase progettuale anziché intervenire successivamente all’accadimento
dell’alterazione ecosistema. Si configura, quindi, come uno studio per procedere e, per quanto possibile,
quantificare gli effetti provocati sui sistemi ambientali dalle costruzioni e dall’esercizio di determinate
opere ed attività.
La V.I.A. costituisce, quindi, l’elemento di raccordo fra la fase di programmazione e quella
tecnico-esecutiva dell’opera in progetto, ed è costituita da due componenti differenti ed essenziali:
⋅ 1) una procedura d’impatto ambientale costituita dal complesso degli atti amministrativi che
permettono di arrivare (o non) ad una decisione di accettabilità ambientale dell’opera;
⋅ 2) uno studio di impatto ambientale (S.I.A.) realizzato dal proponente l’opera, mediante il
quale, tramite tecniche, il più possibile oggettive, si determinano i futuri assetti
sull’ambiente in relazione all’opera o alla attività proposta.
In termini estremamente semplificati lo Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) si articola in tre
momenti metodologicamente interconnessi:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
342
⋅
⋅
⋅
- segmentazione delle componenti ambientali sulle quali è ipotizzabile l’impatto;
- definizione di tutte le attività collegate alla fase di realizzazione e di esercizio dell’opera, che
possono produrre modificazioni dell’ecosistema preesistente;
- valutazione ed analisi degli impatti e delle interrelazioni quali-quantitative tra le due classi
preesistenti.
14.2 SIGNIFICATO DELLA V.I.A. IN RAPPORTO AGLI ASPETTI ECONOMICI DI UN
INTERVENTO
Il termine “Valutazione di Impatto Ambientale” traduce differenti nomenclature derivate
dalle attuali normative esistenti in materia negli Stati Uniti, in Inghilterra e in Francia. Nel seguito del
presente lavoro si intenderà la V.I.A. come definita nella “Direttiva del Consiglio delle Comunità Europee del
27/6/1985 concernente la valutazione dell’impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati”
(1985/337/CE).
Cioè come l’insieme di studi, rilevazioni, documenti, istanze partecipative, atti amministrativi finalizzati ad
effettuare previsioni (suffragate da metodologie attendibili) riguardo al verificarsi di conseguenze (impatti) positive o
negative, dirette od indirette, sull’ambiente dovute alla realizzazione di un progetto e di valutare la portata delle stesse in
termini di entità, estensione temporale e spaziale, nonché la distribuzione delle componenti ambientali e dei gruppi sociali
coinvolti.
L’accezione di ambiente che si assume considera lo stesso come sistema di interscambio tra
attività umana e risorse, tenendo conto sia delle componenti fisiche, chimiche e biologiche, che degli
aspetti sociali, economici e culturali. In pratica la suddetta procedura dovrebbe consentire di rendere
trasparenti i conflitti in atto sull’uso delle risorse, l’effettiva allocazione dei benefici e dei costi previsti, i
criteri seguiti per l’assunzione delle decisioni, al fine di assumere le decisioni per la ottimale utilizzazione
delle risorse, e cioè definire la migliore allocazione dell’opera da realizzare con il minimo impatto
sull’ambiente ed a costi ragionevoli.
Un’altro aspetto della problematica decisionale connessa con la V.I.A. è quello del rapporto tra la
procedura della V.I.A. e l’analisi costi-benefici; cioè se la V.I.A. deve esprimere un giudizio finale sul
prevalere dei costi sui benefici o limitarsi alla valutazione consultiva per il solo aspetto ambientale,
nell’ambito di un meccanismo decisionale comprendente le altre valutazioni (economiche, sociali,
politiche). L’ottimo sarebbe di poter misurare con unico metro tutti i costi e tutti i benefici compresi
quelli ambientali; ma poiché la valutazione dei fattori ambientali è difficilmente monetizzabile si ricorre,
per quanto riguarda l’ambiente, alle valutazioni in termini fisici, necessariamente eterogenee.
La decisione di investimento, tuttavia, non può fondarsi soltanto sugli aspetti ambientali, ma
anche su quelli di natura economica. Si tratta, dunque, di vedere se, e nel caso positivo come, integrare i
due aspetti valutandoli separatamente. Inoltre, anche la citata direttiva CEE è chiaramente improntata
ad escludere qualsiasi tipo di valutazione costi-benefici, tenendo ad interpretare la V.I.A. come
valutazione comparata tra più progetti per individuare quello che comporta i minori effetti fisici
sull’ambiente. L’impostazione ricorrente è quella di porre in evidenza nell’ambito della problematica
progettuale il citato “vincolo ecologico”. In tal senso si imposta la progettazione, per cui le opere proposte,
le attività e i modi di realizzazione sono stati individuati, tra quelli possibili ed idonei a risolvere le
problematiche tecniche dell’intervento, tenendo conto del suddetto vincolo, nell’ambito delle decisioni
già assunte, quali la localizzazione dell’intervento e la sua potenzialità complessiva.
Lo studio di impatto ambientale ha lo scopo, di norma, di evidenziare e misurare solamente gli
impatti fisici sia positivi che negativi. Si ritiene, infatti, che gli aspetti socio-economici connessi con la
realizzazione del progetto, debbano essere analizzati separatamente, come già indicato in precedenza
per l’analisi economica di un SET.
Inoltre, anche la citata direttiva CEE è chiaramente improntata ad escludere qualsiasi tipo di
valutazione costo-benefici, tenendo ad interpretare la V.I.A. come valutazione comparata tra più progetti, per
individuare quello che comporta i minori effetti fisici sull’ambiente.
In pratica la VIA può essere utilizzata anche come complemento di una analisi multicriteriale
complessa (ambientale ed anche economica) per la scelta progettuale migliore sia dal punto di vista
ambientale che economico.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
343
Questa possibilità di scelta è di fondamentale importanza già in fase di progettazione di massima
per individuare la soluzione tecnica migliore ancora prima della progettazione definitiva ed esecutiva (ai
sensi della L 109/91 Legge Merloni).
14.3 LO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE (SIA)
L’elaborato relativo allo Studio di Impatto Ambientale correda la proposta progettuale ed è,
pertanto, da considerarsi un allegato tecnico fondamentale.
I possibili obiettivi che si possono porre nel momento in cui ci si appresta ad uno S.I.A. possono
essere così sintetizzati:
⋅ a) scegliere l’opera d’impatto minimo tra più di un progetto e più di un sito;
⋅ b) scegliere l’opera d’impatto minimo tra più di un progetto per un solo sito;
⋅ c) scegliere tra un solo progetto e più di un sito;
⋅ d) giudicare l’ammissibilità ambientale di un solo progetto per un solo sito;
⋅ e) giudicare l’entità dell’accettabilità ambientale di un’opera già allocata.
Il lavoro sarà articolato secondo le seguenti fasi:
⋅ - identificazione delle componenti ambientali coinvolte dall’infrastruttura;
⋅ - determinazione delle caratteristiche più rappresentative del sito e dell’impianto;
⋅ - individuazione di una scala di valori con cui stimare le diverse situazioni di ciascun fattore;
⋅ - definizione del contributo ponderale del singolo fattore su ciascuna componente ambientale;
⋅ - raccolte di dati peculiari sul sito e loro quantificazione;
⋅ - valutazione degli impatti elementari con l’ausilio di modelli (matrici-grafici, networks, liste di controllo,
etc.). Su questo aspetto si svilupperà nel prosieguo un metodo di rating matriciale basato
sull’applicazione della fuzzy logic. Esso consente di ottenere non solo il rating (giudizio)
assoluto ma anche la sua variabilità (sensitività) in modo indiretto ma efficace.
Punto di partenza per l’impostazione del citato studio è quello di definire il concetto di “ambiente”.
Per ambiente deve intendersi quel complesso involucro fisico entro il quale si sviluppano tutte le relazioni
“orizzontali”, che legano fra di loro le diverse attività e i diversi soggetti variamente dislocati nello spazio e “verticali”, che
legano, invece, ciascuna attività e ciascun soggetto alle condizioni e alle risorse naturali.
Il raggiungimento di un equilibrio stabile di tali rapporti o il suo mantenimento è divenuto ormai
il problema centrale nel campo della pianificazione territoriale ed ambientale che deve ricercare quella
interazione equilibrata fra sistemi di attività, esigenze dello sviluppo e sistemi ambientali.
Lo studio dell’inserimento di nuove opere nell’ambiente dovrà, pertanto, definire da un lato i
soggetti ed i sistemi ambientali che saranno integrati da modifiche e dall’altro valutare l’entità degli
impatti che le nuove opere avranno sui primi.
14.4 PROCEDURE DA SEGUIRE PER LA STESURA DI UNO STUDIO DI IMPATTO
AMBIENTALE
⋅
⋅
Lo Studio di Impatto Ambientale si suddivide nelle seguenti fasi fondamentali:
Quadro di Riferimento Programmatico: in questa fase occorre indicare tutti i riferimenti
normativi (quadro Normativo di Riferimento) e legislativi (Quadro Legislativo di Riferimento) previsti per
l’opera in progetto. Ogni componente del progetto deve trovare una giustificazione legislativa
ben precisa. In questa sezione, in pratica, si giustifica la legittimità dell’opera in progetto e
pertanto deve essere posta molta attenzione nel predisporla.
Quadro di Riferimento Progettuale: Comprende l’analisi degli ambiti territoriali,
l’inquadramento territoriale, l’inquadramento progettuale dell’opera (descrizione dettagliata delle
sue finalità tecniche e dei suoi componenti), indicazione ed analisi delle scelte tecniche e della loro
compatibilità ambientale, ricerca dei fattori di impatto. Si tratta di una sezione tecnica nella quale
occorre descrivere il progetto avendo come chiave di lettura l’impatto che l’opera genera
nell’ambiente.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
344
⋅
Quadro di Riferimento Ambientale: E’ questa la sezione portante dello Studio di Impatto
Ambientale. In essa si delineano i componenti di impatto e si analizzano le azioni e gli effetti di
tutte le componenti. Ciò viene effettuato con l’ausilio di studi specialistici (ad esempio
inquinamento prodotto nell’aria, nel suolo e nelle acque, inquinamento acustico, azioni sulla flora
e sulla fauna, azioni sociali, ….) che vengono sintetizzati in opportune scale di valutazioni i cui
valori sono inseriti in una matrice azione-effetti detta anche matrice di impatto. Si possono
avere diversi modi di predisporre queste matrici (matrici di Leopold, Matrici coassiali, …). Nel
prosieguo si indicherà una procedura detta delle matrici azioni-effetti e si analizzerà una
procedura di giudizio (rating) cioè un modo di pervenire, da un insieme di dati raccolti in modo
sistematico in forma matriciale, ad un valore che costituisca un riferimento certo per il Giudizio
di Impatto.
Per l’individuazione dei fattori di impatto ci si avvale, di solito, di studi analoghi effettuati per la
stessa tipologia di opere o di guide predisposte da vari enti (CNR, Ministeri vari, associazioni culturali,
…) che suggeriscono gli insiemi più efficaci di fattori di impatto.
Per ciascun fattore di impatto occorre valutare le azioni e gli effetti mediante studi di settore. Ad
esempio per in Impianto di Termovalorizzazione dei Rifiuti Solidi Urbani (RSU) con produzione di
energia e calore per teleriscaldamento occorre esaminare le seguenti categorie di impatto individuate
nella matrice sotto la voce “potenziali alterazioni ambientali”:
a) Per la fase di costruzione dell’impianto:
1) occupazione di aree;
2) impatti connessi alla fase di realizzazione delle opere;
b) Per la fase di gestione dell’impianto:
3) inquinamento acustico;
4) perdita inodorosità dell’aria;
5) inquinamento atmosferico;
6) effetti sulla vegetazione;
7) utilizzo sottoprodotti;
8) prelievi ed inquinamento idrico;
9) bilancio energetico;
10) incremento occupazionale;
11) alterazioni paesaggistiche;
12) modificazioni condizioni del traffico.
Tale elenco di potenziali impatti è determinato partendo dall’analisi delle componenti ambientali
direttamente coinvolte nella rete dei flussi in entrata ed in uscita dall’impianto di termovalorizzazione ed
ipotizzando, di conseguenza, le modificazioni indotte sull’ambiente in base ai flussi di apporto o di
prelievo.
Rispetto alle indicate categorie di potenziali impatti verranno fornite le caratteristiche generali
del fenomeno desumibili da dati di letteratura e standard normativi e le analisi del caso specifico, cioè:
⋅ fattori causali che determinano il potenziale impatto,
⋅ misure tecnologiche e organizzative attuate nell’impianto per impedirne il manifestarsi o limitarne
gli effetti in caso di fattori accidentali.
Quanto appena enunciato in modo generale troverà applicazione nel prosieguo nella procedura di
rating della matrice di impatto con logica fuzzy.
14.5 CENNI DI LOGICA FUZZY
Prima di affrontare le problematiche della matrix rating proprie di una procedura di valutazione di
impatto ambientale occorre qui introdurre alcuni concetti basilari di una nuova (circa vent’anni)
procedura di calcolo e di analisi basata sulla fuzzy logic.
L'avvento dei computer ha stimolato un rapido sviluppo dell'interesse verso tecniche di tipo
quantitativo per l'analisi di processi economici, sociali, biologici ed in generale per tutta la classe dei
processi nei quali interagisce l'uomo.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
345
Storicamente si è preferito ricorrere per la descrizione di tali processi a metodi di analisi che in
realtà erano stati sviluppati per processi il cui comportamento segue le leggi della meccanica,
dell'elettromagnetismo e della termodinamica; il successo dell'applicazione di tali metodi di analisi nei
campi originali ha suggerito, infatti, l'idea che essi fossero di validità generale.
Le difficoltà incontrate nell'applicare tale strategia nei campi sopra indicati hanno invece suggerito
il dubbio che le tecniche di analisi quantitative siano inadatte allo studio dei processi in cui sia coinvolta
la componente umana o comunque dei sistemi di notevole complessità.
Tale incapacità può essere espressa informalmente introducendo un principio di incompatibilità;
questo principio può essere formulato asserendo che la nostra capacità di esprimere delle asserzioni precise e
significative sulle caratteristiche di un sistema diminuisce all'aumentare della complessità di questo.
Partendo da tale spunto Zadeh introdusse nel 1965 una nuova logica, detta fuzzy; tale approccio
all'analisi della realtà si basa sulla premessa che gli elementi chiave nell'attività del pensare umano non
sono numeri ma, piuttosto, identificatori di insiemi sfocati. Ovvero indicatori di classi di oggetti in cui la
proprietà di appartenenza è data da una funzione continua anziché da una funzione booleana del tipo si o
no; cade quindi il principio di non contraddizione: uno stesso elemento può contemporaneamente
appartenere e non appartenere a un insieme.
In realtà la presenza costante di concetti imprecisi nel pensiero suggerisce, secondo Zadeh, l'idea che
il ragionamento umano sia impostato su una logica imprecisa, che utilizza degli insiemi, dei connettivi e
delle implicazioni fuzzy, piuttosto che sulla logica di tipo binaria. Sembra anzi che sia proprio questa
logica fuzzy a giocare un ruolo importante in una delle caratteristiche principali del pensiero umano: la
capacità di sintetizzare le informazioni per estrarre dall'insieme di dati che sollecitano i nostri sensi solo
quei sottoinsiemi che sono di una qualche utilità nel determinare la reazione corretta alle sollecitazioni
esterne.
In questo capitolo si intende descrivere alcune applicazioni della logica fuzzy a dei problemi di
elaborazione di segnali. Infatti tale strategia unisce alla potenza, tipica dei metodi di calcolo non lineari,
la possibilità di rappresentare la realtà utilizzando un linguaggio simile a quello umano. Essa si presenta
come una teoria stimolante per la rappresentazione di fenomeni più o meno complessi utilizzando un
certo numero di fuzzy set (insiemi del tipo fuzzy) elaborati attraverso degli opportuni connettivi e
descrivendo i legami causa-effetto che regolano il processo mediante delle implicazioni fuzzy.
14.6 IL CONCETTO DI FUZZY SET
Pur non volendo fornire nel seguito una trattazione completa della logica fuzzy si introdurranno
nel seguito alcuni concetti di tale logica, pur nell'ottica particolare utilizzata per l'elaborazione dei
segnali. L'introduzione della logica fuzzy permette di manipolare in maniera appropriata informazioni di
tipo qualitativo ed impreciso; l'elemento fondamentale di tale approccio è costituito dal fuzzy set che, come
suggerisce il nome stesso, rappresenta una generalizzazione del concetto classico di insieme. In maniera
formale si può affermare che:
Un insieme fuzzy A è una collezione di oggetti dell'universo del discorso U che hanno una qualche proprietà in
µ : U → 0,1 che associa ad ogni elemento
comune. L'insieme è caratterizzato da una funzione di appartenenza [ ]
y di U un numero reale µ A (y) appartenente all'intervallo [0,1]; esso rappresenta il grado di appartenenza di y
all'insieme A.
In generale più grande è il valore della funzione di appartenenza dell'elemento y al fuzzy set A
maggiore è l'evidenza che l'oggetto y appartenga alla categoria descritta dall'insieme A.
L'insieme dei punti di U per cui la funzione di appartenenza ad un dato fuzzy set A è positiva
viene detto sostegno di A. Si definisce singleton un fuzzy set il cui sostegno è un solo punto di U.
Si supponga, ad esempio, di specificare in maniera linguistica una misura di temperatura che cada
nell'intervallo [100, 200] °C e identificata come temperatura di circa 150°C . Tale concetto può essere
espresso, utilizzando la logica tradizionale mediante una funzione di appartenenza binaria, ovvero che
possa assumere solo i valori 0 o 1: se µ(T)=0 la temperatura non appartiene all'insieme specificato,
altrimenti, se µ(T)=1 la misura rappresenta un elemento dell'insieme. Ciò può essere descritto
utilizzando una funzione rettangolare come riportato in Figura 274.
A

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
346
D'altra parte un fuzzy set che rappresenta lo stesso concetto può utilizzare valori della funzione di
appartenenza che variano nell'intervallo [0,1]; ad esempio può essere specificato come riportato in
Figura 275.
µ(T)
100 135 165 200
T
Figura 274: Rappresentazione dell'insieme temperatura pari a circa 150 °C ottenuta utilizzando i concetti
dell'insiemistica classica.
Un fuzzy set, d'altro canto, permette di rappresentare l'imprecisione di un dato concetto attraverso
la gradualità della funzione di appartenenza. 57)
µ(T)
100 135 165 200
T
Figura 275: Rappresentazione dell'insieme temperatura pari a circa 150 °C"
ottenuta utilizzando i concetti della fuzzy logic
Un insieme ordinario è quindi preciso nel suo significato, presentando una definita transizione
dall'appartenenza alla non-appartenenza. Un'interessante interpretazione della funzione di appartenenza
può essere ottenuta nel campo dei circuiti elettrici (Pedricz, 1989).
Si consideri un circuito elettrico costituito da una sorgente di forza elettromotrice, con resistenza
interna r, collegata ad un resistore di valore R. E' noto che, se si sceglie R = r si ottiene il massimo
trasferimento di potenza sul carico. Viceversa valori di R più grandi comportano una diminuzione della
quantità di potenza trasferita sulla R. Se si traccia il valore della potenza ottenuta in uscita, in funzione
del valore della resistenza R, si ottiene, dopo un'opportuna normalizzazione, la curva riportata in
Figura 276
Essa può essere utilizzata come funzione di appartenenza del valore della resistenza R al fuzzy set
che descrive la capacità della R stessa ad assorbire potenza dal generatore in esame.
57) Si veda la nota di Tong - A control engineering review of fuzzy systems - Automatica, 13-1977

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
347
In altri casi la scelta della funzione di appartenenza può risultare più problematica e si preferisce
fare affidamento alle indicazioni di qualche esperto del settore che si sta considerando.
1
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
R/r
Figura 276: Esempio di funzione di appartenenza di un fuzzy set che descrive la facoltà della resistenza R
14.7 LE OPERAZIONI SUGLI INSIEMI FUZZY
Per introdurre le operazioni sugli insiemi fuzzy si può ricorrere alla relazione esistente tra la
funzione caratteristica (per insiemi tradizionali) e la funzione di appartenenza (per insiemi fuzzy).
Se si considerano le operazioni di unione, intersezione e negazione, nel caso degli insiemi ordinari
si ha, con ovvio significato dei simboli:
{ }
{ }
{ }
A∪ B = u ∈U u ∈ Aor u ∈ B
A∩ B = u ∈U u ∈ Aand u ∈ B
A = u ∈U u ∉ A
Considerando la funzione caratteristica, le operazioni sopra indicate comportano le seguenti
relazioni:
( u) = max ( ( u) , ( u)
) = ( u) ∨ ( u)
( u) = min ( ( u) , ( u)
) = ( u) ∧ ( u)
( u) = 1−
χ ( u)
χ χ χ χ χ
A∪B A B A B
χ χ χ χ χ
χ
A∩B A B A B
A
A
Sostituendo la funzione caratteristica con la funzione di appartenenza, si ottengono le definizioni
delle operazioni di unione, intersezione negazione per gli insiemi fuzzy:
( )
( )
( A∪ B)( u) = max A( u) , B ( u)
( A∩ B)( u) = min A( u) , B ( u)
A( u) = 1−
A( u)
E' possibile dimostrare che con le definizioni adottate continuano a valere formalmente le leggi di
De Morena e le proprietà di assorbimento e di idempotenza; tuttavia nel caso dei fuzzy set si ha:
A∪
A ≠ U
A∩
A ≠ 0
Ciò era del resto prevedibile dato che la teoria fuzzy non prevede la dicotomia, caratteristica della
teoria degli insiemi. Si supponga che nell'universo del discorso di una grandezza x siano definiti i due
fuzzy set, x is media e x is grande, riportati in Figura 277.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
348
µ(x)
x_media
x_grande
x
Figura 277: Funzione di appartenenza dei due fuzzy set x is media AND x is grande
In Figura 278 é riportata la funzione di appartenenza dell'insieme x is media or x is grande:
µ(x)
x_media or x_grande
x
Figura 278: Funzione di appartenenza del fuzzy set, x is media OR x is grande
In Figura 279 é riportata la funzione di appartenenza per il set x is media and x is grande.
µ (x)
x_media and x_grande
x
Figura 279: Funzione di appartenenza del fuzzy set, x is media and x is grande
In Figura 280 viene riportata, infine, la funzione di appartenenza per l'insieme x is not grande.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
349
µ (x)
x_is_not_grande
x
Figura 280: Funzione di appartenenza del fuzzy set x is not grande
14.8 L'IMPLICAZIONE E L'ALGORITMO FUZZY
Si è precedentemente affermato che la logica fuzzy viene spesso utilizzata per descrivere il
comportamento di un sistema. Tale descrizione avviene utilizzando una serie di implicazioni fuzzy
associate in modo da costituire un algoritmo fuzzy. Nel seguito viene data una definizione di entrambi i
termini utile per le applicazioni descritte nel presente lavoro.
Una implicazione fuzzy può essere espressa dal costrutto:
if x is A then y is B
ove sia A che B sono dei fuzzy set. In tale espressione si riconoscono due parti distinte; il
termine:
viene detto antecedente, mentre la parte:
if x is A
then y is B
si chiama conseguente della regola.
Nella logica classica il risultato di un'implicazione è governato dalla regola del Modus Ponens: la
verità dell'implicazione dipende dalla verità della premessa.
Sebbene nella logica introdotta da Zadeh si mantenga fede a tale postulato, bisogna tenere conto
del fatto che l'antecedente dell'implicazione è in generale caratterizzato da un grado di verità compreso
nell'intervallo [0,1]. Estendendo il principio del modus ponens, si ammette che una regola, e quindi il suo
conseguente, non può essere più vera di quanto lo sia l'antecedente.
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
if X is then Y is
X
Y
Figura 281: Rappresentazione grafica della regola fuzzy if x is media then y is grande
Supposto noto un vettore reale contenente le misure delle variabili fuzzy, si definisca l'algoritmo
fuzzy in modo tale che per ciascuna implicazione il valore calcolato sia dato da:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
350
( 0 0 0 0
1
,
2
,
3
,..., )
y = g x x x x
i i k
Il valore di verità di questo risultato può essere ottenuto mediante una generalizzazione del criterio
del Modus Ponens e cioè:
v la conseguenza di una regola fuzzy é tanto vera quanto é vera la sua antecedente
ovvero anche:
v la conseguenza di una regola fuzzy é non può essere più vera della sua antecedente
In questo caso ciascuna regola ha un valore di verità dato da:
( ( 0 ) ( 0 ) ( 0
))
1 1 2 2
y = y = min A x , A x ,..., A x
i i i ki k
ove |*| significa valore di verità della proposizione *.
Il risultato finale é calcolato mediante la relazione (vedi maggiori dettagli nel prosieguo):
y =
∑
∑
y = y y
i
y = y
ove la somma é estesa a tutte le regole che costituiscono l'algoritmo fuzzy.
Si consideri a titolo d'esempio la Figura 281. In essa viene riportata le regola:
if x is media then y is grande.
Nasce il problema di determinare l'uscita di tale regola quando si misura un certo valore della
grandezza x che compare nell'antecedente. E' necessario, a tal fine, riportare sull'asse delle x il valore
numerico assunto da tale variabile.
Il valore assunto dalla funzione di appartenza in corrispondenza del punto che individua il valore di
x rappresenterà il grado di appartenza della grandezza misurata al fuzzy set indicato come x is media. Tale
operazione assume il nome di fuzzyficazione di un valore numerico.
Si è inoltre detto che l'uscita di un'implicazione non può avere, per il principio del modus ponens, un
grado di verità maggiore rispetto al proprio antecedente.
Ciò può essere ottenuto con vari metodi. Generalmente si adottano i metodi del troncamento e del
prodotto. Nel primo caso si tronca il valore della funzione di appartenenza dell'uscita al corrispondente
valore calcolato per l'antecedente, nel secondo si moltiplica la funzione di appartenenza del
conseguente per il grado di attivazione dell'antecedente.
Quanto detto è riportato con un esempio in Figura 282. In tale figura viene riportato il fuzzy set
associato all'implicazione precedente in corrispondenza di un valore numerico della grandezza x. Tale
fuzzy set è rappresentato utilizzando delle spezzate a tratto spesso.
Le definizioni introdotte possono essere estese al caso, molto comune nella pratica e in
particolare nell'elaborazione dei segnali, in cui il segnale scelto per rappresentare l'uscita di un
fenomeno dipenda da più variabili; si può pensare, infatti, che in tale caso il verificarsi del conseguente
dipenda da tutte le condizioni espresse dall'antecedente e che quindi queste siano connesse tra loro da
un'operazione di and fuzzy. L'implicazione assume, nella sua forma più generale, la seguente struttura:
costrutto:
if x is A and y is B ... and n is N then k is B
dove A, B,...,N e C sono dei fuzzy set, definiti in opportuni universi del discorso. Il termine:
if x is A and y is B ... and n is N
in analogia con quanto precedentemente definito, viene ancora detto antecedente, mentre il
costituisce il conseguente dell'implicazione.
then k is B
i
i

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
351
Metodo del troncamento
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
if X is then Y is
x
X
Y
Figura 282: Esempi di calcolo del conseguente di una regola utilizzando il metodo del troncamento
Metodo del prodotto
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
if X is then Y is
x
X
Y
Figura 283: Esempi di calcolo del conseguente di una regola utilizzando il metodo del prodotto
Ricordando quanto detto a proposito del principio del modus ponens si deduce che se
nell'antecedente della regola si hanno più condizioni, ognuna attiva parzialmente, l'intero antecedente, e
quindi anche il conseguente, deve presentare un grado di attivazione uguale al fuzzy and di tutti gli
antecedenti.
Si consideri, ad esempio, la seguente regola:
if x is media and y is grande then k is grande
riportata graficamente in Figura 284.
In Figura 285 viene riportata l'uscita di tale regola, in corrispondenza di due valori numerici delle
grandezze x ed y e supponendo di utilizzare il metodo del troncamento.
Anche in questo caso il fuzzy set determinato viene rappresentato utilizzando una spezzata a
tratto spesso.
Quando si descrive un fenomeno complesso in termini linguistici, spesso è necessario utilizzare
più inferenze, ciascuna per descrivere un particolare aspetto dell'intero processo in esame.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
352
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
k_is_grande
if X is
X
and Y is
Y
then
K is
K
Figura 284- Rappresentazione grafica della regola: if x is media and y is grande then k is grande
Risulta, pertanto, evidente la necessità di combinare varie implicazioni fuzzy al fine di ottenere una
struttura più flessibile (l'algoritmo fuzzy) in grado di rappresentare fenomeni complessi.
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
k_is_grande
if X is
x
X
and Y is
y
Y
then K is
K
Figura 285: Esempio del calcolo dell'uscita di un'implicazione fuzzy contenente due fuzzy set nell'antecedente
Formalmente si può definire un algoritmo fuzzy come una collezione di regole espresse nella forma
precedentemente indicata. Un algoritmo con m regole definite su n variabili assume allora la seguente
forma generale:
R : if x is A and ... and x is A then y is B
1 1 11 n 1n
1
R : if x is A and ... and x is A then y is B
2 1 21 n 2n
2
..........
..........
R : if x is A and ... and x is A then y is B
m 1 m1
n mn m
con ovvio significato dei simboli. Nasce così il problema di definire come vada calcolata l'uscita
di un tale algoritmo. Si osservi che le varie regole forniscono, sotto forma di fuzzy set, e ciascuna
indipendentemente dalle altre, un valore per l'uscita. Inoltre, ogni regola contribuisce a cumulare
certezza sul valore assunto dalla variabile di uscita. Quindi appare logico stabilire che l'uscita di un
algoritmo fuzzy vada determinata calcolando l'or fuzzy delle uscite associate alle singole regole. Si
consideri, ad esempio il seguente algoritmo costituito da due regole:
R1: if x is media and y is grande then k is grande
R2: if x is grande and y is grande then k is molto_grande
rappresentato in forma grafica in Figura 286. Supponendo di aver misurato due valori per le
grandezze X ed Y e di utilizzare il metodo d'inferenza del troncamento, si ottiene per l'uscita di tale
algoritmo un fuzzy set, come riportato graficamente in Figura 287, dove l'uscita dell'intero algoritmo è
rappresentata dalla spezzata a tratto spesso riportata in basso a destra.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
353
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
k_is_grande
if X is
X
and Y is
Y
then K is
K
µ (X)
x_is_grande
µ (Y)
y_is_grande
k_is_molto_grande
if X is
X
and Y is
Y
then K is
K
Figura 286: Esempio di algoritmo fuzzy, costituito da due regole
Da quanto finora espresso risulta evidente che l'uscita di un algoritmo fuzzy è costituita
fuzzy set.
da un
µ (X)
x_is_media
µ (Y)
y_is_grande
µ (K)
k_is_grande
if X is
X
and Y is
Y
then K is
K
µ (X)
x_is_grande
µ (Y)
y_is_grande
µ (K)
k_is_molto_grande
if X is
X
and Y is
Y
then K is
K
µ (K)
K
Figura 287: Determinazione dell'uscita di un algoritmo fuzzy con il metodo del troncamento
Poiché nei problemi pratici, e in particolar modo nell'analisi dei segnali, si è interessati a
descrivere una grandezza utilizzando un numero reale, è necessario introdurre un ulteriore operatore,
che associ a un fuzzy set un numero reale adatto a rappresentare, secondo un qualche criterio, il
contenuto informativo del fuzzy set stesso.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
354
Tale operazione è detta di defuzzyficazione e costituisce il legame tra il mondo fuzzy
dell'algoritmo e il modo dei numeri reali, con cui siamo abituati a descrivere il mondo che ci circonda.
Per tale operazione sono state proposte in letteratura varie definizioni. In particolare, in quanto
segue verrà utilizzato il metodo di defuzzyficazione detto del centroide: il fuzzy set viene rappresentato,
secondo tale metodo, dal baricentro della figura che rappresenta la funzione di appartenenza
dell'insieme stesso. Si ha, quindi:
k
c
= ∑ ∑
b g c b g h
u i µ u i
µ cubigh
la sommatoria essendo estesa agli elementi del fuzzy set che hanno funzione di appartenenza non
nulla. Un altro metodo, detto delle altezze (usato quando si vuole defuzzyficare un insieme che proviene
dall'unione di più fuzzy set), fornisce un valore che é la media pesata dei valori corrispondenti ai centroidi
delle funzioni di appartenenza delle uscite associate alle varie regole.
I pesi corrispondono al grado di verità degli antecedenti delle varie regole. Si ha, quindi:
k
c
∑ u ( A( i)
) µ ( u ( A ))
=
( ( )) i
∑ µ u Ai
14.9 L'ALGORITMO FUZZY CON CONSEGUENTE LINEARE
Nelle applicazioni descritte nel presente lavoro si è preferito ricorrere a una struttura delle
implicazioni fuzzy leggermente diversa rispetto a quanto suggerito da Zadeh. In particolare le regole
fuzzy considerate assumono la seguente forma, secondo quanto proposto da Sugeno 58) in un lavoro
ritenuto fondamentale nel campo della logica fuzzy:
i i i i
i i
if x is A and x is A and ... and x is A
1 1 2 2
i i i i
then y = g d x x x
i
1
,
2
, ...,
n i
Il modello introdotto presenta una struttura che può essere considerata come un caso particolare
del modello generale, introdotto da Zadeh e in particolare esso presenta le peculiarità:
v le funzioni di appartenenza per i fuzzy set degli antecedenti sono tutte funzioni lineari a tratti, non
crescenti o non decrescenti;
v il conseguente è espresso da un numero reale; questo può essere considerato un particolare
fuzzy set avente funzione di appartenenza unitaria in un solo punto dell'universo del discorso,
ovvero un singleton.
Si assume, inoltre, che il conseguente sia ottenuto come funzione dei valori assunti da alcune,
eventualmente tutte, delle variabili che entrano in gioco nell'antecedente. Nella struttura proposta in
Sugeno (1985) si assume in particolare che la funzione g i () sia lineare.
Pertanto la i-ma implicazione assume la forma riportata graficamente in Figura 288. Se
l'algoritmo fuzzy contiene m regole, della forma precedentemente introdotta, applicando il metodo
defuzzyficazione del centroide si ricava che l'uscita y deve essere calcolata come media pesata, secondo
il grado di attivazione delle singole regole, delle rispettive uscite y i :
n
n
58) Si veda S. Sugeno - Fuzzy Identification of Systems and its Applications to Modelling and Control - IEEE Trans. on
Systems, Man and Cybernetics, Vol. SMC-15, No. 1, 1985.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
355
m
∑ b ig
i
c
= = 1
m
∑ µ
i
i=
1
k
µ y y
i
1
A1
1
A2
1
An
if
x1 is
0
and
x2 is
0
and, ... ,and
xn is
0
x11
x12
x21
x22
xn1
xn2
then y= p0+p1*x1+p2*x2+...+pn*xn
Figura 288: Esempio di implicazione proposta in Sugeno, 1985
14.10 OPERAZIONI ARITMETICHE E ANALISI DEGLI INTERVALLI
Un tipo di grandezza fuzzy é quella definita ad intervallo cioè da un valore centrale a e da un
intervallo di variazione (a-α, a, a+α) con α semiampiezza dell'intervallo detta varianza. La
rappresentazione grafica é del tipo indicato in Figura 289.
a- α b
a
a+ α b- β b+ β
Figura 289- Grandezze fuzzy ad intervallo
La combinazione delle varianze nella fuzzy set theory tiene conto dell'effetto contemporaneo degli
estremi positivi e negativi producendo un allargamento della varianza. Tale effetto non può essere ottenuto
mediante la sola combinazione di effetti estremi (positivi e negativi) come si fa nell'analisi di sensitività
usualmente condotta sulle matrici di giudizio di tipo deterministico.
La regola fuzzy per la combinazione di proprietà di un insieme fuzzy é data dalle seguente
relazione:
a f a = Sup (u,v) Inf c u f , x c
avf
y
w
c x*y
ove é:
w = u * v
e χ x e χ y sono le funzioni di appartenenza fuzzy (membership function). In particolare, nel nostro caso,
tali funzioni dipendono dagli intervalli (cioè dalle varianze) presi in considerazione. Pertanto le varianze
entrano in gioco direttamente nella determinazione del valore centrale.
Le tre regole di combinazione per l'analisi degli intervalli (forma esplicita derivata dalla regola
generale precedente):
Somma :
e
(a,α) + (b,β) = (a+b, α+β)
j

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
356
Differenza:
Prodotto :
(a,α) - (b,β) = (a-b, α+β)
(a,α) * (b,β) = (ab+αβ, aβ+bα)
ove a e b sono i valori centrali di giudizio e α e β sono le varianze e pertanto gli intervalli fuzzy
sono definiti dalle relazioni (a-α,a,a+α) e (b-β,b,b+β), come indicato in figura 17.
Si può così osservare che le differenze di valori centrali di eguale valore assoluto forniscono
valore centrale nullo ma varianza pari alla somma delle varianze.
Lo stesso allargamento (spread) si ha per la somma di variabili fuzzy. Per il prodotto fuzzy si ha un
valore centrale che é la somma del prodotto dei due valori centrali e delle due varianze mentre lo spread
si allarga con la combinazione lineare delle varianze e dei valori centrali.
E’ anche possibile affrontare il problema della scelta tra varie alternative, ciascuna delle quali
rappresentata da un vettore con componenti intervalli.
A tale scopo conviene utilizzare due ordinamenti parziali tra intervalli recentemente introdotto
da Ishibuchi e Tanaka.
DEF1. Dati due intervalli A = [a1.a2] e B = [b1,b2] diremo che
A [

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
357
14.12 METODI DI ANALISI MULTICRITERIALI PER LA V.I.A.
Non rientra nello scopo della presente relazione descrivere la metodologia dell'analisi
multicriteriale (AMC) ma si vuole egualmente fornirne la traccia operativa in modo da renderne
possibile il confronto con il metodo fuzzy descritto in altra relazione. Obiettivo dell'AMC é di
massimizzare una funzione detta di valore o di utilità della forma:
U =U (g 1 , g 2 ,g 3 ,..., g n )
che ingloba i differenti giudizi g i sulle azioni possibili. La metodologia usata può variare a seconda
dei casi : quelle maggiormente utilizzate sono:
v metodi del surclassamento;
v metodi interattivi;
v metodi dell'utilità multiattributo.
Nel caso del metodo del surclassamento si possono utilizzare anche gli indici di concordanza (o anche
di discordanza) variabili fra 0 e 1. In questo modo il metodo utilizza anche definizioni fuzzy degli attributi
(procedura ELECTRE III).
I criteri di analisi debbono essere di volta in volta scelti in funzione della tipologia dell'opera e dei
giudizi espressi.
14.13 APPLICAZIONE DELLA FUZZY LOGIC ALL’ANALISI MULTICRITERIA
Alle metodologie sopra esposte si può aggiungere una variante del surclassamento detta analisi di
dominanza. Le azioni possibili delle alternative progettuali possono essere qualificate secondo criteri
quantitativi o anche con criteri non quantitativi.
Ciascun criterio può anche presentare fattori non deterministici (e quindi di tipo fuzzy) che
possono essere incorporati nell'analisi multicriteriale.
Al fine di determinare i vettori di impatto di riferimento occorre per ciascuna alternativa
progettuale preparare le matrici di azione-effetti sulla base di opportune liste di controllo, ad esempio
quelle indicate dalla Società Italiana di Ecologia elaborate per l'opera in esame.
Ad esempio per la costruzione di una strada si possono ipotizzare le seguenti azioni :
v Uso della strada
v Fattori Fisici
v Aree interessate
v Azioni correttive
Gli effetti possono essere, sempre nell'esemplificazione assunta, i seguenti :
v Impatto economico e sociale
v Impatto sul traffico degli abitati
v Impatto sul traffico della strada
v Impatto sulla flora e sulla fauna
v Impatto Geofisico
E' pertanto possibile costruire, per ciascuna alternativa progettuale, una matrice azioni-effetti
avente nelle righe le azioni e nelle colonne gli effetti sopra considerati.
Nella compilazione delle matrici si può adottare una simbologia che evidenzi l'esistenza di un
impatto positivo, negativo o neutro. Per la gerarchizzazione degli impatti si possono considerare i
seguenti aspetti:
IMPATTO DEL PROGETTO
+ positivo
- negativo
N
Neutro (parte positivo e parte negativo, indeterminato o incerto).
IMPORTANZA DELL'IMPATTO
S
M
Scarsa
Media

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
358
G
Grande
PROBABILITÀ DELL'IMPATTO
C
Certa
P
Probabile
I
Improbabile
S
Indeterminata
DURATA DELL'IMPATTO
T
Temporanea
P
permanente
La descrizione di ciascun impatto risulta pienamente completata nelle tabelle derivate dalla
matrice di relazione. Il numero e le tipologie di giudizio possono essere diverse da quelle sopra indicate
che sono qui riportate solo quale riferimento esemplificativo.
E' anche opportuno osservare che l'uso di connotazioni linguistiche può facilitare la
formulazione del giudizio. La scala dei giudizi può essere anche più estesa di quella sopra indicata per i
diversi aspetti degli impatti ma l'esperienza dimostra che al crescere del numero dei valori si ha un
disperdimento del giudizio. Per la formulazione di ciascun giudizio occorre avere un gruppo di lavoro
polivalente, composto da diversi esperti (da tre a cinque) dei rispettivi settori interessati, che esprimano
i loro giudizi indipendentemente l'uno dall'altro e che ciascun giudizio sia determinato sulla base di un
criterio unico per tutte le alternative di progetto (prevalenza, surclassamento, media,..).
La verifica degli impatti é anche possibile sulla base di approcci culturali e metodologici diversi; in
questa sede si vuole privilegiare l'aspetto tecnico-analitico delle azioni e degli effetti e pertanto i giudizi
di impatto possono (là dove possibile) essere conseguenti a studi specifici.
Ad esempio per l'impatto geofisico il giudizio può derivare da studi mirati sul terreno di
intervento; così per la diffusione di inquinanti il giudizio può derivare dall'analisi dei risultati di un
opportuno modello matematico di simulazione, ...
Dall'esame della matrice di relazione deriverà un giudizio sull'impatto globale dell'opera per
ciascuna alternativa esaminata. Tale giudizio appare, però, influenzabile dai pesi attribuiti agli impatti
non deterministici e quindi soggettivi e pertanto nasce il problema di oggettivizzare il giudizio di impatto il
più possibile mediante analisi di tipo quantitativo, quando ciò é possibile.
La matrice di relazione finale ottenuta dal giudizio del gruppo di esperti prende il nome di
matrice di riferimento e si suppone che rappresenti il massimo nell'oggettivazione ed
omogeneizzazione dei giudizi e dei pesi.
L'analisi delle matrici di riferimento per ciascuna delle ipotesi di lavoro alternative può essere
effettuata, ad esempio, con una delle seguenti metodologie:
v analisi crisp
v analisi fuzzy con varianza fissa
v analisi fuzzy con varianza proporzionale
14.14 ANALISI CRISP : METODOLOGIA OPERATIVA
Le sottomatrici deterministiche (crisp) sono state ottenute assegnando ai giudizi presenti nelle
matrici di riferimento i seguenti valori :
IMPORTANZA PROBABILITÀ DURATA
G=1 C=1 P=1
M=0,5 P=0,6 T=0,1
S=0,1
I=0,2
Il rapporto fra il giudizio di permanenza e di temporaneità é stato fissato pari a quello della durata
presunta dell'opera e quella presunta del cantiere.
Il valore 0,1 per la temporaneità deve, quindi, intendersi in senso matematico come probabilità di
durata. Si vedrà nel prosieguo come la varianza di questo giudizio influenza le sottomatrici risultante.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
359
Con l'analisi deterministica (crisp) i giudizi sono numericamente espressi da valori unici e la
valutazione delle matrici di riferimento porta a valori univoci delle sottomatrici e del vettore finale di
impatto. Viene valutata per ogni sottomatrice della matrice di azioni-effetti effettuando una
sommatoria dei prodotti dei valori di importanza per la probabilità per la durata ciascuno con il
segno dato dal tipo di impatto.
Per gli impatti indeterminati si effettua un calcolo separato per ciascuna sottomatrice. Ad esempio
per il progetto di una strada con tre alternative in esame si possono ottenere i risultati indicati nella
seguente tabella per gli impatti positivi e negativi:
ALTERNATIVA
RATING MATRIX PER LE TRE ALTERNATIVE
IMPATTO SUL IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL TRAFFICO
BACINO DI UTENZA NELLA STRADA
IMPATTO
ECONOMICO E
SOCIALE
IMPATTO SULLA
FLORA E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
A 7,63 8,63 -0,37 -3,76 -5,91
B 12,93 9,63 0,63 -3,52 -4,41
C 5,33 9,63 -0,37 -4,48 -4,41
e per i vettori degli impatti indeterminati si ha la seguente tabella:
RATING MATRIX DEI GIUDIZI INDETERMINATI PER LE TRE ALTERNATIVE
ALTERNATIVA IMPATTO
ECONOMICO E
SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO NELLA
STRADA
IMPATTO SULLA
FLORA E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
A 1,02 0 0 0,16 3,81
B 1,02 0 0 0,16 3,81
C 1,02 0 0 0,16 3,81
I pesi considerati sono unitari per tutti gli impatti: si é pertanto assegnata eguale importanza agli
impatti considerati trascurandone l'eventuale peso politico che potrebbe maggiormente far risaltare un
impatto rispetto agli altri. Ad esempio l'impatto economico e sociale ha una valenza politica maggiore
rispetto agli altri: la necessità di un'opera ha giustificazioni economiche e sociali che spesso trascendono
gli altri effetti possibili. Le sottomatrici crisp per ciascuna alternativa siano le seguenti :
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
ALTERNATIVA A
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA STRADA
IMPATTO SULLA
FLORA E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
5,36 6,7 -0,26 -0,8 -0,72
-3,41 -0,01 -0,11 -3,8 -4,63
-1,47 1,94 0 -0,6 -3,36
7,16 0 0 1,44 2,8
ALTERNATIVA B
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA STRADA
IMPATTO SULLA
FLORA E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
9,66 7,77 0,74 -0,8 -0,72
-3,41 -0,01 -0,11 -3,8 -4,63
-1,47 1,94 o -0,6 -3,36
8,16 0 0 1,68 4,3
ALTERNATIVA C
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA STRADA
IMPATTO SULLA
FLORA E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
5,36 7,7 -0,26 -0,8 -0,72
-4,21 -0,01 -0,11 -3,8 -4,63
-1,47 1,94 0 -0,6 -3,36
5,66 0 0 0,72 4,3
L'esame di queste sottomatrici mostra come gli impatti siano quasi sempre negativi sull'ambiente
mentre risulta prevalentemente positivo quello economico e sociale la cui valenza politica é stata in
questa sede trascurata.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
360
14.15 ANALISI FUZZY : METODOLOGIA OPERATIVA
La metodologia presa in esame nella presente situazione consiste nel valutare gli elementi
della matrice di relazione a seconda dei seguenti parametri:
SEGNO
IMPORTANZA
PROBABILITÀ
DURATA.
In assenza di correlazioni tra le azioni e gli effetti viene assegnato il valore A ( assente) per il
segno dell'elemento ed in tal modo i valori associati di :
IMPORTANZA
PROBABILITÀ
DURATA
vengono inizializzati a zero. Il SEGNO può essere :
POSITIVO
NEGATIVO
NEUTRO
Per NEUTRO si intende un segno non ancora determinato (indicante la presenza di effetti in
parte positivi ed in parte negativi ). Il concetti di IMPORTANZA ,PROBABILITÀ,DURATA
vengono definiti come VARIABILI LINGUISTICHE FUZZY , che prendono come valori
sottoinsiemi FUZZY. In particolare: l'IMPORTANZA può assumere i valori :
GRANDE
MEDIA
SCARSA
La PROBABILITÀ può assumere i valori:
CERTA
PROBABILE
IMPROBABILE
La DURATA può assumere i valori:
PERMANENTE
TEMPORANEA
Ognuno di questi valori é rappresentato da un insieme FUZZY definito da una funzione di
appartenenza. Come prima implementazione del metodo sono state utilizzate le funzioni di
appartenenza che sono le funzioni caratteristiche di intervalli, caratterizzate da un valore di picco e
dall'ampiezza dell'intervallo. L'elaborazione della matrice di relazione segue le stesse regole che nel caso
non fuzzy, come esposte precedentemente; l'unica differenza é che le operazioni aritmetiche sono
interpretate secondo le regole della teoria fuzzy (che nel caso degli intervalli, si riducono a quelle
dell'Analisi di Intervalli).
In tal modo si ottiene un vettore di valutazione finale le cui componenti sono insiemi fuzzy,
caratterizzati da un valore di picco e dall'ampiezza di oscillazione. L'analisi di sensitività e quindi
automaticamente inglobata nella presente metodologia.
14.16 APPLICAZIONE AL CASO ESEMPIO DI UNA STRADA
I giudizi presenti nelle matrici di riferimento possono essere solitamente affetti da incertezza e
pertanto possono essere considerati variabili fuzzy. Detta variabilità può anche essere presa in
considerazione mediante l'analisi deterministica tradizionale utilizzando l'analisi di sensitività.
Questa consiste nel valutare le sottomatrici in tutte le combinazioni possibili di giudizio,
assegnando alle scale di valutazione valori discreti variabili fra un valore minimo (giudizi negativi) ed
un valore massimo (giudizi positivi). In pratica mediante analisi di sensitività occorre combinare fra
loro tutti i valori attribuiti, ad esempio, ad un evento improbabile da 0,1 a 0,3 o per un evento la

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
361
probabile da 0,5 a 0,7,. ecc... Il numero delle combinazioni cresce notevolmente con il numero dei
giudizi e delle sottomatrici (azioni-effetti) considerati. La fuzzy logic, dal canto suo, utilizza lo stesso
concetto introdotto nella teoria dei fuzzy set: una proposizione logica fuzzy non deve essere
necessariamente vera o falsa, ad essa può essere associato, o per essa può essere ricavato, un valore di
verità variante con continuità da 0 ad 1.
Le tecniche fuzzy potrebbero fornire uno strumento semplificatore nella fase di progettazione di
modelli economici-ambientali e, in un secondo tempo, permettere di costruire sistemi esperti fuzzy
all'interno dei quali inserire oltre alla conoscenza legislativa quella tecnico-economica e quella ambientale
in modo da costruire un Sistema Esperto con il compito di inferire, in maniera più o meno
approssimata e soggettiva, la giusta o più probabilistica valutazione sull'impatto ambientale di un'opera.
Tale opinione nasce da una serie di osservazioni sulla reale natura del processo di VIA e, più
precisamente, dalle seguenti :
v i valori degli elementi di una classica matrice di Via sono linguistici; più precisamente i modelli
di VIA non possono essere semplici adattamenti di modelli economici in cui le variabili
ambientali vengano aggiunte e trattate alla stessa stregua delle variabili quantitative;
v la definizione delle variabili di sistema é spesso un processo soggettivo dipendente da fattori non
quantificabili.
L'elaborazione della matrice di relazione segue le stesse regole che nel caso deterministico, già
esposte precedentemente; l'unica differenza é che le operazioni aritmetiche sono interpretate secondo le
regole della teoria fuzzy (che, nel caso degli intervalli, si riducono a quelle dell'Analisi di Intervalli).
In questo modo si ottiene un vettore di valutazione finale le cui componenti sono insiemi fuzzy ,
caratterizzati cioè da un valore di picco e dall'ampiezza di oscillazione (varianza). L'analisi fuzzy si
rivela più probante rispetto all'analisi tradizionale (crisp) in quanto meglio descrittiva delle condizioni di
soggettività e di incertezza proprie dei giudizi. Le varianze, infatti, più ancora dell'analisi di sensitività,
indicano come la centralità del valore di impatto venga alterata dall'incertezza dei giudizi.
Inoltre la combinazione degli intervalli di variazione secondo la fuzzy set theory risulta più
congruente e matematicamente più corretta a posizionare il vettore d'impatto che non il semplice
calcolo dei massimi effetti positivi o negativi dell'analisi di sensitività.
La combinazione delle varianze nella fuzzy set theory tiene conto dell'effetto contemporaneo degli
estremi positivi e negativi producendo un allargamento della varianza. Tale effetto non può essere ottenuto
mediante la sola combinazione di effetti estremi (positivi e negativi) come nell'analisi di sensitività
usualmente condotta sulle matrici di azione di tipo deterministico.
La regola fuzzy per la combinazione di proprietà di un insieme é data, come già visto in
precedenza, dalle seguente relazione :
{ }
( u v)
( )
( )
w u v
x y
Sup Inf ,
, x y
χ
∗
= χ χ (97)
ove é: w=u*v e χ x e χ y sono le funzioni di appartenenza fuzzy. In particolare, nel nostro caso, tali
funzioni dipendono dagli intervalli presi in considerazione. Pertanto le varianze entrano in gioco
direttamente nella determinazione del valore centrale.
Consideriamo le seguenti tre regole di combinazione (forma esplicita della regola precedente) :
Somma :
Differenza:
Prodotto :
(a,α) + (b,β
,β) = (a+b, α+β)
(a,α) - (b,β) = (a-b, α+β)
(a,α) * (b,β
,β) = (ab+αβ
αβ, aβ+bα)
Si può così osservare che le differenze di valori centrali di eguale valore assoluto forniscono
valore centrale nullo ma varianza pari alla somma delle varianze. Lo stesso allargamento (spread) si ha
per la somma di variabili fuzzy.
Per il prodotto fuzzy si ha un valore centrale che é la somma del prodotto dei due valori centrali e
delle due varianze mentre lo spread si allarga con la combinazione lineare delle varianze e dei valori
centrali. L'analisi di sensitività é quindi automaticamente inglobata nella presente metodologia.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
362
I valori di rating attribuiti ai giudizi di impatto nelle matrici di riferimento sono ora dati nella
seguente tabella:
IMPORTANZA PROBABILITÀ DURATA
G=0,9±0,1 C=0,9±0,1 P=0,9±0,1
M=0,5±0,1 P=0,6±0,1 T=0,15±0,1
S=0,1±0,1
I=0,2±0,1
La scelta della varianza pari a 0,1 comporta un valore più fuzzy (cioè più incerto) per i giudizi
nominalmente inferiori. Un intervallo di variabilità inferiore avvicinerebbe l'analisi fuzzy all'analisi crisp:
si vedrà nel prosieguo l'effetto di questa riduzione.
14.16.1 VALUTAZIONE QUANTITATIVA DELL'EFFETTO
Innanzitutto si considera un gruppo di esperti { 1,2,...,N}. A ciascun esperto viene chiesto di
valutare i gradi di impatto per ciascun elemento della matrice secondo la metodologia seguente. Ogni
impatto A n,m(k) dove l'indice k si riferisce al k-esimo esperto viene ottenuto dopo un'analisi del
segno dell'impatto, importanza dell'impatto, probabilità dell'impatto, durata dell'impatto, per il
momento intese come connotazioni linguistiche.
Il segno dell'impatto può essere:
positivo (+)
negativo (-)
neutro (N)
ove per neutro si intende che ha componenti sia positive che negative che si bilanciano.
L'importanza dell'impatto può essere:
Grande (G)
Media (M)
Scarsa (S)
Tale suddivisione può ovviamente essere raffinata, ammettendo altre caratterizzazioni come molto
grande, molto scarsa, ecc. Noi qui ci limiteremo ad esaminare la suddivisione triadica citata in quanto,
essendo i nostri propositi esemplificativi, é perfettamente adeguata allo scopo.
La probabilità dell'impatto può essere:
Certa (C)
Probabile (P)
Improbabile (I)
Anche per la probabilità valgono le stesse osservazioni fatte per l'importanza riguardanti la
possibilità di ulteriori suddivisioni.
La durata dell'impatto può essere:
Temporanea (T)
Permanente (Pe)
Anche in questo caso é possibile raffinare la suddivisione prevedendo impatti a medio termine,
ecc. La quantificazione delle connotazioni linguistiche precedentemente esposte avviene associando
valori numerici compresi tra 0 e 1 a ciascun aggettivo ( tranne al segno neutro ). In particolare
vengono scelti i seguenti valori (la giustificazione di tali scelte é in qualche modo a posteriori ) :
G = 1
M = 0.5
S = 0.1
C = 1
P = 0.6
I = 0.2
Pe = 1
T = 0.1

