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Cogenerazione ed efficienza energetica: panoramica e prospettive future . Rimini Fiera 11 novembre 2016 Convegno di formazione specialistica e best practice Sistemi cogenerativi per l’efficienza Giovanni Puglisi – ENEA

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Cogenerazione ed efficienza energetica:

panoramica e prospettive future .

Rimini Fiera

11 novembre 2016

Convegno di formazione specialistica e best practice

Sistemi cogenerativi per l’efficienza

Giovanni Puglisi – ENEA

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Introduzione

Definizioni

Tipologie impiantistiche

Potenziale attuale

Scenari di sviluppo

Tecnologie complementari

Casi studio

Indice

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Direttiva 2012/27/UE (D.lgs 102714)

«teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti», un sistema di teleriscaldamento o teleraffreddamento che usa per almeno il 50 % energia rinnovabile, il 50 % calore di scarto, il 50 % una combinazione di entrambe o il 75 % calore cogenerato.

… la cogenerazione ad alto rendimento e il teleriscaldamento e teleraffreddamento presentano significative possibilità di risparmio di energia primaria.

… è opportuno che gli Stati membri effettuino una valutazione globale del potenziale della cogenerazione ad alto rendimento e del teleriscaldamento e teleraffreddamento

“Valutazione del potenziale nazionale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento e del teleriscaldamento efficiente” (GSE, dicembre 2015)

Introduzione

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Definizione di cogenerazione:

produzione combinata di energia meccanica/elettrica e termica (calore) in uno

stesso impianto (Combined Heat and Power, CHP)

Secondo la normativa vigente (dlgs 20/2007, recepimento della direttiva

europea 2004/8/CE) si definisce:

REALIZZARE

Definizione

“unità di microcogenerzione” una unità con

capacità di generazione massima inferiore a

50 kW elettrici

“unità di piccola cogenerazione” una unità

con capacità di generazione massima inferiore

a 1 MW elettrici

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REALIZZARE

Definizione

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Tipologia impianti

In generale un impianto CHP è costituito da:

• motore primo

• generatore elettrico

• recuperatori di calore.

Le tecnologie più comuni di motori primi sono:

Motori alternativi a combustione interna (MCI)

Impianti a vapore

Impianti turbogas

Impianti combinati

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Ciascuna tecnologia si differenzia dalle altre in termini di:

o efficienza elettrica

o efficienza termica e tipo di calore producibile (servizi, acqua,

vapore)

o modulabilità nell’inseguimento dei carichi

o costi iniziali di impianti e vita operativa

o combustibili richiesti

o vincoli di accettabilità (emissioni, rumore, ingombri)

Tipologia impianti

Utenze privilegiate: domanda di energia termica ed elettrica “costante” nel tempo Il calore può essere utilizzato sotto forma di vapore o di acqua calda/surriscaldata o di aria calda, sia per processi industriali o in ambito civile per riscaldamento raffreddamento L’energia elettrica autoconsumata o immessa in rete (surplus)

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Principali vantaggi

• Minori consumo di energia primaria

(rendimenti superiori all'80%)

• Minori emissioni di gas serra e altre

sostanze inquinanti

• Migliore continuità di servizio

(funzionamento in isola)

• Riduzione delle perdite di trasmissione

(normalmente gli impianti sono disposti nelle

vicinanze delle utenze).

Vantaggi e vincoli

Vincoli (convenienza energetica e/o economica):

• Presenza e vicinanza dell’utenza termica (riduzione delle perdite della rete di

distribuzione di calore);

• Contemporaneità delle utenze.

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Motori a Combustione Interna (MCI)

Motore a ciclo Otto o Diesel Alimentazione: benzina, gasolio, gas, alcol, olio combustibile, policombustibile Recuperi termici:

• Gas di scarico (30-35% del calore liberato dal

combustibilecon temperatura di 400-500°C)

• Acqua di raffreddamento (temperatura inferiore ai 100°C, 10-20% del calore liberato dal combustibile)

• Olio lubrificante (rappresenta il 4-7% del totale, disponibile ad una

temperatura compresa tra i 75°C e i 90°C

• Recupero da intercooler (permette un recupero di energia dell'ordine

del 4-7%)

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Impianti a vapore Tipologie più diffuse: a contropressione (a): è presente un degasatore per adattare il vapore alle

esigenze dell’utenza a condensazione ed estrazione di vapore (b): 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.

