Progettazione e ottimizzazione di sistemi di cogenerazione integrati per promuovere l'efficienza energetica e la transizione. Possibili applicazioni per edifici pubblici

L’obiettivo dell’elaborato è la progettazione e lo sviluppo di sistemi energetici integrati in grado di valorizzare le fonti rinnovabili, incrementare l’efficienza e promuovere la transizione energetica. A tale scopo è stato proposto un modello di ottimizzazione per applicazioni cogenerative che consta di molteplici dispositivi tecnologici di produzione energetica quali: cogeneratore alimentato con gas naturale, turbine eoliche, pannelli fotovoltaici, collettori solari termici e caldaia a condensazione. I dispositivi di accumulo sono: accumulatori di calore sensibile per l’energia termica, mentre per l’elettricità, una batteria e un sistema di accumulo chimico composto da elettrolizzatore, serbatoio ad idrogeno e cogeneratore ad idrogeno.
A seguito della pre-diagnosi energetica, quattro scuole medie sono state estratte dal campione degli edifici gestiti dal comune di Cosenza come utenza di riferimento, perché appartenenti alla classe di consumo di energia elettrica medio-alto e di consumo termico elevato, ma anche perché siti di eventi costanti nel tempo e di facile previsione.
L’ottimizzazione ruota attorno a due obiettivi: la minimizzazione del costo totale annuo e la minimizzazione delle emissioni totali annue del sistema. La prima funzione è pari alla somma di costi operativi e dell’ammortamento dell’investimento, mentre la seconda nasce dalla somma delle emissioni operative e delle emissioni legate al ciclo di vita dei dispositivi del sistema, in ottica Life Cycle Assessment.
Il modello bi-obiettivo, oggetto del terzo capitolo, è classificato come modello di programmazione mista lineare-intera, Mixed Integer Linear Programming, ed è stato sviluppato in IBM CPLEX Optimization Studio IDE 20.1.0, su righe di codice OPL. L’esecuzione delle simulazioni e il testing del modello sono stati effettuati su tre scenari di evoluzione del mercato dell’energia. Il futuro appare fortemente influenzato dal destino della guerra e dalla ripresa dei rapporti diplomatici fra gli stati e ipotizzare, con presunzione, un unico andamento del prezzo dell’energia porterebbe a risultati poco significativi. Lo scenario peggiore ipotizza l’inasprirsi del conflitto e l’incapacità del governo di agire con efficacia sulle bollette; invece, il secondo scenario, detto “probabile”, si differisce dal primo per l’azione del governo, allo scopo di ridurre la pressione su cittadini e imprese con una serie di decreti. Infine, nel terzo scenario la crisi geopolitica giunge a conclusione durante l’inverno e in breve tempo si ritorna ai prezzi pre-guerra e pre-pandemia. Il fine di questa distinzione è studiare come varia la profittabilità dell’investimento e le taglie dei dispositivi, incrementando o diminuendo il prezzo di elettricità e gas.
Nel sesto capitolo il sistema tradizionale, in cui la domanda elettrica è soddisfatta dalla rete e il calore da una caldaia a gas naturale, viene confrontato direttamente con le soluzioni ottime di scenario, rivelando il profitto e il beneficio ambientale garantito. In particolare, il tempo di recupero medio dell’investimento per ogni scenario e per tassi di interesse del 2%, 5% e 10% è di 5,48 anni, mentre il massimo dell’8,18% si ottiene in corrispondenza della soluzione ottima nello scenario migliore e con un tasso di interesse uguale al 10%. Le emissioni totali annue dei sistemi cogenerativi proposti sono mediamente 2,72 volte minori di quelle attuali con un massimo di 2,81 e un minimo di 2,65 volte per tipologia di scenario.
In conclusione, il modello di programmazione proposto appare accurato, scalabile e caratterizzato da una complessità computazionale accettabile, data la natura del problema, per ogni utenza interessata ad interventi di cogenerazione.