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
363
I valori di segno sono il segno algebrico corrispondente, tranne che per il segno neutro (N) che
viene lasciato indicato. La scelta dei valori numerici per permanente e temporanea é stata fatta sulla
base del confronto tra durata ipotizzabile dell'opera e di quella dei cantieri necessari per la realizzazione.
A questo punto il grado di impatto viene definito come il prodotto dei valori di importanza,
probabilità, durata, preceduto dal segno. Ripetendo questa operazione per ogni elemento della matrice,
si ottiene una matrice i cui elementi sono numeri con il segno (+, -, N).
Gli elementi nulli vengono anche designati con la lettera A (indicante assente).
La matrice risultante, di generico elemento A n,m (k) é caratteristica del k-esimo esperto. Un'unica
matrice di relazione del progetto indicata con A n,m si ottiene aggregando le varie matrici determinate
dai vari esperti. Sono possibili diversi tipi di aggregazione:
pessimistica: che corrisponde a prendere i minimi , cioè
A n,m = min{A n,m (k) } , k=1,2,...N
ottimistica: che corrisponde a prendere i massimi, cioè
A n,m = max{A n,m (k) } ,
media: che corrisponde ad eseguire il valore medio
k=1,2,...N
A n,m = (1/N)ΣA n,m (k)
É possibile poi definire altri tipi di aggregazione, come la pessimistica modificata, ecc.
14.16.2 AGGREGAZIONE DEI VALORI DI IMPATTO
Vi sono diversi modi di aggregare la matrice A n,m per ottenere una valutazione globale (o per
raggruppamenti di azioni od effetti). Uno di quelli utilizzati nella pratica é quello di aggregare la matrice
per gruppi di effetti, cioè prendere il valore medio degli elementi di una colonna, ottenendo così un
vettore di valutazione ad M0 componenti (dove M0 é il numero di gruppi di effetti e N0 é il numero di
gruppi di azioni, talché la matrice [A] consta di N0x M0 sottomatrici ).
I valori delle componenti di un vettore di valutazione sono ovviamente dipendenti dai valori
numerici assegnati alle connotazioni di importanza, probabilità,durata. É allora molto importante
determinare la sensitività dei risultati alla variazione di tali valori numerici.
Ciò si realizza variando (separatamente o in combinazione, utilizzando possibilmente generatori
di numeri casuali, Metodo Monte-Carlo) i valori numerici assegnati a Grande, Media, ecc. e ricalcolando i
vettori di valutazione corrispondenti.
Bisogna poi confrontare i vari vettori di valutazione ottenuti, tramite l'introduzione di
opportune metriche. É evidente che tale procedimento é particolarmente oneroso dal punto di vista del
calcolo in quanto il numero delle combinazioni possibili é elevato e non riesce mai ad essere
esauriente.
Un altro tipo di analisi di sensitività che viene condotta é quello di assegnare importanza grande a
tutti i giudizi positivi e scarsa a quelli negativi, ottenendo così il vettore di valutazione corrispondente
alla propensione ottimistica; poi ripetere l'operazione assegnando importanza grande a tutti i giudizi negativi
e scarsa a quelli positivi ottenendo così il vettore di valutazione corrispondente alla propensione
pessimistica.
Il posizionamento del vettore di valutazione corrispondente ai giudizi iniziali inalterati (vettore di
riferimento) relativamente ai vettori corrispondenti alle propensioni ottimistica e pessimistica ( misurata
tramite un'opportuna metrica, ad esempio quella euclidea) dà un'indicazione del grado di ottimismo o
pessimismo insito nella valutazione.
Procedendo nell'applicazione dei suddetti concetto al caso esempio della costruzione di una
strada con tre alternative di progetto, i vettori di impatto fuzzy sono dati dalla seguente tabella:
ALTERNAT
IVA
VETTORI DI IMPATTO DI RIFERIMENTO FUZZY PER LE TRE ALTERNATIVE
IMPATTO IMPATTO SUL IMPATTO SUL IMPATTO
ECONOMICO TRAFFICO NEL TRAFFICO SULLA FLORA E
E SOCIALE BACINO DI NELLA SULLA FAUNA
IMPATTO
GEOFISIC
O
UTENZA STRADA
A 6,37±7,65 6,84±2,64 -0,58±1,46 -3,76±3,76 -4,82±4,18

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
364
B 9,87±8,43 7,49±2,78 0,08±1,60 -3,56±3,82 -3,84±4,39
C 4,81±7,02 7,49±2,78 -0,58±1,46 -4,33±3,61 -3,84±4,39
Per i giudizi indeterminati (contrassegnati dalla lettera N nelle matrici di relazione) si ha la
seguente tabella riassuntiva:
VETTORI DI IMPATTO DI RIFERIMENTO DEI GIUDIZI INDETERMINATI PER LE TRE
ALTERNATIVE
ALTERNAT
IMPATTO
IVA
GEOFISICO
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA
STRADA
IMPATTO
SULLA FLORA
E SULLA
FAUNA
A 1,06±0,54 0,00±0,00 0,00±0,00 0,32±0,28 3,02±1,06
B 1,06±0,54 0,00±0,00 0,00±0,00 0,32±0,28 3,02±1,06
C 1,06±0,54 0,00±0,00 0,00±0,00 0,32±0,28 3,02±1,06
Si omette per semplicità di riportare le sottomatrici fuzzy per ciascuna delle tre alternative.
L'osservazione dei vettori di impatto nominali consentirebbe già immediatamente di effettuare
alcune osservazioni: l'impatto economico e sociale e l'impatto sul traffico nel bacino di utenza risultano
nettamente positivi sui valori centrali e ciò potrebbe anche giustificare l'attribuzione di un peso politico
maggiore a questi impatti. La variabilità dell'impatto dai limiti estremi positivi e negativi dell'incertezza
finale é testimonianza di una sensibile indeterminazione del giudizio che incide maggiormente in
corrispondenza dei valori più bassi delle scale considerate per il rating.
Volendo effettuare un confronto fra i due tipi di analisi fin qui considerate si consideri la seguente
tabella riepilogativa:
ALTERNATIV
A
VETTORI DI IMPATTO DI RIFERIMENTO CRISP PER LE TRE ALTERNATIVE
IMPATTO IMPATTO SUL IMPATTO SUL IMPATTO
ECONOMICO TRAFFICO NEL TRAFFICO SULLA FLORA
E SOCIALE BACINO DI NELLA E SULLA
IMPATTO
GEOFISICO
UTENZA STRADA FAUNA
A 7,63 8,63 -0,37 -3,76 -5,91
B 12,93 9,63 0,63 -3,52 -4,41
C 5,33 9,63 -0,37 -4,48 -4,41
VETTORI DI IMPATTO DI RIFERIMENTO FUZZY PER LE TRE ALTERNATIVE
ALTERNATIV
A
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA
STRADA
IMPATTO
SULLA FLORA
E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
A 6,37±7,65 6,84±2,64 -0,58±1,46 -3,76±3,76 -4,82±4,18
B 9,87±8,43 7,49±2,78 0,08±1,60 -3,56±3,82 -3,84±4,39
C 4,81±7,02 7,49±2,78 -0,58±1,46 -4,33±3,61 -3,84±4,39
I valori centrali dell'impatto economico e sociale risultano comparabili solo le alternative A (7,76
crisp contro 6,37 fuzzy) e C (5,33 crisp contro 4,81 fuzzy) mentre per l'alternativa B si hanno forti
discrepanze (12,93 crisp contro 9,87 fuzzy) ed inoltre per quest'ultima si ha una varianza di 8,43 che
porta ad avere quali estremi di giudizio i valori 1,44 (pessimistico) e 18,3 (ottimistico).
Per l'alternativa A l'impatto economico e sociale varia da -1,28 (pessimistico) a 14,02 (ottimistico)
mentre per l'alternativa B esso varia da -2,21 (pessimistico) a 11,83 (ottimistico): in entrambi i casi i
valori pessimistici risultano negativi e i quelli ottimistici positivi e di valore assoluto inferiori a quelli
dell'alternativa B.
Si può pertanto osservare come l'analisi fuzzy risulti più significativa dell'analisi crisp che non
riesce a tenere conto delle combinazioni di giudizio in modo così completo come invece
automaticamente si ottiene con la prima.
La stessa chiave di lettura può essere applicata all'esame degli altri impatti per i quali, pur essendo
maggiormente comparabili i valori centrali fuzzy e quelli crisp, si hanno variazioni dovute alle
combinazioni matematiche fuzzy delle varianze.
Gli intervalli fuzzy per le tre alternative possono qui essere riepilogate nella seguente tabella:
INTERVALLI DI VARIABILITÀ FUZZY PER LE TRE ALTERNATIVE

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
365
ALTERNATI
VA
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA
STRADA
IMPATTO
SULLA FLORA
E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
A -1,28 : 14,02 4,20 : 9,48 -2,04 : 0,88 -7,52 : 0,00 -9,00 : -0,60
B 1,44 : 18,30 4,71 : 10,27 -1,52 : 1,68 -7,38 : 0,26 -8,23 : 0,55
C -2,21 : 11,83 4,71 : 10,27 -2,04 : 0,88 -7,94 : -0,72 -8,23 : 0,55
Si noti come per l'impatto nel bacino di utenza i valori crisp si mantengano spostati verso i valori
più ottimistici fuzzy: l'analisi crisp non ha tenuto conto in modo corretto della variabilità di giudizio
fornendo valori crisp in eccesso. Analoghe osservazioni valgono per gli altri impatti sopra indicati.
14.16.3 MATRICI FUZZY CON VARIANZA PROPORZIONALE
Nel caso precedente si é imposto un allargamento (spread) fisso dei giudizi fuzzy. In realtà
potrebbe essere più opportuno avere uno spread proporzionale al valore centrale di giudizio, ad esempio
secondo uno schema dato nella seguente tabella:
GIUDIZI FUZZY CON VARIANZA
PROPORZIONALE
IMPATTO GRANDE 0,9 ± 0,10
MEDIO 0,50 ± 0,05
SCARSO 0,15 ± 0,01
GIUDIZI FUZZY CON VARIANZA
PROPORZIONALE
PROBABILITÀ CERTA 0,90 ± 0,10
PROBABILE 0,60 ± 0,05
IMPROBABILE 0,20 ± 0,02
DURATA PERMANENTE 0,90 ± 0,10
TEMPORANEA 0,15 ± 0,01
I vettori di impatto che ne conseguono sono dati nelle seguenti tabelle:
VETTORI DI IMPATTO DI RIFERIMENTO FUZZY PROPORZIONALE PER LE TRE
ALTERNATIVE
IMPATTO IMPATTO SUL IMPATTO SUL IMPATTO
ECONOMICO TRAFFICO NEL TRAFFICO SULLA FLORA
E SOCIALE BACINO DI NELLA E SULLA
ALTERNATIV
A
IMPATTO
GEOFISICO
UTENZA STRADA FAUNA
A 6,27 ± 5,90 6,78 ± 2,21 -0,49 ± 0,74 -3,52 ± 1,88 -4,73 ± 2,98
B 9.86 ± 7,10 7,46 ± 2,44 0,18 ± 0,97 -3,32 ± 1,94 -3,72 ± 3,32
C 4,67 ± 4,92 7,46 ± 2,44 -0,49 ± 0,74 -4,10 ± 1,70 -3,72 ± 3,32
VETTORI DI IMPATTO DI RIFERIMENTO DEI GIUDIZI INDETERMINATI FUZZY
PROPORZIONALI
ALTERNATIV
A
IMPATTO
ECONOMICO
E SOCIALE
IMPATTO SUL
TRAFFICO NEL
BACINO DI
UTENZA
IMPATTO SUL
TRAFFICO
NELLA
STRADA
IMPATTO
SULLA FLORA
E SULLA
FAUNA
IMPATTO
GEOFISICO
A 1,00 ± 0,28 0,00 ± 0,00 0,00 ± 0,00 0,22 ± 0,06 2,99 ± 0,95
B 1,00 ± 0,28 0,00 ± 0,00 0,00 ± 0,00 0,22 ± 0,06 2,99 ± 0,95
C 1,00 ± 0,28 0,00 ± 0,00 0,00 ± 0,00 0,22 ± 0,06 2,99 ± 0,95
Si tralasciano le sottomatrici fuzzy delle tre alternative. Il confronto con i vettori di riferimento
di impatto fuzzy a varianza fissa rivela un sostanziale equilibrio nei valori centrali che non presentano
apprezzabili variazioni per tutte le alternative.
La varianza si riduce apprezzabilmente per l'impatto economico e sociale (di circa 2) e si dimezza
per gli altri impatti. Come era da attendersi la sensitività dei giudizi diminuisce e si hanno i seguenti
intervalli di variazione:
ALTERNATIV
A
INTERVALLI DI VARIABILITÀ DEI GIUDIZI FUZZY PROPORZIONALI
IMPATTO IMPATTO SUL IMPATTO SUL IMPATTO
ECONOMICO TRAFFICO NEL TRAFFICO SULLA FLORA
E SOCIALE BACINO DI NELLA E SULLA
IMPATTO
GEOFISICO
UTENZA STRADA FAUNA
A 0,37 : 12,17 4,57 : 8,99 -1,23 : 0,25 -5,40 : -1,64 -7,71 : -1,75
B 2,76 : 16,96 5,05 : 9,90 -0,79 : 1,15 -5,26 : -1,38 -7,04 : -0,40

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
366
C -0,25 : 9,59 5,05 : 9,90 -1,23 : 0,25 -5,80 : -2,40 -7,04 : -0,40
E' ovvio osservare che al decrescere della varianza cresce la precisione di giudizio e pertanto
l'analisi fuzzy tende verso l'analisi deterministica (crisp).
L'avere utilizzato una varianza proporzionale ha portato ad ottenere vettori di impatto più
ottimistici rispetto al caso di varianza fissa e diminuisce l'intervallo di variabilità degli impatti.
14.16.4 DISCRIMINAZIONE FRA LE ALTERNATIVE DI INTERVENTO
Una volta ottenuti NA vettori di valutazione (pari al numero di progetti alternativi, compreso il
non intervento ) si pone il problema di selezionare l'alternativa più favorevole, utilizzando i metodi
dell'analisi multicriteriale.
Uno dei metodi più utilizzati é quello della matrice di dominanza. Si tratta di una matrice
quadrata NAxNA il cui elemento generico d[i,j] é il numero di volte che il vettore di valutazione
dell'alternativa j domina quello dell'alternativa i (cioè quante componenti del vettore j-esimo sono
maggiori delle rispettive componenti del vettore i-esimo).
La somma degli elementi della k-esima colonna, indicata con Col(k), indica quante volte
l'alternativa k-esima domina tutte le altre mentre la somma degli elementi della p-esima riga, indicata
con Rig(p) indica quante volte l'alternativa p-esima é dominata dalle altre.
Le alternative da preferire sono quindi quelle con il valore più alto di Col(k) e più basso di
Rig(k). Tali alternative sono quindi quelle che massimizzano la differenza Col(k) - Rig(k). La scelta
tra le varie alternative massimizzanti può poi essere fatta con altri criteri.
A mò di ulteriore esempio citiamo un metodo basato sull'attribuzione di pesi ai vari effetti
ambientali che caratterizzano gli elementi del vettore di valutazione.
Sia V i(r) l'r-esimo vettore di valutazione, r=1,..NA, i=1,..No e supponiamo di assegnare, secondo
qualche procedimento, dei pesi wi ai vari fattori ambientali.
Allora possiamo definire, per ogni vettore di valutazione, una funzione obiettivo, f(r), data da:
f ( r) = ∑ wi ∗Vi
( r)
(98)
L'alternativa da preferire é allora quella che massimizza tale funzione obiettivo.
Ovviamente vi é una dose di soggettività nella scelta dei pesi wi che però può essere ridotta
utilizzando algoritmi di confronto tra le importanze relative dei vari fattori ambientali.
É degno di nota che la relativa arbitrarietà nella scelta dei pesi può anche essere un vantaggio in
quanto permette di formalizzare delle scelte di importanza relativa che possono venire fatte dalle
comunità locali interessate o dalle competenti autorità politiche.
É ovvio che, una volta determinata l'alternativa massimizzante, é necessario investigare la
sensitività del risultato alla variazione dei pesi wi e verificare l'intervallo di variabilità di questi ultimi
entro il quale l'ordinamento delle alternative rimane stabile.
14.16.5 ANALISI MULTICRITERIALE FUZZY: ANALISI DI DOMINANZA
L'AMC fuzzy viene realizzata mediante analisi di dominanza sulle alternative che possono
essere caratterizzate mediante criteri sia quantitativi che qualitativi (e quindi fuzzy): nel caso dell'analisi di
valutazione ambientale occorre esaminare effetti e azioni intangibili quali la qualità dell'ambiente, la
protezione civile, gli aspetti estetici e legali,.., che non possono essere interpretati in termini quantitativi in
criteri di giudizio univoci e determinati.
L'applicazione dell'analisi di dominanza richiede la conoscenza dei vettori di riferimento di
impatto che rappresentano, in forma numerica, la somma degli effetti sulle sfere di influenza
considerate. I valori presi qui in considerazione sono di tipo crisp.
L'insieme dei vettori di riferimento di impatto costituiscono una nuova matrice detta di
valutazione fra le variabili fuzzy per l'AMC.
Ipotesi di base per l'applicabilità del metodo della dominanza é che le ipotesi progettuali
(alternative) si possano considerare ipotesi indipendenti e quindi fra loro non correlate.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
367
Nel caso-esempio considerato quest'ipotesi é stata particolarmente verificata scegliendo tre
percorsi alternativi con considerazioni economiche-sociali e progettuali indipendenti.
La matrice di valutazione (rating matrix) é formata da tante righe quante sono le ipotesi
progettuali in esame e da tante colonne quanti sono gli impatti considerati : nel caso-esempio esaminato
si hanno 3 righe e cinque colonne.
La matrice di valutazione é qui riportata nella seguente tabella:
ALTERNATIV
E
MATRICE DI VALUTAZIONE PER L'ANALISI MULTICRITERIALE
IMPATTI
TRAFFICO NEL TRAFFICO FLORA E
ECONOMICO BACINO DI NELLA SULLA FAUNA
E SOCIALE UTENZA STRADA
GEOFISICO
A 7,63 8,63 -0,37 -3,76 -5,91
B 12,93 9,63 0,63 -3,52 -4,41
C 5,33 9,63 -0,37 -4,48 -4,41
Ciascun elemento della rating matrix rappresenta l'effetto j mo
(colonna) per la i ma alternativa
(riga). Ciascun effetto é stato ottenuto con criteri omogenei ed é pertanto possibile effettuare
operazioni su di essi. Si costruisce quindi la matrice di dominanza D nella quale ciascun elemento d i,j
rappresenta il numero di fattori dell'alternativa j che dominano (non inferiori) l'alternativa i.
Le dimensioni della matrice D sono date dal numero di alternative in esame: nel nostro caso 3x3.
La matrice di dominanza che si ottiene é rappresentata nella seguente tabella :
0 5 2 7 -5
0 0 0 0 8
2 3 0 5 3
2 8 2 Somma delle
righe e delle
colonne
Vettore
dominante
Differenze
delle somme
delle colonne
e delle righe
In essa sono state indicate anche (nella quarta colonna) la somma dei valori di dominanza delle
righe e nell'ultima riga la somma delle dominanze delle colonne. La somma delle colonne indica quante
volte l'alternativa corrispondente domina le altre. La somma delle righe rappresenta quante volte
l'alternativa corrispondente é dominata dalle altre.
Nell'ultima colonna si é indicata la differenza fra le somme delle dominanze delle colonne e delle
dominanze delle righe. Si conclude, pertanto, che l'alternativa ottimale é quella che ha il valore
maggiore nell'ultima riga, cioè la più dominante.
Nel caso-esempio l'alternativa migliore é la B. Nel caso di vettori di riferimento fuzzy occorre avere
condizioni omogenee di varianza (almeno all'interno della stessa classe di giudizi) e pertanto si farà qui
riferimento, per semplicità, solamente all'analisi fuzzy con varianza fissa. Il criterio di dominanza ha ora
bisogno di essere ridefinito per tenere conto delle nuove possibilità di raffronto fra due giudizi.
Possiamo definire che nel confronto fra due giudizi fuzzy:
é dominante un giudizio che abbia valore centrale maggiore e varianza minore;
é dominante un giudizio che abbia il suo intervallo di variazione tutto a destra (maggiore)
dell'altro (criterio della prevalenza).
Applicando entrambe le due regole di dominanza all'esempio in esame si ritrova ancora la stessa
matrice di dominanza dianzi citata e pertanto l'alternativa B risulta quella dominante rispetto alle
altre. Questa conclusione non é però di carattere generale ed é possibile ottenere matrici di
dominanza diverse per ciascun criterio di definizione della dominanza.
Sono attualmente allo studio definizioni più congruenti con le funzioni fuzzy e tali da superare i
problemi di omogeneità dianzi esposti.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
368
14.16.6 USO DELLA FUZZY LOGIC NEL CICLO DI PROGETTAZIONE
L'analisi multicriteriale fuzzy può essere di fondamentale importanza durante le fasi progettuali
qualora il gruppo di progettazione collabori con quello per la V.I.A. L'AMC é infatti considerata anche
un supporto alla decisione fondamentale quando si debbono risolvere problemi complessi e condizionati.
Nell'esempio sopra esposto l'AMC può migliorare il progetto finale poiché, oltre all'analisi costibenefici
solitamente svolta, consente di ottimizzare le prestazioni ambientali dell'opera in tutte le
componenti prese in esame nella matrice di azioni-effetti.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
369
15 IMPIANTI ANTINCENDIO
Il rischio di incendio è oggi rilevante anche a causa dell’uso sempre crescente di materiali
altamente infiammabili (ad esempio materiale plastico, carta, legno, ….) presenti nei locali di lavoro o di
abitazione.
L’Italia è una delle nazioni più all’avanguardia nel campo della prevenzione degli incendi con una
serie di norme tecniche che coprono tutti i settori civili e industriali.
Si tralascia in questa sede, a causa del tempo limitato, il problema dei grandi rischi di tipo
industriale regolamentati dal D.Lgs 334/99 (detto anche Seveso 2) per soffermarci solamente ai classici
impianti antincendio per impianti civili ed industriali normali.
Una delle norme più importanti è data dal D.Lgs 149/96: Approvazione della regola tecnica di
prevenzione e incendi per la progettazione, costruzione ed esercizio dei locali di intrattenimento e pubblico spettacolo”. Di
essa si riportano alcuni fra gli articoli più importanti 59 . Si vedranno anche altre norme e/o decreti
riguardanti l’argomento qui trattato.
Prima di procedere all’esame delle leggi e norme vigenti si vuole qui presentare la problematica
che gli impianti antincendio debbono affrontare.
15.1 FINALITÀ DEGLI IMPIANTI ANTINCENDIO
Gli impianti antincendio hanno come finalità la riduzione dei danni conseguenti al verificarsi di
un incendio, agendo quindi sulla Magnitudo dell’evento incendio.
Gli interventi si suddividono in misure di protezione attiva o passiva in relazione alla necessità o
meno dell’intervento di un operatore o dell’azionamento di un impianto.
⋅ Protezione PASSIVA - non c'è il bisogno di un intervento
⋅ Protezione ATTIVA - c'è il bisogno di un intervento
15.2 LA PROTEZIONE PASSIVA
Gli impianti antincendio hanno come finalità la riduzione dei danni conseguenti al verificarsi di
un incendio, agendo quindi sulla Magnitudo dell’evento incendio.
Gli interventi si suddividono in misure di protezione attiva o passiva in relazione alla necessità o
meno dell’intervento di un operatore o dell’azionamento di un impianto.
⋅ Protezione PASSIVA - non c'è il bisogno di un intervento
⋅ Protezione ATTIVA - c'è il bisogno di un intervento
15.3 LA PROTEZIONE ATTIVA
L’insieme delle misure di protezione che richiedono l’azione di un uomo o l’azionamento di un
impianto sono quelle finalizzate alla precoce rilevazione dell’incendio, alla segnalazione e all’azione di
spegnimento dello stesso.:
⋅ estintori
⋅ rete idrica antincendi
⋅ impianti di rivelazione automatica d’incendio
⋅ impianti di spegnimento automatici
⋅ dispositivi di segnalazione e d’allarme
⋅ evacuatori di fumo e calore
59 La Norma Tecnica è tutta parimenti importante ma in questa sede si vuole porre maggiormente l’attenzione sugli
aspetti progettuali della norma stessa. Si rimanda l’Allievo ad una lettura di tutto il testo per un maggiore approfondimento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
370
15.4 MISURE DI PROTEZIONE PASSIVA
Si tratta, come sopra specificato, di misure insite nell’edificio e che non richiedono interventi
esterni. Vediamole in dettaglio.
15.4.1 DISTANZE DI SICUREZZA
La protezione passiva realizzata con il metodo delle barriere antincendio è basata sul concetto
dell’interposizione, tra aree potenzialmente soggette ad incendio, di spazi scoperti o di strutture. Nel
caso di interposizione di spazi scoperti la protezione ha lo scopo di impedire la propagazione
dell’incendio principalmente per trasmissione di energia termica raggiante.
Nella terminologia utilizzata per la stesura delle normative nazionali ed internazionali per indicare
l’interposizione di spazi scoperti fra gli edifici o installazioni si usa il termine di “distanze di sicurezza”.
Le distanze di sicurezza si distinguono in distanze di sicurezza interne e distanze di sicurezza esterne a
seconda che siano finalizzate a proteggere elementi appartenenti ad uno stesso complesso o esterni al
complesso stesso.
Un altro tipo di distanza di sicurezza è da considerarsi la “distanza di protezione” che è definita la
distanza misurata orizzontalmente tra il perimetro in pianta di ciascun elemento pericoloso di una
attività e la recinzione (ove prescritta) ovvero il confine dell’area su cui sorge l’attività stessa.
La determinazione delle distanze di sicurezza in via teorica è basata sulle determinazioni
dell’energia termica irraggiata dalle fiamme di un incendio. Esistono vari modelli di calcolo che
forniscono dati molto orientativi. Nelle norme antincendio ufficiali vengono introdotti invece valori
ricavati empiricamente da dati ottenuti dalle misurazioni dell’energia raggiante effettuata in occasione di
incendi reali e in incendi sperimentali.
Appare evidente che compartimentare una struttura ricorrendo alla sola adozione di distanze di
sicurezza comporta l’utilizzo di grandi spazi che dovranno essere lasciati vuoti e costituire di per se una
misura poco conveniente di realizzazione di una barriera antincendio da un punto di vista economico,
anche nel caso di edifici industriali dove si dispone di solito di grandi spazi, poiché così facendo si
aumenterebbero i tempi di lavorazione e i costi relativi all’incremento dei servizi di trasporto dei
prodotti all’interno del ciclo produttivo.
Pertanto la protezione passiva si realizza anche mediante la realizzazione di elementi si
separazione strutturale del tipo “tagliafuoco”.
15.4.2 RESISTENZA AL FUOCO E COMPARTIMENTAZIONE
La resistenza al fuoco delle strutture rappresenta il comportamento al fuoco degli elementi che
hanno funzioni strutturali nelle costruzioni degli edifici, siano esse funzioni portanti o funzioni
separanti.
In termini numerici la resistenza al fuoco rappresenta l’intervallo di tempo, espresso in minuti primi,
di esposizione dell’elemento strutturale ad un incendio, durante il quale l’elemento costruttivo
considerato conserva i requisiti progettuali di stabilità meccanica, tenuta ai prodotti della combustione,
nel caso più generale, di coibenza termica.
La determinazione della resistenza al fuoco delle strutture si effettua generalmente mediante un
metodo di calcolo globale (Circolare del Ministero dell’Interno n. 91 del 1961) che si basa su una relazione tra
la durata presumibile dell’incendio e il carico d’incendio che caratterizza il compartimento in esame,
facendo inoltre riferimento ad un incendio con una curva standard temperatura-tempo di regola piuttosto
severa rispetto alle possibili condizioni reali.
Più specificatamente la resistenza al fuoco può definirsi come l’attitudine di un elemento da
costruzione (componente o struttura) a conservare:
⋅ la stabilità R
⋅ la tenuta E
⋅ l’isolamento termico I

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
371
⋅
⋅
R stabilità
l’attitudine di un elemento da costruzione a conservare la resistenza meccanica sotto l’azione del
fuoco;
E tenuta
attitudine di un elemento da costruzione a non lasciar passare ne produrre se sottoposto
all’azione del fuoco su un lato fiamme, vapori o gas caldi sul lato non esposto al fuoco;
I isolamento termico
⋅ attitudine di un elemento da costruzione a ridurre, entro un dato limite, la trasmissione del calore
Pertanto:
⋅ con il simbolo REI si identifica un elemento costruttivo che deve conservare, per un determinato
tempo, la stabilità, la tenuta e l’isolamento termico;
⋅ con il simbolo RE si identifica un elemento costruttivo che deve conservare, per un determinato
tempo, la stabilità e la tenuta;
⋅ con il simbolo R si identifica un elemento costruttivo che deve conservare, per un determinato
tempo, la stabilità;
Quindi in relazione ai requisiti degli elementi strutturali in termini di materiali da costruzione
utilizzati e spessori realizzati, essi vengono classificati da un numero che esprime i minuti primi per i
quali conservano le caratteristiche suindicate in funzione delle lettere R, E o I, come di seguito indicato
per alcuni casi:
⋅ R 45 R 60 R 120
⋅ RE 45 RE 60 RE 120
⋅ REI 45 REI 60 REI 120
Le barriere antincendio realizzate mediante interposizione di elementi strutturali hanno invece la
funzione di impedire la propagazione degli incendi sia lineare (barriere locali) che tridimensionale (barriere
totali) nell’interno di un edificio, nonché, in alcuni casi, quella di consentire la riduzione delle distanze di
sicurezza.
Per una completa ed efficace compartimentazione i muri tagliafuoco non dovrebbero avere
aperture, ma è ovvio che in un ambiente di lavoro è necessario assicurare un’agevole comunicazione tra
tutti gli ambienti destinati, anche se a diversa destinazione d’uso.
Pertanto è inevitabile realizzare le comunicazioni e dotarle di elementi di chiusura aventi le stesse
caratteristiche di resistenza al fuoco del muro su cui sono applicati. Tali elementi di chiusura si possono
distinguere in:
Porte incernierate
⋅
⋅
⋅
porte munite di sistemi di chiusura automatica quali fusibili, cavetti e contrappesi o sistemi
idraulici o a molla, che in caso d’incendio fanno chiudere il serramento;
porte scorrevoli: porte sospese ad una guida inclinata di pochi gradi rispetto al piano orizzontale
mediante ruote fissate al pannello. Normalmente stanno in posizione aperta trattenute da un
contrappeso e da un cavo in cui è inserito un fusibile che in caso d’incendio si fonde liberando il
contrappeso e permettendo alla porta di chiudersi;
porte a ghigliottina: porte installate secondo un principio analogo a quello adottato per le porte
scorrevoli, ma con la differenza che in questo caso il pannello viene mantenuto sospeso sopra
l’apertura e le guide sono verticali.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
372
Tabella 30: Spessore delle pareti tagliafuoco
Tabella 31: Spessori minimi dei solai
Per quanto attiene al trattamento delle strutture, è ormai alquanto noto che alcuni particolari
rivestimenti tra i quali vernici intumescenti, conseguono una vera e propria azione protettiva delle
strutture sulle quali sono applicate, realizzando un grado di resistenza al fuoco determinato sperimentalmente.
Prerogativa essenziale di questi elementi protettivi è di essere ininfiammabili, di possedere
capacità isolanti al calore, nonché la particolarità di rigonfiarsi, schiumando, generando così uno strato
coibente ed isolante, quando sono investite dalla fiamma o da una sorgente di calore ad alta
temperatura.
Dalla Tabella 30 fino alla Tabella 33 si hanno gli spessori richiesti per i rivestimenti, le murature
antincendio, dei rivestimenti e dei solai.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
373
Tabella 32: Spessore minimo del rivestimento
Tabella 33: Tipi e spessori dei rivestimenti

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
374
15.4.3 VIE DI ESODO
Nonostante il massimo impegno per prevenire l’insorgere di un incendio e la massima attenzione
nell’adozione dei più moderni mezzi di rivelazione, segnalazione e spegnimento di un incendio, non si
può escludere con certezza la possibilità che l’incendio stesso si estenda con produzione di calore e
fumi tale da mettere a repentaglio la vita umana.
In considerazione di tutto ciò, il problema dell’esodo delle persone minacciate da un incendio è
universalmente riconosciuto di capitale importanza, a tal punto da comportare soluzioni tecniche
irrinunciabili.
Le soluzioni tecniche finalizzate all’esodo delle persone dai locali a rischio d’incendio nelle
migliori condizioni di sicurezza possibile in caso d’incendio o di qualsiasi altra situazione di pericolo
reale o presunto.
Gli elementi fondamentali nella progettazione del sistema di vie d’uscita si possono fissare in:
⋅
⋅
⋅
dimensionamento e geometria delle vie d’uscita;
sistemi di protezione attiva e passiva delle vie d’uscita;
sistemi di identificazione continua delle vie d’uscita (segnaletica, illuminazione ordinaria e di sicurezza).
In particolare il dimensionamento delle vie d’uscita dovrà tenere conto del massimo affollamento
ipotizzabile nell’edificio (prodotto tra densità di affollamento persone al m² e superficie degli ambienti soggetti ad
affollamento di persone m²) nonché della capacità d’esodo dell’edificio (numero di uscite, larghezza delle uscite,
livello delle uscite rispetto al piano di campagna).
Di norma occorre avere almeno una via di fuga sicura entro i 50 m e pertanto occorre
predisporre architettonicamente attraversamenti (con porte tagliafuoco) e/o uscite esterne su luoghi sicuri.
Ulteriori notizie e norme operative possono essere trovate del D.M. 10-03-1998.
In quest’ottica vanno inserite, ove necessario, le scale di emergenza antincendio. Per una
applicazione di quanto qui esposto si veda la relazione CPI dell’esempio pratico descritto nel §20.
15.5 MISURE DI PROTEZIONE ATTIVE
Queste misure richiedono l’intervento di impianti dedicati all’antincendio. Vediamone i più
significativi.
15.5.1 ESTINTORI
Gli estintori sono in molti casi i mezzi di primo intervento più impiegati per spegnere i principi di
incendio.
Vengono suddivisi in:
⋅ estintori portatili
⋅ estintori carrellati
Gli estintori portatili
Sono concepiti per essere utilizzati a mano ed hanno un peso che può superare 20 Kg. Essi
vengono classificati in base alla loro capacità estinguente. Infatti sono sperimentati su fuochi di diversa
natura classificati in base al tipo di combustibile.
⋅ Classe “A” fuochi di solidi con formazione di brace
⋅ Classe “B” fuochi di liquidi infiammabili
⋅ Classe “C” fuochi di gas infiammabile
⋅
⋅
Classe “D” fuochi di metalli
Classe ”E” fuochi da materiale elettrico sotto tensione (classifica oggi non più utilizzata).
La scelta dell’estintore va fatta in base al tipo di incendio ipotizzabile nel locale da proteggere.
Su ciascun estintore sono indicate le classi dei fuochi ed i focolai convenzionali che è in grado di
estinguere (esempio: 21A 89BC). Per norma devono essere di colore rosso e riportate una etichetta con le
istruzioni e le condizioni di utilizzo.
La posizione deve essere scelta privilegiando la facilità di accesso, la visibilità e la possibilità di
raggiungere uno percorrendo al massimo 20 m.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
375
L’operatore deve usare l’estintore avendo cura di mettersi sopravvento, cercando di colpire con il
getto di scarica la base del focolaio senza provocare la fuoriuscita di liquidi infiammabili dal loro
contenitore.
Nel caso in cui operino contemporaneamente due estintori, le persone che li utilizzano devono
disporsi sfalsate di circa 90°.
Ulteriori valutazioni sulle corrette tecniche di intervento con gli estintori saranno fatte nella parte
conclusiva del corso nella quale vengono previste esercitazioni pratiche di spegnimento.
Gli estintori carrellati
Hanno le medesime caratteristiche funzionali degli estintori portatili ma, a causa delle maggiori
dimensioni e peso, presentano una minore praticità d’uso e maneggevolezza connessa allo spostamento
del carrello di supporto, vedi Figura 290.
La loro scelta può essere dettata dalla necessità di disporre di una maggiore capacità estinguente e
sono comunque da considerarsi integrativi di quelli portatili.
Vengono di seguito citate le varie tipologie di estintori:
⋅ ad acqua, ormai in disuso,
⋅ a schiuma, adatto per liquidi infiammabili,
⋅ ad idrocarburi alogenati, adatto per motori di macchinari,
⋅ a polvere, adatto per liquidi infiammabili ed apparecchi elettrici,
⋅ ad anidride carbonica, idoneo per apparecchi elettrici;
Figura 290: Esempi di estintori – carrellato, a polvere a CO 2
Per queste ultime due tipologie di estintori, di uso più diffuso, vengono fornite ulteriori
informazioni:
Estintori a polvere
Per il lancio delle polveri antincendio si adoperano estintori costituiti da un involucro metallico,
contenente la miscela di bicarbonato di sodio e polvere inerte; collegato ad una bombola di gas
compresso o liquefatto (CO 2
).
Il gas propellente della polvere può essere CO 2
, per estintori di capacità sino a 30 Kg; per gli
estintori di maggiore capacità il gas è aria, o meglio azoto in pressione (150 bar effettivi). Il CO 2
contenuto nella bomboletta, interna od esterna all’estintore, è circa, in peso, 1/10 della polvere da
espellere.
Un sistema di tubicini, opportunamente disposti nell’interno dell’estintore, distribuisce con
regolarità la pressione in tutta la massa, sommovendo la polvere e favorendo la rapida ed uniforme

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
376
espulsione attraverso un tubo pescante collegato alla manichetta di gomma di erogazione al termine
della quale è sistemato un cono diffusore oppure una lancia con comando a pistola.
Estintore ad anidride carbonica
Gli estintori a CO 2
sono costituiti da una bombola collaudata e revisionata ogni 5 anni
dall’ISPESL (ex ANCC) per una pressione di carica, a 15°C. a 250 ate; da una valvola di erogazione a
volantino o a leva e da una manichetta snodata rigida o flessibile con all’estremità un diffusore in
materiale isolante.
Il congegno di apertura della bombola può essere:
⋅
⋅
con valvola di comando a leva, con tenuta in ebanite normalmente usata per gli estintori portatili;
con valvola di comando a vite, con tenuta in ebanite normalmente usata per gli estintori carrellati.
Sull’ogiva della bombola in colore grigio chiaro sono punzonati i dati di esercizio, di collaudo e
delle revisioni. All’estremità della manichetta dell’estintore è montato un cono diffusore di gomma,
ebanite o bachelite. Sconsigliabile il metallo che potrebbe venire a contatto con parti elettriche in
tensione.
Al momento dell’apertura della bombola a mezzo delle valvole il liquido spinto dalla pressione
interna, sale attraverso un tubo pescante, passa attraverso la manichetta raggiungendo il diffusore dove,
uscendo all’aperto, una parte evapora istantaneamente provocando un brusco abbassamento di
temperatura (79° C.) tale da solidificare l’altra parte in una massa gelida e leggera detta “neve
carbonica” o “ghiaccio secco”.
La neve carbonica si adagia sui corpi che bruciano, si trasforma rapidamente in gas sottraendo
loro una certa quantità di calore; il gas poi, essendo più pesante dell’aria, circonda i corpi infiammabili e,
provocando un abbassamento della concentrazione di ossigeno, li spegne per soffocamento.
Nei locali chiusi occorre prevedere una quantità di anidride carbonica pari al 30 % della cubatura
del locale stesso per ottenere lo spegnimento dell’incendio per saturazione d’ossigeno.
Determinazione del numero degli estintori da installare
É determinato da disposizioni di legge solo in alcuni casi (alberghi, autorimesse etc.).
Negli altri casi si deve eseguire il criterio di disporre questi mezzi di primo intervento in modo
che siano prontamente disponibili ed utilizzabili.
Si può ritenere che sia sufficiente disporre di un numero di estintori in modo che almeno uno di
questi possa essere raggiunto con un percorso non superiore a 15 m circa. Ne consegue che la
distanza tra gruppi di estintori deve essere circa 30 m.
Posizionamento degli estintori
Debbono essere sempre posti nella massima evidenza, in modo da essere individuati
immediatamente, preferibilmente vicino alle scale od agli accessi.
Estintori, di tipo idoneo, saranno inoltre posti in vicinanza di rischi speciali (quadri elettrici, cucine,
impianti per la produzione di calore a combustibile solido, liquido o gassoso eccetera).
Gli estintori potranno essere poggiati a terra od attaccati alle pareti, mediante idonei attacchi che
ne consentano il facile sganciamento; se l'estintore non può essere posto in posizione ben visibile da
ogni punto della zona interessata, dovranno porsi dei cartelli di segnalazione, se necessario a bandiera)
del tipo conforme alle norme della segnaletica di sicurezza.
Campi di utilizzo degli estintori
Ad ogni classe di incendio corrispondono agenti estintori maggiormente indicati di altri. I campi
di utilizzo degli estintori possono essere riassunti nella seguente Tabella 34.
Sostanza estinguente Campo di impiego Non adatti per
Acqua sotto forma di getti
Incendi di sostanze solide, in genere incendi di
classe A
Incendi di apparecchiature elettriche,
oli minerali, gas infiammabili.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
377
Acqua nebulizzata
Schiuma
Polvere chimica
Anidride carbonica
Composti alogenati
Incendi di idrocarburi e similari, apparecchiature
elettriche
Incendi di oli minerali, bitumi. In genere incendi
di classe B ed A.
Incendi di oli, vernici, bitumi, liquidi e gas
infiammabili, apparecchiature elettriche
Apparecchiature elettriche, oli minerali. Grassi,
vernici, solventi, etc.
Incendi di liquidi infiammabili e apparecchiature
elettriche
Tabella 34: Sostanze estinguenti e loro utilizzo
Gas infiammabili
Incendi di impianti elettrici e gas
infiammabili
Incendi che si sviluppano con
formazioni di braci
Materiali che bruciano con
formazione di braci
Locali grandi e molto ventilati e per
sostanze che formano braci
15.5.2 RETE IDRICA ANTINCENDIO
A protezione delle attività industriali o civili caratterizzate da un rilevante rischio viene di norma
istallata una rete idrica antincendio collegata direttamente, o a mazzo di vasca di disgiunzione,
all’acquedotto cittadino.
La presenza della vasca di disgiunzione è necessaria ogni qualvolta l’acquedotto non garantisca
continuità di erogazione e sufficiente pressione.
In tal caso le caratteristiche idrauliche richieste agli erogatori (idranti UNI 45 oppure UNI 70)
vengono assicurate in termini di portata e pressione dalla capacità della riserva idrica e dal gruppo di
pompaggio.
La rete idrica antincendi deve, a garanzia di affidabilità e funzionalità, rispettare i seguenti criteri
progettuali:
⋅ Indipendenza della rete da altre utilizzazioni.
⋅ Dotazione di valvole di sezionamento.
⋅ Disponibilità di riserva idrica e di costanza di pressione.
⋅ Ridondanza del gruppo pompe.
⋅ Disposizione della rete ad anello.
⋅ Protezione della rete dall’azione del gelo e della corrosione.
Figura 291: Esempi di idranti a parete UNI-45
Caratteristiche idrauliche pressione-portata (50 % degli idranti UNI 45 in fase di erogazione con
portata di 120 lt/min e pressione residua di 2 bar al bocchello). Idranti (a muro, a colonna, sottosuolo o
naspi, vedi Figura 291 e Figura 292) collegati con tubazioni flessibili a lance erogatrici che consentono,
per numero ed ubicazione, la copertura protettiva dell’intera attività.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
378
Un breve cenno va dedicato alla rete antincendi costituita da naspi che rappresenta, per la
possibilità di impiego anche da parte di personale non addestrato, una valida alternativa agli idranti
soprattutto per le attività a rischio lieve.
Figura 292: Esempi di naspi
Le reti idriche con naspi vengono di solito collegate alla normale rete sanitaria, dispongono di
tubazioni in gomma avvolte su tamburi girevoli e sono provviste di lance da 25 mm. con getto
regolabile (pieno o frazionato) con portata di 50 lt/min ad 1,5 bar.
Alimentazione della rete per idranti
Figura 293: Esempi di idranti per sopra suolo UNI-70
La rete antincendio ad idranti deve essere alimentata da una rete separata da quella idrica e, se
possibile, in modo preferenziale. L’acqua può provenire da pozzi, canali, serbatoi o anche dalla rete
pubblica. Nel caso in cui non si utilizzi la rete pubblica è bene che le pompe di alimentazione della rete
antincendio siano alimentate elettricamente in modo preferenziale 60 .
Nel caso di acquedotto pubblico occorre verificare che la portata contrattuale sia sufficiente alle
necessità dell’impianto.
In caso di verifica negativa occorre prevedere un serbatoio di accumulo specificamente utilizzato
per l’alimentazione della rete antincendio e capace di alimentare la rete per almeno 2 ore.
Se si usano serbatoi sopraelevati è bene che la riserva idrica si la zona inferiore con pescaggio
solamente per l’impianto antincendio.
60 Cioè in modo elettricamente autonomo e quindi direttamente da un gruppo elettrogeno esterno alla rete normale.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
379
La rete di alimentazione degli idranti (UNI-45 o UNI-70) è priva di contatore e le saracinesche
dei singoli idranti devono essere piombate ed aperte solo in caso di incendio. La rete di alimentazione interna
deve avere almeno una connessione con la rete esterna UNI-70 in modo da potere essere alimentata
dalla autocisterna dei VV.F. in caso di necessità.
Per la rete esterna (UNI-70) occorre che gli idranti non distino più di 50 m l’uno dall’altro.
Nel caso di impianti industriali si utilizzano anche super idranti (UNI-100, UNI-125)
caratterizzati da un diametro di attacco alle tubazioni pari a DN 100 e DN 125.
Fra idranti e rete si può inserire una saracinesca (da tenere normalmente aperta!) che risulta utile in
caso di riparazioni alla rete o agli idranti.
La progettazione della rete antincendio con idranti fissi può essere eseguita con le metodologie
usuali delle reti idriche. I dati di partenza sono la portata delle lance antincendio, le pressioni minime
dell’acqua da assicurare ai singoli idranti. Apposite tabelle o anche i dati forniti dai costruttori
consentono di determinare la portata d’acqua dagli idranti al variare della pressione di alimentazione.
In genere si impone una pressione di 3-4 bar all’idrante più lontano nella rete. La portata minima
della rete è di 600-800 lt/min (per consentire un buon fattore di contemporaneità) e la velocità dell’acqua è di 2-
3 m/s.
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
15.5.3 IDRANTI DI SPEGNIMENTO AUTOMATICI SPRINKLER
Tali impianti possono classificarsi in base alle sostanze utilizzate per l’azione estinguente:
Impianti ad acqua Sprinkler (ad umido, a secco, alternativi, a preallarme, a diluvio etc.);
Impianti a schiuma;
Impianti ad anidride carbonica;
Impianti ad halon;
Impianti a polvere.
Un impianto automatico di estinzione ad acqua consta di più parti:
Fonte di alimentazione (acquedotto, serbatoi, vasca, serbatoio in pressione);
Pompe di mandata;
Centralina valvolata di controllo e allarme;
Condotte montanti principali;
Rete di condotte secondarie;
Serie di testine erogatrici (sprinkler).
Tipi di impianto
L’erogazione di acqua può essere comandata da un impianto di rilevazione incendi, oppure essere
provocata direttamente dalla apertura delle teste erogatrici, per fusione di un elemento metallico o per
rottura a determinate temperature, di un elemento termosensibile a bulbo che consente in tal modo la
fuoriuscita d’acqua.
⋅ Ad umido: tutto l’impianto è permanentemente riempito di acqua in pressione: è il sistema più
rapido e si può adottare nei locali in cui non esiste rischio di gelo.
⋅ A secco: la parte d’impianto non protetta, o sviluppantesi in ambienti soggetti a gelo, è riempita
di aria in pressione: al momento dell’intervento una valvola provvede al riempimento delle
colonne con acqua.
⋅ Alternativi : funzionano come impianti a secco nei mesi freddi e ad umido nei mesi caldi.
⋅ A preallarme: sono dotati di dispositivo che differisce la scarica per dar modo di escludere i
falsi allarmi.
⋅ A diluvio :impianti con sprinklers aperti alimentati da valvole ad apertura rapida in grado di
fornire rapidamente grosse portate.
⋅ Gli impianti a schiuma sono concettualmente simili a quelli ad umido e differiscono per la
presenza di un serbatoio di schiumogeno e di idonei sistemi di produzione e scarico della schiuma
(versatori).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
380
⋅
Impianti di anidride carbonica, ad halon, a polvere: hanno portata limitata dalla capacità
geometrica della riserva (batteria di bombole, serbatoi). Gli impianti a polvere, non essendo
l’estinguente un fluido, non sono in genere costituiti da condotte, ma da teste singole
autoalimentate da un serbatoio incorporato di modeste capacità. La pressurizzazione è sempre
ottenuta mediante un gas inerte (azoto, anidride carbonica).
Erogatori
Alla base del funzionamento degli impianti automatici di spegnimento vi sono gli erogatori
(sprinkler) che sono costituiti da elementi termosensibili che, raggiunta una temperatura limite, rilasciano
automaticamente un getto d’acqua in modalità predefinite (dalla forma e posizione dell’ugello, vedi
Figura 294).
Figura 294: Esempi di sprinkler, di sistema ad acqua, valvola di allarme sprinkler
Lo sprinkler è costituito da una parte filettata per il fissaggio al tubo di mandata dell’acqua, da un
erogatore per il rilascio dell’acqua e da un bulbo di vetro che si rompe al raggiungimento della
temperatura prefissata. La tipologia degli sprinkler può ridursi alle due seguenti:
⋅ Erogatori che producono un getto d’acqua (fra l’80 e il 90% della portata totale) di forma
parabolica verso il pavimento su un’area definita;
⋅ Erogatore che fornisce un getto d’acqua semiparabolico verso il pavimento e la parte retrostante.
Essi sono utilizzati in prossimità delle pareti, di pilastri o in genere in vicinanza di ostacoli che
possono ostacolare il flusso d’acqua.
Portata di scarica
La portata minima di scarica degli erogatori, espressa in lt/min, è determinata mediante la
relazione:
Q = K P
con K coefficiente di efflusso (funzione del diametro dell’erogatore) e P la pressione minima all’erogatore
(espressa in MPa). Ad esempio con K = 253 e P = 0.05 MPa si ha una portata di scarica di 56.7 lt/min.
Il valore di K viene fornito dai costruttori.
In Figura 299 si ha un esempio di selezione di sprinkler, mediante CAD, con l’indicazione del
simbolismo e della sigla.
Posizionamento degli erogatori
Gli sprinkler debbono essere installati con una disposizione il più possibile regolare) come
indicato dalla norma UNI 9489) con diffusore parallelo all’intradosso dei solai di copertura ed in modo
da evitare interferenze fra i getti degli erogatori contigui. A questo scopo è opportuno rispettare le
seguenti distanze:
⋅ Al di sotto degli erogatori deve esserci sempre una distanza dal muro o pavimento non inferiore a
50 cm;
⋅ La distanza fra due erogatori non sarà mai inferiore a 2 m;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
381
⋅ La distanza dalle estremità di ciascuna diramazione sarà eguale alla metà della distanza fra i singoli
erogatori;
⋅ La distanza dal soffitto dovrà essere compresa fra 75 e 150 cm e in ogni caso ad una distanza mai
superiore ai 450 cm.
In Figura 295 si ha un esempio di installazione di sprinkler per un capannone industriale e in
Figura 296 si ha una vista assonometrica dell’installazione in un locale chiuso.
Figura 295: Esempio di installazione di impianto sprinkler in un capannone
Elementi termosensibili
Gli elementi termosensibili sono costituiti da bulbi di vetro con all’interno un liquido
opportunamente scelto. Il colore del liquido caratterizza la temperatura nominale di taratura e quindi
di apertura dell’ugello. Si utilizzano liquidi e colori corrispondenti alla seguente Tabella 35. La selezione
del tipo di liquido deve essere fatta in modo che la temperatura nominale sia almeno 30 °C superiore a
quella dell’ambiente.
Alimentazione
Temperatura Nominale di Taratura (°C) Colore del liquido
57 Arancione
68 Rosso
79 Giallo
93 Verde
141 Blu
182 Lilla
227 Nero
260 Nero
343 Nero
Tabella 35: Codice dei colori per gli sprinkler
L’alimentazione dell’impianto sprinkler entra in funzione automaticamente quando una o più
testine entrano in funzione. Essa deve garantire una pressione adeguata anche quando l’impianto non è
in fase operativa.
E’ opportuno alimentare gli impianti sprinkler con utenze preferenziali 61 ed è opportuno avere
anche un attacco UNI-70 esterno (opportunamente segnalato) per consentire, in caso di necessità,
l’alimentazione esterna dalle autobotti del VV.F.
61 Le utenze preferenziali sono quelle che debbono comunque essere alimentate dalla rete elettrica o da quella idrica
per garantire le massime condizioni di sicurezza. Ad esempio solo utenze idriche presenziali gli impianti ad idranti, quelli
sprinkler, le reti UNI-70 esterne. Le pompe di alimentazione o le autoclavi, se presenti, debbono essere alimentate in modo
preferenziale elettricamente.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
382
Valvole ed apparecchiature ausiliarie
A valle dell’alimentazione e a monte del resto dell’impianto occorre installare le seguenti
apparecchiature di controllo:
⋅ Valvola principale di intercettazione;
⋅ Valvola di comando allarme;
⋅ Campana idraulica di allarme;
⋅ Valvola principale di scarico;
⋅ Apparecchiature di prova;
⋅ Due manometri.
In Figura 297 si ha un esempio di gruppo di controllo di un impianto sprinkler.
Tubazioni
Le tubazioni avranno in ogni caso un diametro non inferiore a DN 32 e di tipo in acciaio PN 10.
Esse debbono essere ancorate alle strutture del fabbricato mediante opportuni sostegni che
garantiscano la stabilità dell’impianto in ogni condizione. I sostegni debbono assorbire gli sforzi assiali e
trasversali in fase di scarica e dovranno essere incombustibili.
I tubi debbono essere trattenuti mediante collari di sostegno che li inviluppano per intero e non si
possono utilizzare graffe elastiche o sostegni di tipo aperto.
Figura 296: Esempio di sprinkler a secco 62
62 Gli impianti sprinkler a secco sono impiegati a protezione delle aree dove non vi è riscaldamento, di conseguenza
pericolo di formazione di ghiaccio nei mesi invernali all’interno delle tubazioni dell’impianto sprinkler. Quest’ultime, alle
quali sono collegati gli erogatori, sono caricate ed alimentate con aria compressa in qualità di agente di pressurizzazione. Il
calore sviluppato dall’incendio provoca l’apertura di uno o più erogatori sprinkler, causando la fuoriuscita dell’aria e la
relativa caduta di pressione. Di conseguenza l’acqua riempie l’intera rete di tubazioni e verrà erogata solo dagli sprinkler
aperti in quel momento, ponendo sotto controllo l’incendio dell’area interessata e attivando il sistema di allarme generale
dell’impianto.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
383
Figura 297: Vista assonometrica del montaggio di un sistema sprinkler
La distanza fra i sostegni non dovrà mai superare i 4 m per tubazioni di diametro sotto DN 65 e
di 6 m per diametri superiori.
Criteri di dimensionamento di un impianto sprinkler
Il dimensionamento è effettuato prendendo in considerazione le aree operative (di dimensioni
dipendenti dalla classe dell’edificio, vedi esempio di Figura 298) e alla densità di scarica risultanti dalla
UNI 9489 per la classe dell’edificio. La rete di alimentazione è del tipo a pettine con collettore centrale
o ad anello a seconda dei casi.
La procedura di calcolo della rete parte dalla determinazione, per ciascuna area operativa, di tutte
le caratteristiche idrauliche dell’area operativa (portate, perdite distribuite e concentrate), della
prevalenza totale, della portata totale e della curva di domanda dell’area operativa.
Le perdite distribuite sono calcolate mediante la relazione di Hazen-Williams:
6,05⋅Q ⋅10
p =
1,85 4,87
C ⋅d
1,85 9
dove:
⋅ p è la perdita di carico unitaria, in millimetri di colonna d’acqua al metro di tubazione;
⋅ Q è la portata, in litri al minuto;
⋅ C è la costante dipendente dalla natura del tubo, che è assunta uguale a:
⋅ 100 per tubi in ghisa;
⋅ 120 per tubi in acciaio;
⋅ 140 per tubi di acciaio inossidabile, in rame e ghisa rivestita;
⋅ 150 per tubi in plastica, fibra di vetro e materiali analoghi;
⋅ d è il diametro interno medio della tubazione, in millimetri.
Le perdite concentrate dovute ai pezzi speciali inseriti in ciascun tratto della rete possono essere
calcolate, ad esempio, con il metodo della lunghezza equivalente e quindi associando a ciascun pezzo
speciale un coefficiente di perdita di Darcy opportuno. I coefficienti utilizzati sono dati nella Tabella 36.
Per il calcolo viene impostata la pressione di scarica minima da assicurare alle testine di erogazione
idraulicamente più sfavorita, pari a 50 kPa, nell’ipotesi che tutti gli erogatori dell’area operativa
eroghino simultaneamente una portata totale pari alla portata da destinare all’area operativa.
La progettazione delle reti sprinkler può essere effettuata mediante CAD specifici che
consentono anche il disegno della rete.
Ad esempio in Figura 298 si ha il caso di un impianto sprinkler per una biblioteca. Il CAD
consente di selezionare il tipo di sprinkler, vedi Figura 299 e la Figura 300, e le aree operative e la
pompa di alimentazione, vedi Figura 301.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
384
Tipo di elemento
Fattore di Darcy
Valvole 0.3
Curve a 90 ° 1.5
Innesti a T 1.5
Restringimenti 0.5
Allargamenti 1.0
Saracinesche 5.0
Curve graduali 0.5
Tabella 36: Fattori di Darcy per alcuni elementi
Poi effettua i calcoli di verifica e di dimensionamento della rete (tubazioni, perdite, portate totali) e
consente di avere stampe del tipo indicate in Tabella 37 e Tabella 38. In quest’ultima si ha la stampa
solo di alcune righe a titolo di esempio. Caratteristica degli impianti sprinkler a maglia chiusa è di potere
ricevere l’alimentazione idrica da più direzioni essendo la rete chiusa ad anello. Ciò rende migliore
l’operatività di queste reti potendosi avere condizioni di sicurezza certamente più elevate. La
suddivisione in aree operative consente di progettare una rete per un incendio ridotto avente
dimensioni pari a quella dell’area operativa calcolata. E’ dunque necessario effettuare le verifiche per
tutte le aree operative ed individuare quella nelle peggiori condizioni.
Figura 298: Rete sprinkler, in pianta, per una biblioteca
Figura 299: Selezione degli sprinkler da inserire in rete

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
385
Figura 300: Dati caratteristici di uno sprinkler
Figura 301: Selezione della pompa di alimentazione
Tabella 37: Dati generali di calcolo per l’impianto sprinkler della biblioteca

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
386
Tabella 38: Risultati di calcolo per l’impianto sprinkler della biblioteca
15.5.4 SISTEMI DI ALLARME INCENDIO
La gestione della sicurezza dei sistemi antincendio è spesso affidata all’Uomo che interviene
manualmente (ad esempio con estintori) o attivando gli impianti attivi. Oggi questa gestione è automatizzata
mediante sistemi elettronici di intervento che vengono attivati da rivelatori di incendio (rivelatori di fumo).
Essi consentono, ad esempio, di attivare la chiusura delle porte antincendio o gli stessi impianti
antincendio (a idranti o sprinkler).
Essi consentono, altresì, di chiamare automaticamente i VV.F. e quindi di avere un intervento
esterno rapido e sicuro. Se ne presenta nel prosieguo una breve descrizione.
15.5.5 SISTEMI DI RIVELAZIONE AUTOMATICA
Tali impianti rientrano a pieno titolo tra i provvedimenti di protezione attiva e sono finalizzati alla
rivelazione tempestiva del processo di combustione prima cioè che questo degeneri nella fase di
incendio generalizzato.
È fondamentale riuscire ad avere un tempo d’intervento possibilmente inferiore al tempo di prima
propagazione (prima parte della curva di incendio di Figura 309), ossia intervenire prima che si sia
verificato il “flash over”; infatti siamo ancora nel campo delle temperature relativamente basse, l’incendio
non si è ancora esteso a tutto il sistema e quindi ne è più facile lo spegnimento ed i danni sono ancora
contenuti.
Dal diagramma qualitativo riportato in Figura 309 si può vedere che l’entità dei danni, se non si
interviene prima, ha un incremento notevole non appena si è verificato il “flash over”. Pertanto un
impianto di rivelazione automatica trova il suo utile impiego nel ridurre il “tempo reale” e consente:
⋅ di avviare un tempestivo sfollamento delle persone, sgombero dei beni etc;
⋅ di attivare un piano di intervento;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
387
⋅
⋅
di attivare i sistemi di protezione contro l’incendio (manuali e/o automatici di spegnimento).
Rivelatori d’incendio – Generalità
I rivelatori di incendio possono essere classificati in base al fenomeno chimico-fisico rilevato in:
di Calore
Rilevatori
⋅ di fumo (a ionizzazione o ottici)
⋅ di gas
⋅ di fiamme
oppure in base al metodo di rivelazione:
⋅ statici (allarme al superamento di un valore di soglia)
⋅ differenziali (allarme per un dato incremento)
⋅ velocimetrici (allarme per velocità di incremento).
La suddivisione può essere infine effettuata in base al tipo di configurazione del sistema di
controllo dell’ambiente:
⋅ puntiformi
⋅ Rilevatori a punti multipli (poco diffusi)
⋅ lineari (poco diffusi).
In sintesi potremo quindi definire un “rilevatore automatico d’incendio” come un dispositivo installato
nella zona da sorvegliare che è in grado di misurare come variano nel tempo grandezze tipiche della
combustione, oppure la velocità della loro variazione nel tempo, oppure la somma di tali variazioni nel
tempo. Inoltre esso è in grado di trasmettere un segnale d’allarme in un luogo opportuno quando il
valore della grandezza tipica misurata supera oppure è inferiore ad un certo valore prefissato (soglia).
“L’impianto di rivelazione” può essere definito come un insieme di apparecchiature fisse utilizzate
per rilevare e segnalare un principio d’incendio. Lo scopo di tale tipo d’impianto è quello di segnalare
tempestivamente ogni principio d’incendio, evitando al massimo i falsi allarmi, in modo che possano
essere messe in atto le misure necessarie per circoscrivere e spegnere l’incendio.
⋅
⋅
⋅
⋅
Componenti dei sistemi automatici di rivelazione
Un impianto rilevazione automatica d’incendio è generalmente costituito da :
• rilevatori automatici d’incendio;
• centrale di controllo e segnalazione;
• dispositivi d’allarme;
• comandi d’attivazione;
⋅ • elementi di connessione per il trasferimento di energia ed informazioni.
Evidentemente vi possono essere impianti che hanno componenti in più o in meno rispetto a
quelli elencati.
La centrale di controllo e segnalazione garantisce l’alimentazione elettrica (continua e stabilizzata)
di tutti gli elementi dell’impianto ed è di solito collegata anche ad una “sorgente di energia alternativa”
(batterie, gruppo elettrogeno, gruppo statico ecc.) che garantisce il funzionamento anche in caso di “mancanza di
alimentazione elettrica”. Avvenuto l’incendio, l’allarme può essere “locale” o “trasmesso a distanza”.
L’intervento può essere manuale (azionamento di un estintore o di un idrante, intervento squadre VV.F.)
oppure automatico (movimentazione di elementi di compartimentazione e/o aerazione, azionamento di impianti di
spegnimento automatico, d’inertizzazione, predisposizione di un piano esodo).
Un approfondito studio delle operazioni svolte manualmente ed automaticamente e la loro
interconnessione e sequenza temporale e procedurale può evitare falsi allarmi e mancati funzionamenti
oppure ridurne gli effetti negativi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
388
Ad esempio nel caso di un impianto di rivelazione automatica collegato ad un impianto fisso di
spegnimento a pioggia è preferibile, se è possibile, che in seguito ad un allarme un operatore possa
visualizzare sul pannello di controllo della centrale in quale zona dell’insediamento è stato rilevato
l’incendio (presunto); effettuato un controllo visivo, solo se effettivamente è in corso un incendio,
l’operatore aziona l’impianto di spegnimento.
E’ opportuno quindi perseguire soluzioni equilibrate che prevedono un grado d’automazione
compatibile con le soluzioni tecnologiche già ampiamente collaudate affidando all’uomo il compito di
effettuare i controlli che si rendessero necessari.
Tali tipi d’impianti trovano valide applicazioni in presenza di:
⋅ Depositi intensivi;
⋅ Depositi di materiali e/o sostanze ad elevato valore specifico;
⋅
⋅
Ambienti con elevato carico d’incendio, non compartimentabili;
Ambienti destinati ad impianti tecnici difficilmente accessibili e controllabili (cunicoli, cavedi,
intercapedini al di sopra di controsoffitti etc.).
15.6 SEGNALETICA DI SICUREZZA
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
In base al D.Lgs 14081996 N. 493 si hanno le seguenti definizioni:
segnaletica di sicurezza e di salute sul luogo di lavoro una segnaletica che, riferita ad un
oggetto, ad una attività o ad una situazione determinata, fornisce una indicazione o una
prescrizione concernente la sicurezza o la salute sul luogo di lavoro, o che utilizza, a seconda dei
casi, un cartello, un colore, un segnale luminoso o acustico, una comunicazione verbale o un
segnale gestuale;
segnale di divieto, un segnale che vieta un comportamento che potrebbe far correre o causare
un pericolo;
segnale di avvertimento, un segnale che avverte di un rischio o pericolo;
segnale di prescrizione, un segnale che prescrive un determinato comportamento;
segnale di salvataggio o di soccorso, un segnale che fornisce indicazioni relative alle uscite di
sicurezza o ai mezzi di soccorso o di salvataggio;
Figura 302: Segnaletica di salvataggio e antincendio
15.6.1 ILLUMINAZIONE DI SICUREZZA
Si tratta di un impianto di illuminazione che fa uso principale della energia elettrica e quindi di
luce artificiale: esso deve garantire una illuminazione sufficiente a permettere di evacuare in sicurezza i
locali (intensità minima di illuminazione 5 lux).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
389
Dovranno pertanto essere illuminate le indicazioni delle porte e delle uscite di sicurezza, i segnali
indicanti le vie di esodo, i corridoi e tutte quelle parti che è necessario percorrere per raggiungere
un’uscita verso luogo sicuro. E’ opportuno, per quanto possibile, che le lampade ed i segnali luminosi
dell’impianto luci di sicurezza non siano posizionati in alto (la presenza di fumo ne potrebbe ridurre la
visibilità in maniera drastica sin dai primi momenti).
L’Impianto deve essere alimentato da una adeguata fonte di energia quali batterie in tampone o
batterie di accumulatori con dispositivo per la ricarica automatica (con autonomia variabile da 30 minuti
a 3 ore, a secondo del tipo di attività e delle circostanze) oppure da apposito ed idoneo gruppo
elettrogeno; l’intervento dovrà comunque avvenire in automatico, in caso di mancanza della fornitura
principale dell’energia elettrica, entro 5 secondi circa (se si tratta di gruppi elettrogeni il tempo può
raggiungere i 15 secondi). In caso di impianto alimentato da gruppo elettrogeno o da batterie di
accumulatori centralizzate sarà necessario posizionare tali apparati in luogo sicuro, non soggetto allo
stesso rischio di incendio della attività protetta; in questo caso il relativo circuito elettrico deve essere
indipendente da qualsiasi altro ed essere inoltre protetto dai danni causati dal fuoco, da urti, ecc.
15.6.2 EVACUATORI DI FUMO E DI CALORE
Tali sistemi di protezione attiva dall’incendio sono di frequente utilizzati in combinazione con
impianti di rivelazione e sono basati sullo sfruttamento del movimento verso l’alto delle masse di gas
caldi generate dall’incendio che, a mezzo di aperture sulla copertura, vengono evacuate all’esterno.
Gli evacuatori di fumo e calore (EFC) consentono pertanto di:
⋅ Agevolare lo sfollamento delle persone presenti e l’azione dei soccorritori grazie alla maggiore
probabilità che i locali restino liberi da fumo almeno fino ad un’altezza da terra tale da non
compromettere la possibilità di movimento.
⋅ Agevolare l’intervento dei soccorritori rendendone più rapida ed efficace l’opera.
⋅ Proteggere le strutture e le merci contro l’azione del fumo e dei gas caldi, riducendo in particolare
il rischio e di collasso delle strutture portanti.
⋅
⋅
Ritardare o evitare l’incendio a pieno sviluppo “flash over”.
Ridurre i danni provocati dai gas di combustione o da eventuali sostanze tossiche e corrosive
originate dall’incendio.
Gli EFC devono essere installati, per quanto possibile, in modo omogeneo nei singoli
compartimenti, a soffitto in ragione, ad esempio, di uno ogni 200 m 2 (su coperture piane o con
pendenza minore del 20 %) come previsto dalla regola tecnica di progettazione costituita dalla norma
UNI VVF 9494. Degli EFC si parlerà estesamente nel §19.5. La ventilazione dei locali può essere
ottenuta con vari sistemi:
⋅ lucernari a soffitto :possono essere ad apertura comandata dello sportello o ad apertura per
rottura del vetro, che deve essere allora del tipo semplice
⋅ ventilatori statici continui: la ventilazione in questo caso avviene attraverso delle fessure laterali
continue. L’ingresso dell’acqua è impedito da schermi e cappucci opportunamente disposti. In
taluni casi questo tipo è dotato di chiusura costituita da una serie di sportelli con cerniera centrale
o laterale, la cui apertura in caso d’incendio avviene automaticamente per la rottura di un fusibile
⋅ sfoghi di fumo e di calore: il loro funzionamento è in genere automatico a mezzo di fusibili od
altri congegni. La loro apertura può essere anche manuale. E’ preferibile avere il maggior numero
possibile di sfoghi, al fine di ottenere che il sistema di ventilazione entri in funzione il più presto
possibile in quanto la distanza tra l’eventuale incendio e lo sfogo sia la più piccola possibile
⋅ aperture a shed: si possono prestare ad ottenere dei risultati soddisfacenti, se vengono
predisposti degli sportelli di adeguate dimensioni ad apertura automatica o manuale
⋅ superfici vetrate normali: l’installazione di vetri semplici che si rompano sotto l’effetto del
calore può essere adottata a condizione che sia evitata la caduta dei pezzi di vetro per rottura
accidentale mediante rete metallica di protezione.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
390
Figura 303: efficacia degli evacuatori di fumo e di calore
15.7 CODICE ATTIVITÀ
Figura 304: Tipologia di EFC
Ogni edificio viene identificato mediante un codice di attività, opportunamente previsti dalle
norme vigenti, che ne descrive le funzioni principali. E’ anche possibile avere una attività principale ed
una secondaria. Nel caso di Figura 305 si ha un primo codice 86 che si riferisce ad ospedali ed un
secondo codice 77 che si riferisce ad autorimesse.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
391
15.8 IL CARICO DI INCENDIO
Figura 305: Esempio di selezione del codice di attività
Il carico di incendio, vedi Circolare 14-09-1961 nel prosieguo, é espresso dalla quantità equivalente
di legno per m², che si ottiene dividendo per 4.400 (potere calorifico del legno) il numero di calorie per
unità di superficie orizzontale del locale, o del piano considerato, che al massimo si possono sviluppare
per effetto della combustione di tutti i materiali combustibili presenti:
q = Σg i H i / (A • 4400)
dove:
⋅ q é il carico di incendio (in kg legna / m²)
⋅ g i il peso (in kg) del generico fra gli n combustibili che si prevedono presenti nel locale o
nel piano nelle condizioni più gravose di carico di incendio
⋅ H i é il potere calorifico superiore (in kcal/kg) del generico fra gli n combustibili di peso g i ;
⋅ A é la superficie orizzontale (in m²) del locale o del piano del fabbricato considerato
⋅
4.400 é il potere calorifico del legno (in kcal/kg).
Le condizioni più gravose del carico di incendio di un certo locale o piano sono quelle per le quali
la sommatoria g i • H i è massima e vanno determinate esaminando le previste utilizzazioni dei locali e dei
piani come dichiarato dal progettista e dal proprietario del fabbricato stesso.
Si osservi che il calcolo del Carico di Incendio (CdI) può essere effettuato con CAD specifici che
facilitano molto il lavoro. In Figura 306 si ha un esempio di selezione dei materiali.
Per i fabbricati civili con struttura di acciaio vengono distinte le seguenti classi:
⋅ Classe 15
⋅ Classe 30
⋅ Classe 45
⋅ Classe 60
⋅ Classe 90
⋅ Classe 120
⋅ Classe 180
Il numero indicativo di ogni classe esprime il carico di incendio virtuale in kg/m² di legna
standard. Detto numero indicativo esprime anche in minuti primi la durata minima di resistenza al
fuoco da richiedere alla struttura o all’elemento costruttivo in esame.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
392
Figura 306: Selezione dei materiali interni ad un comparto
Figura 307: Selezione del tipo di archivio (Categorie dei materiali)
La classe del piano o del locale considerato si determina pertanto in base alla formula:
C = k • q
in cui:
⋅ C è il numero indicativo della classe
⋅ q è il carico di incendio dichiarato (in kg legna/m2)
⋅ k è un coefficiente di riduzione che tiene conto delle condizioni reali di incendio del
locale o del piano nel complesso dell’edificio.
Il valore del coefficiente k, compreso tra 0,2 e 1,0, viene determinato secondo le modalità che
seguono, in base alle caratteristiche dell’edificio, alla natura del materiale combustibile presente, alla
destinazione, alla distanza da altri edifici ed alle esistenti misure di segnalazione e prevenzione degli
incendi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
393
Tabella 39: Indici di valutazione

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
394
Per il calcolo del coefficiente di riduzione, i singoli fattori di influenza vengono valutati mediante
indici numerici che possono essere negativi o positivi, in quanto si intendono riferiti alle condizioni di
un caso reale medio di incendio.
Gli indici di valutazione degli edifici nel loro complesso, e dei singoli piani e locali sono indicati
nella Tabella 39.
Il valore della somma algebrica degli indici di valutazione, riportato in ascisse nel diagramma di
Figura 308, fornisce direttamente il coefficiente di riduzione, per cui va moltiplicato il carico di incendio
per la determinazione della classe del piano e del locale nell'ambito dell' edificio considerato.
Qualora il numero indicativo della classe risultante dal carico fosse diverso dal numero distintivo
delle classi previste dalle presenti Norme, si assegnerà l'edificio o la parte di esso considerata alla classe
immediatamente superiore.
Nel caso in cui i numeri indicativi di classe risultassero dal calcolo superiori alla classe 180,
l'edificio o la parte di esso considerata saranno assegnati alla classe 180.
Figura 308: Diagramma per gli indici di valutazione

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
395
16 LEGGI – NORME E DECRETI UTILI PER L’ANTINCENDIO
Quanto descritto nel precedente capitolo è una sintesi delle procedure previste da Norme,
Decreti e Leggi sugli impianti antincendio. In questo capitolo si vuole riportare una breve sintesi di
alcune delle norme, Leggi e decreti di riferimento in questo settore. L’Allievo potrà osservare come
molo di quanto sopra detto derivi immediatamente dal testo normativo che viene presentato nei
successivi paragrafi. E’ sempre opportuno fare riferimento al testo vigente !
16.1 D.LGS 149/96 – LOCALI DI INTRATTENIMENTO E PUBBLICO SPETTACOLO
Art. 4.5.3 Ventilazione
I vani scala devono essere provvisti superiormente di aperture di aerazione con superficie non
inferiore a 1 m2, con sistema di apertura degli infissi comandato automaticamente da rivelatori di
incendio o manualmente in prossimità dell’entrata alle scale, in posizione segnalata.
Art. 5.2.5 Sistema di evacuazione fumi e calore
La scena deve essere dotata di un efficace sistema di evacuazione fumi e calore, realizzato a regola
d’arte. I dispositivi di comando manuale del sistema devono essere ubicati in posizione segnalata e
protetta in caso di incendio.
Art. 5.3 Scena integrata nella sala
L’affollamento sulla base del quale vanno dimensionate le vie d’uscita, deve tenere conto, oltre
che del pubblico, anche degli artisti e del personale di servizio alla scena, qualora l’area riservata alla
scena non disponga di vie d’uscita a uso esclusivo.
La lunghezza massima delle vie d’uscita deve essere ridotta del 20% rispetto a quanto previsto al
punto 4.3.4. Il numero di uscite dalla sala e quelle che immettono sull’esterno non può essere in ogni
caso inferiore a tre, di larghezza non inferiore a 1,2 m. ciascuna. Lo spazio riservato al pubblico deve
distare di almeno 2 m. dalla scena. Gli scenari devono essere di tipo fisso e di classe di reazione al fuoco
non superiore a1. La sala deve essere dotata di un efficace sistema di evacuazione fumi.
Capo I Disposizioni generali
Art. 1 Campo di applicazione
⋅
1. Le presenti norme di sicurezza si applicano agli edifici pubblici e privati che, nella loro
globalità, risultino normalmente sottoposti a tutela ai sensi della legge 1° giugno 1939, n. 1089
(pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 184 dell’8 agosto 1939), destinati a contenere biblioteche
ed archivi.
...omissis...
Capo II Prescrizioni tecniche
Art. 3 Disposizioni in esercizio
⋅
⋅
⋅
1. E’ vietato, nei locali di cui all’Art. 1, tenere ed usare fiamme libere, fornelli o stufe a gas, stufe
elettriche con resistenza in vista, stufe a kerosene, apparecchi a incandescenza senza protezione,
nonché depositare sostanze che possono, per la loro vicinanza, reagire tra loro provocando
incendi e/o esplosioni.
2. Il carico d’incendio delle attività di cui all’Art. 1, certificato all’atto della richiesta del certificato
di prevenzione incendi, non può essere incrementato introducendo negli ambienti nuovi elementi
di arredo combustibili con esclusione del materiale librario e cartaceo la cui quantità massima
dovrà essere in ogni caso predeterminata.
3. Negli atri, nei corridoi di disimpegno, nelle scale, e nelle rampe, il carico d’incendio esistente
costituito dalle strutture, certificato come sopra, non potrà essere modificato con l’apporto di
ulteriori arredi e di materiali combustibili.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
396
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⋅
4. Per le attività di cui al comma 1 dell’Art. 1 di nuova istituzione o per gli ampliamenti da
realizzare negli edifici sottoposti nella loro globalità a tutela ai sensi della legge n. 1089/1939, il
carico di incendio relativo agli arredi e al materiale depositato, con esclusione delle strutture e
degli infissi combustibili esistenti, non dovrà superare i 50 kg/m2 in ogni singolo ambiente.
5. Gli elementi di arredo combustibili introdotti negli ambienti successivamente alla data di
entrata in vigore della presente norma, con esclusione del materiale esposto, debbono risultare
omologati nelle seguenti classi di reazione al fuoco: i materiali di rivestimento dei pavimenti
debbono essere di classe non superiore a 2; gli altri materiali di rivestimenti e i materiali
suscettibili di prendere fuoco su ambo le facce debbono essere di classe 1; i mobili imbottiti
devono essere di classe 1 IM.
Art. 5 Depositi
1. Nei depositi il materiale ivi conservato deve essere posizionato all’interno del locale in scaffali
e/o contenitori metallici consentendo passaggi liberi non inferiori a 0,90 m tra i materiali ivi
depositati.
2. Le comunicazioni tra questi locali ed il resto dell’edificio debbono avvenire tramite porte REI
120 munite di congegno di autochiusura.
3. Nei depositi il cui carico di incendio è superiore a 50 kg/m 2 debbono essere installati impianti
di spegnimento automatico collegati ad impianti di allarme.
4. Nei locali dovrà essere assicurata la ventilazione naturale pari a 1/30 della superficie in pianta o
n. 2 ricambi ambiente/ora con mezzi meccanici.
Art. 8 Mezzi antincendio
3. Devono essere installati impianti fissi di rivelazione automatica di incendio. Questi debbono
essere collegati mediante apposita centrale a dispositivi di allarme ottici e/o acustici percepibili in locali
presidiati.
Capo III prescrizioni per la gestione
Art. 9 Gestione della sicurezza
⋅
⋅
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3. Il responsabile tecnico addetto alla sicurezza deve intervenire affinché:
a) siano mantenuti efficienti i mezzi antincendio e siano eseguite con tempestività le
manutenzioni o sostituzioni necessarie. Siano altresì condotte periodicamente verifiche degli
stessi mezzi con cadenza non superiore a sei mesi ed annotate nel registro dei controlli di cui al
punto 4;
b) siano mantenuti costantemente in buono stato tutti gli impianti presenti nell’edificio. Gli
schemi aggiornati di detti impianti nonché di tutte le condotte, fogne e opere idrauliche,
strettamente connesse al funzionamento dell’edificio, ove in dotazione all’Istituto, devono essere
conservati in apposito fascicolo. In particolare per gli impianti elettrici deve essere previsto che
un addetto qualificato provveda, con la periodicità stabilita dalle specifiche normative CEI, al loro
controllo e manutenzione ed a segnalare al responsabile dell’attività eventuali carenze e/o
malfunzionamento, per gli opportuni provvedimenti. Ogni loro modifica o integrazione dovrà
essere annotata nel registro dei controlli e inserita nei relativi schemi. In ogni caso tutti gli
impianti devono essere sottoposti a verifiche periodiche con cadenza non superiore a tre anni;
c) siano tenuti in buono stato gli impianti di ventilazione, di condizionamento e riscaldamento
ove esistenti, prevedendo in particolare una verifica periodica degli stessi con cadenza non
superiore ad un anno. Le centrali termiche e frigorifere devono essere condotte da personale
qualificato in conformità con quanto previsto dalle vigenti normative;
d) sia previsto un servizio organizzato composto da un numero proporzionato di addetti
qualificati, in base alle dimensioni e alle caratteristiche dell’attività, esperti nell’uso dei mezzi
antincendio installati;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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⋅
⋅
e) siano eseguite per il personale addetto all’attività periodiche riunioni di addestramento e di
istruzioni sull’uso dei mezzi di soccorso e di allarme, nonché esercitazioni di sfollamento
dell’attività.
4. Il responsabile tecnico addetto alla sicurezza di cui al comma 1 deve altresì curare la tenuta di
un registro ove sono annotati tutti gli interventi ed i controlli relativi all’efficienza degli impianti
elettrici dell’illuminazione di sicurezza e dei presidi antincendio, nonché all’osservanza della
normativa relativa ai carichi d’incendio nei vari ambienti dell’edificio e nelle aree a rischio
specifico.
Art. 10 Piani di intervento e istruzioni di sicurezza
1. Nelle attività di cui al comma 1 dell’Art. 1 devono essere predisposti adeguati piani di
intervento da porre in atto in occasione delle situazioni di emergenza ragionevolmente
prevedibili. Il personale addetto deve essere edotto sull’intero piano e, in particolare, sui compiti
affidati ai singoli.
2. Detti piani, definiti caso per caso in relazione alle caratteristiche dell’attività, devono essere
concepiti in modo che in tali situazioni:
...omissis...
sia attivato il personale addetto, secondo predeterminate sequenze, ai provvedimenti del caso,
quali interruzione dell’energia elettrica e verifica dell’intervento degli impianti di emergenza,
arresto delle installazioni di ventilazione e condizionamento, azionamento dei sistemi di
evacuazione dei fumi e dei mezzi di spegnimento e quanto altro previsto nel piano di intervento.
...omissis...
5. All’ingresso dell’attività va esposta una pianta dell’edificio corredata dalle seguenti indicazioni:
scale e vie di esodo;
mezzi di estinzione;
dispositivi di arresto degli impianti di distribuzione del gas, dell’energia elettrica e dell’eventuale
impianto di ventilazione e di condizionamento;
eventuale quadro generale del sistema di rivelazione e di allarme;
impianti e locali a rischio specifico.
6. A cura del responsabile dell’attività dovrà essere predisposto un registro dei controlli periodici
relativo all’efficienza degli impianti elettrici, dell’illuminazione di sicurezza, dei presidi
antincendio, dell’osservanza della limitazione dei carichi d’incendio nei vari ambienti della attività
e delle aree a rischio specifico. Tale registro deve essere mantenuto costantemente aggiornato e
disponibile per i controlli da parte dell’autorità competente.
16.2 D.P.R. N. 37 DEL 12/10/98 – CONTROLLO DELLE CONDIZIONI DI SICUREZZA
⋅
Art. 1 Oggetto del regolamento
1. Il presente regolamento disciplina i procedimenti di controllo delle condizioni di sicurezza per
la prevenzione incendi attribuiti, in base alla vigente normativa, alla competenza dei comandi
provinciali dei vigili del fuoco, per le fasi relative all’esame dei progetti, agli accertamenti
sopralluogo, all’esercizio delle attività soggette a controllo, all’approvazione delle deroghe alla
normativa di conformità.
...omissis...
Art. 2 Parere di conformità
⋅
⋅
1. Gli enti e i privati responsabili delle attività di cui al comma 3 dell’articolo 1 sono tenuti a
richiedere al comando l’esame dei progetti di nuovi impianti o costruzioni o di modifiche di quelli
esistenti.
2. Il comando esamina i progetti e si pronuncia sulla conformità degli stessi alla normativa
antincendio entro quarantacinque giorni dalla data di presentazione. Qualora la complessità del
progetto lo richieda, il predetto termine, previa comunicazione all’interessato entro 15 giorni dalla

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
398
data di presentazione del progetto, è differito al novantesimo giorno. In caso di documentazione
incompleta od irregolare ovvero nel caso in cui il comando ritenga assolutamente indispensabile
richiedere al soggetto interessato l’integrazione della documentazione presentata, il termine è
interrotto, per una sola volta, e riprende a decorrere dalla data di ricevimento della
documentazione integrativa richiesta. Ove il comando non si esprima nei termini: prescritti, il
progetto si intende respinto.
Art. 3 Rilascio del certificato di prevenzione incendi
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1. Completate le opere di cui al progetto approvato, gli enti e privati sono tenuti a presentare al
comando domanda di sopralluogo in conformità a quanto previsto nel decreto di cui all’articolo
1, comma 4.
2. Entro novanta giorni dalla data di presentazione della domanda il comando effettua il
sopralluogo per accertare il rispetto delle prescrizioni previste dalla normativa di prevenzione
degli incendi nonché la sussistenza dei requisiti di sicurezza antincendio richiesti. Tale termine
può essere prorogato, per una sola volta, di quarantacinque giorni, dandone motivata
comunicazione all’ interessato.
3. Entro quindici giorni dalla data di effettuazione del sopralluogo viene rilasciato all’interessato,
in caso di esito positivo, il certificato di prevenzione incendi che costituisce, ai soli fini
antincendio, il nulla osta all’esercizio dell’attività.
4. Qualora venga riscontrata la mancanza dei requisiti di sicurezza richiesti, il comando ne dà
immediata comunicazione all’interessato ed alle autorità competenti ai fini dell’adozione dei
relativi provvedimenti.
5. Fatto salvo quanto disposto dal comma 1, l’interessato, in attesa del sopralluogo, può
presentare al comando una dichiarazione, corredata da certificazioni di conformità dei lavori
eseguiti al progetto approvato, con la quale attesta che sono state rispettate le prescrizioni vigenti
in materia di sicurezza antincendio e si impegna al rispetto degli obblighi di cui all’articolo 5. Il
comando rilascia all’interessato contestuale ricevuta dell’avvenuta presentazione della
dichiarazione che costituisce, ai soli fini antincendio, autorizzazione provvisoria all’esercizio
dell’attività.
6. Al fine di evitare duplicazioni, nel rispetto del criterio di economicità, qualora il sopralluogo
richiesto dall’interessato debba essere effettuato dal comando nel corso di un procedimento di
autorizzazione che preveda un atto deliberativo propedeutico emesso da organi collegiali dei quali
è chiamato a far parte il comando stesso, il termine di cui al comma 2 non si applica dovendosi
far riferimento ai termini procedimentali ivi stabiliti.
Art. 4 Rinnovo del certificato di prevenzione incendi
1. Ai fini del rinnovo del certificato di prevenzione incendi, gli interessati presentano al comando,
in tempo utile e comunque prima della scadenza del certificato, apposita domanda conforme alle
previsioni contenute nel decreto di cui all’articolo 1, comma 4, corredata da una dichiarazione del
responsabile dell’attività, attestante che non è mutata la situazione riscontrata alla data del rilascio
del certificato stesso, e da una perizia giurata, comprovante l’efficienza dei dispositivi, nonché dei
sistemi e degli impianti antincendio. Il comando, sulla base della documentazione prodotta,
provvede entro quindici giorni dalla data di presentazione della domanda.
Art. 5 Obblighi connessi con l’esercizio dell’attività
1. Gli enti e i privati responsabili di attività soggette ai controlli di prevenzione incendi hanno
l’obbligo di mantenere in stato di efficienza i sistemi, i dispositivi, le attrezzature e le altre misure
di sicurezza antincendio adottate e di effettuare verifiche di controllo ed interventi di
manutenzione secondo le cadenze temporali che sono indicate dal comando nel certificato di
prevenzione o all’atto del rilascio della ricevuta a seguito della dichiarazione di cui all’articolo
3, comma 5. Essi provvedono, in particolare, ad assicurare una adeguata informazione e
formazione del personale dipendente sui rischi di incendio connessi con la specifica attività, sulle

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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misure di prevenzione e protezione adottate, sulle precauzioni da osservare per evitare l’insorgere
di un incendio e sulle procedure da attuare in caso di incendio.
2. I controlli, le verifiche, gli interventi di manutenzione, l’informazione e la formazione del
personale, che vengono effettuati, devono essere annotati in un apposito registro a cura dei
responsabili dell’attività. Tale registro deve essere mantenuto aggiornato e reso disponibile ai fini
dei controlli di competenza del comando.
3. Ogni modifica delle strutture o degli impianti ovvero delle condizioni di esercizio dell’attività,
che comportano una alterazione delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio, obbliga
l’interessato ad avviare nuovamente le procedure previste dagli articoli 2 e 3 del presente
regolamento.
5. Fatto salvo quanto disposto dal comma 1, l’interessato, in attesa del sopralluogo, può
presentare al comando una dichiarazione, corredata da certificazioni di conformità dei lavori
eseguiti al progetto approvato, con la quale attesta che sono state rispettate le prescrizioni vigenti
in materia di sicurezza antincendio e si impegna al rispetto degli obblighi di cui all’articolo 5. Il
comando rilascia all’interessato contestuale ricevuta dell’avvenuta presentazione della
dichiarazione che costituisce, ai soli fini antincendio, autorizzazione provvisoria all’esercizio
dell’attività.
6. Al fine di evitare duplicazioni, nel rispetto del criterio di economicità, qualora il sopralluogo
richiesto dall’interessato debba essere effettuato dal comando nel corso di un procedimento di
autorizzazione che preveda un atto deliberativo propedeutico emesso da organi collegiali dei quali
è chiamato a far parte il comando stesso, il termine di cui al comma 2 non si applica dovendosi
far riferimento ai termini procedimentali ivi stabiliti.
Art. 6 Procedimento di deroga
1. Qualora gli insediamenti o gli impianti sottoposti a controllo di prevenzione incendi e le attività
in essi svolte presentino caratteristiche tali da non consentire l’integrale osservanza della
normativa vigente, gli interessati, secondo le modalità stabilite dal decreto di cui all’articolo 1,
comma 4, possono presentare al comando domanda motivata per la deroga al rispetto delle
condizioni prescritte.
2. Il comando esamina la domanda e, con proprio motivato parere, la trasmette entro trenta
giorni dal ricevimento, all’ispettorato regionale dei vigili del fuoco. L’ispettore regionale, sentito il
comitato tecnico regionale di prevenzione incendi, di cui all’articolo 20 del decreto del Presidente
della Repubblica 29 luglio 1982, n. 577, si pronuncia entro sessanta giorni dalla ricezione,
dandone contestuale comunicazione al comando ed al richiedente. L’ispettore regionale dei vigili
del fuoco trasmette ai competenti organi tecnici centrali del Corpo nazionale dei vigili del fuoco i
dati inerenti alle deroghe esaminate per la costituzione di una banca dati, da utilizzare per
garantire i necessari indirizzi e l’uniformità applicativa nei procedimenti di deroga.
16.3 D.M. 8/3/85 – DIRETTIVE SULLE MISURE DI PREVENZIONE INCENDI
⋅
⋅
1. Aerazione
1.1. Indipendentemente dai singoli locali in cui si articola, il complesso ove si svolge l’attività deve
essere dotato di aperture di aerazione anche se munite di serramento comunque realizzato.
1.2. Nei locali dove si depositano o si impiegano sostanze che possono dar luogo a miscele
infiammabili o esplosive deve essere assicurata una superficie di aerazione naturale, realizzata
eventualmente anche a mezzo di aperture munite di infissi, non inferiore ad 1/30 della loro
superficie in pianta per ambienti sino a 400 m3 e di 1/50 per la superficie eccedente i 400 m3. Per i
locali ove sono presenti gas con densità relativa maggiore di 0,8 tale superficie deve essere
equamente distribuita in basso ed in alto. Ove non sia possibile raggiungere per l’aerazione
naturale il rapporto di superfici prescritto è ammesso il ricorso all’aerazione meccanica con
portata di almeno 2 ricambi orari semprechè sia assicurata una superficie di aerazione naturale
pari ad almeno il 25% di quella prescritta. Quando poi l’aerazione naturale dovesse risultare
incompatibile con la tecnologia di particolari processi produttivi possono consentirsi soluzioni

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
400
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alternative che facciano conseguire condizioni di sicurezza equivalente. Se all’atto della
presentazione dell’istanza del nulla osta provvisorio siano in corso i lavori per il conseguimento
delle superfici prescritte o il relativo iter procedurale, e tale circostanza risulti da documentazione
allegata all’istanza stessa, può farsi ugualmente luogo al rilascio del nulla osta provvisorio a
condizione che nella suddetta documentazione sia precisata la data di ultimazione dei lavori che
deve essere contenuta entro il termine di tre mesi dalla data di rilascio del nulla osta.
...omissis...
L’ispettore regionale, sentito il comitato tecnico regionale di prevenzione incendi, di cui
all’articolo 20 del decreto del Presidente della Repubblica 29 luglio 1982, n. 577, si pronuncia
entro sessanta giorni dalla ricezione, dandone contestuale comunicazione al comando ed al
richiedente. L’ispettore regionale dei vigili del fuoco trasmette ai competenti organi tecnici
centrali del Corpo nazionale dei vigili del fuoco i dati inerenti alle deroghe esaminate per la
costituzione di una banca dati, da utilizzare per garantire i necessari indirizzi e l’uniformità
applicativa nei procedimenti di deroga.
3. limitazione del carico d’incendio
3.1. Per le attività di cui ai punti 85 e 86 del D. M. 16 febbraio 1982 (G. U. n. 98 del 9 aprile
1982), il carico d’incendio non può superare i seguenti valori:
30 kg/m2 per locali ai piani fuori terra;
20 kg/m2 per locali al 1o e 2° piano interrato;
15 kg/m2 per locali oltre il 2° piano interrato.
I valori suddetti del carico d’incendio possono essere raddoppiati quando sono installati impianti
di estinzione ad attivazione automatica. Per i locali ai piani fuori terra i valori del carico
d’incendio possono essere raddoppiati anche in presenza d’impianti di rivelazione automatica
d’incendio.
Negli atri, nei corridoi di disimpegno, nelle scale, nelle rampe e nei passaggi in genere, il carico
d’incendio non può superare i 10 kg/m2.
3.2. Per le attività di cui ai punti 82 e 89 del D. M. 16 febbraio 1982 (G. U. n. 98 del 9 aprile
1982), sprovviste di servizio di vigilanza aziendale durante le ore di attività o di sistema di
estinzione automatica o di rivelazione d’incendio, il carico di incendio non può superare 50
kg/m2.
Nelle scale e nelle rampe il carico d’incendio non può superare i 10 kg/m2.
3.3. Per gli edifici di cui al punto 94 del D. M. 16 febbraio 1982 (G. U. n. 98 del 9 aprile 1982), il
carico d’incendio non può superare i seguenti valori:
20 kg/m2 per locali al 1o e 2° piano interrato;
15 kg/m2 per locali oltre il 2° piano interrato é consentita la comunicazione dei piani interrati con
i vani scala e/o ascensori, ove non sia possibile documentare tali valori per il carico d’incendio,
purché vengano interposte porte a chiusura automatica aventi resistenza al fuoco non inferiore a
30’.
... omissis...
6. Comportamento al fuoco delle strutture
6.1. I locali dove si tengono in deposito o si manipolano sostanze capaci di emettere, a
temperatura ordinaria, vapori in quantità tali da produrre, se mescolati con l’aria dell’ambiente,
miscele esplosive o infiammabili, devono essere realizzati con strutture portanti non combustibili.
Sono consentite strutture portanti in legno purché sia certificato che la sezione residua, dopo un
tempo pari al valore del carico di incendio, calcolato come da circolare del Ministero dell’interno
n. 91 del 14 settembre 1961, conservi la stabilità R, in relazione ai carichi cui è sottoposta,
essendo noto che le dimensioni degli elementi strutturali si riducono sotto l’azione del fuoco
secondo i seguenti valori:
Travi estradosso e laterali 0,8 mm/min
intradosso 1,1 mm/min

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
401
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⋅
⋅
Pilastri 0,7 mm/min
Altre strutture orizzontali 1,1 mm/min
Le finalità di cui sopra possono essere raggiunte anche con interventi protettivi realizzati con
materiali certificati.
6.2. Per i locali di cui al punto 83 del D. M. 16 febbraio 1982 (G. U. n. 98 del 9 aprile 1982), si
applicano gli articoli 2, 3, 4, 5 e 6 del D. M. 6 luglio 1983 (G. U. n. 201 del 23 luglio 1983), e
successive modificazioni di cui al D. M. 28 agosto 1984 (G. U. n. 246 del 6 settembre 1984),
nonché quanto consentito dal D. M. 4 febbraio 1985 (G. U. n. 49 del 26 febbraio 1985). Anche in
questo caso sono consentite strutture portanti in legno la cui stabilità R deve essere certificata con
le stesse determinazioni di cui al punto precedente.
6.3. Per le attività di cui ai punti 85, 86 e 89 del D. M. 16 febbraio 1982 (G. U. n. 98 del 9 aprile
1982), i tendaggi, se posti in opera negli atrii, nei corridoi di disimpegno esterni ai locali dagli
stessi serviti, nelle scale e nelle rampe, devono essere di classe I di reazione al fuoco, secondo il
D. M. 26 giugno 1984 (G. U. n. 234 del 25 agosto 1984), e alle condizioni stabilite dal D. M. 4
febbraio 1985 (G. U. n. 49 del 26 febbraio 1985). Limitatamente all’attività di cui al punto 89,
negli atrii e nei corridoi di disimpegno esterni ai locali stessi serviti, nelle scale e nelle rampe
possono essere mantenuti in opera tendaggi non rispondenti al requisito di cui al comma
precedente purché siano installati impianti automatici d’estinzione o di rivelazione d’incendio,
ovvero, nell’ambito delle attività, siano assicurati i servizi di emergenza contro gli incendi, come
da successivo punto n. 9.
... omissis...
11. Attività di cui al punto 92 del d. m. 16 febbraio 1982 (g. u. n. 98 del 9 aprile 1982)
autorimesse
L’aerazione naturale deve essere non inferiore ad 1/30 della superficie in pianta del locale. Ove
non sia possibile raggiungere per l’aerazione naturale il rapporto di superfici prescritto, è ammesso il
ricorso all’aerazione meccanica con portata di almeno 3 ricambi orari semprechè sia assicurata una
superficie di aerazione naturale pari ad almeno il 50% di quella prescritta. E’ vietato:
⋅ usare fiamme libere;
⋅ depositare sostanze infiammabili;
⋅ parcheggiare automezzi funzionanti a g.p.l.;
⋅
⋅
eseguire riparazioni a caldo e prove motori;
fumare.
Le autorimesse devono essere separate da altri ambienti a diversa utilizzazione con strutture di
resistenza al fuoco non inferiore a REI 30. Per le autorimesse pubbliche non è consentita la
comunicazione con vani scala ed ascensori che non siano ad esclusivo uso delle stesse; per le
autorimesse ad uso privato ivi comprese quelle a servizio di uffici, è consentita la comunicazione con
vani scale ed ascensori mediante porte metalliche piene con autochiusura. La capacità di parcamento
deve essere dichiarata dal titolare dell’attività sotto la propria responsabilità secondo le indicazioni
contenute nella circolare del Ministero dell’interno n. 2 del 16 gennaio 1982.
La superficie massima di ogni compartimento deve essere conforme alla tabella 2.30 del D. M. 20
novembre 1981 (G. U. n. 333 del 3 dicembre 1981) con tolleranza del 15%. Deve essere installato n. 1
idrante per capacità di parcamento superiore a 50 autoveicoli e n. 1 estintore di tipo approvato con
capacità estinguente non inferiore a 21A, 89B ogni 20 autoveicoli.
Le uscite di sicurezza per le persone verso spazi a cielo libero o grigliato devono essere facilmente
accessibili, apribili dall’interno, di larghezza non inferiore a 0,60 m e raggiungibili con percorsi non
superiori a 40 m o 50 m se i locali sono dotati di impianto di spegnimento automatico.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
402
12. Attività di cui al punto 95 del d. m. 16 febbraio 1982 (g. u. n. 98 del 9 aprile 1982)
Il vano ascensore non può comunicare direttamente con autorimesse pubbliche, impianti di
produzione di calore (con esclusione di cucine e lavaggio stoviglie) e deve essere, da tale attività,
separato con elementi costruttivi di resistenza al fuoco non inferiore a REI 30.
I vani montacarichi non possono comunicare direttamente con i locali depositi ad eccezione degli
impianti a servizio di attività industriali e commerciali.
L’aerazione naturale dall’esterno, per il vano corsa, se di tipo chiuso, e per il locale macchine deve
essere non inferiore a 0,05 m3.
Ove non sia possibile raggiungere per l’aerazione naturale il rapporto di superfici prescritto, è
ammesso il ricorso all’aerazione meccanica con portata di almeno 3 ricambi orari semprechè sia
assicurata una superficie di aerazione naturale pari ad almeno il 50% di quella prescritta.
Le porte di accesso al locale macchine devono essere di materiale non combustibile.
13. Depositi di sostanze infiammabili a servizio delle attività di cui ai punti 85,86,89 del
DM. 16 febbraio 1982 (GU. n. 98 del 9 aprile 1982).
La presente direttiva si applica ai depositi costituiti da contenitori di capacità geometrica unitaria
superiore a litri 2 di infiammabili liquidi, gassosi liquefatti o disciolti.
I locali destinati a tali depositi devono avere una aerazione naturale non inferiore ad 1/30 della
loro superficie in pianta.
La separazione con altri ambienti deve avvenire con strutture di resistenza al fuoco non inferiore
a REI 30 senza comunicazioni.
Gli accessi devono avvenire unicamente da spazi a cielo libero o tramite filtro a prova di fumo.
Le attrezzature mobili di estinzione devono essere costituite da n. 1 estintore di tipo approvato
con capacità estinguente non inferiore a 21A, 89B per ogni locale.
E’ consentito tenere in deposito ai piani fuori terra e non oltre il 2° piano interrato i seguenti
quantitativi massimi di sostanze infiammabili: liquidi litri 300, gas compressi m3 0,25, gas disciolti
liquefatti kg 25.
Per i depositi ubicati ai piani interrati deve essere installato un impianto di rivelazione di fughe di
gas. E’ vietato depositare insieme nello stesso locale liquidi infiammabili, gas compressi, gas disciolti o
liquefatti, materiali combustibili, gas comburenti.
14. Spazi adibiti a depositi di materiali solidi combustibili, archivi, biblioteche a servizio
delle attività di cui ai punti 85, 86, 89 del DM. 16 febbraio 1982 (g. u. n. 98 del 9 aprile 1982) con carico
d’incendio superiore a quanto previsto al punto 3 del presente allegato
I locali oggetto della presente direttiva devono avere una aerazione naturale, realizzata
eventualmente anche a mezzo di aperture munite di infissi, non inferiore ad 1/40 della loro superficie
in pianta per ambienti sino a 400 m3 e di 1/50 per la superficie eccedente i 400 m3.
Ove non sia possibile raggiungere per l’aerazione naturale il rapporto di superfici prescritte, è
ammesso il ricorso all’aerazione meccanica con portata di almeno 2 ricambi orari semprechè sia
assicurata una superficie di aerazione naturale pari ad almeno il 25% di quella prescritta.
I locali possono essere ubicati ai piani fuori terra e non oltre il 2° piano interrato; è vietato il
deposito di sostanze infiammabili.
La separazione con altri ambienti ai piani interrati deve avvenire con strutture di resistenza al
fuoco non inferiore a REI 30 senza comunicazioni.
Nei piani interrati gli accessi possono avvenire dall’interno con vani provvisti di porte metalliche
piene con autochiusura.
Le attrezzature mobili di estinzione devono essere costituite da n. 1 estintore, di tipo approvato,
di capacità estinguente non inferiore a 13A, ogni 200 m3 di superficie.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
403
16.4 D.M. 10/03/1998 – SICUREZZA INCENDIO NELLE ZONE DI EMERGENZA DEI
LUOGHI DI LAVORO
⋅
⋅
Arti. 1 Oggetto campo di applicazione
1. Il presente decreto stabilisce, ...omissis..., i criteri per la valutazione dei rischi di incendio nei
luoghi di lavoro ed indica le misure di prevenzione e di protezione antincendio da adottare, al fine
di ridurre l’insorgenza di un incendio e di limitarne le conseguenze qualora esso si verifichi.
2. Il presente decreto si applica alle attività che si svolgono nei luoghi di lavoro come definiti
dall’Art. ...omissis... di seguito denominato decreto legislativo n. 626/1994.
⋅ 3. Per le attività che si svolgono nei cantieri temporanei o mobili di cui al decreto legislativo 19
settembre 1996, n. 494, e per le attività industriali di cui all’Art. 1 del decreto del Presidente della
Repubblica 17 maggio 1988, n. 175, e successive modifiche, soggette all’obbligo della
dichiarazione ovvero della notifica, ai sensi degli articoli 4 e 6 del decreto stesso, le disposizioni di
cui al presente decreto si applicano limitatamente alle prescrizioni di cui agli articoli 6 e 7.
...omissis...
⋅
⋅
⋅
Art. 3 misure preventive, protettive e precauzionali di esercizio
...omissis...
c) realizzare le misure per una rapida segnalazione dell’incendio al fine di garantire l’attivazione
dei sistemi di allarme e delle procedure di intervento, in conformità ai criteri di cui all’allegato IV;
...omissis...
Art. 4 controllo e manutenzione degli impianti e delle attrezzature antincendio
1. Gli interventi di manutenzione ed i controlli sugli impianti e sulle attrezzature di protezione
antincendio sono effettuati nel rispetto delle disposizioni legislative e regolamentari vigenti, delle
norme di buona tecnica emanate dagli organismi di normalizzazione nazionali ed europei o, in
assenza di dette norme di buona tecnica, delle istruzioni fornite dal fabbricante e/o
dall’installatore.
Art. 8 disposizioni transitorie e finali
...omissis...
2. Sono fatti salvi i corsi di formazione degli addetti alla prevenzione incendi, lotta antincendio e
gestione delle emergenze, ultimati entro la data di entrata in vigore del presente decreto.
...omissis...
16.4.1 LINEE GUIDA PER LA VALUTAZIONE DEI RISCHI DI INCENDIO NEI
LUOGHI DI LAVORO
1.3.obiettivi della valutazione dei rischi di incendio
La valutazione dei rischi di incendio deve consentire al datore di lavoro di prendere i
provvedimenti che sono effettivamente necessari per salvaguardare la sicurezza dei lavoratori e delle
altre persone presenti nel luogo di lavoro. Questi provvedimenti comprendono:
⋅ la prevenzione dei rischi;
⋅ l’informazione dei lavoratori e delle altre persone presenti;
⋅
⋅
la formazione dei lavoratori;
le misure tecnico organizzative destinate a porre in atto i provvedimenti necessari.
La prevenzione dei rischi costituisce uno degli obiettivi primari della valutazione dei rischi. Nei
casi in cui non è possibile eliminare i rischi essi devono essere diminuiti nella misura del possibile e
devono essere tenuti sotto controllo i rischi residui, tenendo conto delle misure generali di tutela di cui
all’Art. 3 del decreto legislativo n. 626. La valutazione del rischio di incendio tiene conto:
⋅
⋅
del tipo di attività;
dei materiali immagazzinati e manipolati;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
404
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
delle attrezzature presenti nel luogo di lavoro compresi gli arredi;
delle caratteristiche costruttive del luogo di lavoro compresi i materiali di rivestimento;
delle dimensioni e dell’articolazione del luogo di lavoro;
del numero di persone presenti, siano esse lavoratori dipendenti che altre persone, e della loro
prontezza ad allontanarsi in caso di emergenza.
1.4.criteri per procedere alla valutazione dei rischi di incendio
La valutazione dei rischi di incendio si articola nelle seguenti fasi:
individuazione di ogni pericolo di incendio (p.e. sostanze facilmente combustibili e infiammabili,
sorgenti di innesco, situazioni che possono determinare la facile propagazione dell’incendio);
individuazione dei lavoratori e di altre persone presenti nel luogo di lavoro esposte a rischi di
incendio;
eliminazione o riduzione dei pericoli di incendio;
valutazione del rischio residuo di incendio;
verifica della adeguatezza delle misure di sicurezza esistenti ovvero individuazione di eventuali
ulteriori provvedimenti e misure necessarie ad eliminare o ridurre i rischi residui di incendio.
1.4.1. Identificazione dei pericoli di incendio
1.4.1.1. Materiali combustibili e/o infiammabili
I materiali combustibili se sono in quantità limitata,correttamente manipolati e depositati in
sicurezza, possono non costituire oggetto di particolare valutazione. Alcuni materiali presenti nei luoghi
di lavoro costituiscono pericolo potenziale poiché essi sono facilmente combustibili od infiammabili o
possono facilitare il rapido sviluppo di un incendio. A titolo esemplificativo essi sono:
⋅ vernici e solventi infiammabili; adesivi infiammabili
⋅ gas infiammabili;
⋅ grandi quantitativi di carta e materiali di imballaggio;
⋅ materiali plastici, in particolare sotto forma di schiuma
⋅ grandi quantità di manufatti infiammabili;
⋅ prodotti chimici che possono essere da soli infiammabili o che possono reagire con altre
sostanze provocando un incendio;
⋅ prodotti derivati dalla lavorazione del petrolio;
⋅ vaste superfici di pareti o solai rivestite con materiali facilmente combustibili.
1.4.1.2. Sorgenti di innesco
Nei luoghi di lavoro possono essere presenti anche sorgenti di innesco e fonti di calore che
costituiscono cause potenziali di incendio o che possono favorire la propagazione di un incendio. Tali
fonti, in alcuni casi, possono essere di immediata identificazione mentre, in altri casi, possono essere
conseguenza di difetti meccanici od elettrici. A titolo esemplificativo si citano:
⋅ presenza di fiamme o scintille dovute a processi di lavoro, quali taglio, affilatura, saldatura;
⋅ presenza di sorgenti di calore causate da attriti;
⋅ presenza di macchine ed apparecchiature in cui si produce calore non installate e utilizzate
secondo le norme di buona tecnica;
⋅ uso di fiamme libere;
⋅ presenza di attrezzature elettriche non installate e utilizzate secondo le norme di buona tecnica.
...omissis...
⋅ 1.4.3.2. Misure per ridurre i pericoli causati da sorgenti di calore
...omissis...

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
405
16.4.2 CLASSIFICAZIONE DEL LIVELLO DI RISCHIO DI INCENDIO
Sulla base della valutazione dei rischi è possibile classificare il livello di rischio di incendio
dell’intero luogo di lavoro o di ogni parte di esso: tale livello può essere basso, medio o elevato.
A. Luoghi di lavoro a rischio di incendio BASSO
Si intendono a rischio di incendio basso i luoghi di lavoro o parte di essi, in cui sono presenti
sostanze a basso tasso di infiammabilità e le condizioni locali e di esercizio offrono scarse possibilità di
sviluppo di principi di incendio ed in cui, in caso di incendio, la probabilità di propagazione dello stesso
è da ritenersi limitata.
B. Luoghi di lavoro a rischio di incendio MEDIO
Si intendono a rischio di incendio medio i luoghi di lavoro o parte di essi, in cui sono presenti
sostanze infiammabili e/o condizioni locali e/o di esercizio che possono favorire lo sviluppo di incendi,
ma nei quali, in caso di incendio, la probabilità di propagazione dello stesso è da ritenersi limitata. Si
riportano in allegato IX, esempi di luoghi di lavoro a rischio di incendio medio.
C. Luoghi di lavoro a rischio di incendio ELEVATO
Si intendono a rischio di incendio elevato i luoghi di lavoro o parte di essi, in cui:
⋅ per presenza di sostanze altamente infiammabili e/o per le condizioni locali e/o di esercizio
sussistono notevoli probabilità di sviluppo di incendi e nella fase iniziale sussistono forti
probabilità di propagazione delle fiamme, ovvero non è possibile la classificazione come luogo a
rischio di incendio basso o medio. Tali luoghi comprendono:
⋅ aree dove i processi lavorativi comportano l’utilizzo di sostanze altamente infiammabili (p.e.
impianti di verniciatura), o di fiamme libere, o la produzione di notevole calore in presenza di
materiali combustibili;
⋅ aree dove c’è deposito o manipolazione di sostanze chimiche che possono, in determinate
circostanze, produrre reazioni esotermiche, emanare gas o vapori infiammabili, o reagire con altre
sostanze combustibili;
⋅ aree dove vengono depositate o manipolate sostanze esplosive o altamente infiammabili;
⋅ aree dove c’è una notevole quantità di materiali combustibili che sono facilmente incendiabili;
⋅ edifici interamente realizzati con strutture in legno.
Al fine di classificare un luogo di lavoro o una parte di esso come avente rischio di incendio
elevato occorre inoltre tenere presente che:
⋅ molti luoghi di lavoro si classificano della stessa categoria di rischio in ogni parte. Ma una
qualunque area a rischio elevato può elevare il livello di rischio dell’intero luogo di lavoro, salvo
che l’area interessata sia separata dal resto del luogo attraverso elementi separanti resistenti al
fuoco;
⋅ una categoria di rischio elevata può essere ridotta se il processo di lavoro è gestito accuratamente
e le vie di esodo sono protette contro l’incendio;
⋅ nei luoghi di lavoro grandi o complessi, è possibile ridurre il livello di rischio attraverso misure di
protezione attiva di tipo automatico quali impianti automatici di spegnimento, impianti automatici
di rivelazione incendi o impianti di estrazione fumi.
...omissis...
1.4.5. Adeguatezza delle misure di sicurezza
Nelle attività soggette al controllo obbligatorio da parte dei Comandi provinciali dei vigili del
fuoco, che hanno attuato le misure previste dalla vigente normativa, in particolare per quanto attiene il
comportamento al fuoco delle strutture e dei materiali, compartimentazioni, vie di esodo, mezzi di
spegnimento, sistemi di rivelazione ed allarme, impianti tecnologici, è da ritenere che le misure attuate
in conformità alle vigenti disposizioni siano adeguate.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
406
Per le restanti attività, fermo restando l’obbligo di osservare le normative vigenti ad esse
applicabili, ciò potrà invece essere stabilito seguendo i criteri relativi alle misure di prevenzione e
protezione riportati nel presente allegato.
Qualora non sia possibile il pieno rispetto delle misure previste nel presente allegato, si dovrà
provvedere ad altre misure di sicurezza compensative. In generale l’adozione di una o più delle seguenti
misure possono essere considerate compensative:
...omissis...
⋅
⋅
⋅
⋅
C. Rivelazione ed allarme antincendio
installazione di un sistema di allarme più efficiente (p.e. sostituendo un allarme azionato
manualmente con uno di tipo automatico);
riduzione della distanza tra i dispositivi di segnalazione manuale di incendio;
installazione di impianto automatico di rivelazione incendio;
miglioramento del tipo di allertamento in caso di incendio (p.e. con segnali ottici in aggiunta a
quelli sonori, con sistemi di diffusione messaggi tramite altoparlante, ecc.;
...omissis...
16.4.3 MISURE INTESE A RIDURRE LA PROBABILITÀ DI INSORGENZA
DEGLI INCENDI
Generalità
All’esito della valutazione dei rischi devono essere adottate una o più tra le seguenti misure intese
a ridurre la probabilità di insorgenza degli incendi.
⋅
⋅
⋅
⋅
A) Misure di tipo tecnico:
...omissis...
ventilazione degli ambienti in presenza di vapori, gas o polveri infiammabili;
adozione di dispositivi di sicurezza.
...omissis...
3.8. Misure per limitare la propagazione dell’incendio
⋅ A) Accorgimenti per la presenza di aperture su pareti e/o solai Le aperture o il passaggio di
condotte o tubazioni, su solai, pareti e soffitti, possono contribuire in maniera significativa alla
rapida propagazione di fumo, fiamme e calore e possono impedire il sicuro utilizzo delle vie di
uscita.
Misure per limitare le conseguenze di cui sopra includono:
⋅ provvedimenti finalizzati a contenere fiamme e fumo;
⋅ installazione di serrande tagliafuoco sui condotti.
Tali provvedimenti sono particolarmente importanti quando le tubazioni attraversano muri o
solai resistenti al fuoco.
Allegato II
MISURE PER LA RIVELAZIONE E L’ALLARME IN CASO DI INCENDIO
....omissis....
4.1. Obiettivo
L’obiettivo delle misure per la rivelazione degli incendi e l’allarme è di assicurare che le persone
presenti nel luogo di lavoro siano avvisate di un principio di incendio prima che esso minacci la loro
incolumità. L’allarme deve dare avvio alla procedura per l’evacuazione del luogo di lavoro nonché
l’attivazione delle procedure d’intervento.
....omissis....

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
407
4.3. Misure per i luoghi di lavoro di grandi dimensioni o complessi
Nei luoghi di lavoro di grandi dimensioni o complessi, il sistema di allarme deve essere di tipo
elettrico. Il segnale di allarme deve essere udibile chiaramente in tutto il luogo di lavoro o in quelle parti
dove l’allarme è necessario.
In quelle parti dove il livello di rumore può essere elevato, o in quelle situazioni dove il solo
allarme acustico non è sufficiente, devono essere installati in aggiunta agli allarmi acustici anche
segnalazioni ottiche. I segnali ottici non possono mai essere utilizzati come unico mezzo di allarme.
....omissis....
4.5. Rivelazione automatica di incendio
....omissis....Nella gran parte dei luoghi di lavoro un sistema di rivelazione incendio a comando
manuale può essere sufficiente, tuttavia ci sono delle circostanze in cui una rivelazione automatica di
incendio è da ritenersi essenziale ai fini della sicurezza delle persone. Nei luoghi di lavoro costituiti da
attività ricettive, l’installazione di impianti di rivelazione automatica di incendio deve essere
normalmente prevista. In altri luoghi di lavoro dove il sistema di vie di esodo non rispetta le misure
indicate nel presente allegato, si può prevedere l’installazione di un sistema automatico di rivelazione
quale misura compensativa.
Un impianto automatico di rivelazione può essere previsto in aree non frequentate ove un
incendio potrebbe svilupparsi ed essere scoperto solo dopo che ha interessato le vie di esodo.
Se un allarme viene attivato, sia tramite un impianto di rivelazione automatica che un sistema a
comando manuale, i due sistemi devono essere tra loro integrati.
⋅
⋅
⋅
⋅
ATTREZZATURE ED IMPIANTI DI ESTINZIONE DEGLI INCENDI
5.1 Classificazione degli incendi
Ai fini del presente decreto, gli incendi sono classificati come segue:
incendi di classe A: incendi di materiali solidi, usualmente di natura organica, che portano alle
formazioni di braci;
incendi di classe B: incendi di materiali liquidi o solidi liquefacibili, quali petrolio, paraffina,
vernici, oli, grassi, ecc.;
incendi di classe C: incendi di gas;
incendi di classe D: incendi di sostanze metalliche.
Incendi di classe A
L’acqua, la schiuma e la polvere sono le sostanze estinguenti più comunemente utilizzate per tali
incendi. Le attrezzature utilizzanti gli estinguenti citati sono estintori, naspi, idranti, od altri impianti di
estinzione ad acqua.
Incendi di classe B
Per questo tipo di incendi gli estinguenti più comunemente utilizzati sono costituiti da schiuma,
polvere e anidride carbonica.
Incendi di classe C
L’intervento principale contro tali incendi è quello di bloccare il flusso di gas chiudendo la valvola
di intercettazione o otturando la falla. A tale proposito si richiama il fatto che esiste il rischio di
esplosione se un incendio di gas viene estinto prima di intercettare il flusso del gas.
Incendi di classe D
Nessuno degli estinguenti normalmente utilizzati per gli incendi di classe A e B è idoneo per
incendi di sostanze metalliche che bruciano (alluminio, magnesio, potassio, sodio). In tali incendi
occorre utilizzare delle polveri speciali od operare con personale particolarmente addestrato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
408
Incendi di impianti ed attrezzature elettriche sotto tensione
Gli estinguenti specifici per incendi di impianti elettrici sono costituiti da polveri dielettriche e da
anidride carbonica....omissis...
6.4. Attrezzature ed impianti di protezione antincendio
Il datore di lavoro è responsabile del mantenimento delle condizioni di efficienza delle
attrezzature ed impianti di protezione antincendio.
Il datore di lavoro deve attuare la sorveglianza, il controllo e la manutenzione delle attrezzature
ed impianti di protezione antincendio in conformità a quanto previsto dalle disposizioni legislative e
regolamentari vigenti.
Scopo dell’attività di sorveglianza, controllo e manutenzione è quello di rilevare e rimuovere
qualunque causa, deficienza, danno od impedimento che possa pregiudicare il corretto funzionamento
ed uso dei presidi antincendio.
L’attività di controllo periodica e la manutenzione deve essere eseguita da personale competente e
qualificato. ....
…..omissis...
9.2. Attività a rischio di incendio elevato
La classificazione di tali luoghi avviene secondo i criteri di cui all’allegato I al presente decreto. A
titolo esemplificativo e non esaustivo si riporta un elenco di attività da considerare ad elevato rischio di
incendio:
⋅ industrie e depositi di cui agli articoli 4 e 6 del DPR n. 175/1988, e successive modifiche ed
integrazioni;
⋅ fabbriche e depositi di esplosivi;
⋅ centrali termoelettriche;
⋅ aziende estrattive di oli minerali e gas combustibili;
⋅ impianti e laboratori nucleari;
⋅ depositi al chiuso di materiali combustibili aventi superficie superiore a 20.000 m2;
⋅ attività commerciali ed espositive con superficie aperta al pubblico superiore a 10.000 m2;
⋅ scali aeroportuali, infrastrutture ferroviarie e metropolitane;
⋅ alberghi con oltre 200 posti letto;
⋅ ospedali, case di cura e case di ricovero per anziani;
⋅ scuole di ogni ordine e grado con oltre 1000 persone presenti;
⋅ uffici con oltre 1000 dipendenti;
⋅ cantieri temporanei o mobili in sotterraneo per la costruzione, manutenzione e riparazione di
gallerie, caverne, pozzi ed opere simili di lunghezza superiore a 50 m;
⋅ cantieri temporanei o mobili ove si impiegano esplosivi.
I corsi di formazione per gli addetti nelle sovrariportate attività devono essere basati sui contenuti
e durate riportate nel corso C.
⋅
⋅
9.3. Attività a rischio di incendio medio
Rientrano in tale categoria di attività:
i luoghi di lavoro compresi nell’allegato D.M. 16 febbraio 1982 e nelle tabelle A e B annesse al
DPR n. 689 del 1959, con esclusione delle attività considerate a rischio elevato;
i cantieri temporanei e mobili ove si detengono ed impiegano sostanze infiammabili e si fa uso
di fiamme libere, esclusi quelli interamente all’aperto. La formazione dei lavoratori addetti in tali
attività deve essere basata sui contenuti del corso B.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
409
9.4. Attività a rischio di incendio basso
Rientrano in tale categoria di attività quelle non classificabili a medio ed elevato rischio e dove, in
generale, sono presenti sostanze scarsamente infiammabili, dove le condizioni di esercizio offrono
scarsa possibilità di sviluppo di focolai e ove non sussistono probabilità di propagazione delle fiamme.
...omissis...
16.5 CIRCOLARE N. 91 DEL 14/09/61
Con l’aumento della produzione dei materiali ferrosi, che negli ultimi anni ha assunto un ritmo
rapidamente crescente, si è reso possibile, anche dal punto di vista economico, l’utilizzazione dei
profilati d’acciaio per la costituzione delle strutture portanti anche nelle costruzioni adibite a fini civili.
Tale impiego, che se effettuato indiscriminatamente, potrebbe determinare gravi pericoli per la
stabilità degli edifici in caso di incendio, ha consigliato lo studio e l’emanazione di apposite Norme
dirette alla protezione delle persone presenti in tali costruzioni dai pericoli innanzi detti.
Dopo un preventivo fondamentale studio delle Norme stesse condotto da apposita Commissione
del Consiglio Nazionale delle Ricerche, questo Ministero ha predisposto un proprio schema che si
allega alla presente.
Le Norme tengono conto di esperienze sia estere che nazionali in materia nonché dalla pratica di
servizio che il Corpo Nazionale Vigili del fuoco ha nel campo di sua specifica competenza.
Esse sono basate sul criterio fondamentale che la struttura debba resistere, senza rovinare,
all’incendio delle sostanze combustibili in essa contenute.
Pertanto il grado di protezione delle strutture di acciaio varia secondo la qualità e la quantità dei
materiale combustibili presenti nei singoli locali, nonché in base alla destinazione dei locali stessi, alla
posizione ed al numero delle uscite, al pericolo della propagazione del fuoco ad altri fabbricati e
finalmente alla rapidità ed importanza presuntiva del soccorso.
Poichè gli elementi di valutazione della natura e dell’entità del rischio, nonchè della rapidità ed
importanza dei mezzi di soccorso, devono essere determinati in sede di progetto, le dichiarazioni
rilasciate dai richiedenti la licenza di costruzione debbono avere carattere vincolante per l’uso cui
l’edificio sarà destinato.
Le Norme di cui al testo allegato dovranno essere applicate per la formulazione del parere che, ai
fini della sicurezza, i Comandi dei Vigili del fuoco esprimeranno in sede di approvazione dei progetti
degli edifici civili.
...omissis...
16.5.1 PREMESSE
Le presenti Norme hanno lo scopo di fornire ai progettisti ed ai costruttori di fabbricati civili con
struttura di acciaio i criteri per il proporzionamento della protezione contro il fuoco da disporre a difesa
delle strutture metalliche, in modo che l’incendio delle materie combustibili nel fabbricato si esaurisca
prima che le strutture stesse raggiungano temperature tali da comprometterne la stabilità. Le Norme
non si applicano ai fabbricati militari ed industriali.
Sono valide tutte le norme di carattere distributivo, costruttivo ed in genere di sicurezza previste
dalle vigenti disposizioni che disciplinano la distribuzione ed il funzionamento dei locali adibiti ad usi
speciali.
Per durata di resistenza al fuoco in forno si intende il tempo in minuti, misurato a partire
dall’accensione del fuoco, dopo il quale l’elemento costruttivo considerato, sottoposto a prova a fuoco
secondo la curva unificata di temperatura e le modalità delle prove in forno (1), perde la sua capacità
portante.
La durata di resistenza al fuoco effettiva di un locale o di una struttura, sottoposti ad incendio
reale, é in relazione diretta con la quantità di materiale combustibile presente, espressa dal “carico di
incendio” ed é in ogni caso maggiore della durata di resistenza determinata eseguendo una prova in
forno con curva unificata di temperatura e con lo stesso carico di incendio.
Il carico di incendio é espresso dalla quantità equivalente di legno per m², che si ottiene dividendo
per 4.400 (potere calorifico superiore del legno) il numero di calorie per unità di superficie orizzontale del

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
410
locale, o del piano considerato, che al massimo si possono sviluppare per effetto della combustione di
tutti i materiali combustibili presenti:
q = Σg i H i / (A• 4400)
dove:
⋅ q é il carico di incendio (in kg legna / m²)
⋅ gi il peso (in kg) del generico fra gli n combustibili che si prevedono presenti nel locale o
nel piano nelle condizioni più gravose di carico di incendio
⋅ H i é il potere calorifico (in kcal/kg) del generico fra gli n combustibili di peso g i ;
⋅ A é la superficie orizzontale (in m²) del locale o del piano del fabbricato considerato
⋅ 4.400 é il potere calorifico del legno (in kcal/kg).
Le condizioni più gravose del carico di incendio di un certo locale o piano sono quelle per le quali
la sommatoria g i • H i è massima e vanno determinate esaminando le previste utilizzazioni dei locali e dei
piani come dichiarato dal progettista e dal proprietario del fabbricato stesso.
Gli elementi che determinano la durata di resistenza al fuoco durante le prove in forno sono
riportati in Appendice (omissis).
Poichè la durata di resistenza al fuoco viene determinata in base ai risultati della prova di incendio
unificata eseguita in forno le presenti Norme forniscono gli elementi necessari per stabilire la relazione
che esiste far l’incendio reale e l’incendio di prova in forno. Il procedimento di determinazione di questi
elementi si basa sulla valutazione statistica dei vari fattori che influiscono sulla durata di resistenza al
fuoco effettiva in casi normali di incendio.
...omissis...
Art. 3. classi di edifici
Per i fabbricati civili con struttura di acciaio vengono distinte le seguenti classi:
⋅ Classe 15
⋅ Classe 30
⋅ Classe 45
⋅ Classe 60
⋅ Classe 90
⋅ Classe 120
⋅ Classe 180
Il numero indicativo di ogni classe esprime il carico di incendio virtuale in kg/m2 di legna
standard. Detto numero indicativo esprime anche in minuti primi la durata minima di resistenza al
fuoco da richiedere alla struttura o all’elemento costruttivo in esame.
Art. 4. determinazione delle classi
La classe del piano o del locale considerato si determina pertanto in base alla formula:
C = k • q
in cui:
⋅ C è il numero indicativo della classe
⋅ q è il carico di incendio dichiarato (in kg legna/m2)
⋅ k è un coefficiente di riduzione che tiene conto delle condizioni reali di incendio del locale
o del piano nel complesso dell’edificio.
Art. 5. calcolo del coefficiente di riduzione del carico di incendio
Il valore del coefficiente k, compreso tra 0,2 e 1,0, viene determinato secondo le modalità che
seguono, in base alle caratteristiche dell’edificio, alla natura del materiale combustibile presente, alla
destinazione, alla distanza da altri edifici ed alle esistenti misure di segnalazione e prevenzione degli
incendi. Per il calcolo del coefficiente di riduzione, i singoli fattori di influenza vengono valutati

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
411
mediante indici numerici che possono essere negativi o positivi, in quanto si intendono riferiti alle
condizioni di un caso reale medio di incendio.
Gli indici di valutazione degli edifici nel loro complesso e dei singoli piani e locali sono indicati
nella Tabella 39. Il valore della somma algebrica degli indici di valutazione, riportato in ascisse nel
diagramma di fig. 1 a pag. seguente (omissis), fornisce direttamente il coefficiente di riduzione, per cui
va moltiplicato il carico di incendio per la determinazione della classe del piano e del locale nell’ambito
dell’edificio considerato.
Art. 1 poteri calorifici superiori di alcuni combustibili
A scopo indicativo, ai fini del calcolo dei carichi di incendio nei singoli piani e locali di un
edificio, si riportano nella presente Tabella 40 i calori specifici superiori delle sostanze combustibili più
comunemente presenti negli edifici civili.
Tabella 40: Alcuni poteri calorifici utili

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
412
17 SICUREZZA E RESISTENZA AL FUOCO
Il rischio di incendio di un ambiente dipende da numerose variabili: dalle caratteristiche dello
scenario di incendio, quali la presenza di sorgenti di ignizione, le distanze delle sorgenti dal prodotto
potenzialmente infiammabile, l’area esposta, l’orientamento verticale o orizzontale del prodotto, la
forma, le dimensioni e la posizione delle aperture di areazione.
Il livello di pericolo globale è inoltre condizionato dai pericoli della reazione al fuoco dei materiali
contenuti nell’ambiente. Con questo articolo si intende fornire una trattazione sintetica che evidenzi
l’importanza che attualmente rivestono, ai fini della sicurezza contro gli incendi, le valutazioni di
comportamento al fuoco dei prodotti, con particolare riferimento alla reazione al fuoco dei materiali
contenuti nell’ambiente abitativo, industriale, commerciale e all’attuale quadro normativo.
17.1 D.M. 26/08/1984
Art. 1 scopo
Il presente decreto ha lo scopo di stabilire norme, criteri e procedure per la classificazione di
reazione al fuoco e l’omologazione dei materiali ai fini della prevenzione incendi con esclusione dei
rischi derivanti dai fumi emessi, in caso d’incendio, dai suddetti materiali.
Art. 2 Definizione
2.1 Materiale
Il componente (o i componenti variamente associati) che può (o possono) partecipare alla
combustione in dipendenza della propria natura chimica e delle effettive condizioni di messa in opera
per l’utilizzazione.
2.2 Reazione al fuoco
Gradi di partecipazione di un materiale combustibile al fuoco al quale è sottoposto. In relazione
a ciò i materiali sono assegnati alle classi 0, 1, 2, 3, 4, 5 con l’aumentare della loro partecipazione alla
combustione; quelli di classe 0 sono non combustibili.
17.2 D.M. 30/11/1983
1.3. Carico d’incendio
Potenziale termico della totalità dei materiali combustibili contenuti in uno spazio, ivi compresi i
rivestimenti dei muri, delle pareti provvisorie, dei pavimenti e dei soffitti.
Convenzionalmente è espresso in chilogrammi di legno equivalente (potere calorifico inferiore
4.400 Kcal/Kg.)
1.11. Resistenza al fuoco
Attitudine di un elemento da costruzione (componente o struttura) a conservare, secondo un
programma termico prestabilito e per un tempo determinato in tutto o in parte: la stabilità “R”, la
tenuta “E”, l’isolamento termico “I”, così definiti:
⋅ R stabilità: attitudine di un elemento da costruzione a conservare la resistenza meccanica sotto
l’azione del fuoco;
⋅ E tenuta : attitudine di un elemento da costruzione a non lasciar passare ne produrre, se
sottoposto all’azione del fuoco su un lato, fiamme, vapori o gas caldi sul lato non esposto;
⋅ I isolamento termico: attitudine di un elemento da costruzione a ridurre, entro un dato limite,
la trasmissione del calore.
Gli intervalli di tempo stabiliti sono: 15, 30, 45, 60, 90 120 e 180 minuti primi. Pertanto:
⋅ con il simbolo “REI 90” si identifica un elemento costruttivo che deve conservare, per 90
minuti, la stabilità, la tenuta e l’isolamento termico.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
413
⋅ con il simbolo “RE” si identifica un elemento costruttivo che deve conservare, per un tempo
determinato, la stabilità e la tenuta.
⋅ con il simbolo “R 120” si identifica un elemento costruttivo che deve rimanere, per 120 minuti,
indenne all’esposizione dell’incendio, ma non garantisce dalla possibilità del passaggio di fumi e
calore attraverso di essa.
Per la classificazione degli elementi non portanti il criterio “R” è automaticamente soddisfatto
qualora siano soddisfatti i criteri “E” ed “I”.
17.3 CIRCOLARE N. 24 DEL 26/01/1993
Come è noto gli impianti di protezione attiva antincendi nel loro complesso costituiscono una
delle misure fondamentali per il conseguimento delle finalità della prevenzione incendi. In particolare
tali impianti sono annoverati fra gli accorgimenti intesi a ridurre le conseguenze dell’incendio a mezzo
della sua rivelazione precoce e della estinzione rapida nella fase del suo sviluppo.
In considerazione pertanto dell’importanza che tali impianti rivestono, si ritiene necessario
fornire le seguenti indicazioni affinché in sede di esame dei progetti e di rilascio dei certificati di
prevenzione incendi, venga particolarmente curato l’aspetto dell’impiantistica antincendio, anche in
correlazione con le disposizioni legislative concernenti la sicurezza degli impianti di cui alla legge 5
marzo 1990, n. 46 e DPR 6 dicembre 1991, n. 477. In tale ottica si ravvisa l’opportunità che i Comandi
Provinciali dei Vigili del Fuoco acquisiscano fra la documentazione allegata all’istanza di approvazione
preventiva dei progetti, per le attività soggette ai controlli di prevenzione incendi il progetto
particolareggiato degli impianti antincendio previsti dalle specifiche norme di sicurezza, ovvero richiesti
dai Comandi stessi in virtù dell’articolo 3 del DPR 29 luglio 1982, n. 577 per attività non normate.
Gli impianti in argomento dovranno essere progettati nel rispetto delle specifiche norme di
sicurezza antincendi e secondo la regola d’arte. Nel richiamare che questo Ministero per attività
soggette a controllo ha gia provveduto ad emanare normative relative a tipi di impianto, a caratteristiche
generali e a prestazioni specifiche, si rende noto che sono in via di recepimento, con decreti ministeriali,
le norme tecniche UNI-VV.F., i cui estremi si riportano in allegato, e che nelle more del recepimento
stesso, definendo compiutamente caratteristiche e prestazioni di impianti e componenti, rendono
possibile considerare gli impianti realizzati secondo dette norme rispondenti alla regola dell’arte.
Il progetto dovrà essere redatto allegando una serie di elaborati tecnici necessari per ottenere una
completa visione degli impianti antincendio che lo costituiscono quali:
⋅
⋅
⋅
schema a blocchi dell’impianto con rappresentazione delle parti principali;
disegni planimetrici, in scala opportuna, con la rappresentazione grafica degli impianti e del tipo
di installazione, con l’ubicazione delle attrezzature di protezione attiva e dei comandi
dell’impianto, con specifico riferimento ai singoli ambienti da proteggere;
relazione tecnico descrittiva sulla tipologia e consistenza degli impianti e relative indicazioni sul
calcolo analitico effettuato secondo le norme di riferimento.
Gli elaborati grafici e la relazione tecnica dovranno essere redatti facendo uso dei simboli grafici e
della terminologia contenuta nel DM 30 novembre 1983 e debitamente firmati da professionisti
regolarmente abilitati nell’ambito delle specifiche competenze.
Ai fini del rilascio del certificato di prevenzione incendi i Comandi Provinciali, anche per quanto
attiene gli impianti di protezione attiva antincendi ed i relativi componenti, oltre agli accertamenti ed
alle valutazioni direttamente eseguite, potranno richiedere certificazioni rilasciate da enti, laboratori o
professionisti autorizzati ed iscritti negli elenchi del Ministero dell’interno ai sensi dell’articolo I, comma
2 della legge 7 dicembre 1984, n. 818; dovranno inoltre acquisire la dichiarazione di conformità degli
impianti realizzati nel rispetto delle specifiche norme di sicurezza antincendi e secondo la regola d’arte.
Tale dichiarazione dovrà essere rilasciata dalla ditta installatrice secondo il modello al DM 20 febbraio
1992 (G.U. n. 49 del 28 febbraio 1992).
Fermo restando quanto innanzi detto, per gli impianti antincendi negli edifici di civile abitazione
con altezza in gronda superiore a 24 m, soggetti ai controlli di prevenzione incendi ai sensi del punto 94
del D.M. 16 febbraio 1982, si richiama l’attenzione sull’obbligatorietà del rispetto del disposto
normativo con le disposizioni di cui all’Art. 14 della legge 5 marzo 1990, n. 46.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
414
17.4 ALLEGATO: NORME UNI-VV.F RELATIVE AI COMPONENTI DI IMPIANTO
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
UNI-VV.F. 9485 Apparecchiature per estinzione incendi Idranti a colonna soprasuolo in ghisa.
UNI-VV.F. 9486 Apparecchiature per estinzione incendi Idranti sottosuolo in ghisa.
UNI-VV.F. 9487 Apparecchiature per estinzione incendi Tubazioni flessibili antincendio di
DN 45 e 70 per pressioni di esercizio fino a 1.2 MPa.
UNI-VV.F. 9488 Apparecchiature per estinzione incendi Tubazioni semirigide DN 20 e 25 per
naspi antincendio.
UNI-VV.F. 9491 Apparecchiature per estinzione incendi, impianti fissi di estinzione automatici
a pioggia , erogatori (sprinkler).
UNI-VV.F. 9487 Apparecchiature per estinzione incendi Tubazioni flessibili antincendio di
DN 45 e 70 per pressioni di esercizio fino a 1.2 MPa.
17.5 NORME UNI-VV.F RELATIVE A IMPIANTI
⋅
⋅
⋅
⋅
UNI-VV.F. 9489 Apparecchiature per estinzione incendi, impianti fissi di estinzione automatici
a pioggia (sprinkler).
UNI-VV.F. 9490 Apparecchiature per estinzione incendi Alimentazioni idriche per impianti
automatici antincendio.
UNI-VV.F. 9494 Evacuatori di fumo e calore: caratteristiche, dimensionamento e prove.
UNI-VV.F. 9795 Sistemi fissi automatici di rivelazione e di segnalazione manuale d’incendio.
17.6 D.P.R. 29/07/1982 N. 577
Art. 1.5 compartimento antincendio
Parte di edificio 63 delimitata da elementi costruttivi di resistenza al fuoco predeterminata e
organizzato per rispondere alle esigenze della prevenzione incendi.
Art. 3 principi di base e misure tecniche fondamentali
Per il conseguimento delle finalità perseguite dal presente decreto del Presidente della Repubblica
si provvede, oltre che mediante controlli, anche mediante norme tecniche che vengono adottate dal
Ministero dell’interno di concerto con le amministrazioni di volta in volta interessate.
Le predette norme, fondate su presupposti tecnico scientifici generali in relazione alle situazioni
di rischio tipiche da prevenire, dovranno specificare:
⋅ 1. misure, provvedimenti ed accorgimenti operativi intesi a ridurre la probabilità dell’insorgere
dell’incendio quali dispositivi, sistemi, impianti, procedure di svolgimento di determinate
operazioni atti ad influire sulle sorgenti d’ignizione, sul materiale combustibile e sull’agente
ossidante;
⋅ 2. misure, provvedimenti ed accorgimenti operativi atti a limitare le conseguenze dell’incendio
quali sistemi, dispositivi e caratteristiche costruttive, sistemi per le vie d’esodo d’emergenza,
dispositivi, impianti, distanziamenti, compartimentazioni e simili;
⋅ 3. apprestamenti e misure antincendi predisposti a cura di titolari di attività comportanti notevoli
livelli di rischio ai sensi di quanto fissato dall’Art. 2, comma c) della legge 13 maggio 1961, n. 469.
63 Le dimensioni dei comparti sono determinate di volta in volta in funzione della destinazione d’uso del locale
secondo quanto stabilito dalle varie Regole Tecniche dei VV.F.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
415
18 LA PREVENZIONE DEGLI INCENDI
L’incendio, definito come “una combustione incontrollata di materiali e strutture
combustibili”, costituisce una delle maggiori insidie che minacciano l’integrità di strutture, di beni e la
sicurezza delle persone. Tale fenomeno, vista la rilevanza e la globalità delle conseguenze, deve essere
affrontato sia a livello di prevenzione sia a livello di protezione; la materia interdisciplinare che studia e
applica i provvedimenti, i mezzi, le azioni ed i modi per il conseguimento degli obiettivi della sicurezza
contro i rischi dell’incendio è la “prevenzione incendi”.
⋅ L’attuale concezione della prevenzione incendi intesa come l’azione diretta al condizionamento
dei sistemi di combustione, sia allo stato potenziale di incendio sia allo stato di combustione, può
essere espressa attraverso:
⋅ la prevenzione degli incendi vera e propria, che persegue l’obiettivo di ridurre la probabilità
⋅
dell’accadimento dell’incendio;
la protezione antincendio, che ha lo scopo di ridurre i danni entro limiti accettabili.
In merito ai provvedimenti da attuare per il conseguimento degli obiettivi sopra esposti si
possono definire conseguentemente le misure di prevenzione antincendio e le misure di protezione
antincendio, precisando che queste ultime svolgono il ruolo di protezione attiva e protezione
passiva.
I sistemi di evacuazione del fumo e del calore, tema principale della presente trattazione,
costituiscono uno dei provvedimenti da adottare ai fini della prevenzione incendi intesa sia a livello di
prevenzione sia a livello di protezione.
In ultimo è opportuno ricordare che un sistema di combustione allo stato potenziale presenta
sempre un rischio di incendio, e che tale rischio non può essere annullato, ma solamente ridotto. Lo
studio dello stato di un sistema e delle sue possibili evoluzioni, l’individuazione e la valutazione dei
fattori di rischio, nonché la riduzione di tali fattori e delle conseguenze dovute al mancato controllo del
rischio primario, costituiscono l’analisi dei rischi.
18.1 PROFILO DI INCENDIO
L’incendio è un fenomeno complesso che coinvolge generalmente materiali differenti e nelle
condizioni più diverse; può manifestarsi immediatamente o restare latente anche per tempi non brevi, e
poi manifestarsi con grande violenza e rapidità, con la propagazione esplosiva del fuoco (flash-over
UNI9494) e con fenomeni dovuti a ignizioni esplosive di gas incombusti.
La latenza, nel suo significato più generale, indica il periodo di tempo che intercorre tra l’inizio
dell’incendio e la sua scoperta; quest’ultima dipende sicuramente dal luogo dove ha origine l’incendio e
dalla modalità con cui viene rilevato (vedi anche la presenza ed efficienza di sistemi di protezione
attiva).
Superato il periodo di latenza, l’incendio si sviluppa molto rapidamente, in funzione ovviamente
delle condizioni ambientali e dei tipi e dei quantitativi di materiali interessati dal fenomeno; la velocità di
propagazione dello stesso può essere notevolmente accelerata dalla presenza di liquidi infiammabili, o
da fenomeni esplosivi dovuti alla formazione di miscele combustibili gassose o di nubi di polvere.
Sulla base dei risultati emersi da studi e ricerche effettuati su scala reale, nonché dagli elementi
emersi dall’analisi di incendi accaduti realmente, si è definita una schematica rappresentazione delle
caratteristiche dell’incendio che si può sviluppare all’interno di uno spazio chiuso.
L’incendio così identificato, rappresentato della relativa curva temperatura-tempo (Figura 309),
può essere suddiviso in tre fasi:
Prima Fase, Iniziale O Accensione
Caratterizzata da una durata di circa 20 minuti, presenta un rapido aumento della temperatura
media e della velocità di combustione delle sostanze coinvolte. In questa fase il calore delle fiamme e
dei prodotti della combustione viene trasferito ai materiali presenti i quali liberano gas di distillazione.
La temperatura del locale è relativamente bassa, i danni sono limitati e si hanno considerevoli
possibilità di intervento e di sfollamento delle persone.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
416
Seconda Fase, Di Combustione Attiva Costante
Caratterizzata da una combustione generalizzata di tutti i materiali (flash-over) con temperatura
tendenzialmente uniforme in tutta l’area interessata. I gas di distillazione prodotti formano con l’aria
dell’ambiente una miscela combustibile che può entrare in combustione unitamente ai materiali che già
bruciano. La temperatura media sale molto rapidamente, si raggiungono i 1000°C e oltre; la velocità di
combustione delle sostanze coinvolte passa da 0,51 kg/min dell’inizio della combustione ai 1516
kg/min dopo il flash-over.
Terza Fase, di Regressione o di Raffreddamento
La combustione volge alla conclusione; la temperatura si abbassa gradualmente.
18.2 CAUSE DI INCENDIO
Figura 309: Curva tipo di incendio
Le cause di incendio propriamente dette, identificate come il motivo iniziale dell’accensione, sono
di natura più svariata; comunque, in linea teorica, sono conosciute. Parlando di incendio, ovvero di
prevenzione incendi, dobbiamo però analizzare le cause di incendio ed i fattori che le determinano: gli
eventi che causano o concorrono alla creazione delle condizioni dell’accadimento primario; si può
pertanto parlare più precisamente di “fattori di rischio di incendio”.
Mentre le cause di incendio propriamente dette sono conosciute, esiste un margine di incertezza
nell’analisi dei fattori che le determinano:
⋅ si può considerare, ad esempio, l’influenza di particolari fenomeni imprevedibili, quella dovuta ad
anomalie di apparecchi, o quella dovuta ad errore umano.
Anche uno studio incentrato sul punto di vista probabilistico, in funzione delle caratteristiche
ambientali e strutturali, delle caratteristiche specifiche delle attività svolte e della destinazione d’uso
delle strutture, nonchè dei tassi di guasto di impianti ed apparecchiature ed errori umani, risulta
estremamente difficile.
Tentativi di definizione del criterio probabilistico sono basati pertanto sui risultati di eventi
realmente accaduti e documentati da statistiche.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
417
18.3 PROPAGAZIONE
La propagazione dell’incendio si manifesta con la propagazione della fiamma dal centro di
ignizione ad altri punti posti a differenti distanze nello spazio circostante e la diffusione estesa dei
prodotti della combustione.
In una certa area l’energia raggiante della fiamma ed il calore dei prodotti della combustione
producono altri centri di ignizione e l’aumento della temperatura dell’ambiente circostante e dei
materiali presenti; questo comporta l’incremento della velocità di combustione e l’estensione dei
contorni dell’incendio stesso ad aree o locali contigui senza soluzione di continuità.
In materia di prevenzione incendi, al fine di ridurre i danni prodotti dal suddetto fenomeno, è
stato introdotto il concetto di “compartimentazione” ovvero la realizzazione, all’interno di locali o
piani, di settori delimitati nel contorno (volumetricamente parlando) da elementi costruttivi atti ad impedire,
entro certi limiti, il propagarsi dell’incendio e dei suoi prodotti. Più precisamente nel D.M. del 30
novembre 1983 (vedi cap. Norme e direttive tecniche) si definisce come “compartimento antincendio”
la «Parte di un edificio delimitata da elementi costruttivi di resistenza al fuoco predeterminata e
organizzata per rispondere alle esigenze di prevenzione incendi».
18.4 MATERIALI COMBUSTIBILI
In linea generale vengono chiamate combustibili le sostanze che non si incendiano molto
facilmente e danno luogo ad incendi con velocità di propagazione relativamente bassa, mentre vengono
chiamate infiammabili le sostanze più facilmente incendiabili che presentano una velocità di
propagazione elevata. I materiali combustibili possono essere suddivisi in funzione delle loro
caratteristiche di infiammabilità, del loro stato fisico, del loro modo di bruciare e del tipo di fuoco cui
possono dar luogo.
18.4.1 CLASSIFICAZIONE DEI COMBUSTIBILI IN BASE AL TIPO DI FUOCO
Tale sistema di classificazione raggruppa i materiali in base al tipo di fuoco cui possono dare
luogo; indicano gli estinguenti appropriati e quelli esclusi (vedi Tabella 41)
Tabella 41: Classificazione dei combustibili in base al tipo di fuoco
18.4.2 CLASSIFICAZIONE DEI COMBUSTIBILI IN BASE ALLE
CARATTERISTICHE
Tale sistema di classificazione raggruppa i materiali in base alle loro caratteristiche chimicofisiche
ed alle loro caratteristiche di infiammabilità (tab. IV e V); questa classificazione è finalizzata alla
progettazione di impianti di produzione, trasformazione ed immagazzinamento.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
418
Tabella 42: Classificazione dei combustibili in base alle caratteristiche
Tabella 43: Classificazione dei combustibili in base al punto di infiammabilità
18.4.3 COMBUSTIONE DI LIQUIDI
La combustione dei liquidi, intesa come combustione del vapore in presenza della fase liquida,
necessita della formazione di miscela infiammabile nelle vicinanze della superficie del liquido stesso.
La temperatura alla quale ha inizio il fenomeno è chiamata “punto di infiammabilità”. A questo
proposito si richiama la tabella precedentemente riportata per la classificazione italiana dei minerali, dei
residui e delle miscele carburanti. Nel caso in cui il liquido sia trasformato allo stato di vapore e
miscelato con aria, l’ignizione e la combustione non differiscono da quelle dei gas combustibili.
Altro elemento fondamentale per la combustione dei vapori di liquidi è la concentrazione della
miscela vapori-aria; se la quantità di aria è inferiore o superiore a determinati limiti, la miscela non può
infiammarsi.
Ciascun liquido ha un proprio punto di infiammabilità ed una diversa velocità di combustione; si
deduce pertanto che si abbiano anche diversi gradi di pericolosità dal punto di vista dell’incendio.
Sono elementi di maggior pericolo una bassa temperatura di infiammabilità, un ampio campo di
infiammabilità, una bassa temperatura di accensione ed un basso limite inferiore di infiammabilità.
Va ricordato che in presenza di liquidi infiammabili e condizioni ambientali particolari si possono
anche avere esplosioni.
18.4.4 COMBUSTIONE DI GAS
Agli effetti della combustione si può ritenere simile il comportamento dei gas e quello dei vapori
di liquidi infiammabili; ai fini della infiammabilità inoltre si ritiene ininfluente la distinzione tra gas e
vapori. La maggior pericolosità dei gas rispetto ai liquidi infiammabili sta nel fatto che questi, così come
si trovano, risultano già idonei alla combustione; fermo restando che anche per essi valgono le
espressioni limite legate alle caratteristiche di infiammabilità.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
419
Va fatto presente che, ai fini pratici di utilizzazione, i gas vengono sempre conservati sotto
pressione in appositi contenitori, nelle più svariate grandezze e con diverse modalità di stoccaggio, a
seconda del tipo di gas e di impiego cui esso è destinato.
Un gas infiammabile fuoriuscito dal suo contenitore può essere incendiato ed in particolari
condizioni ambientali può causare una esplosione; tali effetti possono essere prodotti anche
dall’aumento di temperatura dello stesso contenitore. Pertanto per una corretta valutazione del rischio
si dovrà tenere conto anche delle caratteristiche di conservazione e stoccaggio dei liquidi e gas
infiammabili.
18.4.5 COMBUSTIONE DI POLVERI
Con il termine di polvere si vuole indicare lo stato di suddivisione spinta delle sostanze solide; la
loro eventuale presenza in un ambiente, al di fuori del loro normale sistema di contenimento,
costituisce pericolo di esplosione. Strati o mucchi di polveri infiammabili sono pericolosi e, se innescati,
possono formare atmosfere esplosive.
La maggior parte dei combustibili solidi allo stato di polveri può dar luogo ad esplosioni se la
concentrazione delle particelle disperse in aria è compresa nei limiti di infiammabilità; sono purtroppo
numerosi i casi di violente esplosioni causate da dispersioni di polveri di materie plastiche, di materiali
organici e di metalli. I fattori che influenzano la reattività di una atmosfera con pericolo di esplosione
sono:
⋅ la granulometria delle particelle;
⋅ la presenza di umidità;
⋅
⋅
la composizione e concentrazione della miscela;
l’energia della sorgente di ignizione.
La valutazione della prevedibilità del pericolo di esplosione di una polvere è lasciata alla
competenza e responsabilità del progettista dell’impianto di lavorazione o di deposito. Nella Tabella 44
sono riportate alcune caratteristiche significative di polveri infiammabili.
Tabella 44: Dati caratteristici per la combustione delle polveri

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
420
19 CALCOLO DEL CARICO DI INCENDIO
Dal punto di vista del comportamento al fuoco dei materiali e delle strutture ha grande
importanza la quantità di calore che viene sviluppata nel corso di un incendio; questa dipende dal
potere calorifico dei materiali coinvolti nell’incendio, dalla loro qualità e quantità, nonché dalle
condizioni ambientali, ivi inclusa la ventilazione, e dal tipo di strutture.
La massima emissione di calore è data dalla somma dei prodotti dei pesi dei materiali combustibili
presenti per il loro potere calorifico inferiore; la misura del massimo calore che verrebbe emesso per
combustione completa di tutti i combustibili presenti in un certo compartimento, ivi comprese le parti
di strutture costituite da materiali combustibili, è il “carico di incendio q”. In Italia, secondo la vigente
normativa, si usa esprimere il carico di incendio specifico in kg di legna standard (potere calorifico
inferiore 4400 kcal/kg) per m2 di superficie lorda in pianta del compartimento considerato; calcolandolo
tramite la formula:
q = Σg i H i / (A• 4400)
dove:
⋅ q é il carico di incendio (in kg legna/ m²);
⋅ gi é il peso (in kg) del generico fra gli n combustibili che si prevedono presenti nel locale o
nel piano nelle condizioni più gravose di carico di incendio;
⋅ Hi é il potere calorifico (in kcal/kg) del generico fra gli n combustibili di peso g i ;
⋅ A é la superficie orizzontale (in m²) del locale o del piano del fabbricato considerato;
⋅ 4.400 é il potere calorifico superiore del legno (in kcal/kg).
Il carico d’incendio così definito fornisce, entro certi limiti, il grado di pericolo che presenta un
fabbricato contenente materiale combustibile, essendo associabile alla durata dell’incendio e alla
massima temperatura raggiungibile. Il grafico (Figura 310) riportato a titolo indicativo dà un’idea delle
quantità ideali di legno, in relazione alle rispettive durate di incendio nel loro periodo principale, ed alle
massime temperature raggiungibili.
Figura 310: Quantità ideali di legno standard al variare della temperatura
Lo stesso valore di “q” costituisce un fattore determinante, unitamente ad altri fattori quali la
destinazione di uso del fabbricato e la presenza di impianti di protezione antincendio, per il
dimensionamento delle aree dei compartimenti antincendio, e per il dimensionamento di altri sistemi di
difesa passiva contro gli incendi dei fabbricati.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
421
19.1 PRODOTTI DELLA COMBUSTIONE
I prodotti della combustione più importanti dal punto di vista del danno arrecato alle persone e
della propagazione dell’incendio sono:
⋅ i gas della combustione, il calore ed i fumi.
I gas sono i prodotti della combustione che rimangono allo stato gassoso anche se raffreddati alla
temperatura ambiente di 15°C.
Poiché la maggior parte dei combustibili contengono carbonio, i gas più diffusi sono:
⋅ anidride carbonica: se la combustione avviene con un’alta concentrazione di ossigeno
⋅ ossido di carbonio: se la combustione avviene con una bassa concentrazione di ossigeno
Gli altri gas prodotti dipendono dalla composizione chimica del combustibile interessato, dalla
concentrazione di ossigeno nell’aria comburente e dalla temperatura raggiunta durante l’incendio. I gas
della combustione sono in maggior parte tossici per l’organismo umano; oltre all’ossido di carbonio
precedentemente citato, l’uso massivo e generalizzato dei materiali plastici ha introdotto altre sostanze
altamente tossiche, quali l’acido cloridrico, l’acido cianitrico, il fosgene ed altri.
Va tenuto presente che la presenza dei gas tossici e la mancanza di ossigeno costituiscono
la principale causa dei decessi che si verificano durante gli incendi.
Il calore che si sviluppa durante la combustione, trasmesso nei modi usuali (per conduzione, per
convezione e per irraggiamento), costituisce uno degli effetti più appariscenti dell’incendio e la causa
principale della propagazione dello stesso.
Il calore costituisce inoltre anche un pericolo per le persone: una prolungata esposizione
dell’organismo umano a temperature elevate può causare la disidratazione dei tessuti, scottature,
difficoltà o blocco della respirazione, arresto cardiaco.
In via indicativa si può considerare che l’apparato polmonare è in grado di resistere a temperature
dell’aria superiori ai 60-65°C solo per brevi periodi, mentre a 150°C la funzione respiratoria diventa
impossibile dopo pochi secondi.
Il fumo è costituito da piccolissime particelle solide incombuste e particelle liquide o vapore
d’acqua trascinate dai gas caldi della combustione. La quantità di fumo che si sviluppa in un incendio è
notevole e generalmente è tale da invadere i locali interessati e quelli contigui, se non opportunamente
compartimentati, in tempi molto brevi. La pericolosità del fumo, in relazione alla sua densità ed ai
fattori ambientali, va analizzata sia dal punto di vista della nocività diretta sull’organismo umano (è noto
l’effetto irritante e tossico del fumo), sia dal punto di vista più generale della sicurezza, in quanto la sua
presenza riduce sensibilmente la visibilità.
Quest’ultimo fenomeno crea notevoli difficoltà nello svolgimento delle operazioni di sfollamento
delle persone con conseguente prolungamento dei tempi di permanenza in ambienti pericolosi.
19.2 VENTILAZIONE DEI LOCALI
In caso di incendio all’interno di un locale i prodotti della combustione si innalzano e, lambendo
la superficie del comparto, dilagano negli spazi circostanti invadendo completamente il locale in tempi
estremamente brevi, anche se questo è di grandi dimensioni. Le modalità della diffusione dipendono
ovviamente dalla configurazione stessa del locale e dalle condizioni ambientali.
La diffusione di questi prodotti causa il rapido innalzamento della temperatura delle strutture,
pareti e materiali anche in punti lontani dell’area dell’incendio, e può essere causa della formazione di
concentrazioni di gas o vapori infiammabili che in determinate circostanze possono dar luogo a
fenomeni di combustione ad altissima velocità o ad esplosioni.
Inoltre, come già accennato, la presenza dei fumi interferisce notevolmente sulle operazioni di
evacuazione delle persone e sulle operazioni di soccorso. La presenza di superfici di ventilazione aperte
tempestivamente riduce sensibilmente tali fenomeni dannosi; infatti, sulla scorta di studi e
sperimentazioni affidabili, si è riscontrato che l’intervento di un “sistema di evacuazione di fumo e di calore”,
correttamente dimensionato e realizzato, apporta in termini di sicurezza contro l’incendio tangibili
benefici, quali:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
422
⋅ la riduzione sensibile dell’accumulo di calore con conseguente riduzione della progressione della
temperatura rispetto a quella dell’incendio tipo ed un ritardo del fenomeno “flashover”;
⋅ la limitazione all’interno del locale e del fabbricato della “diffusione orizzontale” dei prodotti della
combustione;
⋅ la riduzione negli spazi interni interessati della concentrazione dei gas e relativi componenti
pericolosi;
⋅ la realizzazione ed il mantenimento negli stessi spazi interni di una “predeterminata altezza”da terra
libera da fumo, condizione che permette un più agevole intervento dei soccorsi e sfollamento
delle persone.
Tali benefici sono particolarmente evidenti in locali ove siano presenti “cortine a tenuta di fumo” e
“carichi di incendio” non troppo elevati; per contro, si possono considerare la presenza di ampie superfici
di coperto senza compartimentazioni, la presenza di elevati carichi di incendio e la presenza di materiali
con velocità di combustione elevata.
Sono inoltre da escludere in linea generale casi di incendio di sostanze infiammabili in grandi
superfici o casi di incendio con presenza di fenomeni esplosivi.
Le cortine a tenuta di fumo sono, in genere, setti realizzati con materiale apposito resistente al
calore; partono dalla copertura estendendosi fino ad una certa altezza dal pavimento, creando nella
parte alta del locale dei compartimenti atti ad ostacolare la diffusione orizzontale dei “fumi” (Figura
311).
La compartimentazione con cortine può essere realizzata anche utilizzando eventuali
caratteristiche strutturali della copertura del locale, ad esempio travi sporgenti, shed o altri elementi.
Figura 311: Compartimentazione a soffitto
Infine si evidenzia che il “tiraggio” del sistema di evacuazione dipende dall’efficacia aerodinamica
del sistema stesso, e che pertanto si rende necessaria la presenza di opportune aperture per l’immissione
di aria nella parte bassa del locale.
19.3 RIFERIMENTI NORMATIVI
Per quanto precedentemente descritto si può ritenere che il problema della evacuazione dei
prodotti della combustione, ovvero, della realizzazione di sistemi atti a garantire una “corretta evacuazione
del fumo e del calore” dell’incendio, deve essere affrontato nell’ambito della “prevenzione incendi”,
costituendo esso stesso un provvedimento che può contribuire al raggiungimento di un certo livello di
sicurezza contro gli incendi.
Questo concetto è stato concretamente recepito nell’ambito della sicurezza nei luoghi di lavoro
ed “attività” soggette ai controlli di prevenzione incendi, vedi D.L. n. 626 del 19 settembre 1994 «...
Legislazione sulla sicurezza ed igiene del lavoro» e D.M. del 10 marzo 1998 «Criteri generali di
sicurezza antincendio e per la gestione dell’emergenza nei luoghi di lavoro», realtà per le quali si
è ritenuto molto importante, in caso di incendio, minimizzare gli effetti causati dai prodotti della
combustione sia per tutelare la sicurezza delle persone sia per preservare i beni dall’incendio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
423
Inoltre, in considerazione dell’importanza che gli impianti di protezione antincendio rivestono, in
sede Ministeriale si è ritenuto necessario fornire delle indicazioni specifiche affinché in sede di esame
dei progetti e di rilascio dei certificati di prevenzione incendi venga particolarmente curato
l’aspetto della impiantistica antincendio, anche in correlazione con le disposizioni di cui alla Legge del
5 marzo 1990 in materia di sicurezza degli impianti.
In tale ottica si è ravvisata altresì l’opportunità che i Comandi Provinciali dei Vigili del Fuoco
acquisiscano, con le precisate modalità, il progetto particolareggiato degli impianti antincendio previsti
dalle specifiche norme di sicurezza, ovvero richiesti dai Comandi stessi in virtù dell’Art. 3 del DPR del
29 luglio 1982 n. 577 per le attività non normate.
Per quanto sopra vedi DPR del 12 gennaio 1998 n. 37 «Regolamento recante disciplina dei
procedimenti relativi alla prevenzione incendi a norma dell’Art. 20, comma 8, della legge 15
marzo 1997 n. 59», e la precedente Circolare n. 24 MI. SA del 26 gennaio 1993 «Impianti di
protezione attiva antincendi».
Per la definizione delle caratteristiche tecniche e la progettazione dei sistemi di evacuazione di
fumo e di calore, a livello nazionale, si fa direttamente riferimento alle norme UNI attualmente in
vigore in materia specifica; in particolare alla norma UNI-VV.F. 9494, nella quale vengono stabiliti i
requisiti funzionali ed i criteri di dimensionamento degli “evacuatori di fumo e calore”.
19.4 EVACUATORI DI FUMO E CALORE (EFC)
Un aspetto importante nella lotta antincendio è che l’incendio difficilmente può essere soffocato
chiudendo tutte le aperture, al contrario esso trova sempre o quasi il modo per diffondersi rapidamente
grazie all’abbondanza di comburente (ossigeno) presente nell’aria e quindi in ogni ambiente.
Scoppiato l’incendio all’interno di un edificio, la propagazione dei prodotti della combustione
(anidride carbonica, ceneri, etc.) avviene rapidamente ed in queste condizioni la visibilità diventa molto bassa
o addirittura nulla, creando un ambiente invivibile per le persone ed estremamente dannoso per i beni
in esso contenuti. Lo scopo dell’EFC è quello di limitare l’accumulo di fumo e di ridurre il
surriscaldamento all’interno di un edificio nel quale si sia sviluppato l’incendio.
Ciò consente di ottenere nella parte inferiore dei locali, come espresso nella norma UNI 9494,
una zona libera da fumo facilitando l’intervento dei mezzi di soccorso e la sopravvivenza delle persone
presenti. Inoltre, temperature più basse, permettono di preservare le strutture per un tempo maggiore
ritardando o evitando la fase di “flash-over” in cui vi é una accelerazione ed una generalizzazione
dell’evento.
La ventilazione, provocata da questo tipo di evacuatori, avviene naturalmente; infatti i prodotti
della combustione a causa della loro elevata temperatura tendono ad innalzarsi spontaneamente in
senso verticale creando una corrente ascensionale.
La presenza poi di aperture nella copertura e nella parte inferiore del locale interessato
dall’incendio, crea un fenomeno di “tiraggio” assimilando il locale ad un condotto percorso dai prodotti
della combustione.
Esistono altri sistemi di evacuazione poco utilizzati in Italia ma presenti nel resto del mondo che,
a titolo informativo, elenchiamo di seguito:
⋅ sistemi di aspirazione costituiti da ventilatori creati appositamente per le alte temperature;
⋅ sistemi di protezione degli ambienti per pressurizzazione;
⋅ sistemi composti che prevedono la pressurizzazione e l’evacuazione naturale.
19.5 CRITERI DI PROGETTAZIONE
Visti gli aspetti più generali in materia di incendi e prevenzione incendi, ed evidenziata
l’importanza dei sistemi di evacuazione fumi, si può passare al tema della progettazione di tali sistemi;
ossia alla individuazione ed analisi delle componenti che caratterizzano il sistema “attività struttura”
in esame, alla valutazione delle condizioni ottimali di installazione, al dimensionamento delle superfici
delle aperture di scarico, ai criteri di manutenzione.
La progettazione di un sistema di evacuazione fumi richiede uno studio mirato, che deve tenere
conto di numerose variabili, che possono intervenire anche in combinazione tra di loro, quali il rischio ed

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
424
il profilo dell’incendio, la tipologia della struttura che è sede del rischio, la configurazione e destinazione d’uso della
stessa, il tipo e quantità di sostanze combustibili presenti e le loro modalità di stoccaggio, il valore presunto
dell’altezza da terra libera dai “fumi” nell’area considerata e la presenza di cortine a tenuta di fumo.
Il dimensionamento della superficie di apertura di evacuazione risulta pertanto dipendente da vari
fattori e difficilmente determinabili, che sono legati specificatamente al “sistema combustione fumi”
della particolare attività in esame.
In campo nazionale è la norma UNI VV.F. 9494 che fornisce i criteri ed i metodi di calcolo per
determinare la superficie utile totale d’apertura (Sut) richiesta per ogni area “A” (compartimento),
considerata invasa del fumo, in relazione ai fattori di variabilità citati.
Secondo tale norma la superficie Sut viene dimensionata attraverso la formula:
Asα
Sut
=
100
⋅ dove As = area del compartimento a soffitto considerato;
α = coefficiente di dimensionamento da determinarsi secondo le procedure dettate negli articoli
6.3, 6.4 e 6.5 della norma stessa.
Dall’analisi di quanto esposto emerge che nella calcolazione della Sut è il coefficiente “α” a tenere
conto delle caratteristiche specifiche connesse con l’ambiente e l’attività esercitata, con la tipologia della
struttura ed il sistema di combustione, nonché con i sistemi di protezione previsti e con l’altezza della
zona libera da fumo.
Inoltre si evidenzia che dei vari fattori che concorrono a determinare tale coefficiente gli unici
che risultano variabili e gestibili dal progettista per correlare la Sut all’ “attività” in esame, sono l’altezza
della zona libera da fumo e la velocità di propagazione dell’incendio.
In merito all’altezza della zona libera da fumo, il cui valore risulta condizionato in maniera
significativa dalla presenza di cortine e tenuta di fumo e dell’entità della superficie del compartimento in
esame si osserva che la norma impone: «l’altezza della zona libera da fumo y deve corrispondere
almeno al valore di 0,5 h e non deve essere minore di 2 m».
Va precisato tuttavia che quanto richiesto dalla norma rappresenta la condizione minima che deve
essere comunque garantita; il progettista, su valutazioni fatte in funzione delle reali caratteristiche
dell’attività mirate a limitare il danno prodotto dal contatto dei fumi con strutture e beni, e a migliorare
le condizioni operative dei soccorritori, ha l’opportunità di assumere valori di altezza superiori a quelli
imposti dalla norma.
Per quanto riguarda la velocità di propagazione dell’incendio la norma fornisce tre parametri
(bassa normale alta) senza definire esplicitamente alcun parallelismo che permetta al progettista di
individuare la corrispondenza tra questi ed il tipo di attività in esame; ovvero la corrispondenza tra
questi parametri e l’elencazione delle attività soggette al controllo dei VV.F., o le funzioni/lavorazioni
aziendali, o la tipologia dei depositi/magazzini/natura delle merci in essi contenute.
In altri termini viene lasciato al progettista il compito di definire, anche se solo
parzialmente, l’incidenza del tipo di rischio in funzione dell’attività in esame.
Pertanto, in base a tali considerazioni, è emersa la necessità di introdurre il concetto della
classificazione delle attività e delle aree interessate (compartimenti) dell’installazione degli evacuatori,
in funzione del rischio di incendio.
Si rende quindi necessario individuare, per le attività ed aree suddette, differenti livelli di rischio,
in base al loro contenuto ed alla probabilità di sviluppo di un incendio; ad ogni livello di rischio
potranno essere poi associati i parametri relativi alla velocità di propagazione dell’incendio.
Come prima ipotesi si può parlare di correlazione tra pericolosità dell’incendio e la quantità di
calore sviluppata nel corso dell’incendio. Quest’ultima dipende essenzialmente dal potere calorifico
delle sostanze coinvolte e dalla loro quantità; ovvero dal carico di incendio.
A titolo indicativo riportiamo un prospetto, Tabella 45, con il dimensionamento di massima delle
aperture e delle cortine (schermi), così come suggerito dalla National Fire Protection Association nella
pubblicazione n. 204 May 1968.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
425
Tabella 45: Dimensionamento delle aperture e delle cortine
A completamento del prospetto riportato si fa presente che la norma della N.F.P.A. indica una
classificazione in base alle emissioni di “calore” anziché in base ai “carichi di incendio” e
precisamente:
⋅ Attività che possono dar luogo a “basse emissioni di calore”: Rientrano in questa classe i
locali nei quali si trovano normalmente senza continuità piccole quantità di materiali combustibili;
come ad esempio nelle officine meccaniche (che non impiegano oli combustibili di
raffreddamento, fluidi idraulici infiammabili), nelle fonderie, nei caseifici, nei laboratori di
lavorazione carni, fabbriche di acque minerali.
⋅ Attività che possono dar luogo a “moderate emissioni di calore”: Rientrano in questa classe i
locali nei quali si trovano distribuite, con una certa uniformità, moderate quantità di materiali
combustibili; come ad esempio laboratori per la lavorazione del cuoio (escluso cuoio artificiale e
rigenerato, concerie), lavorazioni meccaniche con presenza di oli combustibili per il
raffreddamento.
⋅ Attività che possono dar luogo a “notevoli emissioni di calore”: Rientrano in questa classe i
locali ove sono concentrate significative quantità di materiali combustibili o sono svolte
operazioni definibili pericolose; come ad esempio reparti di produzione di gomma, di produzione
vernici, di produzione prodotti chimici.
Alle classi così definite possono essere associati indicativamente i seguenti valori di carico di
incendio:
⋅ bassa emissione di calore: < 20 kg/m2 di legna std.
⋅
⋅
moderata emissione di calore: da 20 a 60 kg/m2 di legna std.
notevole emissione di calore: > 60 kg/m2 di legna std.
L’efficacia della ventilazione nella terza classe non può essere assicurata in ogni condizione, in
quanto, in presenza di quantitativi apprezzabili di materiali a rapida combustione, difficilmente si
riuscirà a produrre e mantenere la voluta altezza da terra libera da fumo, anche con i più alti rapporti
superficie di evacuazione superficie del pavimento. Si precisa inoltre che i dati forniti hanno carattere
orientativo, in quanto suscettibili di significative variazioni dovute all’incidenza del fattore “velocità di
combustione”.
Quest’ultimo fattore riveste particolare importanza nella determinazione del grado di pericolosità
(grado di severità) dell’incendio, infatti il grado di pericolo risulta legato non solo alla quantità di calore
che i vari materiali possono, per combustione completa, svolgere; ma anche al tempo in cui tale
fenomeno avviene.
Si prenda ad esempio la notevole differenza di pericolosità esistente tra la celluloide, che ha un
potere calorifico di circa 4500 kcal/kg, ed il legno std che ha un potere calorifico di 4400 kcal/kg. Ne
consegue, pertanto, che sarebbe più opportuno ai fini della determinazione del potenziale pericolo
presentato dai vari materiali combustibili, di valutare, oltre ai carichi di incendio, anche la loro velocità
di combustione nello stato in cui si trovano; in altri termini di assumere come fattore rappresentativo
del pericolo dell’incendio la “potenza del fuoco”. A titolo indicativo riportiamo una tabella con alcune
caratteristiche tecniche di materiali combustibili.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
426
Tabella 46: Materiali Combustibili

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
427
Tabella 47: Tabella Combustibili
Riprendendo il tema della classificazione delle attività precedentemente introdotto si può pensare,
per quanto emerso in quest’ultima analisi, di attribuire una certa attività ad un livello di rischio non solo
in funzione del relativo carico di incendio, ma prendendo in esame anche altri fattori, quali la velocità di
combustione e la probabilità di innesco dei materiali presenti.
La definizione del livello di rischio non può essere pertanto eseguita semplicemente tramite
verifica di parametri prestabiliti, ma deve essere determinata secondo esperienza e valutazione oggettiva
delle condizioni specifiche dell’attività interessata.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
428
Alla luce di ciò, può risultare utile mantenere, per l’uso specifico, i livelli di rischio individuati
dalla norma UNI 10779 “Impianti di estinzione incendi Reti di idranti”, in ordine alle aree da
proteggere. La suddetta norma, all’appendice B “Criteri di dimensionamento degli impianti”,
definisce per le aree da proteggere tre livelli di rischio identificandoli come “livelli di area”:
⋅ aree di livello 1: Aree nelle quali la quantità e/o la combustibilità dei materiali presenti sono
basse e che presentano comunque basso rischio di incendio in termini di probabilità d’innesco,
velocità di propagazione delle fiamme e possibilità di controllo dell’incendio da parte delle
squadre di emergenza. Le aree di livello 1 corrispondono in buona parte a quelle definite di classe
A dalla UNI 9489, cui si può fare riferimento per ulteriori indicazioni; rientrano pertanto in tale
classe tutte le attività di lavorazione di materiali prevalentemente incombustibili ed alcune delle
attività di tipo residenziale, di ufficio, ecc., a basso carico d’incendio.
⋅ aree di livello 2: Aree nelle quali c’è una presenza non trascurabile di materiali combustibili e
che presentano un moderato rischio di incendio come probabilità d’innesco, velocità di
propagazione di un incendio e possibilità di controllo dell’incendio stesso da parte delle squadre
di emergenza. Le aree di livello 2 corrispondono in buona parte a quelle definite di classe B dalla
UNI 9489, cui si può fare riferimento per ulteriori indicazioni; rientrano pertanto in tale classe
tutte le attività di lavorazione in genere che non presentano accumuli particolari di merci
combustibili e nelle quali sia trascurabile la presenza di sostanze infiammabili.
⋅ aree di livello 3: Sono le aree nelle quali c’è una notevole presenza di materiali combustibili e
che presentano un alto rischio di incendio in termini di probabilità d’innesco, velocità di
propagazione delle fiamme e possibilità di controllo dell’incendio da parte delle squadre di
emergenza. Le aree di livello 3 corrispondono in buona parte a quelle definite di classe C e D
dalla norma UNI 9489, cui si può fare riferimento per ulteriori indicazioni; rientrano pertanto in
questa categoria le aree adibite a magazzinaggio intensivo come definito dalla UNI 9489, le aree
dove sono presenti materie plastiche espanse, liquidi infiammabili, le aree dove si lavorano o
depositano merci ad alto rischio d’incendio quali cascami, prodotti vernicianti, prodotti
elastomerici, ecc.
Ai livelli così definiti possono essere associati, indicativamente, i seguenti valori di carico di
incendio:
⋅ carico di incendio limitato (basso): < 20 kg/m2 legna std
⋅ carico di incendio moderato: da 20 a 45 kg/m2 legna std
⋅ carico di incendio elevato: > 45 kg/m2 legna std
⋅ Infine si riportano alcune precisazioni in merito ai criteri di classificazione adottatati nella norma
UNI 9489 sopra citata:
⋅ le attività considerate sono distinte esclusivamente in “reparti” ed in “depositi”, intendendo per
“deposito” sia i locali interamente e permanentemente destinati a magazzini, sia le zone di quelli
adibiti a “reparto” nelle quali si ha sensibile accumulo, anche temporaneo, di merci e materiali;
⋅
⋅
⋅
⋅
per “reparto” si intende tutto quanto non definibile “deposito”;
l’attribuzione dell’area protetta o una certa attività ad una determinata classe è effettuata in base
alle caratteristiche di comportamento al fuoco del solo contenuto, prescindendo da quelle del
fabbricato;
nel caso di elevata combustibilità degli elementi costruttivi potrà essere necessario assumere per
quanto in esame una classificazione superiore alla normale;
le indicazioni fornite per la classificazione dei reparti fanno riferimento a reparti di pericolosità
corrispondente a quella mediamente riscontrata.
Nei paragrafi precedenti sono state fatte delle considerazioni ed ipotesi per associare il parametro
“velocità di sviluppo di incendio” al tipo di attività in esame; sulla scorta di tali ipotesi sono stati individuati
dei livelli di rischio di attività o aree di esse, ed una corrispondenza tra questi ed una data classificazione
di attività. A questo punto, facendo riferimento ai “livelli di rischio” individuati dalla norma UNI 10779,
alla “classificazione delle attività” determinate dalla norma UNI 9489 ed alla “velocità di propagazione di
incendio” definita dalla norma UNI 9494, si possono assumere, quale ipotesi finale di lavoro, le
rispondenze indicate nella Tabella 48.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
429
Tabella 48: Classificazione incendio
La scelta del parametro velocità sarà effettuata pertanto in funzione delle caratteristiche di
comportamento al fuoco dell’area in esame; tuttavia, in sede di progetto, può essere razionale fare
riferimento all’area che presenta il livello di rischio più alto di tutta l’attività, e questo per consentire la
maggior flessibilità in materia di “layout” aziendali.
Nel caso di “attività” o “area di attività” ove coesistano reparti attribuiti a classi diverse o
coesistano reparti e depositi (non compartimentati), caso non raro nella realtà industriale, verrà fatto
riferimento alla classe di requisiti superiori.
19.6 CALCOLO DELLA SUPERFICIE TOTALE DEGLI EFC.
Nel capitolo precedente sono state fatte delle considerazioni ed ipotesi in merito ad alcuni fattori
che concorrono a determinare, tramite il coefficiente di dimensionamento “α”, la superficie utile totale
di un sistema di evacuatori EFC; in questo paragrafo si intende illustrare, con l’ausilio di due esempi, la
modalità con cui questa superficie può essere determinata.
Come già detto, in campo nazionale é la norma UNI CN VVF 9494 (4) che stabilisce i criteri
funzionali e di dimensionamento degli EFC; pertanto, di seguito, riassumiamo le definizioni e le
formule di tale norma per determinare la superficie totale di apertura degli evacuatori:
⋅ altezza di riferimento h (di un locale): Distanza tra il pavimento ed il punto medio tra l'estremo
superiore e quello inferiore interni della struttura formante la copertura.
⋅ aperture: Luci libere che vengono a fermarsi nella copertura per azionamento degli evacuatori di
fumo e calore in seguito ad un incendio.
⋅ compartimento (A): Settore dell'edificio considerato limitato da pareti e solai resistenti al fuoco
per un tempo predeterminato.
⋅ compartimento a soffitto o al di sotto della copertura ( As): Area compresa tra due cortine a
tenuta di fumo o tra due elementi strutturali similari (per esempio travi) formanti la copertura.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
430
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
cortine di contenimento del fumo: Separazioni verticali, pendenti dalla copertura fino ad una
certa altezza dal pavimento, atte ad evitare l'espandersi dei fumi e dei gas caldi in senso
orizzontale all'interno del locale, incombustibili ed aventi adeguata resistenza meccanica.
evacuatore di fumo e calore (EFC): Apparecchiatura destinata ad assicurare, in caso di
incendio ed a partire da un dato istante, l'evacuazione dei fumi e dei gas caldi con capacità
predeterminata e con funzionamento naturale. L'apparecchiatura è schematizzabile in:
basamento e suoi organi di fissaggio alla copertura;
elementi mobili di chiusura;
dispositivi di apertura.
incendio allo stato nascente: Stadio dell'incendio caratterizzato dalla temperatura minore di
300 °C del locale o all'interno dello strato di gas combusto.
incendio in sviluppo avanzato: Stadio dell'incendio caratterizzato dalla temperatura maggiore
di 300 °C, ma minore di quella di "flash-over".
incendio a pieno sviluppo: Stadio dell'incendio dopo la propagazione esplosiva del fuoco (flashover).
superficie geometrica d'apertura di un evacuatore di fumo e calore (SGA): Superficie della
sezione inferiore dell'evacuatore di fumo e calore.
⋅ superficie utile d'apertura di un evacuatore di fumo e calore (SUA): Superficie
aerodinamicamente efficace dell'evacuatore di fumo e calore ridotta rispetto alla superficie
geometrica d'apertura. Tale valore alla base del calcolo di dimensionamento è dato da:
Su = Sg • CVV
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
superficie utile totale d'apertura (sut) degli evacuatori di fumo e calore: Somma delle singole
superfici utili di apertura.
Sut = Σ Su
zona libera da fumo: Parte inferiore del locale di altezza y in cui, durante l'incendio, non si ha
presenza di fumo e gas di combustione (vedere fig. 1 della norma UNI 9494).
zona invasa da fumo: Parte superiore del locale in cui durante l'incendio si accumulano il fumo
ed i gas di combustione prima di essere evacuati all'esterno (vedere fig. 1 della norma UNI 9494).
altezza minima della zona libera da fumi y: L'altezza della zona libera da fumo y deve
corrispondere almeno al valore 0,5 h e non deve essere minore di 2 m. L'area del compartimento
As invaso da fumo non deve essere maggiore di 1.600 m². Il bordo inferiore della cortina deve
corrispondere a quello inferiore dello strato di fumo. Nel caso di cortine con altezza minore dello
strato di fumo e di compartimenti a soffitto con superficie maggiore di 1.600 m², il valore y viene
corretto in:
∆h
⎛ A s
−1600
⎞
y0
= y + ⎜ ⎟
2 ⎝ 1600 ⎠
dove: yc è y corretto
⋅ A S è l'area del compartimento maggiore di 1.600 m²
⋅ ∆h = h (y + hc ) con hc altezza della cortina di contenimento fumo, in metri (vedere Norma UNI
9494).
⋅ Il valore yc deve comunque essere > 0,5 h. Per superfici di compartimento A maggiori di 3.200
m², nell'equazione sopra riportata deve essere utilizzato A = 3.200 m². Se l'utilizzazione lo
richiede (per esempio oggetti facilmente danneggiabili dal fumo) per y possono essere utilizzati
valori più alti.
⋅ durata convenzionale prevista di sviluppo di incendio: La durata convenzionale di sviluppo
dell’incendio viene stabilità sommando il tempo di allarme e quello di intervento:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
431
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
il tempo di allarme, cioè quello che intercorre tra l’inizio dell’incendio e l’allarme, è
convenzionalmente fissato in 5 min. ma può essere posto =0 in presenza di impianti automatici
di rivelazione fumo;
il tempo di intervento, che è quello che intercorre tra l’allarme e l’inizio dell’azione di
spegnimento da parte di squadre esterne, viene stabilito convenzionalmente in 10, 15 e 20 min. Se
esistono squadre interne, impianti di spegnimento automatico o in presenza di particolari
condizioni favorevoli, il tempo di intervento può essere posto convenzionalmente = 5 min.
Si verificano così cinque possibili durate convenzionali: 5 min, ≤10 min, 15 min, 20 min e 25 min
superficie convenzionale di incendio, gruppi di dimensionamento: Sono previsti 7 gruppi di
dimensionamento determinati in base alla durata convenzionale di sviluppo di incendio come
indicato nel prospetto II (6.4) della norma e riportato in Tabella 49.
Dimensionamento
La SUT è determinata utilizzando i coefficienti α di cui al prospetto III secondo la formula:
Asα
Sut
=
100
in cui α: coefficiente di dimensionamento risulta tabellato, vedi prospetto III della norma
riportato in Tabella 50, in funzione dell’altezza della zona libera da fumo y (oppure della yc
corretta vedi 6.2 della norma) e del gruppo di dimensionamento; quest’ultimo viene definito in
base alla durata convenzionale prevista di sviluppo dell’incendio, sopra definita, e alla velocità
prevedibili di sviluppo dell’incendio, vedi prospetto II della norma, sopra riportato;
A S = area in pianta del compartimento a soffitto considerato
Tabella 49: Gruppi di dimensionamento
Tabella 50: Coefficienti di dimensionamento
Volendo ora procedere alla calcolazione della SUT relativa ad una certa “attività”, tenuto conto
delle formule e definizioni suddette, nonché di quanto esposto precedentemente, si rende necessario
individuare l’attività in oggetto in relazione a:
⋅ caratteristiche e geometria del fabbricato;
⋅ destinazione d’uso, lavorazioni, materiali contenuti (tipo e quantità);
⋅ impianti e sistemi di protezione antincendio interni;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
432
⋅
⋅
tempi di intervento di squadre di soccorso esterne;
altezza della zona libera da fumo.
Tali dati saranno esplicitati in progetto al fine di rendere noto, anche al gestore dell’impianto, i
criteri utilizzati per la determinazione del livello di rischio e il conseguente dimensionamento
dell’impianto in funzione delle condizioni specifiche dell’attività in oggetto.
Il primo caso trattato ha come oggetto una azienda produttrice di colori e prodotti affini; in
particolare la struttura esaminata è destinata internamente ad un reparto produttivo ed imballaggio con
annesse aree di stazionamento per i prodotti in lavorazione.
Sono presenti in quantitativi significativi anche materiali combustibili vari e prodotti in resine
espanse. Il fabbricato è costituito essenzialmente da un capannone monopiano, di tipo industriale, con
figura geometrica semplice nelle dimensioni in pianta di 25 m e 45 m, rispettivamente per la larghezza e
la lunghezza.
L’intero volume non presenta compartimentazioni interne e pertanto sarà trattato come un unico
locale, la copertura di tipo piano non presenta cortine di altezza significativa; l’altezza di riferimento h
del locale risulta 8 m. Inoltre ai fini della nostra trattazione si evidenzia:
⋅
⋅
⋅
⋅
la presenza di un idoneo impianto di rivelazione incendi con sistema di comunicazione diretta
con i VV.F;
la presenza di una squadra interna addestrata, ma limitatamente alle ore lavorative (circa 16 ore
giornaliere);
un tempo di intervento da parte di squadre esterne non superiore ai 15 min.;
l’assenza di impianti fissi di estinzione a pioggia (sprinkler).
La presenza di un impianto tipo sprinkler non influisce sul dimensionamento della sut
degli EFC, tuttavia è da evidenziare in quanto condiziona il sistema di evacuazioni fumi in
ordine alla temperatura di intervento degli elementi termosensibili (5) ed in ordine al
posizionamento degli EFC (6).
A seguito di quanto descritto sino ad ora, possono essere individuati i seguenti fattori:
⋅ 1. durata convenzionale di sviluppo dell’incendio, che in base a:
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
un tempo di allarme T1 = 0 (presenza impianto automatico di rivelazione);
un tempo di intervento T2 = 15 min (condizione più sfavorevole ore notturne);
risulta T = T1 + T2 = 15 min
2. velocità di sviluppo di incendio, che in virtù dell’ “attività” in esame può essere
ragionevolmente considerata “alta”.
3. gruppo di dimensionamento Gd, che ricavato dal prospetto II della norma in funzione della
durata convenzionale e della velocità di sviluppo di cui ai precedenti punti 1 e 2, risulta uguale a 5.
4. altezza della zona libera fumo y: Per quanto riguarda l’altezza dello spazio interno al locale
libero da fumo, si osserva che il valore minimo impostato dalla norma come 0,5 h, e
corrispondente pertanto a 4 m, può essere considerato sufficiente ai fini della sicurezza e della
limitazione dei danni alle apparecchiature. Sarà quindi “0,5 h”: il valore utilizzato per la
determinazione del coefficiente di dimensionamento “α”.
5. coefficiente di dimensionamento: A questo punto, in base al gruppo di dimensionamento
Gd ed all’altezza della zona libera da fumo y, viene individuato tramite il prospetto III della
norma, un coefficiente di dimensionamento α uguale a 1.
6. calcolo della superficie utile totale: La Sut è determinata attraverso la formula già nota
Asα
Sut
=
100
dove:
⋅ A S = superficie del compartimento a soffitto privo di cortine, e coincidente con la superficie
totale del locale = 25 x 45 = 1.125 m2
⋅ α = 1
pertanto:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
433
⋅
⋅
⋅
S ut
1.125⋅1 = = 11.25
100
7. numero degli EFC da installare: Il numero degli evacuatori richiesti si ottiene dividendo la
superficie Sut sopra calcolata per la superficie utile di apertura (SUA) del modello di evacuatore
che si intende installare; è importante richiamare l’attenzione sulla definizione “superficie utile”
ampiamente descritta in precedenza. Sulla base del numero
Sut
N = S
u
si dovrà in seguito verificare che siano soddisfatte le condizioni, in numero e posizione poste
specificatamente dalla Norma. A titolo indicativo, in questo caso, si possono installare n. 8
evacuatori con superficie utile di apertura Su = 1,41 m² (oppure n. 10 con Su = 1,13 m²).
8. Afflusso Di Aria Fresca: Per garantire l’efficacia aerodinamica al sistema occorre che nella
parte bassa dei locali ci siano aperture per l’immissione di aria aventi superficie non minore di due
volte la superficie geometrica di apertura della totalità degli EFC installati. Pertanto, nel caso in
cui fossero impiegati evacuatori con un coefficiente di flusso Cvv = 0,75, dovremmo garantire
aperture di afflusso aria per una superficie non minore di 30 m2.
Il secondo caso trattato ha come oggetto uno stabilimento industriale dove si costruiscono
macchine ed apparecchiature elettriche; la struttura esaminata è destinata in parte ai reparti produttivi ed
in parte a magazzini per materiali in ingresso e prodotti finiti.
Il fabbricato è costituito essenzialmente da un capannone monopiano, di tipo industriale, con
figura geometrica semplice nelle dimensioni in pianta di 60 m e 96 m, rispettivamente per la larghezza e
la lunghezza.
La copertura di tipo a minished non presenta cortine o elementi strutturali similari di altezza
significativa; l’altezza di riferimento h del locale risulta 6.5 m.
All’interno, mediante pareti tagliafuoco, sono stati creati due compartimenti delle dimensioni di
3.600 m2 e 2.160 m2; il primo è dedicato principalmente ai reparti produttivi e collaudi, il secondo ai
reparti di imballaggio spedizione e magazzini.
Dal punto di vista dell’incendio l’“attività” presenta livelli di rischio differenti a seconda delle aree:
Reparti produttivi:
Livello 2 con moderata probabilità di innesco e moderati accumuli di materiali combustibili;
Magazzini e reparti di imballaggio:
livello 3 con elevata probabilità di innesco, elevato carico di incendio, accumuli di materiali
elettrici ed elettronici, presenza di materie plastiche varie ed anche di tipo espanso, presenza di olii e
liquidi infiammabili (in quantitativi limitati).
Inoltre ai fini della nostra trattazione si evidenzia:
⋅ la presenza di un idoneo impianto di rivelazione incendi con sistema di comunicazione diretto ai
VV.F;
⋅ la presenza di una squadra interna addestrata, ma limitatamente alle ore lavorative (circa 16 ore
giornaliere);
⋅ un tempo di intervento da parte di squadre esterne non superiore ai 15 min.;
⋅ l’assenza di impianti fissi di estinzione a pioggia (sprinkler).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
434
Figura 312: Tipologie di coperture di magazzini
A seguito di quanto descritto sino ad ora, possono essere individuati i seguenti fattori:
⋅ 1. durata convenzionale di sviluppo dell’incendio, che in base a:
⋅ un tempo di allarme T1 = 0 (presenza impianto automatico di rivelazione);
⋅ un tempo di intervento T2 = 15 min (condizione più sfavorevole ore notturne);
risulta T = T1 + T2 = 15 min
⋅ 2. velocità di sviluppo di incendio, che in virtù dell’ “attività” in esame può essere
ragionevolmente considerata “alta” per il compartimento magazzini, e “normale” per il
compartimento reparti.
⋅ 3. gruppo di dimensionamento Gd, che ricavato dal prospetto II della norma in funzione della
durata convenzionale e della velocità di sviluppo di cui ai precedenti punti 1 e 2, risulta uguale a 5
per il compartimento magazzini e 4 per il compartimento reparti.
⋅ 4. altezza della zona libera fumo y: Per quanto riguarda l’altezza della zona libera da fumo,
viste le caratteristiche strutturali dei due compartimenti in esame e le necessità produttive, si
osserva che:
⋅ non sono soddisfatte le condizioni limite imposte dalla Norma per la definizione di tale altezza;
⋅ il valore minimo di altezza imposto della Norma stessa come 0,5 h, corrispondente a 3,25 m, è
considerato insufficiente ai fini della limitazione dei danni alle apparecchiature.
⋅ Ne consegue, pertanto, che il coefficiente di dimensionamento α sarà determinato tramite il
valore y c (valore di y corretto, Art. 6.2 Norma) calcolato con la nota relazione:
∆h
⎛ A s
−1600
⎞
y0
= y + ⎜ ⎟
2 ⎝ 1600 ⎠
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Per il compartimento reparti produttivi avremo:
y = 0,5 h = 3,25 m
∆h = h (y + hc) per hc = 0 ∆h = 3,25 m
A = superficie coperta del compartimento 3.600 m2
As = superficie del compartimento a soffitto limitata della Norma a 3.200 m² per cui:
∆h
⎛ 3200 −1600
⎞
y0
= y + ⎜
⎟ = 4.87 m
2 ⎝ 1600 ⎠
Il nuovo valore dell’altezza libera da fumo, da impiegare nel prospetto III, per determinare il
coefficiente di dimensionamento α, risulta pertanto “0,75 h”.
Per il compartimento magazzini avremo:
y = 0,5 h = 3,25 m
∆h = h (y + hc) per hc = 0 ∆h = 3,25 m
A = superficie coperta del compartimento 2.160 m2
As = superficie del compartimento a soffitto 2.160 m2
per cui:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
435
∆h
⎛ 2160 −1600
⎞
y0
= y + ⎜
⎟ = 3.82 m
2 ⎝ 1600 ⎠
⋅ che corrisponde ad un nuovo valore di altezza da impiegare nel prospetto III, come già citato per
i reparti, uguale a “0,59 h”. Tuttavia, volendo garantire un’altezza minima libera da fumo non
inferiore ai 4 m, per determinare il coefficiente α sarà assunto un valore pari a “0,62 h”.
⋅ 5. coefficiente di dimensionamento: Giunti a questa fase, in base ai gruppi di
dimensionamento Gd ed alle altezze della zona libera da fumo y e yc, vengono individuati tramite
il prospetto III della norma, i coefficienti di dimensionamento:
⋅ compartimento magazzini: Gd = 5 y = 0,63 h α = 1,68
⋅ compartimento reparti: Gd = 4 y = 0,75 h α = 2,1
⋅ 6. calcolo della superficie utile totale : La Sut è determinata attraverso la formula già nota dove:
Asα
Sut
=
100
⋅ A S = superficie del compartimento a soffitto, che corrisponde a 2.160 m2 per i magazzini e 3600
m2 per i reparti;
⋅ pertanto:
2160 −1.68
2
⋅ per il compartimento magazzini Sut
= = 36.29m
100
3600 − 2.1 2
⋅ per il compartimento reparti Sut
= = 76.5 m
100
Visti i risultati ottenuti può risultare interessante esaminare quale influenza possa avere nella
determinazione di α e conseguentemente della superficie totale Sut, fermi restando gli altri fattori, la
realizzazione di compartimenti a soffitto con superficie non maggiore di 1.600 m2 mediante l’impiego di
cortine a tenuta di fumo. Nel caso del compartimento reparti la realizzazione di cortine comporterebbe
le seguenti variazioni (vedi Tabella 51):
Tabella 51: Variazioni
⋅ Le diminuzioni percentuali riportate nel prospetto si traducono in analoghe diminuzioni della Sut;
questo può essere tradotto in chiave economica per una giusta valutazione dei costi complessivi
delle opere da realizzare, sia a livello di impianti sia a livello di strutture.
⋅ Nella valutazione complessiva si dovranno inoltre includere gli eventuali svantaggi portati dalla
presenza fisica delle cortine che si estendono dalla copertura verso il basso fino all’altezza
determinata.
⋅ 7. numero degli EFC da installare: Anche in questo caso il numero degli evacuatori richiesti si
ottiene dividendo la superficie Sut calcolata per ciascun compartimento, per la superficie utile di
apertura (SUA) del modello di evacuatore che si intende installare in quel compartimento.
S
⋅ Sulla base del numero N =
ut
si dovrà in seguito verificare che siano soddisfatte le condizioni,
Su
in numero e posizione, poste specificatamente dalla Norma.
⋅ A titolo indicativo, in questo caso, si possono installare:
⋅ nel compartimento magazzini: n. 25 evacuatori con Su = 1.5 m2
⋅ nel compartimento reparti: n. 51 evacuatori con Su = 1.5 m2

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
436
⋅
8. afflusso di aria fresca: Considerando quanto specificato in precedenza in merito all’efficienza
delle aperture di afflusso aria, si suppone, in questo caso, l’impiego di evacuatori con coefficiente
di flusso Cvv = 0,7. Le aperture previste devono avere una superficie non minore di 107,2 m2 per il
compartimento magazzini e di 219 m2 per il compartimento reparti.
19.7 CRITERI DI INSTALLAZIONE DEGLI EFC
L’installazione degli evacuatori di fumo deve essere realizzata in modo tale da garantirne, in ogni
condizione, il funzionamento ottimale e la massima efficienza per quelle che sono le proprie
caratteristiche costruttive e le condizioni di progetto del sistema di evacuazione.
Quindi si dovrà avere cura di non alterare, direttamente o indirettamente, le caratteristiche
costruttive e di funzionamento comprovate dal costruttore dell’apparecchiatura; ad esempio,
modificandone i fattori aerodinamici interni ed esterni (griglie, veline, controsoffitti, etc.), o
installandolo non conformemente alle prescrizioni del costruttore (condizioni di posa, orientazione
delle aperture, etc.), o installandolo in condizioni che possono compromettere il regolare scarico di
fumi (presenza e posizione di impianti sprinklers o altri impianti di spegnimento, posizione sulla
copertura, etc.).
Gli evacuatori devono essere installati, per quanto possibile, in modo omogeneo nei singoli
compartimenti a soffitto, sia come distribuzione sia come modalità di installazione sulla copertura;
analogo criterio dovrebbe essere seguito per tutti i compartimenti di una stessa struttura.
La norma UNI 9494 stabilisce inoltre i seguenti criteri di installazione:
⋅ In generale è preferibile installare un numero elevato di EFC di dimensioni ridotte piuttosto che
pochi di grandi dimensioni. Occorre inoltre prevedere, come minimo, un EFC ogni 200 m2 su
coperture piane o con pendenza non maggiore del 20% ed un EFC ogni 400 m2 su coperture con
pendenza maggiore del 20% (le misure sono riferite alla superficie coperta).
⋅ Nei locali in cui la copertura ha una pendenza maggiore del 20% gli EFC devono essere posti,
per quanto possibile, nella parte più alta della copertura stessa. Il centro di ogni singolo
apparecchio non deve comunque trovarsi al di sotto dell'altezza di riferimento h del locale.
⋅ Per coperture piane e con pendenza non maggiore del 20% la distanza fra gli EFC non deve
essere maggiore di 20 m né minore di 5 m, tra gli EFC e le pareti perimetrali la distanza massima
deve essere di 10 m e quella minima di 5 m.
⋅ Nessun lato di un EFC deve avere lunghezza maggiore di 2,5 m.
⋅ Nel caso di copertura a dente di sega o a shed non possono essere installati EFC sulla falda
verticale o a maggiore pendenza se il loro funzionamento è negativamente influenzato dal vento.
⋅ Per il montaggio di EFC su edifici con altezza maggiore di 20 m o edifici particolarmente
esposti, come per esempio i capannoni per aviorimessa, devono essere verificati i parametri di
stabilità e sicurezza.
⋅
Particolare cura deve essere posta nella realizzazione di tali installazioni al fine di evitare che esse
stesse possano aggravare il pericolo di propagazione di incendio da un fabbricato ad un altro, nel
fabbricato stesso e da un compartimento all'altro.
In ultimo, dopo aver illustrato i criteri da seguire per installare correttamente gli evacuatori, si
evidenzia la necessità di assicurare un flusso di aria fresca dall’esterno adeguato quantitativamente al
flusso di fumi evacuato.
Per garantire la massima efficacia aerodinamica al sistema occorre che nella parte bassa dei locali
siano presenti aperture per l’immissione di aria aventi superficie non minore di due volte la superficie
geometrica di apertura della totalità degli evacuatori installati.
La norma specifica che nel calcolo si devono considerare portoni, porte e finestre purché poste
nella zona libera da fumo; è necessario però precisare che gli infissi di tali elementi devono consentire il
flusso libero dell’aria in caso di intervento degli EFC.
In questo caso si dovrà pertanto provvedere all’apertura degli infissi considerati
contemporaneamente all’intervento degli EFC.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
437
19.8 DESCRIZIONE DEGLI EFC
Esistono diversi tipi di evacuatore di fumo e calore che, a titolo informativo, elenchiamo di
seguito:
⋅ E.F.C. A funzionamento meccanico: Il sistema si serve di un meccanismo a molla o
contrappeso.
⋅ E.F.C. a funzionamento elettrico: Il sistema si serve del motore elettrico e della relativa
batteria tampone.
⋅ E.F.C. A funzionamento pneumatico: Il sistema si serve di gas CO2, azoto o aria compressa.
Tra questi diversi sistemi l’E.F.C. pneumatico si è dimostrato il più affidabile e funzionale; di
seguito ne descriveremo in dettaglio le componenti ed il funzionamento.
19.8.1 EFC PNEUMATICO
Il meccanismo prevede che il cilindro pneumatico porti l’anta mobile in apertura fino ad un
angolo di 110°, dopodiché, per effetto del passaggio oltre la verticale, prosegua in caduta libera con
l’unico vincolo della molla ad azione frenante. Questo meccanismo (Figura 313), studiato in conformità
alla norma DIN 18232/3 può soddisfare quanto richiesto dalla norma UNI 9494 .
Figura 313: EFC pneumatico
Se al sistema sopra descritto viene applicata una forza contraria alla direzione di apertura, come
quella data dal vento, essa si somma all’azione frenante della molla. La somma di queste forze può
rallentare o addirittura impedire l’apertura dell’evacuatore.
Il cilindro pneumatico (Figura 314) nonostante le contenute dimensioni di lunghezza in stato di
chiusura ha lo stelo configurato in modo telescopico ed e composto da tre sfili.
Figura 314: Cilindro pneumatico
Grazie a questo meccanismo, al termine dell’espulsione totale dello stelo, l’anta fissa e l’anta
mobile si vengono a trovare solidamente contrastate dal cilindro.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
438
20 ESEMPIO DI RELAZIONE PER CPI
Si vuole qui fornire un esempio di stesura di una relazione per la richiesta del CPI (Certificato di
Prevenzione Incendi) per una ipotetica costruzione. L’Allievo osservi l’articolato dei paragrafi,
l’impostazione del calcolo e i riferimenti normativi citati. I dati illustrati nell’esempio qui considerato
sono riferiti ad un ipotetico ospedale.
20.1 GENERALITÀ
Il carico d’incendio è stato calcolato secondo le definizioni ed indicazioni di cui alla Circolare del
Ministero degli Interni n. 91 del 14 settembre 1961.
Il carico d’incendio è per definizione il potenziale termico della totalità dei materiali combustibili
contenuti in uno spazio, ivi compresi i rivestimenti dei muri, delle pareti, dei pavimenti e dei soffitti.
Esso è espresso convenzionalmente dalla quantità in chilogrammi di legna equivalente (potere
calorifero superiore a 18.48 MJ/kg).
Il carico di incendio specifico è quello riferito all’unità di superficie (1 m²) orizzontale; esso si
ottiene dividendo per 18.48 (pcs del legno) il numero di MJ per unità di superficie orizzontale (1 m²) del
locale che al massimo si possono sviluppare per effetto della combustione di tutti i materiali
combustibili presenti, cioè con l’espressione:
Σ g i ·H i
q = —————
18.48 · A
⋅
⋅
dove:
q è il carico d’incendio [kg legno/m²]
g i è il peso [kg] del generico fra gli n, combustibili che si prevede siano presenti nel locale nelle
condizioni più gravose di carico di incendio
⋅ Hi è il potere calorifero [MJ/kg] del generico combustibile fra gli n presenti
⋅ A è la superficie orizzontale [m²] del locale o del piano del fabbricato considerato 18.48 è il
potere calorifero [MJ/kg] del legno.
Le condizioni più gravose del carico di incendio di un certo locale o piano sono quelle per le quali
la sommatoria g i H i è massima e vengono determinate esaminando le previste utilizzazioni dei locali e
dei piani. In base alle previsioni di progetto si sono stabilite le situazioni reali di tutti i materiali
combustibili da utilizzare, arrivando quindi alla determinazione di una lista ove compaiono le quantità
(pesi, numero di pezzi, …) dei suddetti materiali in opera.
La classe d’incendio dell’edificio esprime il carico virtuale in kg/m² di legna standard ed è
indicativa anche dei minuti primi di durata minima di resistenza al fuoco da richiedere alla struttura in
esame.
La classe dell’edificio si determina in base alla formula:
C = K · q
in cui:
⋅ C è il numero indicativo della classe
⋅ q è il carico d’incendio in legna standard
⋅ K è il coefficiente di riduzione (compreso ta 0,2 e 1) che tiene conto delle condizioni reali
di incendio dell’edificio.
20.2 LA NORMATIVA DI RIFERIMENTO
Le Leggi, regolamenti e Norme Tecniche di riferimento sono le seguenti:
⋅ Norme sulla sicurezza del lavoro, D.P.R. n. 457 del 27/04/1955, D.P.R. n. 164 del 07/01/1956,
D.P.R. n. 302 del 19/03/1956 e D.Lgs 626/94;
⋅ Norme generali per l’igiene del lavoro, D.P.R. n. 303 del 19/03/1956;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
439
⋅ Circolare Ministeriale n. 91 del 14/09/1961 recante “Norme di sicurezza per la protezione contro
il fuoco dei fabbricati a struttura in acciaio destinati ad uso civile”;
⋅ Circolare Ministeriale n. 68 recante “Norme di sicurezza per impianti termici a gas di rete”
⋅ Legge n. 1083 del 06/12/71 “Norme per la sicurezza dell’impiego del gas combustibile”
⋅ Circolare Ministeriale n. 31 MLSA del 31/08/1978 recante “Norme di sicurezza per
l’installazione di motori a combustione interna accoppiati a macchina generatrice elettrica o a
macchina operatrice”;
⋅ Decreto del Ministero dell’Interno del 16/02/1982 “Modificazioni del D.M. 27/08/1965
concernete la determinazione delle attività soggette a visite di prevenzione incendi”;
⋅ D.P.R. n. 577 del 29/07/1982 “Approvazione del regolamento concernete l’espletamento dei
servizi di prevenzione e di vigilanza antincendi”;
⋅ Decreto Ministero degli Interni del 30/11/1983 recante “Termini, definizioni generali e simboli
grafici di prevenzione incendi”;
⋅ Decreto Ministero degli Interni del 30/11/1983 “Classificazione di reazione al fuoco ed
omologazione dei materiali ai fini della prevenzione incendi”;
⋅ D.M. del 01/02/1986 Recante “Norme di sicurezza antincendi per la costruzione e l’esercizio di
autorimesse e simili”;
⋅ Decreto Ministero degli Interni n. 246 del 01/02/1986 “Norme di sicurezza antincendio per la
costruzione e l’esercizio di autorimesse e simili”;
⋅ DM. N. 246 del 16/05/1987 recante “Norme di sicurezza antincendio per gli edifici di civile
abitazione” e in particolare il punto 2.5 per gli ascensori;
⋅ L. n. 46 del 05/03/1990 recante “Norme per la sicurezza degli Impianti”;
⋅ D.P.R. n. 447 del 06/12/91 “Regolamento di attuazione della L. 46/90 in materia di sicurezza
negli impianti”;
⋅ Decreto Ministero degli Interni del 09/04/1994 “approvazione della regola tecnica di
prevenzione e incendi per la costruzione e l’esercizio delle attività ricettive turistico –
alberghiere”;
⋅ D.Lgs n. 626 del 19/09/1994 “attuazione delle direttive europee riguardanti il miglioramento
della sicurezza e della salute dei lavoratori sul luogo di lavoro”;
⋅ D.M. del 12/04/1996 recante la “Regola Tecnica di prevenzione incendi per la progettazione,
costruzione e l’esercizio degli impianti termici alimentati a gas metano”;
⋅ D.P.R. 14/01/1997 recante “Approvazione dell’atto di indirizzo e coordinamento alle regioni e
alle province autonome di Trento e Bolzano, in materia di requisiti strutturali, tecnologici ed
organizzativi minimi per l’esercizio delle attività sanitari”;
⋅ D.M. 10/03/1998 recante “Criteri generali di sicurezza antincendio e per la gestione
dell’emergenza nei luoghi di lavoro”;
⋅ Decreto Ministero degli Interni del 04/05/1998 “Disposizioni relative alle modalità di
presentazione ed al contenuto delle domande per l’avvio dei procedimenti di prevenzione
incendi, nonché all’uniformità dei connessi servizi resi dal Comandi provinciali dei vigili del
fuoco”;
⋅ Circolare Ministero degli Interni n. 9 del 05/05/1998 e D.P.R. n. 37 del 12/01/1998 recante
“Regolamento per la disciplina dei procedimenti relativi alla prevenzione incendi. Chiarimenti
applicativi”;
⋅ Norma UNI-VV.F 8478, “Criteri per assicurare la robustezza delle lance a getto pieno per l’acqua
antincendi”;
⋅ Norma UNI-VV.F. 9485 e 9846, “Criteri progettuali e dimensionali per le reti idriche ove si
impiegano idranti a colonna fissa”:
⋅ Norma UNI-VV.F. 9487, “Norme di progettazione di reti con idranti a colonna in ghisa”;
⋅ Norma UNI-VV.F. 9489 “Criteri di progettazione, dimensionamento e classificazione degli
impianti fissi di estinzione automatici a pioggia”;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
440
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Norma UNI-VV.F. 9490, “Norme di progettazione delle reti di distribuzione degli erogatori”;
Norma UNI-VV.F. 9491, “Norme di progettazione delle reti di distribuzione degli impianti
sprinkler”;
Norma UNI-VV.F. 9502, “Procedimento analitico per valutare la resistenza al fuoco degli
elementi costruttivi di conglomerato armato, normale e precompresso”
Norma UNI-VV.F. 9503, “Procedimento analitico per valutare la resistenza a fuoco degli
elementi costruttivi di acciaio”;
Norma UNI-VV.F. 9504, “Procedimento analitico per valutare la resistenza a fuoco degli
elementi costruttivi di legno”;
Norma UNI 9795 “Sistemi fissi automatici di rivelazione e di segnalazione incendi”
Norma UNI-VV.F. 10779, “Riferimento per la progettazione di una rete di idranti, classificazione
dei rischi e dimensionamento delle installazioni”
⋅ Norme UNIEN (3/1, 3/2, ¾, 3/5).
Caratteristiche Costruttive
Le caratteristiche costruttive dell’edificio in progetto variano a seconda dei locali e dei comparti
considerati.
Le strutture portanti sono in calcestruzzo armato con telai orditi nelle due direzioni trasversali
principali e conformi, tra l’altro, alla vigente normativa sismica e ai coefficienti di rischio per ospedali.
La resistenza a fuoco degli elementi strutturali, valutata ai sensi della Circolare Ministero degli
Interni n. 91 del 14/09/1961, le Norme UNI-VV.F. 9502 e 9503 e le Regole Tecniche indicate in
precedenza, è indicata con le lettere:
⋅ R, stabilità, è l’attitudine a conservare la resistenza meccanica sotto l’azione del fuoco;
⋅
⋅
E, tenuta: è l’attitudine a non lasciar passare fiamme, vapori o gas caldi sul lato non esposto;
I, Isolamento termico: è l’attitudine a ridurre la trasmissione del calore dalla faccia esposta a quella
non esposta.
In conseguenza di questa classificazione si ha la seguente classificazione delle strutture:
⋅ Pareti piani interrati : R/REI 120
⋅ Pareti piani fuori terra: R/REI 90
La muratura di tamponamento è costituita dalle seguenti tipologie:
⋅ Degenze e studi: Pareti esterne in Curtain Wall con elementi esterni in alluminio;
⋅ Degenze e studi: Pareti esterne e di confine con muratura a doppia parete di forati di 12 e
8 cm separati da intercapedine interna riempita di lana di roccia in pannelli rigidi ed intonaco sulle
due facce;
⋅ Degenze e studi: Pareti divisorie in laterizio forato da 8 cm con intonaco ai due lati;
⋅ Scale e ascensori. Muratura in cemento a faccia vista da 25 cm di spessore;
⋅ Degenze e studi: Copertura a terrazzo con solaio da 32 cm e piastrelle;
⋅ Studi: Copertura a solaio a volta esterna rivestita con lastre in alluminio
metallico.
La resistenza a fuoco dei vani scala ed ascensori nonché dei montacarichi, compresi i vani
macchina, sarà pari a REI 90.
20.3 MATERIALI UTILIZZATI
In conformità alle Regole Tecniche relative al presente progetto i materiali nelle diverse aree
avranno le seguenti caratteristiche:
⋅ Negli atri, nei corridoi, nei disimpegni, nelle scale, nelle rampe e nei passaggi in genere si
utilizzeranno materiali in Classe 1 in ragione di almeno il 50% massimo della loro superficie totale
mentre per le restanti parti si utilizzerà materiale in Classe 0;
⋅ I materiali di rivestimento ed i materiali isolanti saranno posti in opera in aderenza agli elementi
costruttivi di Classe 0 escludendo spazi vuoti o intercapedini;

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
441
⋅ I tendaggi saranno di Classe non superiore ad 1 mentre i materassi ed i mobili saranno in Classe
1M;
⋅ Le pavimentazioni saranno di tipo resiliente in Classe 1;
⋅ I corridoi e gli altri locali ove sono posti canali, tubi o scarichi a soffitto saranno controsoffittati
con pannelli smontabili in gesso o fibra minerale.
20.4 COMPARTIMENTAZIONE
Una misura fondamentale per la riduzioni dei rischi di incendio è la compartimentazione
dell’edificio, cioè la delimitazione di parti di edificio detti “compartimenti antincendio” indispensabili per
isolare un incendio ed impedirne la propagazione in altre zone a rischio o con presenza di persone.
La Classe di un compartimento è data dalla resistenza al fuoco delle strutture che lo delimitano,
come indicato nelle tabelle che seguono.
La compartimentazione è stata effettuata cercando di coniugare le esigenze imposte dalle Norme
Tecniche con quelle di funzionalità del comparto in modo da limitare al minimo la fruibilità degli
ambienti e dei servizi ad essi associati.
Si è fatto riferimento all’ipotesi di Norma Tecnica di cui alla Circolare del Ministero dell’Interno
prot. 341/4122 sott. 46 All. 1 del 15/04/2002 64 in ottemperanza al decreto della Commissione Europea
previsto dalla direttiva 94/34/CE.
Le aree compartimentali sono così definite:
⋅ Aree di tipo A: aree o impianti a rischio specifico e classificate come attività soggette al
controllo dei V.V.F ai sensi del D.M. 16/02/1982 e del D.P.R. 689/59 (impianti di produzione
del calore , gruppi elettrogeni, autorimesse, ecc…);
⋅ Aree di tipo B: aree a rischio specifico accessibile al solo personale dipendente (Aule e
laboratori di ricerca, depositi, , etc..) ubicati nel volume degli edifici destinati, anche in parte, ad
aree di tipo C e D;
⋅ Aree di tipo C: aree destinate a studi dei docenti;
⋅ Aree di tipo D: aree destinate ad unità speciali (laboratori speciali, ….);
⋅ Aree di tipo E: aree destinate ad altri servizi (uffici, scuole e convitti professionali, spazi
per riunioni e convegni, mensa aziendale, spazi per visitatori inclusi bar e limitati spazi
commerciali, ecc…)
La compartimentazione sarà ottenuta utilizzando i seguenti sistemi costruttivi:
⋅ Solai intonacati per la compartimentazione orizzontali;
⋅ Infissi tagliafuoco per le aperture di comunicazione;
⋅ Serrande tagliafuoco ed altri accorgimenti (quali collari tagliafuoco, sigillanti tagliafuoco, ….) per
la compartimentazione in presenza di passaggi impiantistici.
Le comunicazioni con i percorsi di esodo (orizzontali e/o verticali) avvengono tramite filtri a
prova di fumo. I filtri hanno le seguenti caratteristiche:
⋅ Strutture di delimitazione con resistenza al fuoco al fuoco pari ad almeno REI 60 o REI 120 nel
copro dell’edificio B di altezza superiore a 24 m;
⋅ Accessi dotati di porte con resistenza al fuoco almeno pari a REI 60 o 120 per l’edificio B munite
⋅
di congegno di chiusura automatica in caso di incendio;
Aerazione ottenuta mediante canna di ventilazione per l’evacuazione dei fumi di tipo Shunt
realizzata con pareti resistenti al fuoco REI 90, della sezione minima pari a 0.10 m².
Il passaggio fra un comparto e quello immediatamente a ridosso è protetto con l’inserimento di
una zona di filtro dotata di canna di ventilazione della sezione minima di 40 x 50 cm² per l’evacuazione
dei fumi.
64 Questa Regola Tecnica per gli ospedali è stata successivamente pubblicata come D.M. Interni nel settembre 2002.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
442
Figura 315: Esempio di compartimentazione di più reparti ospedalieri
In questo modo si può classificare il reparto adiacente come luogo sicuro statico o dinamico, ove poter
trasferire i pazienti del reparto interessato attiguo in attesa dei soccorsi.
Si aumenta, pertanto, la sicurezza e gestibilità delle operazioni di emergenza potendo attuare una
evacuazione orizzontale progressiva.
Le delimitazioni dei compartimenti e le relative superfici sono rilevabili nei disegni allegati (ed in
parte visibili nelle tavole di Figura 315 fino alla Figura 317) alla presente Relazione per il C.P.I

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
443
Figura 316: Esempio di compartimentazione di un piano operatorio

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
444
Figura 317: Esempio di compartimentazione di degenze ospedaliere 65
65 Nelle tavole relative alla compartimentazione si sono utilizzati dei simboli per i componenti di impianto
antincendio che sono raccolti nella seguente tavola sinottica:
Simboli per gli impianti antincendio

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
445
20.5 DESCRIZIONE DEI LOCALI, DEI PIANI O DELLE ZONE
I locali (zone) presi in esame sono elencati nella seguente tabella:
Zona Attività(*) Descrizione Superficie [m²]
A 85 PIANO A QUOTA 130.60 1080,00
B 85 PIANO A QUOTA 138.60 800,00
C 85 PIANO A QUOTA 142.60 800,00
D 85 PIANO A QUOTA 146.60 800,00
(*) Si veda l’elenco dei depositi e industrie pericolose soggetti alle visite ed ai controlli di prevenzione incendi di cui al DM 16-2-1982 e alle
successive modifiche e integrazioni.
Tabella 52: A – Superfici dei comparti dell’ipotetico edificio
20.6 CALCOLO DEL CARICO D’INCENDIO SPECIFICO
Considerando, in base alla dichiarazione del titolare dell’attività, per le zone definite dalla tabella
A la presenza media di materiali definita dalle tabelle D, si ha per ogni zona un carico d’incendio
specifico come dal seguente prospetto:
Zona Superficie [m²] Potenza Energetica calcolata [MJ] C.d.I [kg/m²]
A 1080,00 135118,00 6,77
B 800,00 94312,00 6,38
C 800,00 94312,00 6,38
D 800,00 94312,00 6,38
Tabella 53: B – Carico d’incendio specifico
4 Calcolo della classe d’incendio
In base alla Circolare n. 91 si è determinato, per ogni zona, un indice di valutazione globale e un
coefficiente di riduzione del carico di incendio per tenere conto delle circostanze particolari in relazione
alla sicurezza antincendio.
La tabella C riporta tali valori insieme alla classe d’incendio corrispondente.
I fattori determinanti il coefficiente di riduzione sono riportati nelle tabelle seguenti .
Zona C.d.I. [kg/m²] K (coefficiente di riduzione) C.d.I. ridotto [kg/m²] Classe
A 6,77 0,55 3,69 15
B 6,38 0,55 3,52 15
C 6,38 0,55 3,52 15
D 6,38 0,55 3,52 15
Tabella 54: C – Calcolo della classe di incendio
20.7 ELENCO DEI MATERIALI PRESENTI NEI SINGOLI LOCALI O ZONE
Per le singole zone si hanno le seguenti tabelle.
Materiale Pcs [MJ] Quantità Totale [MJ]
Apparecchio radio 84,00 6 504,00

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
446
Armadio a muro (a 2 porte) 1340,00 6 8040,00
Poltrone 335,00 240 80400,00
Scrivania grande (2 serie di cassetti) 2177,00 6 13062,00
Sedia non imbottita 67,00 258 17286,00
Tavolo allungabile grande 590,00 6 3540,00
Tende (al m2 di superficie finestra) 23,00 24 552,00
Carta, oggetti di 1100,00 3 3300,00
Legno, rivestimento o impiallacciato 4200,00 2 8400,00
PVC elastico 34,00 1 34,00
Tabella 55: D – Materiali presenti nella zona A.
Materiale Pcs [MJ] Quantità Totale [MJ]
Apparecchio radio 84,00 8 672,00
Armadio a muro (a 2 porte) 1340,00 8 10720,00
Poltrone 335,00 12 4020,00
Scrivania grande (2 serie di cassetti) 2177,00 8 17416,00
Sedia non imbottita 67,00 520 34840,00
Tavolo allungabile grande 590,00 8 4720,00
Tende (al m2 di superficie finestra) 23,00 30 690,00
Carta, oggetti di 1100,00 4 4400,00
Legno, rivestimento o impiallacciato 4200,00 4 16800,00
PVC elastico 34,00 1 34,00
Tabella 56: D – Materiali presenti nella zona B.
Materiale Pcs [MJ] Quantità Totale [MJ]
Apparecchio radio 84,00 8 672,00
Armadio a muro (a 2 porte) 1340,00 8 10720,00
Poltrone 335,00 12 4020,00
Scrivania grande (2 serie di cassetti) 2177,00 8 17416,00
Sedia non imbottita 67,00 520 34840,00
Tavolo allungabile grande 590,00 8 4720,00
Tende (al m2 di superficie finestra) 23,00 30 690,00
Carta, oggetti di 1100,00 4 4400,00
Legno, rivestimento o impiallacciato 4200,00 4 16800,00
PVC elastico 34,00 1 34,00

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
447
Tabella 57: D – Materiali presenti nella zona C.
Materiale Pcs [MJ] Quantità Totale [MJ]
Apparecchio radio 84,00 8 672,00
Armadio a muro (a 2 porte) 1340,00 8 10720,00
Poltrone 335,00 12 4020,00
Scrivania grande (2 serie di cassetti) 2177,00 8 17416,00
Sedia non imbottita 67,00 520 34840,00
Tavolo allungabile grande 590,00 8 4720,00
Tende (al m2 di superficie finestra) 23,00 30 690,00
Carta, oggetti di 1100,00 4 4400,00
Legno, rivestimento o impiallacciato 4200,00 4 16800,00
PVC elastico 34,00 1 34,00
Tabella 58: D – Materiali presenti nella zona D

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
448
20.8 INDICI DI VALUTAZIONE E DETERMINAZIONE DEL COEFFICIENTE DI
RIDUZIONE
Fattori
1.1 Altezza totale dell’edificio 4
1.2 Altezza dei piani di un edificio multipiano 1
2.1 Superficie interna delimitata da muri tagliafuoco, pareti esterne, antincendio... 4
3.1 Materiali presenti nell'edificio 5
3.2 Destinazione dei locali 10
3.3 Uscite di soccorso 0
4.1 Distanza dagli edifici circostanti 1
5.1 Squadra interna soccorso 25
5.2 Impianto Sprinkler 0
5.3 Avvisatore automatico in diretto collegamento con la caserma VV.F. 0
5.4 Guardiania permanente con telefono 0
5.5 Impianto interno di idranti senza guardiania 2
5.6 Impianto esterno di idranti in prossimità dell'edificio 1
5.7 Estintori senza guardiania 1
5.8 Tempo richiesto per l'arrivo dei vigili del fuoco 2
5.9 Difficoltà di accesso interno 0
Indice totale di valutazione 16
Tabella 59: Indici per zona A.
I.V.
Figura 318: Calcolo del coefficiente di riduzione per la zona A

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
449
Fattori
1.1 Altezza totale dell’edificio 4
1.2 Altezza dei piani di un edificio multipiano 2
2.1 Superficie interna delimitata da muri tagliafuoco, pareti esterne, antincendio... 4
3.1 Materiali presenti nell'edificio 5
3.2 Destinazione dei locali 10
3.3 Uscite di soccorso 0
4.1 Distanza dagli edifici circostanti 1
5.1 Squadra interna soccorso 25
5.2 Impianto Sprinkler 0
5.3 Avvisatore automatico in diretto collegamento con la caserma VV.F. 0
5.4 Guardiania permanente con telefono 0
5.5 Impianto interno di idranti senza guardiania 2
5.6 Impianto esterno di idranti in prossimità dell'edificio 1
5.7 Estintori senza guardiania 1
5.8 Tempo richiesto per l'arrivo dei vigili del fuoco 2
5.9 Difficoltà di accesso interno 0
Indice totale di valutazione 15
Tabella 60: Indici per zona B.
I.V.
Figura 319: Calcolo del coefficiente di riduzione per la zona B

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
450
Fattori
1.1 Altezza totale dell’edificio 4
1.2 Altezza dei piani di un edificio multipiano 2
2.1 Superficie interna delimitata da muri tagliafuoco, pareti esterne, antincendio... 4
3.1 Materiali presenti nell'edificio 5
3.2 Destinazione dei locali 10
3.3 Uscite di soccorso 0
4.1 Distanza dagli edifici circostanti 1
5.1 Squadra interna soccorso 25
5.2 Impianto Sprinkler 0
5.3 Avvisatore automatico in diretto collegamento con la caserma VV.F. 0
5.4 Guardiania permanente con telefono 0
5.5 Impianto interno di idranti senza guardiania 2
5.6 Impianto esterno di idranti in prossimità dell'edificio 1
5.7 Estintori senza guardiania 1
5.8 Tempo richiesto per l'arrivo dei vigili del fuoco 2
5.9 Difficoltà di accesso interno 0
Indice totale di valutazione 15
Tabella 61: Indici per zona C.
I.V.
Figura 320: Calcolo del coefficiente di riduzione per la zona C

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
451
Fattori
1.1 Altezza totale dell’edificio 4
1.2 Altezza dei piani di un edificio multipiano 2
2.1 Superficie interna delimitata da muri tagliafuoco, pareti esterne, antincendio... 4
3.1 Materiali presenti nell'edificio 5
3.2 Destinazione dei locali 10
3.3 Uscite di soccorso 0
4.1 Distanza dagli edifici circostanti 1
5.1 Squadra interna soccorso 25
5.2 Impianto Sprinkler 0
5.3 Avvisatore automatico in diretto collegamento con la caserma VV.F. 0
5.4 Guardiania permanente con telefono 0
5.5 Impianto interno di idranti senza guardiania 2
5.6 Impianto esterno di idranti in prossimità dell'edificio 1
5.7 Estintori senza guardiania 1
5.8 Tempo richiesto per l'arrivo dei vigili del fuoco 2
5.9 Difficoltà di accesso interno 0
Indice totale di valutazione 15
Tabella 62: Indici per zona D
I.V.
Figura 321: del coefficiente di riduzione per la zona D

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
452
20.9 RISPONDENZA DEGLI ELEMENTI DI PROGETTO ALLE NORME
Il dimensionamento degli spessori e delle protezioni da adottare per le varie classi di strutture e
nei vari casi delle pareti, dei solai, degli elementi strutturali in acciaio sollecitati a flessione e trazione, e
degli elementi compressi (colonne) è indicato nella Tabella 30 fino alla Tabella 33.
Qualora il rivestimento protettivo non sia completamente aderente alla struttura metal1ica,
intorno alla quale perciò si forma una canna, si dovrà provvedere ad interrompere la continuità della
canna stessa in corrispondenza dei solai interponendovi un idoneo diaframma.
Segue ora l’applicazione di quanto sopra indicato
Locale (zona) A, B,C e D , classe 15
Strutture previste:
I vari comparti saranno separati da pareti in muratura da 25 cm Le pareti di separazione dei locali
adibiti ad aule saranno realizzate in sette di cemento a faccia vista da cm 20.
⋅ • I solai dovranno avere uno spessore minimo di cm 30
⋅ • I rivestimenti dei solai è effettuato con intonaco di spessore 2 cm. Le travi principali e
secondarie hanno copriferro di almeno 3 cm.
⋅ • I rivestimenti delle colonne saranno con intonaco con un rapporto di miscelazione con sabbia
del 30%.
⋅ • La sporgenza minima del pannello per colonne esterne a contatto di vani di porte e finestre
sarà di 5 cm su ciascuno dei lati della colonna. Le colonne avranno una distanza minima dalla più
vicina via di uscita delle fiamme di cm 50.
20.10 STRUTTURA DEGLI ELEMENTI CONNETTIVI
Particolare riguardo è dato agli elementi connettivi (scale, ascensori, montacarichi) dell’edificio in
progetto.
20.10.1 SCALE
Le scale di accesso alle varie aree dell’edificio sono realizzate a prova di fumo e provviste di
aerazione permanete in sommità avente superficie non inferiore ad 1 m². Le dimensioni sono conformi
alle vigenti regole tecniche. La resistenza al fuoco delle strutture è pari a REI 120.
20.10.2 ASCENSORI
Ogni ascensore utilizzerà un vano corsa distinto con caratteristiche REI 120, come prescritto dal
D.M. n. 246 del 16/05/1987. La superficie netta di aerazione sarà non inferiore al 3% della superficie
del vano stesso e mai inferiore a 0.20 m². Le porte di piano dell’ascensore saranno del tipo metallico
con resistenza a fuoco REI 120 e l’accesso allo sbarco dei piani avverrà con filtro a prova di fumo con
caratteristica di resistenza al fuoco REI 120. Gli ascensori saranno dotati di impianto citofonico fra le
cabine, il locale macchine, i pianerottoli e la sala controllo. L’alimentazione elettrica degli ascensori sarà
doppia, una di sicurezza che interverrà automaticamente in caso di incendio. I montanti delle due linee
elettriche, ciascuno separato dall’altro, saranno adeguatamente protetti contro l’azione del fuoco.
20.11 MISURE PER L’EVACUAZIONE
Come indicato nel D.M. 10/03/1998, si sono indicate le vie di esodo compatibilmente con il
massimo affollamento ipotizzabile per l’attività in esame.
La densità di affollamento delle varie aree è stata calcolata sulla base delle vigenti regole tecniche
dianzi citate. Sono stati adottati i seguenti parametri:
⋅ Aree di tipo C Aule e simili 0.1 persone/m²;
⋅ Sale di attesa: 0.4 persone /m²;
20.11.1 CAPACITÀ DI DEFLUSSO
La capacità di deflusso per i vari piani è stata assunta in conformità ai valori seguenti:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
453
⋅ 50/modulo per i piani con pavimento a quota compresa ± 1 m rispetto al piano di
uscita dell’edificio;
⋅ 37.5/modulo per piani con pavimento a quota compresa tra ± 7.5 m rispetto al piano
di uscita dall’edificio;
⋅ 33/modulo per piani con pavimento a quota al di sopra o al di sotto di ± 7.5 m
rispetto al piano di uscita dall’edificio.
In generale le porte di accesso alle scale e quelle che immettono all’esterno si apriranno nel verso
dell’esodo a semplice spinta.
Le porte che si aprono sulle vie di uscita non riducono la larghezza utile delle stesse.
Il calcolo dell’affollamento massimo ipotizzabile e la verifica della capacità di deflusso, per
ciascuna area, sono riportati nella tabella seguente.
20.11.2 PIANI DI EVACUAZIONE
Le operazioni di evacuazione saranno del tipo orizzontale progressivo.
A tale scopo i compartimenti sono dimensionati anche in modo da potere ospitare gli occupanti
dei compartimenti viciniori in attesa che l’incendio sia domato o, se necessario, della successiva
evacuazione verticale.
20.11.3 SISTEMI DI VIE DI USCITA, LUNGHEZZA, CARATTERISTICHE,
LARGHEZZA
I compartimenti sono dotati un sistema organizzato di vie di uscita dimensionato in modo da
garantire lo sfollamento totale di ogni singolo compartimento sia in senso orizzontale che verticale.
La larghezza dei percorsi per raggiungere i luoghi sicuri, le scale di esodo verticali o il
compartimento adiacente, è stata dimensionata nel rispetto dei limiti e delle tolleranze imposte dalla
specifica regola tecnica. I percorsi sono realizzati con pavimento non sdrucciolevole e non presentano
ostacoli o intralci lungo lo sviluppo orizzontale.
Le aperture delle uscite di sicurezza, previste apribili nel verso dell’esodo, sono dotate di
maniglione antipanico.
Nelle aree di tipo D la profondità dei pianerottoli delle scale con cambio di direzione a 180° non
è inferiore a 2 m, misurata nella direzione dell’asse delle rampe, per consentire la movimentazione dei
letti o delle barelle in casi di emergenza.
20.12 AREE ED IMPIANTI A RISCHIO SPECIFICO
20.12.1 LOCALI ADIBITI A DEPOSITO DI MATERIALE COMBUSTIBILE
I locali adibiti a deposito di materiale combustibile ubicati all’interno dei compartimenti avranno
superficie contenuta entro i 12 m² ed un valore del carichi di incendio non superiore a 30 kg/m².
Detti locali saranno provvisti di strutture di separazione con caratteristiche di resistenza al fuoco
REI 90 e saranno dotati di impianto automatico di rivelazione ed allarme di incendio nonché di porte
con resistenza al fuoco REI 120.
20.12.2 LABORATORI
I servizi di laboratorio saranno separati dai reparti presenti allo stesso piano mediante pareti di
tamponamento e strutture REI 90. Le porte, dotate di dispositivo di chiusura automatico, saranno di
pari resistenza al fuoco, REI 90. I laboratori saranno serviti dalla rete a gas metano per alimentare i
bunsen e per effettuare le analisi chimiche. La rete del gas sarà esterna all’edificio ed entrerà solo per
alimentare gli apparecchi utilizzatori.
Le condotte del gas saranno dotate di intercettazione esterna ed interna su ogni singola
diramazione e saranno realizzate con i dispositivi e i materiali conformi alle Norme UNI – CIG.
20.12.3 CENTRALE IDRICA
La centrale idrica sarà posta nel livello inferiore, a fianco della sottocentrale termica.
L’alimentazione sarà derivata dalla rete esistente che fornisce la necessaria portata e prevalenza.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
454
La rete di distribuzione sarà in acciaio zincato e, ove possibile, correrà in controsoffitto nel
corridoio per scendere sotto traccia nelle pareti in corrispondenza delle utenze.
L’adduzione idrica nei singoli locali sarà effettuata mediante tubazioni in rame che si dirameranno
da collettori complanari del tipo Modul contenuti in cassette facilmente ispezionabili. Ciascun ramo di
alimentazione ad utenze idriche sarà munito di saracinesca di intercettazione facilmente accessibile in
cassetta. L’acqua calda sanitaria sarà prodotta mediante bollitori ad accumulo dotati di scambiatori di
calore. La temperatura di accumulo sarà di 60 °C mentre quella distribuita ai piani avrà temperatura
massima di 48 °C.
20.12.4 CABINA MT/BT E GRUPPO ELETTROGENO
Gli impianti elettrici saranno alimentati da una cabina elettrica di trasformazione che verrà
alimentata a sua volta dalla rete a MT dell’ENEL direttamente dall’esterno. Il locale di consegna
dell’ENEL sarà ubicato nella centrale elettrica, al livello più basso dell’edificio, accessibile esternamente
dal lato ENEL. Nella suddetta centrale elettrica (power center) troveranno posto anche:
⋅ Il locale di trasformazione MT/BT contenente le celle di media tensione e i trasformatori;
⋅
⋅
Il locale quadro generale di bassa tensione, del tipo Power Center;
Il locale contenente il gruppo elettrogeno di riserva.
Tutti i suddetti locali saranno accessibili dall’esterno, aerati e dotati di n. 2 estintori di cui 1 a CO 2
da 5 kg ed uno a polvere da 6 kg posto nel locale che ospiterà il gruppo elettrogeno mentre negli altri
locali vi saranno 2 estintori a CO 2 da 5 kg.
20.12.5 SOTTOCENTRALE TERMICA
Dalla esistente Centrale Termica saranno derivate le tubazioni di acqua surriscaldata per gli
scambiatori di calore per il riscaldamento, l’alimentazione dei gruppi frigoriferi ad assorbimento e i
bollitori ad accumulo per l’acqua sanitaria. Completano la sottocentrale termica le pompe di
circolazione e gli organi di controllo.
20.12.6 CENTRALE FRIGORIFERA
I gruppi di refrigerazione, tre di cui uno di riserva, saranno alimentati con acqua surriscaldata, del
tipo bistadio, e saranno raffreddati con acqua e torri di raffreddamento.
In prossimità dei gruppi frigoriferi saranno posti due estintori a polvere da 6 kg ciascuno.
20.13 IMPIANTO DI RIVELAZIONE E SEGNALAZIONE DI INCENDI
L’intero edificio sarà dotato di impianti di segnalazione di allarmi incendi e di rivelazione incendi,
giusto quanto indicato dalla UNI 9795 “Sistemi fissi automatici di rivelazione e di segnalazione incendi”, indicati
nei disegni allegati alla presente Relazione C.P.I.
La segnalazione di allarme proveniente da uno qualsiasi dei rivelatori utilizzati determinerà
sempre una segnalazione ottica ed acustica di allarme incendio nella centrale di controllo e segnalazione
in ambiente presidiato. La rivelazione fumi e la segnalazione incendi sarà automaticamente gestita da un
impianto di building automation con inoltro automatico delle segnalazioni e chiamata ai V.V.F.
Lo stesso impianto elettronico gestirà le fasi di emergenza con l’avvio delle procedure di sicurezza
previste dal programma monitor.
20.14 IMPIANTI DI ESTINZIONE DEGLI INCENDI
Si prevedono di utilizzare sia impianti ad idranti che estintori.
20.14.1 IMPIANTI AD IDRANTI
I naspi ed idranti UNI 45 saranno disposti in modo che, pur in presenza di interferenze, ogni
punto dell’edificio venga a trovarsi a non più di 5 metri dalla lancia di erogazione.
Gli idranti UNI 45 saranno posti in vicinanza delle porte di accesso dall’esterno o dai comparti
adiacenti e, in caso di presenza di filtri a prova di fumo, all’interno di essi.
Gli idranti UNI 70 saranno posti esternamente all’edificio e collocati in modo il fronte
dell’edificio protetto da ciascun idrante non superi i 60 m.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
455
Essi saranno posti ad una distanza di sicurezza non inferiore a 6 m dal fronte dell’edificio, al fine
di ridurre il rischio di inagibilità di incendio. Appositi cartelli segnalatori ne agevoleranno
l’individuazione a distanza. Saranno seguiti i seguenti criteri:
⋅ La rete degli idranti idrici sarà costituita da un anello collegato con montanti disposti nelle gabbie
scale o delle rampe oppure in posizione perimetrale;
⋅ Il collegamento ad ogni idrante UNI 45 avverrà con tubazione DN 40;
⋅ Il collegamento ad ogni naspo avverrà con tubazione DN 25;
⋅ Il collegamento ad ogni idrante UNI 70 avverrà con tubazione DN 65;
⋅ La custodia degli idranti sarà situata in un punto ben visibile e sarà munita di sportello in vetro
trasparente ed una profondità tale da consentire, a sportello chiuso, di mantenere collegate
manichetta e lancia;
⋅ La tubazione flessibile sarà costituita da un tratto di apposito tubo di lunghezza che consenta di
raggiungere col getto ogni punto dell’area protetta;
⋅ Le tubazioni fisse della rete idranti sarà costituita da tubi in acciaio zincato protetto contro il gelo
per le parti esposte e tale rete sarà indipendente dalle altre reti PN16;
⋅ Le caratteristiche idrauliche dell’impianto ad idranti garantiranno al bocchello della lancia, nelle
condizioni più sfavorevoli di altimetria e distanza, una portata non inferiore a 120 L7m ad una
pressione di almeno 2 bar per gli UNI 45 con idranti in funzione;
⋅ Per gli idranti antincendio si disporrà un gruppo di pompaggio costituito da elettropompe e
motopompa rispondenti alle norme UNI 9480 ed avente caratteristiche tali da ottenere le portate
e prevalenze ai bocchello degli idranti sopra descritte;
⋅ La riserva idrica è già predisposta nei serbatoi di accumulo del Policlinico, appositamente adibiti
per l’uso antincendio ed alimentati dal serbatoio piezometrico.
Esternamente all’edificio, nei punti di più facile accesso dei mezzi di soccorso antincendio,
saranno posizionati gli attacchi per motopompa VV.F.
20.14.2 ESTINTORI
Si prevede l’installazione di estintori portatili da 6 kg aventi capacità estinguente pari a 55° 233BC
in ragione di 1 estintore ogni 100 m² di superficie. Il posizionamento sarà segnalato mediante
cartellonistica adeguata posta in punti ben visibili.
20.15 SEGNALETICA ED ISTRUZIONI DI SICUREZZA
Secondo quanto disposto dal D.Lgs n. 493 del 14/08/1993 verrà disposta idonea ed adeguata
segnaletica facilmente individuabile da ogni punto dei comparti, posizionata in basso ed idoneamente
illuminata. Tale segnaletica dovrà indicare:
⋅ Le vie di fuga;
⋅ Le vie di circolazione;
⋅ Le uscite di sicurezza;
⋅ Gli spazi calmi in termini di posizione e di funzione:
⋅ La presenza di mezzi di estinzione mobili e fissi;
⋅ La posizione dei dispositivi di arresto di tutti gli impianti presenti (distribuzione del gas,
dell’energia elettrica, dell’impianto di ventilazione, ….) ed il relativo impianto afferente;
⋅ L’indicazione degli impianti e dei locali a rischio specifico;
⋅ Il divieto di compiere azioni pericolose;
⋅ Il divieto di usare acqua per spegnere gli incendi su apparecchiature elettriche;
⋅ Le informazioni necessarie ed i numeri utili in caso di emergenza;
⋅
⋅
L’obbligo dell’uso dei dispositivi di protezione individuale (DPI) previsti per le specifiche attività;
Gli ostacoli ed i punti di pericolo delle vie di circolazione.
In aggiunta alla segnaletica di cui sopra verranno esposti all’ingresso dei fabbricati e/o dei
comparti le istruzioni relative al comportamento del personale e dell’eventuale pubblico in caso di
emergenza nonché una planimetria riportante la posizione di quanto segue:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
456
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Delle scale e delle vie di esodo;
Dei mezzi di estinzione mobili e fissi;
Dei dispositivi di arresto degli impianti di distribuzione del gas e dell’elettricità;
Dei dispositivi di arresto del sistema ventilazione;
Del quadro generale del sistema di rivelazione ed allarme;
Degli impianti e dei locali che presentano un rischio specifico;
Degli spazi calmi.
In corrispondenza di ogni piano sarà riportata una planimetria d’orientamento riportante:
⋅
⋅
⋅
Le vie di esodo;
L’indicazione del divieto di usare gli ascensori;
L’indicazione degli altri divieti che l’Ente Gestore dell’attività riterrà opportuno evidenziare.
Sarà attuato quanto previsto ai punti 14, 15, 16 e 17 del D.M. 09/04/1994 come pure saranno
rispettate tutte le indicazioni previste nel citato D.M. anche se non espressamente riportate nella
presente relazione.
20.16 ORGANIZZAZIONE E GESTIONE DELLA SICUREZZA
L’Amministrazione proprietaria provvederà ad organizzare e gestire un sistema permanente di
prevenzione incendi, lotta antincendio e gestione dell’emergenza in generale. Sarà pertanto redatto un
programma per l’attuazione ed il controllo delle misure poste in atto e in particolare:
⋅ misure per prevenire il verificarsi di un incendio e la sua propagazione (divieti, precauzioni,
esercizi e controlli);
⋅ controllo e manutenzione dei presidi antincendio;
⋅ informazione e formazione del personale.
Sarà predisposto un registro dei controllo periodici nel quale saranno annotati:
⋅ tutti gli interventi ed i controlli relativi all’efficienza degli impianti elettrici e di illuminazione di
sicurezza;
⋅ tutti gli interventi ed i controlli relativi all’efficienza dei presidi antincendio, dei dispositivi di
sicurezza e di controllo delle aree a rischio specifico;
⋅
⋅
dell’osservanza delle limitazioni dei carichi di incendio dei vari ambienti dell’attività;
le riunioni di addestramento e le esercitazioni di evacuazione.
Il registro sarà mantenuto aggiornato e posto a disposizione del Comando dei VV.F. per i
controlli richiesti.
20.17 AUTORIMESSA
La struttura in progetto sarà dotata di un autoparcheggio posto a quota 166.70 m s.l.m. capace di
ospitare circa 250 auto e destinato ai dipendenti e ai visitatori. Il parcheggio per i dipendenti avrà una
superficie di 2550 m² per un totale di 80 posti auto. Questa zona è servita da idranti UNI 45 disposti ai
due lati del parcheggio. Quest’area risulta aperta da tutti i lati, aerata e a contatto con il cielo libero.
Pertanto per le condizioni di sicurezza si utilizzano gli usuali mezzi antincendio (naspi, UNI45,
estintori). Il parcheggio per i visitatori è di 1500 m² al piano 166.70 m.s.l.m. per un totale di 80 posti
auto.
Le realizzazioni dell’autorimessa saranno eseguite a regola d’arte, nel rispetto del D.M.
01/02/1986 “Norme di sicurezza antincendi per la costruzione e l’esercizio di autorimesse e simili”, delle norme
UNI e CEI e della L. 46/90.
Il parcheggio interrato è compartimentato in una zona di area pari a 2550 m². Non sarà concesso
il parcheggio di auto alimentate a GPL nei piani interrati e tale divieto sarà segnalato da appositi cartelli
posti in punti ben visibili e con chiara dicitura.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
457
20.17.1 RESISTENZA A FUOCO DELLE STRUTTURE
I vani scala di accesso all’autorimessa saranno separati dagli ambienti destinati al parcamento e
alla manovra delle vetture con pareti tagliafuoco aventi resistenza al fuoco REI 120 e dotate di
congegno di autochiusura. Le altre strutture non separanti dell’autorimessa avranno comunque
resistenza al fuoco almeno pari a REI 90.
20.17.2 AFFOLLAMENTO ED USCITE DI SICUREZZA
La densità di affollamento prevista è di n. 1 persona ogni 20 metri quadrati di superficie lorda
(0.05 pers./m², D.M. 01/02/1986) con i seguenti affollamenti: Livello 166.70 m.s.l.m. , 128 persone
L’accesso e l’uscita dal parcheggio avverrà tramite la prevista viabilità sia a pari quota esterna che
all’interno dell’edificio, lungo il corpo longitudinale del complesso. Sono previste n 4 uscite di sicurezza
organizzate in modo da avere almeno 3 moduli (capacità di deflusso pari a 150 persone del comparto).
L’accesso ad ogni vano scale avverrà mediante filtro a prova di fumo in modo da rendere le stesse scale
un luogo sicuro (dinamico) ai fini delle normative antincendio.
Le uscite di sicurezza saranno distribuite opportunamente ed organizzate in modo da avere una
distanza non superiore a 40 m. Saranno evitate barriere architettoniche (scalini, guide sporgenti dei
portoni, telai, …) sui percorsi di fuga in modo tale da permettere un sicuro raggiungimento dei vani
scala, delle rampe e degli ascensori.
Le pendenze del pavimento dovranno impedire o spandimento dei liquidi verso le uscite e le
rampe e comunque i dislivelli di 3÷4 cm che potranno essere presenti a tale scopo saranno sempre
raccordati opportunamente in modo da non costituire barriera architettonica.
20.17.3 SEGNALAZIONI DI SICUREZZA
E’ prevista l’installazione di cartelloni di sicurezza secondo quanto previsto dalla normativa
vigente ed evidenziata negli elaborati grafici allegati alla presente relazione. In corrispondenza delle
uscite di sicurezza saranno apposti cartelli e segnalazioni luminose che indicheranno anche le vie di
fuga.
In corrispondenza delle rampe di accesso saranno disposti i cartelli di divieto per l’ingresso delle
auto alimentate a GPL. Inoltre saranno apposti nelle zone di accesso i cartelli di divieto di deposito di
sostanze combustibili e/o infiammabile.
20.17.4 IMPIANTO ANTINCENDIO
L’impianto antincendio sarà costituito da una rete di idranti alimentata dalla riserva idrica con la
garanzia di pressione adeguata per il funzionamento degli idranti.
La rete per gli idranti dell’autorimessa partirà dal collettore primario antincendio, in parallelo con
la rete dell’edificio stesso.
Il numero di idranti sarà il seguente: Autorimessa: 1° comparto: 8 idranti
Sono previsti estintori aventi carica di 6 kg del tipo approvato per fuochi A – B C con capacità
estinguente non inferiore a 21° e 113B, uniformemente distribuiti nelle zone di parcamento e manovra
e in prossimità degli ingressi.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
458
Figura 322: Schema parziale della rete di idranti uni45 ed uni70 per l’autorimessa
Il numero complessivo di idranti ed estintori per ciascun comparto non sarà inferiore a quanto
indicato dal D.M. 01/02/1986 “Norme di sicurezza antincendio per la costruzione e l’esercizio di autorimesse e
simili”. In particolare si avrà almeno 1 estintore ogni 5 autoveicoli per i primi 20 autoveicoli ed 1 ogni 10
fino a 200 autoveicoli. Oltre i 200 autoveicoli gli estintori saranno posizionati in funzione anche della
geometria e della funzionalità della struttura. Sono previsti anche attacchi VV.F. del tipo UNI 70,
adeguatamente segnalati e facilmente raggiungibili dalle autobotti.
20.17.5 PRESCRIZIONE PER LE RETI IDRANTI
La rete per gli impianti idranti sarà costituita da una serie di anelli presenti ad ogni
compartimento. Il collegamento ad ogni idrante avverrà con tubazioni da 1” ½. Le tubazioni fisse della
rete per idranti sarà costituita da tubi in acciaio zincato, protette contro il gelo per le parti esposte,
indipendenti dalle altre reti e con resistenza alla pressione PN 16.
Le caratteristiche idriche dell’impianto saranno tali da garantire al bocchello della lancia, nelle
condizioni più sfavorevoli di altimetria e distanza, una portata non inferiore a 120 L/m con una
pressione di almeno 2 bar. La custodia degli idranti sarà situata in un punto ben visibile e sarà munita di
sportello in vetro trasparente ed una profondità che consenta di tenere, a sportello chiuso, manichetta e
lancia permanentemente collegate. La tubazione flessibile dovrà consentire di raggiungere col getto ogni
punto dell’area protetta.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
459
20.18 RETI IDRANTI UNI70
Per il dimensionamento della rete idranti, di cui alla tavola di Figura 322, si hanno i seguenti
risultati di calcolo ottenuti mediante CAD specifico per impianti antincendio.
A P finale Coeff.K Q erog. Q tubo ds L
Pezzi
speciali dpQ/m dpQ dpstat velocità
nodo [bar] [l/min] [l/min] [mm] [m] [bar] [bar] [bar] [m/s]
1020 21,725 0 0 7205,8 131,7 1,581 0,056 0,089 0 8,8
1 19,633 170 753,3 753,2 41,8 3,428 2*K9,1*T 0,23 1,896 0,196 9,1
1019 20,41 0 0 6452,5 131,7 28,706 0,046 1,315 0 7,9
2 18,426 170 729,7 729,7 41,8 3,428 2*K9,1*T 0,217 1,788 0,196 8,9
1018 19,396 0 0 5722,8 131,7 27,655 0,037 1,014 0 7
3 17,496 170 711,1 711,1 41,8 3,428 2*K9,1*T 0,207 1,704 0,196 8,6
1017 14,819 0 0 5011,7 107,1 55,268 1*K9 0,079 4,577 0 9,3
4 13,285 170 619,6 619,6 41,8 3,529 2*K9,1*T 0,161 1,337 0,196 7,5
1016 14,05 0 0 4392,1 107,1 12,495 0,062 0,769 0 8,1
1012 12,199 0 0 2838,9 82,5 18,914 0,098 1,85 0 8,9
5 10,134 170 541,2 541,2 35,9 3,529 2*K9,1*T 0,262 1,869 0,196 8,9
1011 7,345 0 0 2297,8 70,3 32,761 1*K4 0,144 4,854 0 9,9
9 6,131 170 420,9 420,9 35,9 2,579 2*K9,1*T 0,165 1,018 0,196 6,9
1010 6,77 0 0 1876,8 70,3 5,797 0,099 0,575 0 8,1
1007 4,943 0 0 1275,4 70,3 37,651 0,049 1,827 0 5,5
12 2,835 170 286,3 286,3 27,2 3,428 2*K9,1*T 0,312 1,911 0,196 8,2
1006 4,325 0 0 989,1 70,3 20,349 0,03 0,617 0 4,2
1003 4,144 0 0 486,8 70,3 22,23 0,008 0,182 0 2,1
15 2 170 240,4 240,4 27,2 5,926 2*K9,1*T 0,226 1,948 0,196 6,9
1002 4,018 0 0 246,4 70,3 53,374 1*K4 0,002 0,126 0 1,1
16 2,101 170 246,4 246,4 27,2 4,584 2*K9,1*T 0,236 1,721 0,196 7,1
1005 4,164 0 0 502,3 70,3 14,191 1*K4,1*T 0,009 0,162 0 2,2
13 2,165 170 250,1 250,1 27,2 4,719 2*K9,1*T 0,243 1,803 0,196 7,2
1004 3,888 0 0 252,2 70,3 110,446 2*K9 0,002 0,276 0 1,1
14 2,2 170 252,2 252,2 27,2 3,345 2*K9,1*T 0,247 1,491 0,196 7,2
1009 6,411 0 0 601,4 70,3 25,225 1*K4,1*T 0,012 0,359 0 2,6
10 2,807 170 284,8 284,8 27,2 8,333 2*K9,1*T 0,309 3,408 0,196 8,2
1008 6,058 0 0 316,7 70,3 93,864 1*K9 0,004 0,353 0 1,4
11 3,47 170 316,7 316,7 27,2 3,665 2*K9,1*T 0,376 2,392 0,196 9,1
1015 13,034 0 0 1553,2 70,3 10,927 1*T 0,07 1,015 0 6,7
6 9,729 170 530,3 530,3 35,9 8,714 2*K9,1*T 0,252 3,109 0,196 8,7
1014 10,99 0 0 1022,9 70,3 63,367 0,032 2,045 0 4,4
7 9,26 170 517,3 517,3 35,9 2,758 2*K9,1*T 0,241 1,534 0,196 8,5
1013 10,569 0 0 505,6 70,3 46,187 1*K9 0,009 0,421 0 2,2
8 8,846 170 505,6 505,6 35,9 3,006 2*K9,1*T 0,231 1,527 0,196 8,3
K9 = Curva 90°
T = Pezzo a Tee o a croce
K4 = Curva 45°
Tabella 63. Dimensionamento della rete UNI70 a quota 167.80 mslm
20.19 IMPIANTO SPRINKLER
Questo documento descrive le ipotesi, le metodologie ed i risultati del calcolo dei circuiti relativi
alla rete sprinkler dell’impianto antincendio da installare nella zona magazzini del piano secondo

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
460
sottopiano. Viene realizzato un impianto sprinkler a protezione degli ambulatori. L’area (in base alla
norma UNI 9489) è da considerarsi come area a livello di rischio di classe D0)
20.19.1 DOCUMENTI D RIFERIMENTO
• Norma UNI 10779 Impianti di estinzione incendi. Reti di Idranti: progettazione, installazione
ed esercizio
• Norma UNI EN 671 – Sistemi fissi di estinzione incendi
• Norma VdS 2107 – Rules for sprinklers systems
• Varie norme UNI relative ad apparecchiature per estinzione incendi e tubazioni
• Tubazioni UNI 8863 / UNI 6363
20.19.2 METODO DI CALCOLO RETE SPRINKLER
L’impianto viene dimensionato unicamente mediante calcolo idraulico integrale. Il
dimensionamento è stato eseguito tenendo conto di questi fattori:
⋅ Area specifica < 12 m 2
⋅ Area operativa 16 m 2
⋅ Pressione di scarica 0,05 mPa (500 mbar)
⋅ Densità di scarica 5 l/m2/min
⋅ Distanza max fra due erogatori 4m
⋅ Erogatore DN15 (K e = 80, K UNI = 253 )
Conoscendo la caratteristica di erogazione dell’erogatore (in termini di K equivalente), la sua
portata è univocamente definita dalla pressione al punto di attacco secondo l’espressione:
Q = K P
dove Q è la portata espressa in litri al minuto e P è la pressione espressa in MPa.
Nel nostro caso si considera:
⋅ K = 253
⋅ P = 0,05 mPa
Per cui:
⋅ Q = 56 litri/min
Perdite di carico distribuite
Le perdite di carico per attrito nelle tubazioni devono essere calcolate mediante la formula di
Hazen Williams:
6,05⋅Q ⋅10
p =
1,85 4,87
C ⋅d
1,85 9
dove:
⋅ p è la perdita di carico unitaria, in millimetri di colonna d’acqua al metro di tubazione;
⋅ Q è la portata, in litri al minuto;
⋅ C è la costante dipendente dalla natura del tubo, che è assunta uguale a:
⋅ 100 per tubi in ghisa;
⋅ 120 per tubi in acciaio;
⋅ 140 per tubi di acciaio inossidabile, in rame e ghisa rivestita;
⋅ 150 per tubi in plastica, fibra di vetro e materiali analoghi;
⋅ d è il diametro interno medio della tubazione, in millimetri.
Perdite di carico localizzate
Le perdite di carico localizzate dovute ai raccordi, curve, pezzi a T e raccordi a croce, attraverso i
quali la direzione del flusso subisce una variazione di 45° o maggiore e alle valvole di intercettazione e

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
461
di non ritorno, sono state trasformate in “lunghezza di tubazione equivalente” come specificato nel
prospetto C. 1 della norma UNI 10799 ed aggiunte alla lunghezza reale della tubazione di uguale
diametro e natura.
Nella determinazione delle perdite di carico localizzate si tiene inoltre presente che:
− quando il flusso attraversa un pezzo a T o un raccordo a croce senza cambio di direzione, le
relative perdite di carico possono essere trascurate;
−
−
quando il flusso attraversa un pezzo a T o un raccordo a croce in cui, senza cambio di direzione,
si ha una riduzione della sezione di passaggio, deve essere presa in considerazione la “lunghezza
equivalente” relativa alla sezione di uscita (la minore) del raccordo medesimo;
quando il flusso subisce un cambio di direzione (curva, pezzo a T o raccordo a croce), deve
essere presa in conto la “lunghezza equivalente” relativa alla sezione di uscita.
20.19.3 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO
La rete sprinkler è alimentata dalla rete antincendio.
La pressione minima nel punto di consegna sarà non inferiore a 3,5 bar, tenendo conto del
prelievo massimo della rete antincendio, pari a 1040 litri/min.
Sull’alimentazione principale acqua antincendio dalla rete stradale di distribuzione, saranno
installati i componenti (ed in particolare il dispositivo antinquinamento).
Figura 323: Vista assonometrica della distribuzione degli sprinkler
In Figura 323 si ha la vista assonometrica di un impianto sprinkler per un’area destinata a
parcheggio sotterraneo di un edificio.
In esso sono visibili il punto di alimentazione (in basso), la topologia della rete (distribuita in
altezza) e la suddivisione in aree operative.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
462
Tabella 64: Dati Generali per il dimensionamento della rete Sprinkler
In Figura 324 si ha vista in pianta dello stesso impianto sprinkler. Si osservino le aree operative
per le quali si eseguono i calcoli di verifica determinando quella nelle peggiori condizioni. L’area
operativa non è inferiore a 12 m².
20.19.4 RISULTATI DI CALCOLO DELLA RETE SPRINKLER
Seguono poi la Tabella 64 e la Tabella 65 che forniscono una stampa (parziale) dei risultati
ottenuti nei calcoli con un CAD dedicato alla progettazione di impianti antincendio e sprinkler. Detto
CAD consente di selezionare il tipo di testina sprinkler, come illustrato in Figura 299. allo stesso modo
si seleziona la pompa.
20.19.5 VENTILAZIONE NATURALE E FORZATA
L’autorimessa è dotata di aperture laterali per la ventilazione naturale realizzate lungo le pareti
verticali ed aventi superficie almeno pari ad 1/25 della superficie in pianta.
Tali aperture saranno prive di serramenti e rispetteranno con largo margine il valore minimo di
0.003 m²/m² di superficie lorda dell’autorimessa.
Nel rispetto del D.M. 01/02/1986 (>125 posti auto), essendo l’autorimessa a quota 166,70 s.l.m.
interrata rispetto al resto dell’edifico, sarà presente anche una ventilazione forzata.
20.19.6 IMPIANTO DI SMALTIMENTO DELLE ACQUE PIOVANE
L’impianto di smaltimento delle acque piovane sarà in grado di convogliare verso la fognatura
comunale le acque piovane che entrano all’interno del piano interrato attraverso le rampe e gli accessi
vari, nonché le eventuali acque utilizzate internamente.
Saranno installate n. 2 pompe di sollevamento, una di riserva, in un pozzetto ispèzionabile di
opportune dimensioni. La rete di raccolta delle acque di scarico interna sarà dotata nel punto terminale,
prima dell’immissione nel tubo di collegamento con il pozzetto delle pompe, di un pozzetto di
separazione liquidi infiammabili e di decantazione, di opportune dimensioni ed ispezionabile.
L’alimentazione elettrica delle pompe di sollevamento sarà effettuata sulla linea preferenziale
allacciata al gruppo elettrogeno di emergenza.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
463
Tabella 65: Dimensionamento rete sprinkler
20.20 IMPIANTI ELETTRICI DELL’AUTORIMESSA
Gli impianti elettrici dell’autorimessa saranno realizzati con grado di protezione IP55, con
apparecchiature di tipo ADFT e comunque nel rispetto delle norme CEI vigenti e relative alla tipologia
dei locali interessati. E’ prevista l’illuminazione di sicurezza onde garantire un sufficiente grado di
illuminamento in caso di mancanza dell’alimentazione principale ENEL. L’inserimento
dell’illuminazione di sicurezza sarà automatico ed immediato e l’intensità di illuminazione sarà non
inferiore a 20 lux.
20.21 ALLEGATI ALLA RELAZIONE CPT
Gli allegati fondamentali sono le tavole grafiche che illustrano la compartimentazione dell’edificio
(con segni grafici ben visibili), le uscite di sicurezza, la localizzazione delle porte REI, degli idranti e
degli estintori, delle bocche UNI70 esterne e gli eventuali impianti sprinkler.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
464
Figura 324: Vista in pianta della rete sprinkler

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
465
Figura 325: Vista d’insieme degli impianti antincendio per l’autorimessa

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
466
21 DICHIARAZIONE ISPESL
Gli impianti di riscaldamento, con una potenzialità superiore a 34,9 kW (30.000 Kcal/h) al
focolare, sono regolamentati dal DM 1/12/1975, titolo II: Norme di sicurezza per gli apparecchi
contenenti liquidi caldi sotto pressione e relative specificazioni tecniche applicative (Raccolta R).
Gli impianti di riscaldamento possono essere suddivisi in:
⋅ impianti di riscaldamento a vaso di espansione aperto
⋅ impianti di riscaldamento a vaso di espansione chiuso.
Prima dell’installazione, deve essere presentata domanda in bollo al dipartimento ISPESL
competente per territorio.
A tale domanda debbono essere allegati:
⋅ - modello ISPESL RD, firmato dalla ditta installatrice, nel quale saranno indicati i dati di
identificazione dell’impianto e del luogo di installazione;
⋅ - relazione tecnica redatta sul modello ISPESL RR (per un solo generatore di calore) o RR1 (per
più generatori di calore), nei quali Il progettista indicherà tutte le caratteristiche richieste,
ponendo particolare attenzione alla suddivisione dei circuiti dell’impianto, alle capacità dei relativi
vasi di espansione e alla correlazione fra pressione e temperatura. Questi modelli debbono essere
firmati da un tecnico progettista iscritto all’Albo
⋅ - dichiarazioni del tecnico progettista secondo quanto richiesto nell’ appendice VI, della Raccolta
R:
⋅ - disegno schematico dell’impianto
⋅ - fotocopia della prima pagina del libretto matricolare del vaso chiuso, se la sua capacità è
superiore ai 25 l.
Qualora l’esame del progetto risulti positivo, l’utente provvederà a richiedere con un’altra
domanda in bollo la verifica di impianto.
A seguito di ogni domanda, l’utente riceverà un bollettino con indicato l’importo per la
prestazione richiesta. A versamento effettuato, l’utente provvederà ad inviare l’attestazione di
pagamento, senza la quale non sarà possibile effettuare la prestazione richiesta.
21.1 MODULISTICA DA PRESENTARE:
- Richiesta di esame dei progetto, ai sensi dei D.M. 1/12/1975;
- duplice copia dei modelli RD - RR - RR/1;
- schema di progetto;
- dati complementari.
Di seguito si ha la modulistica completa per la denuncia ISPESL di un impianto di riscaldamento.
Si illustrerà la procedura mediante un esempio completo nel quale sono completate del tutti le
schede RD, RR ed RR1.
Per la piena comprensione dei riquadri è opportuno fare riferimento ai disegni che rappresentano
il layout della centrale termica con il particolare del collettore di mandata.
Particolare attenzione va posta al dimensionamento dei vasi di espansione chiusi e alla selezione
delle valvole di sicurezza.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
467
D.M. 01.12.1975
Generatori di calore per impianti di riscaldamento ad acqua calda sotto pressione
con temperatura non superiore a quella di ebollizione a pressione atmosferica.
RACCOLTA "R"
ELENCO DELLE FASI DELLA PRASSI OPERATIVA
LISTA DI VERIFICA
UTENTE:
Edificio
Indirizzo
N° pratica
Caldaia
Potenza focolare
Combustibile
Vaso
Dipartimento ISPESL di
A.S.L. di
Si tratta di una lista di verifica che costituisce anche una guida per i vari adempimenti necessari per
l'omologazione delle Centrali Termiche.
E' importante che l'utente, o per esso l'operatore incaricato, provveda a tutti gli adempimenti previsti, fino al n.17 della
lista di verifica, in quanto, diversamente, la Centrale Termica non risulterebbe in regola con le disposizioni di legge.
Nella lista di verifica, per Esecutore si intende l'operatore che normalmente predispone gli elaborati, raccogliendo
eventualmente le firme dei soggetti obbligati. Per l'identificazione dei titolari dell'obbligo, vedere il paragrafo delle
istruzioni.
Data
Esecutore
1. Stesura del progetto della centrale termica Progettista
2. Domanda in carta bollata; Progettista
Richiedente
Modulo RD (denuncia) 2 copie
Moduli RR - RR/1 (relazione) 2 copie
Firma lnstallatore
(Progettista, lnstallatore o Utente)
kW
Progettista
Progettista
lnstallatore
3. Invio al Dipartimento I.S.P.E.S.L. (raccomandata A.R.) Progettista
4. Risposta I.S.P.E.S.L. al Richiedente (Progettista o lnstallatore o Utente)
I.S.P.E.S.L.
con allegato bollettino di versamento
5. Versamento bollettino £ Utente
6. Spedizione dell'originale dell'attestazione di versamento al Dipartimento
I.S.P.E.S.L. (raccomandata A.R.)
7. Risposta esito esame del progetto al Richiedente (Progettista o lnstallatore
o Utente)
Esito: positivo negativo
Motivi dell'esito negativo:
Progettista
Utente
I.S.P.E.S.L.
8. Esecuzione lavori Inizio lnstallatore
Termine
9. Raccolta delle dichiarazioni dell'installatore e delle certificazioni di caldaie
e dispositivi di sicurezza e di protezione, ai sensi del Cap. R.4.A. o R.4.B.,
secondo i modelli predisposti
lnstallatore
Dir. Lavori
o

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
468
0.
1.
2.
3.
4.
5.
Verifica a cura del direttore dei lavori della corretta esecuzione e della
documentazione fornita, di cui al punto 9, ai sensi dei capitolo R.4.A o
R.4.B.
Domanda di omologazione dell’impianto in carta bollata a nome del
Richiedente_________________________
Allegare copie del Libretto degli eventuali vasi di espansione chiusi di
capacità > 25 dm 3
Risposta I.S.P.E.S.L. al Richiedente (Dir. Lavori o lnstallatore o Utente)
con allegato bollettino di versamento
Versamento bollettino £
Spedizione dell'originale dell'attestazione di versamento al Dipartimento
I.S.P.E.S.L. (raccomandata A.R.)
Visita di verifica a cura dei tecnico I.S.P.E.S.L. Alla visita è opportuno
siano presenti l'installatore, l'Utente e il Direttore Lavori. All'atto della visita
bisogna consegnare al tecnico I.S.P.E.S.L. la documentazione di cui al
punto 9
Esito: positivo negativo
Motivi dell'esito negativo:
Data
Rilascio del certificato di omologazione (libretto matricolare)
6.
Domanda in carta semplice per la verifica periodica. (Da presentare, per
7. conto dell'utente, a cura del Direttore Lavori subito dopo il rilascio del
certificato di omologazione).
Controlli periodici - ogni 5 anni a cura dell'A.S.L.
8.
18.1 Controllo A.S.L. Data
Esecut
ore
Dir.
Lavori
Dir.
Lavori o Utente
o lnstallatore
S.L.
I.S.P.E.
Utente
Dir.
Lavori o Utente
I.S.P.E.
S.L.
I.S.P.E.
S.L.
Dir.
Lavori
Esito: positivo negativo A.S.L.
Motivi dell'esito negativo:
18.2 Controllo A.S.L. Data
Esito: positivo negativo A.S.L.
Motivi dell'esito negativo:
18.3 Controllo A.S.L. Data
Esito: positivo negativo A.S.L.
Motivi dell'esito negativo:

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
469
MA
RCA DA
BOLLO
Spett.le
I.S.P.E.S.L.
Dipartimento di
via
c.a.p.
città
OGGETTO: Richiesta di Verifica Omologativa di nuovo impianto ai sensi dell'Art. 22 D.M. 01.12.75 e
del Decreto lnterministeriale 22.07.86.
Utente
Via
Comune (Prov )
Il sottoscritto
cognome
nome
con sede in
città prov. Via
nella sua qualità di
chiede
LA VERIFICA OMOLOGATIVA SUL LUOGO DELL'IMPIANTO.
Impianto di riscaldamento ad acqua calda, n° di pra tica:
Potenzialità del focolare espressa in kW:
Eventuali vasi di espansione chiusi di capacità superiore a 25 dm 3 :
Si allega fotocopia del frontespizio del libretto matricolare dei vasi di espansione sopra elencati (n
Persona da contattare per concordare il collaudo:
Nominativo
N° telefonico
fotocopie).
Data,
Timbro e firma

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
470
D.M. 01.12.1975
Generatori di calore per impianti di riscaldamento ad acqua calda sotto pressione con temperatura
non superiore a quella di ebollizione a pressione atmosferica.
RACCOLTA "R"
DOCUMENTAZIONE DA CONSEGNARE AL TECNICO I.S.P.E.S.L.
ALL'ATTO DELLA VISITA DI VERIFICA OMOLOGATIVA
DELL'IMPIANTO DI RISCALDAMENTO
"A"
Dichiarazioni del tecnico qualificato
"B"
Certificazioni
CAPITOLO R.4.B. - Punto 2.1
VASO CHIUSO
UTENTE:
Edificio
Indirizzo
N° pratica
Caldaia
Potenza focolare
Combustibile
Vaso chiuso
kW
"A" Dichiarazioni dei tecnico qualificato (installatore responsabile):
Nome
Il sottoscritto:
Cognome
Indirizzo
ai sensi del Capitolo R.4.B, punto 2.1.C.
dichiara che:
1) la capacità dell'impianto e quella dei vasi d'espansione sono quelle dichiarate nel progetto approvato;
2) gli scarichi dei dispositivi di sicurezza possono avvenire senza recare danno a persone;
3) i complessi d'interruzione dell'apporto di calore per regolazione e per blocco sono funzionalmente indipendenti fra
loro;
4) gli elementi sensibili dei termostati di regolazione e di blocco, qualora installati sulla tubazione di uscita del
generatore di calore, sono posizionati in modo che la temperatura nei generatori non superi i limiti stabiliti
dalla normativa;
5) (dichiarazione attestante, qualora non siano state installate valvole di scarico termico o valvole d'intercettazione del
combustibile, che esiste nell'impianto la correlazione fra aumento della pressione e corrispondente aumento della
temperatura);
NOTA: cancellare la voce che non interessa.
5.1) non esiste la correlazione fra aumento di pressione e corrispondente aumento della temperatura;
è pertanto installata la valvola di intercettazione del combustibile (oppure la valvola di scarico termico);

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
471
oppure:
5.2) esiste la correlazione fra aumento di pressione e corrispondente aumento della temperatura.
In tal caso i circuiti intercettabili hanno le seguenti capacità:
CIRCUITO DENOMINAZIONE CAPACITÀ (dm 3 )
1
2
3
4
5
6) I pressostati ed i termostati di regolazione e di blocco sono indipendenti negli organi di comando e di controllo.
Data,
Firma
"B" Certificazioni - Vaso chiuso
Si allegano le seguenti certificazioni, corrispondenti alle caselle barrate:
1) certificazione rilasciata dal costruttore attestante il buon esito della prova idraulica del generatore;
quantità n°
2) certificazione di taratura al banco da parte dell'A.N.C.C. (ora I.S.P.E.S.L.) delle valvole di sicurezza;
quantità n°
3) certificazione di taratura al banco da parte dell'A.N.C.C. (ora I.S.P.E.S.L.) delle valvole di intercettazione del
combustibile;
quantità n°
4) certificazione di taratura al banco da parte dell'A.N.C.C. (ora I.S.P.E.S.L.) delle valvole di scarico termico;
quantità n°
⋅ 5) certificazione di qualifica dei dispositivi di protezione, a meno che gli stessi non
siano contraddistinti con il marchio del fabbricante e gli estremi della qualificazione ottenuta;
5.1) interruttore termico automatico di regolazione; quantità n°
5.2) interruttore termico automatico di blocco; quantità n°
5.3) pressostato di blocco; quantità n°
⋅ 6) libretto matricolare dei vasi di espansione chiusi collaudati I.S.P.E.S.L., con
riportata certificazione rilasciata dal costruttore attestante il buon esito della prova idraulica;
quantità n°
7) fotocopia patentino di abilitazione alla conduzione degli impianti termici con potenzialità superiore
a 232 kW (solo se a combustibile liquido).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
472
21.2 ESEMPIO DI DENUNCIA ISPESL
Si riporta un esempio di denuncia completa ISPESL di un progetto fittizio.
MARCA
DA
BOLLO
Spett.le
I.S.P.E.S.L.
DIPARTIMENTO DI
MILANO
Via Mangiagalli, 3
via
20133 Milano
cap.
città
Oggetto: DENUNCIA DI IMPIANTO TERMICO AD ACQUA CALDA AI SENSI DELL’ART. 18
D.M. 01/12/1975
UTENTE Condominio Primula Rossa
INDIRIZZO Via Balzac 12
COMUNE BRUGHERIO (PROV. MI )
Il sottoscritto XYXYXYX Andrea
cognome
nome
con sede in Milano MI Via Franco Franchi 18
città prov. Indirizzo
nella sua qualità di legale rappresentante della ditta installatrice
C H I E D E
l’esame del progetto relativo all’impianto di riscaldamento installato in
Via Balzac 12 Milano
di cui si allega la documentazione in duplice copia.
Data, 28/09/1999
Termica XYXYXY
Allegati (in duplice copia):
· Mod. RD.
· Mod. RR - RR/1.
· Schema di progetto.
· Dati complementari (Appendice VI - Art. 8)
(Timbro e Firma)
All. URP
3.2-1

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
473
D.M. 01.12.1975
I.S.P.E.S.L. - RACCOLTA ‘R’
GENERATORE DI CALORE PER IMPIANTI DI RISCALDAMENTO AD
ACQUA CALDA SOTTO PRESSIONE CON TEMPERATURA NON
SUPERIORE A QUELLA DI EBOLLIZIONE A PRESSIONE ATMOSFERICA
- Mod RD - Denuncia di impianto centrale di riscaldamento ad acqua calda.
- Mod RR - RR/1 - Relazione tecnica per impianto centrale di riscaldamento ad acqua calda.
- Schema di progetto e dati complementari - Raccolta ‘R’ (Appendice VI - Art. 8)
UTENTE
Condominio Primula Rossa
Indirizzo Via Balzac 12
Comune BRUGHERIO ( MI )
INSTALLATORE
Termica XYXYXYX
Indirizzo Via Franco Franchi 18
Comune Milano ( MI )
Data, 28/09/1999
Nome e Cognome del Progettista
Indirizzo del Progettista

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
474
ISPESL
SEZIONE I.S.P.E.S.L. - DIPARTIMENTO DI
Via Balzac 12
indirizzo di installazione dell’impianto
Mod. RD
Istituto Superiore per la Prevenzione e la Sicurezza del Lavoro
(Legge 23/12/1978, n. 833; Legge 12/8/1982, n. 597)
Dipartimento Periferico di MILANO
Legge 16 giugno 1927, n. 1132
(Regolamento RD 12/5/1927, n. 824 - DM 1/12/1975)
Denuncia di impianto centrale di riscaldamento ad acqua calda
MILANO
COMUNE Milano PROVINCIA MI CAP 2 0 0 1 0
Condominio Primula Rossa
nome o ragione sociale
Via Balzac 12
indirizzo
COMUNE Milano PROVINCIA MI CAP 2 0 0 1 0
Termica i
nome o ragione sociale
Via Franco Franchi 18
indirizzo per invio corrispondenza
COMUNE Milano PROVINCIA MI CAP 2 0 0 1 6
POTENZIALITA’ GLOBALE(*) kW 2 7 6 , 4
Estremi impianto da modificare
X
NUOVA ESISTE DA MODIFICARE (R)
DESTINAZIONE: X RISCALDAMENTO AMBIENTI PRODUZIONE ACQUA CALDA PER SERVIZI
Cognome XYXYXYXi Nome Andrea
Recapito: COMUNE Milano PROVINCIA MI
Indirizzo: Via Franco Franchi 18
Nella mia qualità di legale rappresentante della ditta installatrice Termica XYXYXY
dichiaro che gli elementi forniti corrispondono alla realtà.
Data: 2 8 0 9 1 9 9 9 Firma
g m a
(*) Per potenzialità si intende quella del focolare (cioè quella del bruciatore). Nel caso di impianti con più di un generatore la
potenzialità è la somma delle potenzialità dei vari generatori.
N. della pratica (R)
Sigla
Matricola
All. URP 3.2-2
Mod. RR

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
475
I.S.P.E.S.L.
ISTITUTO SUPERIORE PER LA PREVENZIONE E LA SICUREZZA DEL LAVORO
Relazione tecnica per impianto centrale di riscaldamento ad acqua calda
Mod. RR/1
con riferimento al generatore n. ordine 1
DATI TECNICI DELL'IMPIANTO (R)
(Barrare solo le caselle interessate)
Contenuto di acqua 2986
dell’impianto : litri
VASO DI ESPANSIONE APERTO
VASO DI ESPANSIONE CHIUSO
Capacità totale : litri utile: litri Capacità totale: 250 litri
Dislivello vaso/generatore m Dislivello generatore/sommità impianto 14 m
Tubo di sfogo
Dislivello vaso/valvola di sicurezza +1,0 m
diametro interno mm Tipo: autopressurizzato X a diaframma pre-pressurizzato
protezione dal gelo SI N Potenzialità nominale globale dei generatori serviti:
O
248,8 kW ripartita su n. 1 circuiti
diametro interno mm Pressione iniziale pi 1,82 bar
Tubi di troppo pieno scarico visibile SI N
O
protezione dal gelo SI N
O
Pressione di targa 6 bar
Diametro interno tubo di collegamento 21,7 mm
VALVOLE DI SICUREZZA (n. 1 )
TUBAZIONE DI SICUREZZA: protezione dal gelo SI N Tipo : ordinaria ad alzata controllata X qualificata
O
Potenzialità nominale resa all'acqua dei
generatori serviti kW Diametro interno orifizio 20 mm
Diametro interno minimo mm Pressione di taratura 4 bar
Lunghezza effettiva m Sovrapressione 10 %
Lunghezza virtuale m Portata di scarico di vapore 533,6 kg/h
VALVOLA A TRE VIE DI INTERCETTAZIONE DEL GENERATORE
VALVOLA DI SCARICO TERMICO
Diametro della valvola mm Portata di scarico di acqua kg/h
diametro interno mm Esiste blocco del flusso di combustibile? SI NO
Tubo di sfogo lunghezza effettiva m Il reintegro è con il seguente sistema :
lunghezza virtuale
DISPOSITIVI DI CONTROLLO
Manometro, graduato in bar fino a 6 con attacco per il controllo.
Termometro, graduato fino a 120 °C con pozzetto per il controllo.
DISPOSITIVI DI PROTEZIONE
Esiste l’interruttore termico automatico di regolazione ? x SI NO
m
Esiste l’interrutore termico automatico di blocco ? x SI NO Ne esiste un secondo ? SI NO x
Esiste il pressostato di blocco ? x SI NO
Esiste il flussostato ? SI NO x
DISPOSITIVI E SISTEMI SPECIALI PER IMPIANTI ALIMENTATI A COMBUSTIBILE SOLIDO
Esiste il dispositivo di allarme acustico ? SI N
O
Esiste il dispositivo di arresto automatico dell’aria comburente ? SI N
O
L’impianto è a circolazione naturale, senza organi di intercettazione sul circuito dell’acqua ? SI N
O
Il generatore è corredato di:
riscaldatore d’acqua di consumo
scambiatore di calore di emergenza
Il riscaldatore (o lo scambiatore) è munito di scarico di sicurezza termico ? SI N
O
Il generatore è corredato di focolare meccanico, con adduzione meccanica dell’aria comburente ? SI N
O
IL TECNICO

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
476
D.M. 01.12.1975
I.S.P.E.S.L. - RACCOLTA ‘R’
GENERATORE DI CALORE PER IMPIANTI DI RISCALDAMENTO AD ACQUA CALDA
UTENTE
Condominio Primula Rossa
Indirizzo Via Balzac 12
Comune Milano ( MI )
INSTALLATORE
Termica XYXYXY
Indirizzo Via Franco Franchi 18
Comune Milano ( MI )
SCHEMA DI PROGETTO E DATI COMPLEMENTARI
COMMENTO
1- ELENCO DEI COMPONENTI INDICATI SULLA TAVOLA GRAFICA CON LA DESCRIZIONE
DELLE LORO CARATTERISTICHE
2- COMMENTO AI DATI INDICATI SULLA TAVOLA GRAFICA ED INDICAZIONI DI PROGETTO
3- DATI COMPLEMENTARI - RACCOLTA ‘R’ (Appendice VI - Art. 8)
4- TAVOLA GRAFICA N° 1234/99
Data 28/09/1999
Nome e Cognome del Progettista
Indirizzo del Progettista)

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
477
1- ELENCO DEI COMPONENTI INDICATI SULLA TAVOLA GRAFICA CON LA DESCRIZIONE DELLE LORO
CARATTERISTICHE
1 Bruciatore
Bruciatore
Costruttore
Talisman
Tipo
MP3
Combustibile
Metano
Potenza nominale (Qb) 248,8 kW
Caldaia
2 Caldaia
Costruttore
Similar
Tipo 2R 14
Potenza termica utile (Qu) 248,8 kW
Potenza termica al focolare (Qf) 276,4 kW
Pressione massima di esercizio (Peg) 5 bar
Valvola di sicurezza
3 Valvola di sicurezza
Costruttore
Caleffi
Tipo 527540
Qualifica
QUALIFICATA
Diametro nominale (Dv) 3/4"
Diametro orifizio (Do) 20 mm
Coefficiente di efflusso (K) ,67
Portata di scarico vapore (W) 533,6 kg/h
Potenza termica scaricabile (Qt) 309,5 kW
Numeri di valvole (Ns) 1
Potenza termica scaricabile totale (Qtv) 309,5 kW
Pressione di taratura (Pt) 4 bar
Sovrapressione (Sp) 10 %
Pressione di scarico (Psc) 4,4 bar
4 Vaso di espansione a diaframma
Vaso di espansione a diaframma
Circuito
Unico
Contenuto d'acqua dell'impianto (C) 2986 litri
Pressione assoluta iniziale precarica (Pi ass) 2,83 bar
Pressione finale assoluta (Pf ass) 5,13 bar
Pressione massima esercizio (relativa) (Pev) 6 bar
Capacità del vaso (proposta) (Cv prop) 240 litri
Volume d'espansione (Ve) 107 litri
Capacità del vaso (adottata) (Cv ad) 250 litri
Correlazione tra aumento t e p
ASSENTE

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
478
5 Interruttore termico automatico di regolazione
Interruttore termico automatico di regolazione di tipo omologato tarato ad una temperatura non
superiore a 95 °C.
Costruttore
Tipo
in caldaia
6 Interruttore termico automatico di blocco
Interruttore termico automatico di blocco a riarmo manuale di tipo omologato tarato ad una
temperatura non superiore a 100 °C.
Costruttore
Tipo
in caldaia
7 Pressostato di blocco
Pressostato di blocco a riarmo manuale di tipo omologato.
Costruttore
Caleffi
Tipo
SQ-D
Pressione di taratura pressostato Ppr 3,80 bar
8 Indicatore di temperatura
Indicatore di temperatura con scala graduata in °C e fondo scala di 120 °C.
Costruttore
Caleffi
Tipo F 15
9 Pozzetto
Pozzetto per inserzione termometro di controllo con diametro interno non inferiore a 10 mm.
Costruttore -
Tipo -
10 Valvola di intercettazione del combustibile
Valvola di intercettazione del combustibile ad azione positiva non azionata da energia esterna,
omologata.
Costruttore
Caleffi
Tipo 54108
Diametro nominale 1" 1/2

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
479
IMPIANTO A VASO CHIUSO
DATI INDICATI SULLA TAVOLA GRAFICA.
Sono indicati sulla tavola grafica allegata:
a) Diametro nominale delle tubazioni in pollici.
b) Diametro interno (in mm) delle tubazioni di espansione, di ingresso alla valvola di sicurezza e di scarico
della valvola di sicurezza.
c) Altezza idrostatica Hi.
d) Altezza dello sbocco della valvola di sicurezza.
e) Altezza dell'attacco del vaso di espansione.
f ) Posizione dei dispositivi di protezione ed i limiti di distanza dall'uscita della caldaia (ove richiesto).
g) Raggi di curvatura “R” del tubo di collegamento del vaso di espansione.
TUBAZIONE DI COLLEGAMENTO TRA IL GENERATORE ED IL VASO DI ESPANSIONE.
La tubazione di collegamento tra generatore e vaso di espansione deve essere protetta dal gelo, deve
essere realizzata in modo da non presentare punti di accumulo di incrostazioni o depositi e deve avere curve
con raggio di curvatura “R” non inferiore a 1,5 volte il diametro interno.
⋅
PRESCRIZIONI PER IL POSIZIONAMENTO DEI DISPOSITIVI DI SICUREZZA,
PROTEZIONE E CONTROLLO.
La tabella seguente descrive le prescrizioni per il posizionamento dei dispositivi di sicurezza,
protezione e controllo (riguarda le distanze dal generatore e le tubazioni di installazione).
COMPONENTI TIPO COMPONENTE INSTAL-
LATO SUL GENERATO-
RE DI CALORE O SULLA
TUBAZIONE AD UNA
DISTANZA MASSIMA
DALLA CALDAIA DI:
INSTALLAZIONE PRIMA
DI QUALSIASI VALVOLA
DI INTERCETTAZIONE E
TUBAZIONE DI INSTAL-
LAZIONE
RIFERIMENTO
RACCOLTA R
ISPESL
ED. 1982
VALVOLA DI SICUREZZA SICUREZZA 1,0 m SI - MANDATA R.3.B. 2.4.
VALVOLA INTERCETTAZIONE SICUREZZA 0,5 m SI - MANDATA R.2.A. 4.2.
COMBUSTIBILE
TERMOSTATO DI REGOLAZIONE PROTEZIONE 0,5 m SI - MANDATA R.2.B. 1.8.
TERMOSTATO DI BLOCCO PROTEZIONE 0,5 m SI - MANDATA R.2.B. 1.8.
PRESSOSTATO DI BLOCCO PROTEZIONE (-) SI - MANDATA R.2.B. 1.8.
TERMOMETRO CONTROLLO (-) SI - MANDATA R.2.C. 3.4.
POZZETTO PER TERMOMETRO CONTROLLO (-) SI - MANDATA R.2.C. 3.4.
CAMPIONE
MANOMETRO CON FLANGIA CONTROLLO (-) SI - MANDATA O R.2.C. 2.5.
RITORNO
VASO DI ESPANSIONE (-) SI - MANDATA O R.3.B. 3.5.
RITORNO
(VALVOLA DI SCARICO TERMICO) SICUREZZA 0,5 m SI - MANDATA R.2.A. 3.3.
(FLUSSOSTATO) (-) NO R.3.B. 5.4.
(-) non è prevista una distanza massima.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
480
COLLEGAMENTI ELETTRICI.
L’installatore idraulico dovrà richiedere all’installatore elettricista che siano rispettate le prescrizioni di
seguito elencate.
· I termostati devono essere indipendenti negli organi di comando e di controllo.
· Nel caso di bruciatori monofase è ammesso il collegamento in serie dei termostati di regolazione, di
blocco e del pressostato di blocco purché detti dispositivi interrompano direttamente il circuito elettrico di
alimentazione (senza fare uso di contattori intermedi).
· Nel caso di bruciatori atmosferici i termostati di regolazione e di blocco devono agire su due distinte
elettrovalvole di intercettazione del gas (che possono essere riunite in un unico corpo multifunzionale).
· Nel caso di bruciatori trifase il termostato di regolazione deve agire su un contattore, mentre il termostato
di blocco e il pressostato di blocco devono agire su un secondo contattore.
Entrambi i contattori devono interrompere direttamente il circuito elettrico di alimentazione.
DOCUMENTI DA CONSERVARE E DA CONSEGNARE PER LA VISITA DI VERIFICA
OMOLOGATIVA.
E’ onere dell’installatore raccogliere, conservare e consegnare all’utente (con documento di ricevuta) i
seguenti documenti:
COMPONENTE
DOCUMENTO DA CONSERVARE
CALDAIA
CERTIFICATO DEL COSTRUTTORE: PROVA IDRAULICA
VALVOLA INTERCETTAZIONE COMBUSTIBILE
CERTIFICATO DI TARATURA A BANCO
VALVOLA DI SICUREZZA
CERTIFICATO DI TARATURA A BANCO
VASI DI ESPANSIONE OLTRE 24 LITRI
LIBRETTO MATRICOLARE
TERMOSTATO DI REGOLAZIONE
CERTIFICATO DI RISPONDENZA PROTOTIPO
TERMOSTATO DI BLOCCO
CERTIFICATO DI RISPONDENZA PROTOTIPO
PRESSOSTATO DI BLOCCO
CERTIFICATO DI RISPONDENZA PROTOTIPO
Inoltre l’installatore dovrà rilasciare, dopo la fine lavori, la dichiarazione di tecnico qualificato secondo
le disposizioni ISPESL.
NOTA: Per tutti i componenti di nuova installazione conservare il certificato di omologazione e
riporlo nell'apposita cassetta porta documenti, in quanto da presentare al funzionario
ISPESL in sede di collaudo.
In caso di smarrimento del certificato il componente dovrà essere sostituito.
ISOLAMENTO TERMICO DELLE TUBAZIONI.
L’isolamento termico delle tubazioni corrisponderà alle indicazioni della legge n. 10/91 e del DPR
412/93. Per tubazioni correnti in centrale termica gli spessori saranno il 100% dell’Allegato B - DPR 412, pari
a:
CONDUTTIVITÀ
(W/m°C)
DIAMETRO ESTERNO DELLA TUBAZIONE
(mm)
< 20 da 20 a 39 da 40 a 59 da 60 a 79 da 80 a 99 >100
0.030 13 19 26 33 37 40
0.032 14 21 29 36 40 44
0.034 15 23 31 39 44 48
0.036 17 25 34 43 47 52
0.038 18 28 37 46 51 56
0.040 20 30 40 50 55 60
0.042 22 32 43 54 59 64
0.044 24 35 46 58 63 69
0.046 26 38 50 62 68 74
0.048 28 41 54 66 72 79
0.050 30 44 58 71 77 84
Nella tavola grafica la scritta IS ___ indica lo spessore (in mm) dell’isolante, avente una conduttività di
prova a 50°C (lambda) non superiore a 0,041 W/m°C.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
481
⋅ RIFERIMENTI NORMATIVI PER LE PRESCRIZIONI DI SICUREZZA,
ANTINCENDIO, RISPARMIO ENERGETICO ED IMPIANTI ELETTRICI.
Il locale focolari, l'impianto di alimentazione del combustibile, l’aerazione, gli apparecchi ed i bruciatori,
i canali di fumo, i camini, l'impianto elettrico e le strutture edili devono essere conformi alle vigenti
disposizioni di legge:
a) per impianti elettrici:
• Legge n. 186/68
• Norma CEI 64-8
• Norma CEI 64-2
b) per combustibili liquidi (norme antincendio):
• Legge n. 615/66
• DPR 22.12.1970 n. 1391
• Circolare del Ministero dell’Interno n. 73 del 29.07.1971
c) per combustibili gassosi (norme antincendio):
• D.M. 12.04.1996
• Legge n. 1083/71
• Norme UNI - CIG
• D.M. 24.11.1984
d) per la sicurezza:
• Legge n. 46/90
• DPR n. 547/55
• DLgs n. 626/94
e) per il risparmio energetico:
• Legge n. 10/91
• DPR n. 412/93
• D.M. 13.12.1993
Alla fine dei lavori l’installatore dovrà rilasciare la dichiarazione di conformità ai sensi della legge n.
46/90, completa degli allegati obbligatori in 3 copie (n.1 per l’utente, n.1 per il Comune e n.1 per la Camera
di Commercio).

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
482
3 - DATI COMPLEMENTARI - RACCOLTA “R” (Appendice VI - Art. 8)
IMPIANTO A VASO CHIUSO
a) Nell’impianto è prevista sia la valvola di sicurezza sia la valvola di intercettazione combustibile in quanto
non esiste correlazione tra l’aumento di temperatura e l’aumento di pressione.
b) In luogo della valvola di scarico termico si è impiegata la valvola di intercettazione del combustibile.
c) La pressione di precarica del vaso è di: 1,82 bar
d) Non è prevista l’interruzione di apporto del calore all’atto dell’arresto della circolazione.
e) Lo scarico delle valvole di sicurezza, delle eventuali valvole di scarico termico e delle eventuali valvole
di intercettazione a tre vie risulta ubicato in modo da non recare danni alle persone o alle cose in caso
di intervento.
f )
La distanza degli organi di sicurezza, di protezione e di controllo dall’uscita dal generatore non è
maggiore dei valori previsti, come indicato nella tabella precedentemente riportata.
g) E’ attuata l’indipendenza dei dispositivi di protezione mediante almeno due circuiti separati, salvo il caso
in cui operino su un bruciatore azionato da un motore monofase.
h) La pressione di esercizio dichiarata dal costruttore del generatore è tale da assicurare la sua stabilità
anche alla temperatura massima di intervento degli organi di sicurezza.
i )
La valvola di intercettazione a tre vie, se esistente sull’impianto, non presenta posizioni di manovra in
cui risultino contemporaneamente intercettate entrambe le vie di uscita, oppure in cui una delle due vie
sia completamente chiusa e l’altra aperta solo parzialmente.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
483
21.3 ESEMPIO DI DIMENSIONAMENTO DI COMPONENTI ISPESL
Dimensionamento vaso di espansione chiuso
Edificio
Condominio Primula Rossa
Via Balzac 12 - BRUGHERIO (MI)
Committente AMMINISTRATORE Rag. PIGA Augusto
Via Rembrant 14 - VIMERCATE (MI)
Impianto
Centrale termica condominale ad uso riscaldamento
Progettista EDILCLIMA S.r.l. - Progettazione Impianti - Tel. 0322/835816
Via Torrione, 30 - 28021 BORGOMANERO (NO)
Generatore n° 1
Marca e modello Similar 2R 14
Potenza termica al focolare Qf 276,4 kW
Potenza termica utile Qu 248,8 kW
Pressione di esercizio Peg 5,00 bar
Circuito
Pressione atmosferica Pa 1,01 bar
Contenuto d’acqua totale del circuito C 2986 litri
Coefficiente di dilatazione globale e 0,036 dm³/dm³
Altezza idrostatica dell’impianto Hi 14,0 m
Aumento pressione di precarica del vaso Pr 0,50 bar
Altezza della valvola di sicurezza Hvs 1,5 m
Altezza del vaso di espansione Hve 0,5 m
Valvola di sicurezza
Marca e modello Caleffi 527540
Pressione di taratura Pt 4,00 bar
Sovrapressione Sp 10 %
Diametro Dv 20 mm
Risultati
Numero di vasi Nv 1
Capacità totale Cv 250 litri
Pressione massima di esercizio del vaso Pev 6,00 bar
Diametro del tubo di collegamento Dt 21,7 mm
Raggio di curvatura Rt ≥ 33 mm
Vasi scelti
Marca Modello Capacità (litri) Pressione (bar)
Caleffi 556250 250 6,00
Controlli
Pressione massima di esercizio del generatore Peg ≥ Pt * (1 + Sp/100) bar 5,00 ≥ 4,40 Sì
Pressione massima di esercizio del vaso adottato Pev ad ≥ Pev prop bar 6,00 ≥ 4,50 Sì
Pressione massima di esercizio del vaso adottato Pev ad ≥ Pf rel effettivo bar 6,00 ≥ 3,95 Sì
Aumento pressione di precarica del vaso Pr ≥ 0.15 bar 0,50 ≥ 0,15 Sì
Capacità del vaso adottato Cv ad ≥ Cv prop dm³ 250 ≥ 240 Sì
Diametro adottato Dt ad ≥ Dt prop mm 21,7 ≥ 18,0 Sì
Raggio di curvatura adottato Rt ad ≥ 1.5 * Dt at mm 33 ≥ 33 Sì
Calcolo pressioni
Pressione iniziale Pi ass 2,83 Pi rel 1,82 bar
Pressione finale (valori proposti) Pf ass’ 5,11 Pf rel’ 4,10 bar
Pressione finale (valori adottati) Pf ass 4,96 Pf rel 3,95 bar
Pressione di precarica del vaso Pirel 1,82 bar
Volume di espansione C * e 107 dm³
Rif.
Valvola di sicurezza

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
484
Edificio
Committente
Impianto
Dimensionamento valvola di sicurezza
Condominio Primula Rossa
Via Balzac 12 - BRUGHERIO (MI)
AMMINISTRATORE Rag. PIGA Augusto
Via Rembrant 14 - VIMERCATE (MI)
Centrale termica condominale ad uso riscaldamento
Progettista EDILCLIMA S.r.l. - Progettazione Impianti - Tel. 0322/835816
Via Torrione, 30 - 28021 BORGOMANERO (NO)
Generatore n° 1
Marca e modello Similar 2R 14
Potenza termica al focolare Qf 276,4 kW
Potenza termica utile Qu 248,8 kW
Pressione di esercizio Peg 5,00 bar
Pressioni
Pressione massima di esercizio del vaso Pev 6,00 bar
Pressione di taratura pressostato Ppr 3,80 bar
Differenza di pressione vaso-valvola per quota dq 0,10 bar
Fondo scala manometro 6,00 bar
Valvola di sicurezza
Marca
Caleffi
Modello 527540
Pressione di taratura Pt 4,00 bar
Sovrapressione di apertura Sp 10 %
Diametro valvola Dv 3/4"
Risultati
Numero di valvole Ns 1
Potenza utile della valvola scelta Qv 309,5 kW
Potenza totale delle valvole Qtv 309,5 kW
Potenza minima da adottare Qu 248,8 kW
Dati
Sezione netta A 3,1416 cm²
Coefficiente di efflusso K 0,67
Pressione di scarico Psc 4,40 bar
Valore M (Racc. R - Cap. R.2.A. Punto 2) M 0,710
Diametro orifizio Do 20 mm
Diametro della tubazione di uscita dalla valvola Ø sc 1"
Portata di scarico vapore W 533,6 kg/h
Controlli
Portata di scarico vapore W ≥ Qu / 0.58 kg/h 533,6 ≥ 429,0 Sì
Potenza termica scaricabile Qtv ≥ Qu kW 309,5 ≥ 248,8 Sì
Sovrapressione di apertura Sp Ap ≤ 20 % 10 ≤ 20 % Sì
Scarto di chiusura Sp Ch ≤ 20 % 20 ≤ 20 % Sì
Pressione di esercizio del generatore Peg ≥ Psc bar 5,00 ≥ 4,40 Sì
Pressione di esercizio del vaso tenuto conto del
dislivello tra vaso e valvola
Pev ≥ Psc + dq bar 6,00 ≥ 4,50 Sì
Se Qu ≤ 580 kW X Ns ≥ 1
Se Qu > 580 kW Ns ≥ 2
Sì

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
485
Rif.
Edificio
Committente
Impianto
Valvola di intercettazione del combustibile
Dimensionamento valvola di intercettazione del combustibile
Condominio Primula Rossa
Via Balzac 12 -Milano)
AMMINISTRATORE Rag. UUUUU Augusto
Via Rembrant 14 - Milano (MI)
Centrale termica condominale ad uso riscaldamento
Progettista Nome e Cognome del Progettista
Indirizzo del Progettista)
Generatore n° 1
Marca e modello Similar 2R 14
Potenza termica al focolare Qf 276,4 kW
Potenza termica utile Qu 248,8 kW
Pressione di esercizio Peg 5,00 bar
Circuito
Combustibile
Metano
Moltiplicatore della portata MP 1,0
Potere calorifico inferiore 34,00 MJ/Stm³
Portata Gc 29,27 Stm³/h
Dp ammissibile Dpa 20 daPa
Valvola intergettazione del combustibile
Numero di valvole Ni 1
Marca
Caleffi
Modello 54108
Misura 1" 1/2
Dp effettivo Dpe 11 daPa
Controlli
Dp effettivo ≤ Dp ammissibile Dpe ≤ Dpa daPa 11 ≤ 20 Sì

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
486
Rif.
Edificio
Committente
Impianto
Dimensionamento dispositivi a vaso chiuso
Condominio Primula Rossa
Via Balzac 12 Milano (MI)
AMMINISTRATORE Rag. XXXX Augusto
Via Rembrant 14 - Milano (MI)
Centrale termica condominale ad uso riscaldamento
Schema impianto a vaso chiuso
Progettista Nome e Cognome
Indirizzo del Progettista
Generatore n° 1
Marca e modello Similar 2R 14
Potenza termica al focolare Qf 276,4 kW
Potenza termica utile Qu 248,8 kW
Pressione di esercizio Peg 5,00 bar
LEGENDA
C Contenuto d’acqua totale del circuito Po Pozzetto per termometro campione
Cv Capacità del vaso PR Pressostato
Dpe Dp effettivo Pt Pressione di taratura
Dt Diametro del tubo di collegamento Qf Potenza al focolare
Hi Altezza idrostatica dell’impianto Qtv Potenza totale delle valvole di sicurezza
Hve Altezza del vaso di espansione Qu Potenza utile del generatore
Hvs Altezza della valvola di sicurezza Qv Potenza della valvola di sicurezza
M Manometro Rt Raggio di curvatura
Ni Numero di valvole di intercettazione del combustibile Sp Sovrapressione di chiusura
Ns Numero di valvole di sicurezza T Termometro
Nv Numero di vasi di espansione TB Termostato di blocco
Peg Pressione di esercizio del generatore TR Termostato di regolazione
Pev Pressione di esercizio del vaso

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
487
21.4 USO DI CAD PER LA DICHIARAZIONE ISPEL
Per la preparazione della dichiarazione ISPESL è oggi possibile utilizzare CAD appositamente
predisposti. Nel prosieguo si presenterà uno dei CAD commerciali disponibile per mostrare come
questi funzionino.
In genere la prima fase è relativa alla preparazione dei dati generali che saranno poi inseriti nel
Modello RD, vedi Figura 326.
Figura 326: Dati generali per la dichiarazione ISPESL
Successivamente si passa e predisporre i moduli previsti per la dichiarazione ISPESL, come
indicato in Figura 327.
Figura 327: Dati per il Modulo RD

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
488
Successivamente si attiva la maschera per i dati del modulo RR, come illustrato in Figura 328.
Figura 328: Dati per il Modulo RR
Si osserva che per i dati tecnici del generatore è possibile attivare una finestra di selezione da una
banca dati solitamente fornita dalla Software House, come illustrato in Figura 330.
Figura 329: Esempio di maschera di selezione dei dati del generatore
Figura 330: Esempio di dati per generatore

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
489
Si osservi nella zona inferiore della Figura 328 la possibilità di selezionare la destinazione d’uso
dei locali riscaldati, come prescritto dalla normativa ISPESL. Inoltre si osservi nella stessa figura
(seconda riga) l’indicazione di utilizzo di un vaso chiuso per il quale si può effettuare il
dimensionamento mediante una maschera di input del tipo riportata in Figura 331.
Figura 331: Dimensionamento del vaso chiuso, Modulo RR1
In questa figura si può osservare la possibilità di selezionare il tipo di vaso di espansione chiuso
(auto pressurizzato, a diaframma, pre pressurizzato), di indicare il contenuto d’acqua di ciascun circuito
considerato 66 , come indicato nell’angolo in basso a sinistra (Generatore ). I dati inseriti in questa
maschera debbono essere quelli reali di impianto e dei componenti utilizzati.
In alcuni casi si hanno software specifici per il dimensionamento dei componenti ISPESL che
consentono di selezionare i componenti di sicurezza da cataloghi commerciali, vedi Figura 332.
66 Il quadro RR1 deve essere ripetuto per ciascun circuito dell’impianto. In particolare si deve considerare il circuito
di ciascun generatore e poi ogni circuito che si diparte dai collettori di mandata e ritorno.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
490
Figura 332: Esempio di software di selezione e progetto di componenti di sicurezza ISPESL
Per il progetto e selezione del vaso di espansione chiuso (ma in base alla scelta fatta in Figura 328
si può anche selezionare un vaso aperto) si ha una maschera di input del tipo di Figura 333.
Figura 333: Maschera di selezione e progetto di un vaso chiuso
Il programma consente, di solito, di selezionare il vaso chiuso commercialmente disponibile con
le caratteristiche di progetto, come indicato in Figura 334.
Figura 334: Selezione di un vaso chiuso da un data base commerciale

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
491
Anche per la valvola di sicurezza si ha la possibilità di avere una maschera di selezione, del tipo
indicato in Figura 335, e di progetto, come indicato nella maschera di Figura 336. Naturalmente i dati
qui inseriti debbono essere quelli reali relativi all’impianto realizzato 67 .
Figura 335: Selezione di una valvola di sicurezza da un data base commerciale
67 Si ricordi che la dichiarazione ISPESL viene effettuata dall’Installatore ad impianto realizzato.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
492
Figura 336: Maschera di selezione e progetto di una valvola di sicurezza
Lo stesso discorso può essere fatto per la valvola di intercettazione del combustibile, come
indicato nella Figura 337 per la maschera di input e in Figura 338 per la scelta dal data base
commerciale.
Figura 337: Maschera di selezione della valvola di intercettazione del combustibile
Figura 338: Maschera si selezione di una valvola di intercettazione combustibile da data base

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
493
Figura 339: Visualizzazione dei componenti di sicurezza ISPESL
Come si è già detto in precedenza, la dichiarazione ISPESL deve essere corredata da un disegno
schematico della centrale termica con l’indicazione di tutti i componenti di sicurezza inseriti
nell’impianto.
Figura 340: Esempio di schema centrale per dichiarazione ISPESL
21.5 UN SECONDO USO DI CAD PER DICHIARAZIONE ISPESL
Oltre a programmi propriamente detti sono presenti anche applicativi che utilizzano come
piattaforma di base Excel di Microsoft con l’aggiunta di macro appositamente sviluppate. Nel prosieguo
si ha una rassegna di maschere desunte da un progetto in libreria.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
494
Figura 341: Maschera di input dei dati generali per la dichiarazione ISPESL

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
495
Figura 342: Uso di excel per la dichiarazione ISPESL

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
496
Figura 343: Modello RD della dichiarazione ISPESL

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
497
Figura 344: Maschera per l’input dei generatori
Figura 345: Maschera di input per la Relazione ISPESL

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
498
Figura 346: Maschera di input per vaso di espansione chiuso
Figura 347: Maschera per l’elenco dei circuiti di impianto

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
499
Figura 348: Maschera di calcolo del vaso chiuso di un circuito
Figura 349: Maschera di calcolo del vaso chiuso di un circuito – Valori calcolati

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
500
Figura 350: Maschera per la richiesta di verifica impianto all’ISPESL
Figura 351: Maschera di input per i dati integrativi di calcolo

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
501
Figura 352: Tabella dei diametri interni delle tubazioni di sicurezza
Figura 353: Tabella di archivio di vasi di espansione

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
502
Figura 354: Tabella delle valvole di sicurezza
Figura 355: Tabella delle valvole di intercettazione combustibile
Figura 356: Tabella delle valvole di scarico termico
La stampa della dichiarazione ISPESL è conforme ai moduli ministeriali e se ne omette la
raffigurazione per motivi di spazio.

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
503
BIBLIOGRAFIA
1. G. CAMMARATA: “Fisica Tecnica Industriale”, Vol. 1÷ 4, AA. 2005-2006
2. G. CAMMARATA: “La Valutazione di Impatto Ambientale mediante Fuzzy Logic”, Università di
Catania, Master Europeo su Tecnico del Controllo Ambientale, 2000
3. A. CAVALLINI, L. MATTAROLO:: “Termodinamica Applicata”, Cleup, Padova
4. J. MARECKI: “Combined heat and power generating systems”, IEE, 1988, London
5. L. SCHIBUOLA: “La cogenerazione di energia elettrica e calore”, Progetto Leonardo, Bologna
6. L. SCHIBUOLA: “La pompa di calore elettrica reversibile”, Progetto Leonardo, Bologna
7. G. MONCADA LO GIUDICE, L. DE SANTOLI: “Progettazione di Impianti Tecnici”, Masson,
1999
8. G. CHIESA, G. DALL’O:” Gestione delle risorse energetiche nel territorio”, Masson, 1997

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
504
INDICE GENERALE
1 D.LGS 192/05 E LA CERTIFICAZIONE ENERGETICA DEGLI EDIFICI 9
1.1 DECRETO LEGISLATIVO N. 192 DEL 19 AGOSTO 2005. 9
1.2 CONSIDERAZIONI SUL D.LGS 192/2005 12
1.3 NORME TRANSITORIE 13
1.3.1 SANZIONI PREVISTE 13
1.3.2 NORME ABROGATE 14
1.3.3 COSA SI DEVE FARE OGGI? 14
1.3.4 NUOVO INDICATORE DI PRESTAZIONE ENERGETICA 14
1.3.5 DISPOSITIVI DI REGOLAZIONE 16
1.3.6 EDIFICI PUBBLICI 16
1.4 I REQUISITI PRESCRITTIVI INTRODOTTI DAL D.LGS 192/05 17
1.5 LE RACCOMANDAZIONI 17
1 a raccomandazione: 18
2 a raccomandazione: 18
3 a raccomandazione: 18
4 a raccomandazione: 18
5 a raccomandazione: 18
1.6 NUOVA RELAZIONE EX ART. 28 L. 10/91 18
1.6.1 NUOVO FORMATO DELLA RELAZIONE DI CALCOLO 19
1.7 ESEMPI DI APPLICAZIONE DEL D.LGS 192/05 33
2 I CONSUMI ENERGETICI E LO SVILUPPO SOSTENIBILE 34
2.1 LA TRASFORMAZIONE DELL’ENERGIA 35
2.2 FABBISOGNI ENERGETICI 35
2.3 EMISSIONI DI GAS PER LE VARIE TIPOLOGIE DI IMPIANTI 36
2.4 CONSUMI ENERGETICI 37
2.5 DINSIQUINARE EQUIVALE A INQUINARE MENO? 39
3 LA COGENERAZIONE 41
3.1 STORIA DELLA COGENERAZIONE 41
3.2 EXERGIA 42
3.3 EFFICIENZA DELL’USO DELL’ENERGIA 43
3.4 IL FATTORE DI QUALITÀ, FQ 45
3.5 ESPRESSIONI DEI RENDIMENTI 46
3.6 RISPARMIO ENERGETICO NEL RISCALDAMENTO DEGLI EDIFICI 47
4 SISTEMI AD ENERGIA TOTALE, SET 49
4.1 CONFIGURAZIONE DEI SISTEMI ENERGETICI TOTALI (SET) 49
4.2 METODI DI ANALISI PROGETTUALI PER UN SET 52
4.2.1 ANALISI DELLE ESIGENZE DELL’UTENZA 52
4.2.2 SETTORE CIVILE 52
4.2.3 SETTORE INDUSTRIALE 53
4.3 SCELTA DELLA CONFIGURAZIONE 53
4.3.1 OTTIMIZZAZIONE DEGLI IMPIANTI SET 54
4.4 ANALISI ENERGETICA ED ECONOMICA DI UN SET 54
4.5 ANALISI ENERGETICA DI UN SET 54

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
505
Rendimento Elettrico (o Termodinamico) N E 54
Rendimento Termico N T 55
Rendimento Globale N Tot 55
Rendimento Exergetico E Ex 55
Rendimenti di distribuzione 55
Risparmio di Energia Primaria, R 55
Costo Marginale del Calore, C MT 56
Costo Marginale dell’Energia Elettrica, C ME 56
Modalità di Confronto fra SET ed SC 56
4.6 ANALISI ECONOMICA DI UN SET 56
Scopi dell’analisi economica 57
Metodo del Cash Flow Attualizzato 57
Osservazione sul metodo del Net Cash Flow 60
4.6.1 TEMPO DI RITORNO ATTUALIZZATO DELL’INVESTIMENTO, TAR 61
4.6.2 ANALISI DI SENSITIVITÀ 61
4.6.3 INDICE ENERGETICO IEN 62
4.7 I MOTORI PRIMI DEL SET 63
4.7.1 MOTORI ALTERNATIVI 63
4.7.2 CICLO DIESEL 64
Ciclo Termodinamico 64
4.7.3 CICLO OTTO 65
4.7.4 COMBUSTIBILI UTILIZZATI DAI DIESEL 66
4.7.5 IMPATTO AMBIENTALE DI UNA LOCALIZZAZIONE DI MOTORI ALTERNATIVI 67
4.7.6 COGENERAZIONE DEI MOTORI DIESEL 68
4.7.7 SCHEMI DI IMPIANTO 69
4.7.8 MOTORI PRIMO CON TURBINE A GAS 69
4.7.9 IL CICLO TERMODINAMICO 71
4.7.10 IMPIANTI DI TERRA 74
4.7.11 COMBUSTIBILI UTILIZZATI DALLE TURBINE A GAS 75
4.7.12 VALUTAZIONE DELL’IMPATTO AMBIENTALE PER LE TURBINE A GAS 76
4.7.13 LA RUMOROSITÀ DEGLI IMPIANTI CON TURBINA A GAS 76
4.7.14 POSSIBILITÀ DI COGENERAZIONE DELLE TURBINE A GAS 76
4.7.15 LE MICROTURBINE 78
4.7.16 4.1 − DESCRIZIONE DELLA TECNOLOGIA 79
4.7.17 4.2 − COMPONENTI DI BASE 79
Turbocompressore 79
Generatore 80
Recuperatore 80
4.7.18 4.3 − APPLICAZIONI COGENERATIVE (CHP) 81
4.7.19 PRESTAZIONI DELLE MICROTURBINE 81
Efficienza elettrica 82
Prestazioni a carico parziale 83
Effetti delle condizioni ambientali sulle prestazioni delle microturbine 83
Recupero di calore 84
Emissioni 85
4.7.20 ESEMPIO DI COGENERATORI CON TURBINE GAS 85
4.7.21 MOTORE PRIMO CON TURBINA A VAPORE 87
4.7.22 CICLO TERMODINAMICO 87
4.7.23 DISPOSITIVI FONDAMENTALI PER LE CENTRALI TERMICHE A VAPORE 90
La Caldaia 90
La Turbina a vapore 93
Condensatore 94
Pompe di alimentazione in caldaia 94
4.7.24 CICLO HIRN 94
4.7.25 CICLI A SPILLAMENTO 95
4.7.26 COMBUSTIBILI UTILIZZATI 97
4.7.27 POSSIBILITÀ DI COGENERAZIONE 98

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
506
Impianti a derivazione e condensazione 98
4.7.28 IMPIANTI A CONTROPRESSIONE 99
4.8 ESEMPI DI APPLICAZIONI DELLA COGENERAZIONE 100
4.8.1 APPLICAZIONI INDUSTRIALI DELLA COGENERAZIONE 101
4.8.2 IL TELERISCALDAMENTO 101
4.8.3 GLI OSPEDALI 102
4.8.4 IL TERZIARIO 102
4.8.5 LA MICROGENERAZIONE 103
4.8.6 CENTRALI TERMO-ELETTRO-FRIGORIFERE 103
4.9 LA TRIGENERAZIONE 105
4.9.1 LA TURBINA A GAS 105
4.9.2 CALDAIA A RECUPERO, HRSG 105
4.9.3 LA REGOLAZIONE DELL’IMPIANTO DI TRIGENERAZIONE 107
Regolazione della Turbina a Gas mediante IGV 107
Regolazione del carico mediante post combustione 107
Scelta della modalità della regolazione 107
Macchine ad assorbimento 107
4.9.4 COSTI DELL’IMPIANTO DI TRIGENERAZIONE 109
4.9.5 SCELTA DELLA TAGLIA DELL’IMPIANTO 110
Carico Elettrico Imposto (Power Driven) 110
Carico termico Imposto (Heat Driven) 110
Scelta della Turbina a Gas 111
4.9.6 ANALISI ECONOMICA 112
Simulazione dell’Impianto 112
5 COGENERAZIONE NELL’INDUSTRIA 115
5.1 RIFERIMENTI NORMATIVI 115
5.2 DELIBERAZIONE 19 MARZO 2002: CONDIZIONI PER IL RICONOSCIMENTO DELLA PRODUZIONE
COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE COME COGENERAZIONE AI SENSI DELL’ARTICOLO 2,
COMMA 8, DEL DECRETO LEGISLATIVO 16 MARZO 1999, N. 79 (DELIBERAZIONE N. 42/02) 118
5.2.1 COMMENTI SULLE NORME VIGENTI SULLA COGENERAZIONE 126
6 IL CLIMA E INFLUENZE SULLA PROGETTAZIONE IMPIANTISTICA 127
6.1 IL CLIMA RISPETTO ALLE SCALE GEOGRAFICHE 129
6.2 FATTORI CLIMATICI 129
6.2.1 RADIAZIONE SOLARE 129
6.2.2 FENOMENI CHE MODIFICANO LA TRASPARENZA ATMOSFERICA 136
Scattering (Diffusione) atmosferico 136
Assorbimento atmosferico 137
Influenza della massa d’aria 137
6.2.3 RADIAZIONE EMESSA DALLA TERRA 137
6.2.4 ANALISI STATISTICA DELLA RADIAZIONE SOLARE 138
Procedure operative 139
Analisi dei risultati: Curva PDF della frequenza di insolazione 139
Analisi delle frequenze 139
Descrizione dell'algoritmo per la generazione della matrice di Markoff 142
L'analisi statistica dell'anno casuale 143
Considerazioni sui metodi statistici per l’analisi della radiazione. 144
6.2.5 NUVOLOSITÀ 144
6.2.6 TEMPERATURA DELL’ARIA 145
6.2.7 MOVIMENTI D’ARIA 145
6.2.8 UMIDITÀ DELL’ARIA 145
6.3 INFLUENZA DEL SITO SULLA PROGETTAZIONE IMPIANTISTICA 145

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
507
6.3.1 EFFETTI DELL’ALTITUDINE 145
6.3.2 EFFETTI DI CORPI D’ACQUA 146
6.3.3 EFFETTI DELLA VEGETAZIONE 147
6.3.4 EFFETTI DELL’EDIFICATO URBANO 148
6.3.5 INFLUENZA DEL RAPPORTO DI FORMA E DEL RAPPORTO SUPERFICIE-VOLUME 148
6.3.6 INFLUENZA DEL CLIMA SULLA DENSITÀ URBANA 149
6.4 CARATTERIZZAZIONE CLIMATICA DEL TERRITORIO 150
6.4.1 VELOCITÀ DEL VENTO 151
Azioni per la riduzione degli effetti di convezione termica indotti dal vento. 153
6.5 CALCOLO DELLA RADIAZIONE SOLARE MEDIA 153
6.6 SIMULAZIONE DEI CIRCUITI SOLARI CON L’ANNO TIPO 165
6.7 ENERGIE RINNOVABILI – EFFETTO SERRA E RIMOZIONE CO 2 165
Il Protocollo di Kyoto 167
6.8 TECNICHE PER LA SEPARAZIONE E CATTURA DELLA CO 2 NEGLI IMPIANTI DI POTENZA 169
Assorbimento chimico 169
Rimozione della CO 2 con membrane 171
Rimozione della CO 2 con membrane ad assorbimento 171
Rimozione della CO 2 con membrane a trasporto facilitato 172
Rimozione della CO 2 con sistemi misti 172
Stoccaggio, smaltimento e riutilizzo della CO 2 173
Dispersione negli oceani 174
Ciclo combinato semichiuso con rimozione della CO 2 (SCGT/CC) 175
Il ciclo SCGT/RE 175
Il ciclo L– Matiant 176
Il ciclo Schat 177
Cicli con decarbonizzazione del combustibile: Rimozione CO 2 in cicli combinati con Gassificatori di
carbone 177
7 IMPIANTI SOLARI ATTIVI CON COLLETTORI PIANI 178
7.1 ANALISI DEL FUNZIONAMENTO 178
7.1.1 RELAZIONE DI HOTTEL WHILLIER BLISS 180
7.1.2 EFFICIENZA DI RACCOLTA DELL’ENERGIA SOLARE 182
7.2 RISCALDAMENTO SOLARE DELL’ACQUA SANITARIA 187
7.3 CRITERI DI PROGETTO PER I SISTEMI LOCALIZZATI 191
7.4 SISTEMI CENTRALIZZATI PER L’ACQUA CALDA SANITARIA 194
7.4.1 CRITERI DI PROGETTO DI UN IMPIANTO CENTRALIZZATO 194
7.4.2 METODO F - CHART 196
Osservazioni sul metodo f-Chart 197
8 IMPIANTI SOLARI DI POTENZA – SOLARE TERMODINAMICO 198
8.1 DESCRIZIONE GENERALE DELL’ IMPIANTO SOLARE 199
8.2 DESCRIZIONE GENERALE CICLO COMBINATO 200
1.3.1 I CICLI TERMODINAMICI 201
8.3 LA CENTRALE A CICLO COMBINATO 201
8.3.1 GENERALITÀ SUGLI IMPIANTI COMBINATI GAS – VAPORE 202
8.3.2 IL GVR DEL CICLO COMBINATO 203
8.4 IL CICLO DEL VAPORE ALL’ INTERNO DEL GVR 206
8.4.1 SEZIONE DI BASSA PRESSIONE BP 206
8.4.2 SEZIONE DI MEDIA PRESSIONE MP 206
8.4.3 SEZIONE DI ALTA PRESSIONE AP 207
8.5 LA TURBINA A VAPORE 207
8.6 L’ IMPIANTO SOLARE 209

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
508
8.6.1 I CONCENTRATORI PARABOLICI LINEARI 209
8.7 BILANCI DI ENERGIA NEI SOTTOINSIEMI DELLA CENTRALE SOLARE 212
8.8 PERDITE 212
8.9 BILANCIO TERMICO NELL’ACCUMULO 213
8.10 DIMENSIONAMENTO DELL’ACCUMULO 214
8.11 INTERAZIONE GVS CON GVR E TV DEL CICLO COMBINATO 214
8.12 DIMENSIONAMENTO DEL GVS 217
8.12.1 SCAMBIATORE DI TIPO KETTLE. 218
8.13 ANALISI DEL SISTEMA DI REGOLAZIONE E CONTROLLO 219
8.13.1 IL CONTROLLO SULLA MASSIMA TEMPERATURA RAGGIUNGIBILE 219
8.14 LA CENTRALE SOLARE IN PRODUZIONE NORMALE PN 220
8.15 CENTRALE SOLARE IN PRODUZIONE RIDOTTA SR 220
8.16 CAMPO SOLARE IN CIRCOLAZIONE A BASSA PORTATA CN 221
8.17 CAMPO SOLARE IN PRODUZIONE NORMALE CON DEFOCALIZZAZIONE DN 221
8.18 IL FLUIDO TERMOVETTORE 221
8.18.1 RAFFRONTO FRA LE ALTERNATIVE POSSIBILI: MISCELA SALI FUSI – OLIO DIATERMICO 221
8.19 LA MISCELA DI SALI FUSI: NITRATO DI SODIO – NITRATO DI POTASSIO 222
8.20 CONCLUSIONI SUL SOLARE TERMODINAMICO 225
9 IMPIANTI SOLARI FOTOVOLTAICI 227
9.1 FISICA DI BASE DELLE CELLE FOTOVOLTAICHE 227
9.2 DIMESIONAMENTO DELL’IMPIANTO FOTOVOLTAICO 241
9.3 CRITERI DI DIMENSIONAMENTO DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 241
Controllo di potenza 242
Potenzialità del fotovoltaico 242
10 ENERGIA EOLICA 244
Mulini a vento ad asse verticale 244
Mulini a vento ad asse orizzontale 244
Generazione di energia elettrica 245
10.1 LE RISORSE EOLICHE IN ITALIA 247
10.2 PRINCIPI DI FUNZIONAMENTO DELLE MACCHINE EOLICHE 248
10.3 LA RISORSA EOLICA 248
10.3.1 DISTRIBUZIONE DI WEIBULL 248
10.3.2 TURBINA IDEALE 250
10.3.3 TURBINA REALE 250
Rendimento della macchina (Wind Turbine Efficiency) 250
Capacity Factor CF 250
Availability Factor AF 250
10.4 POTENZA MASSIMA UTILIZZABILE (TEORIA DI BETZ) 253
10.5 POTENZA REALE 256
10.6 CONVERSIONE DELLA ENERGIA DEL VENTO E CARATTERISTICA POTENZA-RESA VELOCITÀ DEL
VENTO PER UNA TURBINA EOLICA 257
10.7 CARATTERISTICHE DEL VENTO 258
10.8 AERODINAMICA DEL PROFILO 259
Spiegazione del Lift: 260
Drag 261
Perdite 262
10.9 CARATTERISTICHE DEI ROTORI 263
11 LA PROBLEMATICA DELLE FUEL CELLS 265

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
509
11.1 FUNZIONAMENTO BASILARE DELLE CELLE A COMBUSTIBILE 266
Celle a combustibile con elettrolita acido 266
Celle a combustibile con elettrolita basico 267
11.2 TIPOLOGIE DI CELLE A COMBUSTIBILE 267
11.3 TERMODINAMICA DELLE CELLE A COMBUSTIBILE 268
11.4 POTENZIALE DI UNA CELLA A COMBUSTIBILE 269
11.4.1 POLARIZZAZIONE OHMICA 270
11.4.2 POLARIZZAZIONE PER CONCENTRAZIONE 270
11.4.3 POLARIZZAZIONE PER ATTIVAZIONE 271
11.5 DIFFERENZA DI POTENZIALE REALE DELLA CELLA 271
11.6 ELETTRODI A DIFFUSIONE DI GAS 272
11.6.1 ELETTRODI IDROFOBICI 272
11.6.2 ELETTRODI IDROFILICI 273
11.7 CELLE A COMBUSTIBILE AD ELETTROLITA POLIMERICO (PEMFC) 273
Principali vantaggi delle PEMFC 274
Principali svantaggi delle PEMFC 274
Funzionamento delle celle PEMFC 274
Sistema di impilamento delle PEMFC 274
Avvelenamento da CO delle PEMFC 275
Perdite di polarizzazione nelle PEMFC 276
Effetti della pressione e della temperatura sulla tensione delle PEMFC 276
11.8 COSTRUZIONE DI UNA PEMFC 277
11.8.1 ELEMENTI COSTRUTTIVI DI UNA PEMFC 277
11.9 CELLE A COMBUSTIBILE DI TIPO ALCALINE (AFC) 278
11.9.1 ESEMPI DI REALIZZAZIONI 279
11.9.2 ASPETTI ECONOMICI DELLE AFC 280
11.10 CELLE A COMBUSTIBILE AD ACIDO FOSFORICO (PAFC) 280
11.11 CELLA A COMBUSTIBILE A CARBONATI FUSI (MCFC) 280
11.12 CELLE A COMBUSTIBILE AD OSSIDI SOLIDI (SOFC) 281
11.13 CELLE A METANOLO DIRETTO (DMFC) 282
11.14 CONFRONTO LA DIVERSE TIPOLOGIE DI CELLE A COMBUSTIBILE 282
11.15 PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA CON CELLE A COMBUSTIBILE 284
11.16 BENEFICI INGEGNERISTICI DELL’USO DELLE CELLE A COMBUSTIBILE 285
12 PRODUZIONE DELL’IDROGENO 286
Osservazioni sul settore dei trasporti 287
L’idrogeno per il trasporto 288
Uso dell’idrogeno nei cicli termici 291
Sicurezza nell’uso dell’idrogeno 291
12.1.1 PRODUZIONE DELL’IDROGENO 292
12.1.2 DISTRIBUZIONE DELL’IDROGENO 293
12.2 CARATTERISTICHE DELL’IDROGENO 294
12.3 PROCESSI DI PRODUZIONE DELL’IDROGENO 295
12.3.1 TRASFORMAZIONE DEGLI IDROCARBURI (STEAM REFORMING) 295
12.3.2 GASSIFICAZIONE DEL CARBONE E DEI COMBUSTIBILI FOSSILI 296
12.3.3 IDROLISI DELL’ACQUA 296
Elettrolisi 296
Decomposizione mediante cicli termochimica 297
12.3.4 ALTRI PROCESSI DI PRODUZIONE 297
Tecnologie fotobiologiche 298
Tecnologie fotoelettrochimiche 298
12.4 STOCCAGGIO DELL’IDROGENO 298
12.4.1 COMPRESSIONE DELL’IDROGENO 298
12.4.2 LIQUEFAZIONE DELL’IDROGENO 298
12.4.3 ACCUMULO IN IDRURI DI METALLO E IDRURI CHIMICI 299

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
510
Idruri chimici 300
12.4.4 SISTEMI DI ACCUMULO BASATI SUL CARBONIO 300
12.4.5 I NANOTUBI IN CARBONIO 300
I fullereni 300
Nanofibre 301
Nanotubi a parete singola - SWNT 301
Nanotubi a parete multipla - MWNT 303
12.4.6 PROPRIETÀ DEI NANOTUBI E NANOFIBRE 305
Resistenza meccanica 305
Sensibilità ai campi elettrici 306
Conduttività 307
Adsorbimento di gas e capillarità 307
12.4.7 ACCUMULO DI IDROGENO IN MICROSFERE DI CRISTALLO 309
12.5 TRASPORTO DELL’IDROGENO 309
12.5.1 TRASPORTO IN GASDOTTI 310
12.5.2 SCELTA DEI SISTEMI DI TRASPORTO 310
12.6 L’IDROGENO PER L’AUTOTRAZIONE 310
12.6.1 LOGISTICA DELL’IDROGENO PER AUTOTRAZIONE 311
12.6.2 LE TECNOLOGIE DI PRODUZIONE IDROGENO 312
Opzione elettrolisi 312
Opzione Steam Reforming (SMR) on site 312
Opzione SMR centralizzata 313
12.6.3 IL MERCATO DELLE FCV A IDROGENO 313
12.6.4 SCENARIO PRELIMINARE PER LA PRODUZIONE E DISTRIBUZIONE DELL'IDROGENO 314
13 TERMOVALORIZZAZIONE DEI RIFIUTI SOLIDI 316
13.1 SISTEMI A PIROLISI A BASSA TEMPERATURA 317
13.1.1 PROCESSO DI UTILIZZAZIONE DEI RSU 318
13.1.2 FASI PRINCIPALI DEL PROCESSO 318
13.1.3 ESSICCAZIONE DEI RIFIUTI 319
13.1.4 PIROLISI E GASSIFICAZIONE 319
13.1.5 TORCIA DI SICUREZZA 319
13.1.6 CRAKING DEI GAS PIROLITICI 320
13.1.7 MINERALIZZAZIONE DEL COKE DI PIROLISI 320
13.1.8 LAVAGGIO DEI GAS DI PIROLISI E GASSIFICAZIONE 320
13.1.9 TRATTAMENTO DELLE ACQUE DI LAVAGGIO GAS 321
13.1.10 PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA 321
13.1.11 RISPETTO DELL’AMBIENTE E CONFORMITÀ ALLE LEGGI 321
13.2 IMPIANTI A GRIGLIA 321
13.2.1 PREPARAZIONE DEL CDR (PRETRATTAMENTO DEI RSU) 322
13.2.2 LA GRIGLIA DI COMBUSTIONE 322
13.2.3 CALDAIA PER IMPIANTI A GRIGLIA 322
13.2.4 PRODUZIONE DI POTENZA ELETTRICA 322
13.2.5 PROBLEMATICHE DI ESERCIZIO DELLE CENTRALI A GRIGLIA 323
13.2.6 REAZIONE COMUNITARIA ALLE CENTRALI A GRIGLIA 323
13.3 CENTRALI CON CALDAIE A LETTO FLUIDO 324
13.3.1 CENNI SUI LETTI FLUIDI 325
13.3.2 APPLICAZIONI DEI LETTI FLUIDI 327
Caldaia a letto fluido atmosferica (APFB) 327
Caldaia a letto fluido circolante atmosferica (APCFB) 327
Caldaia circolante pressurizzata (PCFB) 327
13.3.3 CALDAIA A LETTO FLUIDO 328
13.4 TRATTAMENTO DELLE CENERI DEGLI IMPIANTI A GRIGLIA E A LETTO FLUIDO 328
13.5 IMPIANTI AL PLASMA 329
13.5.1 LA TORCIA AL PLASMA 330

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
511
Modalità di Funzionamento della torcia al plasma 330
Polarità della torcia della torcia al plasma 330
Gas attivi utilizzati 332
13.5.2 UTILIZZO DELLA TORCIA PER RSU 332
Termocinetica e chimica di base 332
13.5.3 IL BILANCIO ENERGETICO 333
13.5.4 SEZIONE DEL REATTORE AL PLASMA 333
13.5.5 IL TRATTAMENTO DEI RIFIUTI 334
13.5.6 LAY-OUT DI UN IMPIANTO AL PLASMA 335
13.5.7 TRASFORMAZIONI DEL PROCESSO AL PLASMA 336
13.5.8 CARATTERISTICHE PRINCIPALI DEL PROCESSO AL PLASMA 336
13.6 SMALTIMENTO DI RIFIUTI SPECIALI 338
13.7 SMALTIMENTO DELLE FRAZIONI DIFFERENZIATE 339
14 LA VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE 341
14.1 DEFINIZIONE DI VALUTAZIONE DI MPATTO AMBIENTALE 341
14.2 SIGNIFICATO DELLA V.I.A. IN RAPPORTO AGLI ASPETTI ECONOMICI DI UN INTERVENTO 342
14.3 LO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE (SIA) 343
14.4 PROCEDURE DA SEGUIRE PER LA STESURA DI UNO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE 343
14.5 CENNI DI LOGICA FUZZY 344
14.6 IL CONCETTO DI FUZZY SET 345
14.7 LE OPERAZIONI SUGLI INSIEMI FUZZY 347
14.8 L'IMPLICAZIONE E L'ALGORITMO FUZZY 349
14.9 L'ALGORITMO FUZZY CON CONSEGUENTE LINEARE 354
14.10 OPERAZIONI ARITMETICHE E ANALISI DEGLI INTERVALLI 355
14.11 LA FUZZY LOGIC PER IL RATING DELLE MATRICI DI IMPATTO 356
14.12 METODI DI ANALISI MULTICRITERIALI PER LA V.I.A. 357
14.13 APPLICAZIONE DELLA FUZZY LOGIC ALL’ANALISI MULTICRITERIA 357
14.14 ANALISI CRISP : METODOLOGIA OPERATIVA 358
14.15 ANALISI FUZZY : METODOLOGIA OPERATIVA 360
14.16 APPLICAZIONE AL CASO ESEMPIO DI UNA STRADA 360
14.16.1 VALUTAZIONE QUANTITATIVA DELL'EFFETTO 362
14.16.2 AGGREGAZIONE DEI VALORI DI IMPATTO 363
14.16.3 MATRICI FUZZY CON VARIANZA PROPORZIONALE 365
14.16.4 DISCRIMINAZIONE FRA LE ALTERNATIVE DI INTERVENTO 366
14.16.5 ANALISI MULTICRITERIALE FUZZY: ANALISI DI DOMINANZA 366
14.16.6 USO DELLA FUZZY LOGIC NEL CICLO DI PROGETTAZIONE 368
15 IMPIANTI ANTINCENDIO 369
15.1 FINALITÀ DEGLI IMPIANTI ANTINCENDIO 369
15.2 LA PROTEZIONE PASSIVA 369
15.3 LA PROTEZIONE ATTIVA 369
15.4 MISURE DI PROTEZIONE PASSIVA 370
15.4.1 DISTANZE DI SICUREZZA 370
15.4.2 RESISTENZA AL FUOCO E COMPARTIMENTAZIONE 370
R stabilità 371
E tenuta 371
I isolamento termico 371
Porte incernierate 371
15.4.3 VIE DI ESODO 374
15.5 MISURE DI PROTEZIONE ATTIVE 374
15.5.1 ESTINTORI 374
Gli estintori portatili 374

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
512
Gli estintori carrellati 375
Estintori a polvere 375
Estintore ad anidride carbonica 376
Determinazione del numero degli estintori da installare 376
Posizionamento degli estintori 376
Campi di utilizzo degli estintori 376
15.5.2 RETE IDRICA ANTINCENDIO 377
Alimentazione della rete per idranti 378
15.5.3 IDRANTI DI SPEGNIMENTO AUTOMATICI SPRINKLER 379
Tipi di impianto 379
Erogatori 380
Portata di scarica 380
Posizionamento degli erogatori 380
Elementi termosensibili 381
Alimentazione 381
Valvole ed apparecchiature ausiliarie 382
Tubazioni 382
Criteri di dimensionamento di un impianto sprinkler 383
15.5.4 SISTEMI DI ALLARME INCENDIO 386
15.5.5 SISTEMI DI RIVELAZIONE AUTOMATICA 386
Rivelatori d’incendio – Generalità 387
Rilevatori 387
Componenti dei sistemi automatici di rivelazione 387
15.6 SEGNALETICA DI SICUREZZA 388
15.6.1 ILLUMINAZIONE DI SICUREZZA 388
15.6.2 EVACUATORI DI FUMO E DI CALORE 389
15.7 CODICE ATTIVITÀ 390
15.8 IL CARICO DI INCENDIO 391
16 LEGGI – NORME E DECRETI UTILI PER L’ANTINCENDIO 395
16.1 D.LGS 149/96 – LOCALI DI INTRATTENIMENTO E PUBBLICO SPETTACOLO 395
Art. 4.5.3 Ventilazione 395
Art. 5.2.5 Sistema di evacuazione fumi e calore 395
Art. 5.3 Scena integrata nella sala 395
Capo I Disposizioni generali 395
Art. 1 Campo di applicazione 395
Capo II Prescrizioni tecniche 395
Art. 3 Disposizioni in esercizio 395
Art. 5 Depositi 396
Art. 8 Mezzi antincendio 396
Capo III prescrizioni per la gestione 396
Art. 9 Gestione della sicurezza 396
Art. 10 Piani di intervento e istruzioni di sicurezza 397
16.2 D.P.R. N. 37 DEL 12/10/98 – CONTROLLO DELLE CONDIZIONI DI SICUREZZA 397
Art. 1 Oggetto del regolamento 397
Art. 2 Parere di conformità 397
Art. 3 Rilascio del certificato di prevenzione incendi 398
Art. 4 Rinnovo del certificato di prevenzione incendi 398
Art. 5 Obblighi connessi con l’esercizio dell’attività 398
Art. 6 Procedimento di deroga 399
16.3 D.M. 8/3/85 – DIRETTIVE SULLE MISURE DI PREVENZIONE INCENDI 399
1. Aerazione 399
6. Comportamento al fuoco delle strutture 400
11. Attività di cui al punto 92 del d. m. 16 febbraio 1982 (g. u. n. 98 del 9 aprile 1982) autorimesse 401
12. Attività di cui al punto 95 del d. m. 16 febbraio 1982 (g. u. n. 98 del 9 aprile 1982) 402

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
513
13. Depositi di sostanze infiammabili a servizio delle attività di cui ai punti 85,86,89 del DM. 16 febbraio
1982 (GU. n. 98 del 9 aprile 1982). 402
14. Spazi adibiti a depositi di materiali solidi combustibili, archivi, biblioteche a servizio delle attività di cui
ai punti 85, 86, 89 del DM. 16 febbraio 1982 (g. u. n. 98 del 9 aprile 1982) con carico d’incendio superiore a
quanto previsto al punto 3 del presente allegato 402
16.4 D.M. 10/03/1998 – SICUREZZA INCENDIO NELLE ZONE DI EMERGENZA DEI LUOGHI DI LAVORO403
Arti. 1 Oggetto campo di applicazione 403
Art. 3 misure preventive, protettive e precauzionali di esercizio 403
Art. 4 controllo e manutenzione degli impianti e delle attrezzature antincendio 403
Art. 8 disposizioni transitorie e finali 403
16.4.1 LINEE GUIDA PER LA VALUTAZIONE DEI RISCHI DI INCENDIO NEI LUOGHI DI LAVORO 403
1.4.criteri per procedere alla valutazione dei rischi di incendio 404
1.4.1. Identificazione dei pericoli di incendio 404
1.4.1.1. Materiali combustibili e/o infiammabili 404
1.4.1.2. Sorgenti di innesco 404
16.4.2 CLASSIFICAZIONE DEL LIVELLO DI RISCHIO DI INCENDIO 405
A. Luoghi di lavoro a rischio di incendio BASSO 405
B. Luoghi di lavoro a rischio di incendio MEDIO 405
C. Luoghi di lavoro a rischio di incendio ELEVATO 405
1.4.5. Adeguatezza delle misure di sicurezza 405
C. Rivelazione ed allarme antincendio 406
16.4.3 MISURE INTESE A RIDURRE LA PROBABILITÀ DI INSORGENZA DEGLI INCENDI 406
Generalità 406
A) Misure di tipo tecnico: 406
3.8. Misure per limitare la propagazione dell’incendio 406
Allegato II 406
MISURE PER LA RIVELAZIONE E L’ALLARME IN CASO DI INCENDIO 406
4.1. Obiettivo 406
4.3. Misure per i luoghi di lavoro di grandi dimensioni o complessi 407
....omissis.... 407
4.5. Rivelazione automatica di incendio 407
ATTREZZATURE ED IMPIANTI DI ESTINZIONE DEGLI INCENDI 407
5.1 Classificazione degli incendi 407
Incendi di classe A 407
Incendi di classe B 407
Incendi di classe C 407
Incendi di classe D 407
Incendi di impianti ed attrezzature elettriche sotto tensione 408
6.4. Attrezzature ed impianti di protezione antincendio 408
9.2. Attività a rischio di incendio elevato 408
9.3. Attività a rischio di incendio medio 408
9.4. Attività a rischio di incendio basso 409
16.5 CIRCOLARE N. 91 DEL 14/09/61 409
16.5.1 PREMESSE 409
Art. 3. classi di edifici 410
Art. 4. determinazione delle classi 410
Art. 5. calcolo del coefficiente di riduzione del carico di incendio 410
Art. 1 poteri calorifici superiori di alcuni combustibili 411
17 SICUREZZA E RESISTENZA AL FUOCO 412
17.1 D.M. 26/08/1984 412
Art. 1 scopo 412
Art. 2 Definizione 412
2.1 Materiale 412
2.2 Reazione al fuoco 412

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
514
17.2 D.M. 30/11/1983 412
1.3. Carico d’incendio 412
1.11. Resistenza al fuoco 412
17.3 CIRCOLARE N. 24 DEL 26/01/1993 413
17.4 ALLEGATO: NORME UNI-VV.F RELATIVE AI COMPONENTI DI IMPIANTO 414
17.5 NORME UNI-VV.F RELATIVE A IMPIANTI 414
17.6 D.P.R. 29/07/1982 N. 577 414
Art. 1.5 compartimento antincendio 414
Art. 3 principi di base e misure tecniche fondamentali 414
18 LA PREVENZIONE DEGLI INCENDI 415
18.1 PROFILO DI INCENDIO 415
Prima Fase, Iniziale O Accensione 415
Seconda Fase, Di Combustione Attiva Costante 416
Terza Fase, di Regressione o di Raffreddamento 416
18.2 CAUSE DI INCENDIO 416
18.3 PROPAGAZIONE 417
18.4 MATERIALI COMBUSTIBILI 417
18.4.1 CLASSIFICAZIONE DEI COMBUSTIBILI IN BASE AL TIPO DI FUOCO 417
18.4.2 CLASSIFICAZIONE DEI COMBUSTIBILI IN BASE ALLE CARATTERISTICHE 417
18.4.3 COMBUSTIONE DI LIQUIDI 418
18.4.4 COMBUSTIONE DI GAS 418
18.4.5 COMBUSTIONE DI POLVERI 419
19 CALCOLO DEL CARICO DI INCENDIO 420
19.1 PRODOTTI DELLA COMBUSTIONE 421
19.2 VENTILAZIONE DEI LOCALI 421
19.3 RIFERIMENTI NORMATIVI 422
19.4 EVACUATORI DI FUMO E CALORE (EFC) 423
19.5 CRITERI DI PROGETTAZIONE 423
19.6 CALCOLO DELLA SUPERFICIE TOTALE DEGLI EFC. 429
Dimensionamento 431
Reparti produttivi: 433
Magazzini e reparti di imballaggio: 433
19.7 CRITERI DI INSTALLAZIONE DEGLI EFC 436
19.8 DESCRIZIONE DEGLI EFC 437
19.8.1 EFC PNEUMATICO 437
20 ESEMPIO DI RELAZIONE PER CPI 438
20.1 GENERALITÀ 438
20.2 LA NORMATIVA DI RIFERIMENTO 438
20.3 MATERIALI UTILIZZATI 440
20.4 COMPARTIMENTAZIONE 441
20.5 DESCRIZIONE DEI LOCALI, DEI PIANI O DELLE ZONE 445
20.6 CALCOLO DEL CARICO D’INCENDIO SPECIFICO 445
20.7 ELENCO DEI MATERIALI PRESENTI NEI SINGOLI LOCALI O ZONE 445
20.8 INDICI DI VALUTAZIONE E DETERMINAZIONE DEL COEFFICIENTE DI RIDUZIONE 448
20.9 RISPONDENZA DEGLI ELEMENTI DI PROGETTO ALLE NORME 452
20.10 STRUTTURA DEGLI ELEMENTI CONNETTIVI 452
20.10.1 SCALE 452
20.10.2 ASCENSORI 452
20.11 MISURE PER L’EVACUAZIONE 452

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
515
20.11.1 CAPACITÀ DI DEFLUSSO 452
20.11.2 PIANI DI EVACUAZIONE 453
20.11.3 SISTEMI DI VIE DI USCITA, LUNGHEZZA, CARATTERISTICHE, LARGHEZZA 453
20.12 AREE ED IMPIANTI A RISCHIO SPECIFICO 453
20.12.1 LOCALI ADIBITI A DEPOSITO DI MATERIALE COMBUSTIBILE 453
20.12.2 LABORATORI 453
20.12.3 CENTRALE IDRICA 453
20.12.4 CABINA MT/BT E GRUPPO ELETTROGENO 454
20.12.5 SOTTOCENTRALE TERMICA 454
20.12.6 CENTRALE FRIGORIFERA 454
20.13 IMPIANTO DI RIVELAZIONE E SEGNALAZIONE DI INCENDI 454
20.14 IMPIANTI DI ESTINZIONE DEGLI INCENDI 454
20.14.1 IMPIANTI AD IDRANTI 454
20.14.2 ESTINTORI 455
20.15 SEGNALETICA ED ISTRUZIONI DI SICUREZZA 455
20.16 ORGANIZZAZIONE E GESTIONE DELLA SICUREZZA 456
20.17 AUTORIMESSA 456
20.17.1 RESISTENZA A FUOCO DELLE STRUTTURE 457
20.17.2 AFFOLLAMENTO ED USCITE DI SICUREZZA 457
20.17.3 SEGNALAZIONI DI SICUREZZA 457
20.17.4 IMPIANTO ANTINCENDIO 457
20.17.5 PRESCRIZIONE PER LE RETI IDRANTI 458
20.18 RETI IDRANTI UNI70 459
20.19 IMPIANTO SPRINKLER 459
20.19.1 DOCUMENTI D RIFERIMENTO 460
20.19.2 METODO DI CALCOLO RETE SPRINKLER 460
Perdite di carico distribuite 460
Perdite di carico localizzate 460
20.19.3 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO 461
20.19.4 RISULTATI DI CALCOLO DELLA RETE SPRINKLER 462
20.19.5 VENTILAZIONE NATURALE E FORZATA 462
20.19.6 IMPIANTO DI SMALTIMENTO DELLE ACQUE PIOVANE 462
20.20 IMPIANTI ELETTRICI DELL’AUTORIMESSA 463
20.21 ALLEGATI ALLA RELAZIONE CPT 463
21 DICHIARAZIONE ISPESL 466
21.1 MODULISTICA DA PRESENTARE: 466
21.2 ESEMPIO DI DENUNCIA ISPESL 472
IMPIANTO A VASO CHIUSO 479
3 - DATI COMPLEMENTARI - RACCOLTA “R” (Appendice VI - Art. 8) 482
21.3 ESEMPIO DI DIMENSIONAMENTO DI COMPONENTI ISPESL 483
21.4 USO DI CAD PER LA DICHIARAZIONE ISPEL 487
21.5 UN SECONDO USO DI CAD PER DICHIARAZIONE ISPESL 493

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
516
INDICE DELLE FIGURE
Figura 1: Andamento dei consumi al variare delle tariffe 3
Figura 2: Principio di base delle Celle a Combustibile 3
Figura 3: Principio di base di un modulo complesso con celle a combustibile 4
Figura 4: Nuovi parametri del Dlgs 192/05 9
Figura 5: Nuovi parametri del Dlgs 192/05 10
Figura 6: Predisposizioni previste dal Dlgs 192/05 11
Figura 7: Nuovi dati nella relazione di calcolo del Dlgs 192/95 12
Figura 8: Applicazione del D.Lgs 192/05 33
Figura 9: Consumi energetici nazionali dal 1971 al 1995 37
Figura 10: Andamento dell’intensità energetica nell’industria italiana dal 1971 al 1995 38
Figura 11: Andamento del Fattore di Carnot 45
Figura 12: Schema di principio di un SET 49
Figura 13: Schema chiuso di un SET 50
Figura 14: Schema Aperto di un SET 50
Figura 15: Andamento cumulativo dei carichi (Diagramma di Frequenza) 53
Figura 16: Inserimento di una pompa di calore per incrementare il carico elettrico 54
Figura 17: Schema a blocchi di un Cash Flow per un SET 58
Figura 18: Andamento tipico di un Cash Flow nell’arco di 15 anni 59
Figura 19: Andamento di IEN in funzione dei rapporti di trasformazione elettrica e termica 63
Figura 20: Ciclo ideale Diesel 64
Figura 21: Ciclo Otto per motori a benzina 65
Figura 22: Spettro a banda di terzi di ottava di un motore a benzina 67
Figura 23: Bilancio di un motore Diesel 68
Figura 24: Schema di un impianto di recupero del calore di un motore diesel 70
Figura 25: Schema di un impianto di recupero del calore di un motore diesel con economizzatore 70
Figura 26: Schema di impianto con motore Diesel e recupero di calore con produzione di vapore 71
Figura 27: Ciclo Joule – Bryton con aria standard 72
Figura 28: Layout del ciclo Joule – Bryton 73
Figura 29: Sezione di una turbina a gas per aereo 74
Figura 30: Andamento del rendimento del ciclo Joule – Bryton e del Rapporto dei lavori 74
Figura 31: Impianti a gas di terra 75
Figura 32: Bilancio energetico per una turbina a gas 77
Figura 33: Ciclo combinato a gas e a vapore 77
Figura 34: Impianto cogenerativo con turbina a gas : 120 kWe e 146 MWe 78
Figura 35: Schema di una microturbina. 79
Figura 36: Ciclo rigenerativo con l’evidenziazione del calore trasferito. 81
Figura 37: Efficienza della microturbina in funzione del rapporto di compressione e della temperatura
di fiamma. 82
Figura 38: Potenza specifica delle microturbine in funzione del rapporto di compressione e temperatura
di fiamma. 83
Figura 39: Prestazioni a carico parziale di una microturbina. 83
Figura 40: Effetto della temperatura ambiente sulle prestazioni di una microturbina. 84
Figura 41: Effetto dell’altitudine sulle prestazioni della microturbina. 84
Figura 42: Ciclo rigenerativo a gas 85
Figura 43: Esempio di modulo compatto di cogeneratore con turbina a gas 86
Figura 44: Vista frontale del modulo 86
Figura 45: Interno del modulo Turbec da 100 kWe nominali. 86
Figura 46: Curva di Andrews per il vapore d’acqua 88

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
517
Figura 47: Ciclo di Carnot con vapore saturo 89
Figura 48: Ciclo delle macchine a vapore di Rankine 90
Figura 49: Rappresentazione del Ciclo Rankine ideale. 91
Figura 50: Confronto fra il ciclo Rankine e il ciclo di Carnot 91
Figura 51: Layout di una caldaia di potenza per grandi centrali 92
Figura 52: Schema di una turbina a vapore 93
Figura 53: Turbina a vapore aperta 94
Figura 54: Turbina a vapore ad anelli contrapposti 95
Figura 55: Ciclo Hirn nel piano (T,s) 96
Figura 56: Ciclo Hirn con due surriscaldamenti 96
Figura 57: Cicli a spillamento 97
Figura 58; Ciclo a vapore a derivazione e condensazione 98
Figura 59: Schema di un impianto a vapore con turbina in contropressione 99
Figura 60: Schema di un impianto a contropressione con due turbine e due livelli di scarico vapore 100
Figura 61: Schema di un SET con turbina a vapore a contropressione per reti di teleriscaldamento 100
Figura 62: Schema dell’accoppiamento di un motore primo con un compressore ed un generatore 104
Figura 63: Schema di un impianto per Trigenerazione 105
Figura 64: Diagramma di scambio gas di scarico acqua 106
Figura 65: Schema impiantistico di un trigeneratore 106
Figura 66: Schema di una macchina frigorifera ad assorbimento 108
Figura 67: Copertura del carico termico con il post combustore 111
Figura 68: Andamento del Cash Flow attualizzato al variare della potenza della turbina 111
Figura 69: Costo medio specifico, y, di una turbina a gas in funzione della potenza nominale (x in kWe)
112
Figura 70: Rappresentazione di un impianto di Trigenerazione con GATE CYCLE 113
Figura 71: VAN per varie potenze di turbine a gas installate 114
Figura 72: Andamento del VAN e TPB al variare del costo energetico 114
Figura 73: Angoli fondamentali per l’irradiazione solare. 160
Figura 74: Bilancio energetico radiativo sulla Terra 166
Figura 75: Ripartizione della CO 2 a livello mondiale 167
Figura 76: Layout di un impianto ad assorbimento 170
Figura 77: Layout per la rimozione della CO 2 con membrane 171
Figura 78: : Layout per la rimozione della CO 2 con membrane ad assorbimento 172
Figura 79: Layout per la rimozione della CO 2 con membrane a trasporto facilitato 172
Figura 80: Schema di stoccaggio della CO 2 173
Figura 81: Variazione delle proprietà della CO 2 con la profondità 174
Figura 82: Layout del ciclo combinato semichiuso 175
Figura 83: Layout del ciclo SCGT/RE 175
Figura 84: Layout del ciclo L – Matiant 176
Figura 85: Ciclo termodinamico L – Matiant 176
Figura 86: Layout del ciclo con decarbonizzazione del combustibile 177
Figura 87: Fattore di trasmissione di alcuni tipi di vetro 178
Figura 88: Schema di un collettore solare piano 178
Figura 89: Spaccato di un collettore solare piano 179
Figura 90: Illustrazione schematica della distribuzione dell’energia nei collettori solari piani 182
Figura 91: Retta di efficienza per un collettore solare piano 183
Figura 92: Esempio di cut-off con utilizzatore ad alta temperatura 184
Figura 93: Esempio di cut-off con utilizzatore a bassa temperatura 184
Figura 94: Esempio di cut-off con utilizzatore a bassa temperatura per docce 185
Figura 95: Andamento del cut-off per circuito chiuso a bassa temperatura 186

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
518
Figura 96: Andamento delle temperature per circuito aperto 186
Figura 97: Tipologie di attacco dei tubi alla piastra captatrice 187
Figura 98: Schema di un sistema locale per produzione di acqua calda sanitaria 188
Figura 99: Collettore solare piano a tubi d’acqua 189
Figura 100: Layout di un impianto solare domestico 189
Figura 101: Vista di un boiler di accumulo per impianti solari 190
Figura 102: Schema di installazione di un impianto solare domestico 190
Figura 103: Boiler per sistemi localizzati con scambiatore del tipo tube and tube e a shell and tube 192
Figura 104: Sezione di un accumulatore solare ad acqua calda 192
Figura 105: Schema di un impianto centralizzato per la produzione dell’acqua calda 195
Figura 106: Schema di integrazione del vapore solare in un impianto termoelettrico a ciclo combinato
(fonte Enel) 198
Figura 107: Gli specchi parabolici (fonte Enel) 199
Figura 108: Layout di massima (fonte Enel) 199
Figura 109: Schema a blocchi - centrale a ciclo combinato (fonte Enel) 200
Figura 110 : Ciclo Bryton, Ciclo Hirn 201
Figura 111:Centrale Archimede 202
Figura 112: Centrale Archimede 202
Figura 113: Ciclo combinato di base, fonte ENEL 205
Figura 114: Turbina prima della modifica per il funzionamento a ciclo combinato 208
Figura 115: Turbina a vapore modificata 208
Figura 116: Concentratore Parabolico Lineare 209
Figura 117: Vista in scala dei supporti per i pannelli (fonte Enel) 210
Figura 118: vista dall’alto di un elemento da 10 pannelli 210
Figura 119: Specchi e collettori in fase di montaggio (fonte Enel) 211
Figura 120: Moduli rispettivamente a 8, 6 4 elementi. 211
Figura 121: Layout del collettore 212
Figura 122: Fattore di utilizzo e fattore di carico, in funzione della capacità di accumulo 213
Figura 123: Schema a blocchi che riassume il bilancio energetico annuale con funzionamento
“parzializzato” di 14 h/d .I pedici “s”, “t” ed “e” indicano rispettivamente potenza solare, termica
ed elettrica 214
Figura 124: Interazione GVS e GVR (fonte Enel) 215
Figura 125: Integrazione potenza termica e solare su due cicli combinati (fonte Enel) 216
Figura 126: Possibilità di integrazione (fonte Enel) 216
Figura 127: Profilo di scambio termico in condizioni nominali di esercizio del GVS (calcolo
preliminare). 217
Figura 128: Evaporatore Kettle 218
Figura 129: Configurazione esterna del GVS in prospettiva 3D (fonte Enel) 219
Figura 130: Ciclo diurno con alta insolazione 220
Figura 131: Ciclo diurno con bassa insolazione o notturno 221
Figura 132: Centrale ad olio diatermico 222
Figura 133: Combinazione olio diatermico – miscela sali fusi 222
Figura 134: Diagramma di Stato miscela sali fusi 223
Figura 135: Sali fusi: densità in funzione della temperatura 223
Figura 136: Sali fusi: calore specifico in funzione della temperatura 224
Figura 137: Sali fusi: viscosità assoluta in funzione della temperatura 224
Figura 138: Sali fusi: conducibilità termica in funzione della temperatura 224
Figura 139: Legge di Planck per l’emissione radiativa del corpo nero 227
Figura 140: Distribuzione radiativa del corpo nero 227
Figura 141: Distribuzione reale della radiazione solare 228

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
519
Figura 142: Distribuzione dello spettro di alcune sorgenti luminose 228
Figura 143: Curve isoradiative per l’Italia 229
Figura 144: La cella fotovoltaica 230
Figura 145: Schema di funzionamento della cella fotovoltaica 230
Figura 146: Curva caratteristica tensione – corrente per una cella solare 230
Figura 147: Esempio di curve caratteristiche per una cella fotovoltaica 231
Figura 148: Configurazione di rete in sistemi residenziali 231
Figura 149: Componenti fondamentali di un sistema fotovoltaico 232
Figura 150: Data Sheet di una cella fotovoltaica 232
Figura 151: Caratteristiche tecniche e costruttive di un pannello fotovoltaico 233
Figura 152: Modulo di celle fotovoltaiche 234
Figura 153: Connessione circuitale dei moduli fotovoltaici 234
Figura 154: Particolare dell’array di celle fotovoltaiche 234
Figura 155: Tipologia di posa : a inseguimento, a cavalletto, su pali 235
Figura 156: Tetto fotovoltaico - Esempio di installazione 235
Figura 157: Problemi di installazione sui tetti 235
Figura 158: Particolari di installazione sui tetti 236
Figura 159: Installazione su facciate verticali 236
Figura 160: Installazione su facciate inclinate 237
Figura 161: Installazione di pannelli nell’isola di Vulcano – Potenza 80 kWep 238
Figura 162: Impianti da 3.3 MWep di Campo Serre (Salerno) 238
Figura 163: Installazioni particolari di pannelli fotovoltaici 239
Figura 164: Prezzi dei tetti solari fotovoltaici 240
Figura 165: Il programma tetti fotovoltaici del Ministero dell’Ambiente 240
Figura 166: Esempio di variabilità del carico elettrico giornaliero 241
Figura 167: La prima turbina eolica - F. Brush (1849-1929) 244
Figura 168: Gedser Wind Turbine (1956-57) 245
Figura 169: Mulini ad assi verticali e primo impianto con turbine da 630 kW 245
Figura 170: Azione del vento 246
Figura 171: Utilizzo dell’energia eolica 246
Figura 172: Campo di generatori eolici su terraferma 246
Figura 173: Campo di generatori eolici in mare 247
Figura 174: Generatori eolici in mare – torre da 133 m e diametro di 122 m 247
Figura 175: Tipica distribuzione di Weibull 249
Figura 176: Utilizzo dell’energia eolica 251
Figura 177: Distribuzione di Weibull e utilizzo dell’energia eolica 251
Figura 178: Distribuzione del vento a Taiwan 252
Figura 179: Frontespizio della pubblicazione di Betz 253
Figura 180: Ipotesi di Betz 253
Figura 181: Distribuzione dei coefficienti C T e C P 256
Figura 182: Distribuzione dei filetti nel mulino reale 257
Figura 183: Distribuzione dei regimi di funzionamento di una turbina reale 257
Figura 184: Parametro α 259
Figura 185: Definizione del Lift e del Drag 259
Figura 186: Forze agenti sulle pale 260
Figura 187: Il Lift 260
Figura 188: Rappresentazione vettoriale delle forze agenti sulla pala 261
Figura 189: La forza Drag 262
Figura 190: Distribuzione di C T e C D 262
Figura 191: Distribuzione delle perdite 263

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
520
Figura 192: Evoluzione dei moderni rotori 264
Figura 193: Confronto fra i rendimenti dei cicli oggi disponibili 265
Figura 194: Confronto dei sistemi di conversione dell’energia 265
Figura 195: Schema base delle celle a combustibile con elettrolita acido 266
Figura 196: Cella a combustibile disassemblata 268
Figura 197; Schema di funzionamento dei vari tipi di celle a combustibile 268
Figura 198: Confronto dei rendimenti al variare della temperatura 269
Figura 199: Potenziale effettivo della cella in funzione della corrente 271
Figura 200: Elettrodi idrofobici: a) gas, b) grafite, c) agente impermeabile, d) elettrolita liquido 272
Figura 201: Elettrodi idrofilici: a) gas, b) particelle metalliche, c) elettrolita, θ angolo di contatto 273
Figura 202: Celle a combustibile ad elettrolita polimerica (PEMFC) 273
Figura 203: Celle PEMFC impilate in stack monopolare 275
Figura 204: Celle PEMFC impilate in stack bipolare 275
Figura 205: Effetto della CO sulle celle PEMFC 276
Figura 206: Effetto della pressione sul potenziale delle PEMFC 276
Figura 207: Effetto della temperatura sul potenziale delle PEMFC 277
Figura 208: Funzionamento di una fuel cells 278
Figura 209: Celle Pratt e Whitney usate per il programma Apollo 279
Figura 210: Modulo utilizzato nello Space Shuttle 280
Figura 211: Esempio di cella ad acido fosforico (PAFC) 280
Figura 212: celle a carbonati Fusi (MCFC) 281
Figura 213: celle ad ossidi solidi (SOFC) 281
Figura 214: Applicazioni delle celle a combustibile 282
Figura 215: Schema a blocchi di un impianto con celle a combustibile 284
Figura 216: Sistema energetico italiano nel decennio 1999-2000 286
Figura 217: Sistema energetico e fonti rinnovabili 286
Figura 218: Tendenza nell’uso delle fonti energetiche 287
Figura 219: Possibile schema di utilizzo dell’idrogeno 288
Figura 220: Vetture con celle a combustibile 289
Figura 221: Fiat 600 elettrica e a cella a combustibile 289
Figura 222: Prototipo di CityClass a celle a combustibile 290
Figura 223: Il prototipo della Fiat 600 FC 290
Figura 224: Autovetture con motori a combustione interna ad idrogeno 290
Figura 225: Bus con motore alimentato ad idrogeno 291
Figura 226: Ciclo Joule con combustione di idrogeno 291
Figura 227: Propagazione della fiamma per idrogeno e benzina 292
Figura 228: Ciclo produttivo dell’idrogeno 293
Figura 229: realizzazione del progetto Bicocca per la distribuzione dell’idrogeno 293
Figura 230: Dati chimico fisici dell’idrogeno 294
Figura 231: Diagramma (T,p) per idrogeno, elio, azoto 295
Figura 232: Bilancio energetico dell’elettrolisi dell’acqua 297
Figura 233: Elettrolisi dell’acqua 297
Figura 234: Struttura del fullerene C60 e della cupola geodetica di R. Buckminster-Fuller 301
Figura 235: Fibre in carbone di tipo tubolare, a spin di pesce e platelet 301
Figura 236: SWNT ideale chiuso alle due estremità da due fullereni 302
Figura 237: Strato di grafite con le possibili direzioni di arrotolamento (n.n) 302
Figura 238: Nanotubo (10,10) armchair e nanotubo (9,0) zig-zag 302
Figura 239: Struttura di alcuni nanotubi 303
Figura 240: Elicità dei nanotubi 303

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
521
Figura 241: Immagini virtuali di DWNT (Double Wall Nano Tube) con e senza interazioni tra le pareti
304
Figura 242: Diversi tipi di difetti nei nanotubi 304
Figura 243: Nanotubi a parete multipla 305
Figura 244: Il nanotubo telescopico creato a Berkeley 306
Figura 245: Immagine di nanobilancia con particella all’estremità di 22 femtogrammi 306
Figura 246: Immagine virtuale di nanotubo formato da atomi di azoto e boro 307
Figura 247: Assorbimento dell’idrogeno all’interno dei nanotubi 308
Figura 248: Sistemi di stoccaggio dell’idrogeno a confronto 308
Figura 249: Confronto fra le capacità di stoccaggio dell’idrogeno nelle varie tecnologie 309
Figura 250:Albero tecnologico delle opzioni in sviluppo 311
Figura 251: Parametri economici rappresentativi della catena di produzione dell’idrogeno 313
Figura 252: Rating dei sistemi di produzione di idrogeno 314
Figura 253: Layout di processo per impianti a pirolisi 318
Figura 254. Schema di funzionamento di una griglia Martin® 323
Figura 255: Schema di caldaia a griglia e di ciclone 324
Figura 256: Schema di funzionamento di un combustore a letto fluido 324
Figura 257: Formazione del letto fluido 326
Figura 258: tipologia di letti fluidi 326
Figura 259: Schema della sezione caldaia a letto fluido e trattamento fumi di Lomellina 328
Figura 260: Vista assonometrica di una caldaia a letto fluido e del generatore a recupero 329
Figura 261: Metafora per gli impianti al plasma 330
Figura 262: Sistemi ad arco trasferito e non trasferito 330
Figura 263: Schemi principali di torce al plasma 331
Figura 264: temperature massime raggiungibili con le torce al plasma 331
Figura 265: Schema del funzionamento del reattore al plasma 332
Figura 266: Termocinetica e digrammi di equilibrio nelle torce al plasma per RSU 333
Figura 267: Bilancio energetico nel reattore al plasma 333
Figura 268: Composizione del syngas 334
Figura 269: Composizione dello slag 334
Figura 270: Sezione tipica del reattore al plasma per RSU 335
Figura 271: Schema impiantistico 336
Figura 272: Materiale fuso in uscita dal reattore al plasma 337
Figura 273: Varie tipologie di slag raffreddato 337
Figura 274: Rappresentazione dell'insieme temperatura pari a circa 150 °C ottenuta utilizzando i
concetti dell'insiemistica classica. 346
Figura 275: Rappresentazione dell'insieme temperatura pari a circa 150 °C" ottenuta utilizzando i
concetti della fuzzy logic 346
Figura 276: Esempio di funzione di appartenenza di un fuzzy set che descrive la facoltà della resistenza
R 347
Figura 277: Funzione di appartenenza dei due fuzzy set x is media AND x is grande 348
Figura 278: Funzione di appartenenza del fuzzy set, x is media OR x is grande 348
Figura 279: Funzione di appartenenza del fuzzy set, x is media and x is grande 348
Figura 280: Funzione di appartenenza del fuzzy set x is not grande 349
Figura 281: Rappresentazione grafica della regola fuzzy if x is media then y is grande 349
Figura 282: Esempi di calcolo del conseguente di una regola utilizzando il metodo del troncamento 351
Figura 283: Esempi di calcolo del conseguente di una regola utilizzando il metodo del prodotto 351
Figura 284- Rappresentazione grafica della regola: if x is media and y is grande then k is grande
352

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
522
Figura 285: Esempio del calcolo dell'uscita di un'implicazione fuzzy contenente due fuzzy set
nell'antecedente 352
Figura 286: Esempio di algoritmo fuzzy, costituito da due regole 353
Figura 287: Determinazione dell'uscita di un algoritmo fuzzy con il metodo del troncamento 353
Figura 288: Esempio di implicazione proposta in Sugeno, 1985 355
Figura 289- Grandezze fuzzy ad intervallo 355
Figura 290: Esempi di estintori – carrellato, a polvere a CO 2 375
Figura 291: Esempi di idranti a parete UNI-45 377
Figura 292: Esempi di naspi 378
Figura 293: Esempi di idranti per sopra suolo UNI-70 378
Figura 294: Esempi di sprinkler, di sistema ad acqua, valvola di allarme sprinkler 380
Figura 295: Esempio di installazione di impianto sprinkler in un capannone 381
Figura 296: Esempio di sprinkler a secco 382
Figura 297: Vista assonometrica del montaggio di un sistema sprinkler 383
Figura 298: Rete sprinkler, in pianta, per una biblioteca 384
Figura 299: Selezione degli sprinkler da inserire in rete 384
Figura 300: Dati caratteristici di uno sprinkler 385
Figura 301: Selezione della pompa di alimentazione 385
Figura 302: Segnaletica di salvataggio e antincendio 388
Figura 303: efficacia degli evacuatori di fumo e di calore 390
Figura 304: Tipologia di EFC 390
Figura 305: Esempio di selezione del codice di attività 391
Figura 306: Selezione dei materiali interni ad un comparto 392
Figura 307: Selezione del tipo di archivio (Categorie dei materiali) 392
Figura 308: Diagramma per gli indici di valutazione 394
Figura 309: Curva tipo di incendio 416
Figura 310: Quantità ideali di legno standard al variare della temperatura 420
Figura 311: Compartimentazione a soffitto 422
Figura 312: Tipologie di coperture di magazzini 434
Figura 313: EFC pneumatico 437
Figura 314: Cilindro pneumatico 437
Figura 315: Esempio di compartimentazione di più reparti ospedalieri 442
Figura 316: Esempio di compartimentazione di un piano operatorio 443
Figura 317: Esempio di compartimentazione di degenze ospedaliere 444
Figura 318: Calcolo del coefficiente di riduzione per la zona A 448
Figura 319: Calcolo del coefficiente di riduzione per la zona B 449
Figura 320: Calcolo del coefficiente di riduzione per la zona C 450
Figura 321: del coefficiente di riduzione per la zona D 451
Figura 322: Schema parziale della rete di idranti uni45 ed uni70 per l’autorimessa 458
Figura 323: Vista assonometrica della distribuzione degli sprinkler 461
Figura 324: Vista in pianta della rete sprinkler 464
Figura 325: Vista d’insieme degli impianti antincendio per l’autorimessa 465
Figura 326: Dati generali per la dichiarazione ISPESL 487
Figura 327: Dati per il Modulo RD 487
Figura 328: Dati per il Modulo RR 488
Figura 329: Esempio di maschera di selezione dei dati del generatore 488
Figura 330: Esempio di dati per generatore 488
Figura 331: Dimensionamento del vaso chiuso, Modulo RR1 489
Figura 332: Esempio di software di selezione e progetto di componenti di sicurezza ISPESL 490
Figura 333: Maschera di selezione e progetto di un vaso chiuso 490

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
523
Figura 334: Selezione di un vaso chiuso da un data base commerciale 490
Figura 335: Selezione di una valvola di sicurezza da un data base commerciale 491
Figura 336: Maschera di selezione e progetto di una valvola di sicurezza 492
Figura 337: Maschera di selezione della valvola di intercettazione del combustibile 492
Figura 338: Maschera si selezione di una valvola di intercettazione combustibile da data base 492
Figura 339: Visualizzazione dei componenti di sicurezza ISPESL 493
Figura 340: Esempio di schema centrale per dichiarazione ISPESL 493
Figura 341: Maschera di input dei dati generali per la dichiarazione ISPESL 494
Figura 342: Uso di excel per la dichiarazione ISPESL 495
Figura 343: Modello RD della dichiarazione ISPESL 496
Figura 344: Maschera per l’input dei generatori 497
Figura 345: Maschera di input per la Relazione ISPESL 497
Figura 346: Maschera di input per vaso di espansione chiuso 498
Figura 347: Maschera per l’elenco dei circuiti di impianto 498
Figura 348: Maschera di calcolo del vaso chiuso di un circuito 499
Figura 349: Maschera di calcolo del vaso chiuso di un circuito – Valori calcolati 499
Figura 350: Maschera per la richiesta di verifica impianto all’ISPESL 500
Figura 351: Maschera di input per i dati integrativi di calcolo 500
Figura 352: Tabella dei diametri interni delle tubazioni di sicurezza 501
Figura 353: Tabella di archivio di vasi di espansione 501
Figura 354: Tabella delle valvole di sicurezza 502
Figura 355: Tabella delle valvole di intercettazione combustibile 502
Figura 356: Tabella delle valvole di scarico termico 502

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
524
ELENCO DELLE TABELLE
Tabella 1: Valori del Fep 14
Tabella 2: Impianti di produzione dal 1997 al 2000 35
Tabella 3: Distribuzione dei consumi in Sicilia dal 1997 al 2000 36
Tabella 4: Dati di emissione e di rendimento per le varie tipologie di impianti 36
Tabella 5: Produzione di polvere nelle centrali ENEL dal 1998 al 2001 37
Tabella 6: Emissioni di inquinanti dell’industria per usi energetici termici ed elettrici 39
Tabella 7: Rapporto exergia-potere calorifico inferiore per alcuni combustibili 46
Tabella 8: Proprietà dei frazioni leggere per Diesel 66
Tabella 9: Proprietà dei frazioni pesanti per Diesel 66
Tabella 10: Calcolo dei coefficienti di Hottel 163
Tabella 11: Emissioni di gas serra 167
Tabella 12: Possibilità di riduzione della CO 2 168
Tabella 13: Fattore di assorbimento al variare dl numero di lastre 181
Tabella 14: Coefficienti globali di perdita al variare del numero di vetri 182
Tabella 15: Schema circuitale di un impianto solare con integrazione termica per riscaldamento 191
Tabella 16: Dati tecnici di accumulatori ad acqua 193
Tabella 17: Spillamento di vapore 217
Tabella 18: Caratteristiche miscela 223
Tabella 19: Parametri riassuntivi dell’applicazione all’impianto di Priolo Gargallo 226
Tabella 20: Radiazione mensile media in alcune località 229
Tabella 21: Esempio di costo di un impianto fotovoltaico 241
Tabella 22: Esempio di dati di distribuzione dell’energia eolica 252
Tabella 23: Tipologie di celle a combustibile 268
Tabella 24: Confronto fra le diverse tipologie di celle a combustibile (Fonte ENEA) 282
Tabella 25: Confronto analitico fra le tipologie di celle a combustibile 283
Tabella 26: Caratteristiche di pericolo di alcuni combustibili 292
Tabella 27: Tabella di Geldart per le dimensioni delle particelle solide 327
Tabella 28: Confronto di alcune tipologie di impianto 337
Tabella 29: Confronto fra le tipologie di residui 338
Tabella 30: Spessore delle pareti tagliafuoco 372
Tabella 31: Spessori minimi dei solai 372
Tabella 32: Spessore minimo del rivestimento 373
Tabella 33: Tipi e spessori dei rivestimenti 373
Tabella 34: Sostanze estinguenti e loro utilizzo 377
Tabella 35: Codice dei colori per gli sprinkler 381
Tabella 36: Fattori di Darcy per alcuni elementi 384
Tabella 37: Dati generali di calcolo per l’impianto sprinkler della biblioteca 385
Tabella 38: Risultati di calcolo per l’impianto sprinkler della biblioteca 386
Tabella 39: Indici di valutazione 393
Tabella 40: Alcuni poteri calorifici utili 411
Tabella 41: Classificazione dei combustibili in base al tipo di fuoco 417
Tabella 42: Classificazione dei combustibili in base alle caratteristiche 418
Tabella 43: Classificazione dei combustibili in base al punto di infiammabilità 418
Tabella 44: Dati caratteristici per la combustione delle polveri 419
Tabella 45: Dimensionamento delle aperture e delle cortine 425
Tabella 46: Materiali Combustibili 426
Tabella 47: Tabella Combustibili 427

COMPLEMENTI DI IMPIANTI TERMOTECNICI
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Tabella 48: Classificazione incendio 429
Tabella 49: Gruppi di dimensionamento 431
Tabella 50: Coefficienti di dimensionamento 431
Tabella 51: Variazioni 435
Tabella 52: A – Superfici dei comparti dell’ipotetico edificio 445
Tabella 53: B – Carico d’incendio specifico 445
Tabella 54: C – Calcolo della classe di incendio 445
Tabella 55: D – Materiali presenti nella zona A. 446
Tabella 56: D – Materiali presenti nella zona B. 446
Tabella 57: D – Materiali presenti nella zona C. 447
Tabella 58: D – Materiali presenti nella zona D 447
Tabella 59: Indici per zona A. 448
Tabella 60: Indici per zona B. 449
Tabella 61: Indici per zona C. 450
Tabella 62: Indici per zona D 451
Tabella 63. Dimensionamento della rete UNI70 a quota 167.80 mslm 459
Tabella 64: Dati Generali per il dimensionamento della rete Sprinkler 462
Tabella 65: Dimensionamento rete sprinkler 463