In assetto cogenerativo si recupera il calore dal condensatore.

(a)

(b)

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Impianti turbogas

Turbine a gas con rigenerazione:

uno scambiatore di calore posto in

uscita dalla turbina provvede a

preriscaldare i gas compressi prima

dell’immissione in camera di

combustione.

Alimentazione: gas naturale, oli

combustibili o anche altri

combustibili gassosi e liquidi.

In assetto cogenerativo viene

recuperato il calore dei fumi

esausti.

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Impianti a ciclo combinato

Nell’impianto a vapore la caldaia è del tipo a recupero ed è alimentata dai fumi della turbina a gas. L’energia elettrica è prodotta dalla turbina a gas e da quella a vapore. Il calore è recuperato dai fumi al camino e dalla turbina a gas.

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Caratteristiche impianti

Range potenza

[MW] Combustibile ηIprinc.

[%] ηELE [%] Vita utile

MCI 0,01÷5 Gas naturale,

benzina,gasolio,biogas 70÷90 25÷50 80000 [h]

Impianti a

vapore 0,5÷100 Qualsiasi tipo 80÷85 20÷35 20÷35 anni

Impianti

turbogas 0,03÷100

Gas naturale,

benzina,gasolio,biogas 60÷85 25÷40 15÷20 anni

Impianti a

ciclo

combinato

4÷100 Gas naturale,

benzina,gasolio,biogas 70÷90 45÷55 15÷25 anni

Principali caratteristiche delle tecnologie più usate

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Vantaggi Svantaggi

MCI

Ampia disponibilità di taglie

Buona risposta ai cambiamenti di

carico

Possibilità di frequenti arresti e riavvii

Calore disponibile a più livelli di

temperatura

Semplicità di installazione

Rumorosità e vibrazioni

Richiesta di combustibili pregiati

La percentuale maggiore di calore

fornito è di basso pregio

Impianti a vapore

Possibilità di impiego di combustibili

di basso pregio

Calore sotto forma di vapore a vari

livelli di pressione e temperatura

Lungo ciclo di vita

Buona flessibilità

Gli spillamenti o la maggiore

temperatura di fine ciclo peggiorano

il rendimento

Risposta lenta alle variazioni di carico

Ingombri elevati

Necessità di calore ad alta entalpia

Impianti turbogas

Basso costo iniziale

Rapidità di accensione e di risposta

alle variazioni di carico

Facilità d'installazione

Energia termica disponibile ad alta

temperatura

Richiesta di combustibili pregiati

Revisioni programmate delle turbine

Necessità di personale specializzato

Impossibilità di frequenti arresti e

avvii

Impianti a ciclo combinato

Elevata efficienza elettrica Richiesta di combustibili pregiati

Revisioni programmate delle turbine

Necessità di personale specializzato

Impossibilità di frequenti arresti e

avvii

Caratteristiche impianti

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Motore a combustione esterna, in cui il fluido termodinamico (elio, azoto, aria) è riscaldato da una sorgente esterna ed evolve in un ciclo chiuso.

Rendimento complessivo: 90%

VANTAGGI:

• Bassa manutenzione

• Rumorosità ridotta

• Basse vibrazioni e manutenzione

SVANTAGGI:

• Costo elevato

• Dimensioni rilevanti

Motore Stirling

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Funzionano come le turbine a vapore, con la differenza che il vapore è sostituito da un fluido organico.

Rendimenti:

elettrico 18%,

termico 80%

VANTAGGI:

• Alta efficienza

• Lunga durata

• Affidabilità

SVANTAGGI:

• Costo elevato

Impianti a ciclo Rankine con fluido organico (ORC)

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VANTAGGI:

• funzionamento con diversi tipi di combustibile

• emissioni azzerate o comunque ridotte, in caso di utilizzo di idrogeno

• alti rendimenti anche per i piccoli impianti

• silenziosità e assenza di vibrazioni

SVANTAGGI:

• tecnologia ancora a livello pre-commerciale

• costo elevato d'investimento

Celle a combustibile

Trasformano energia chimica direttamente in energia elettrica e calore, senza passare attraverso processi di combustione e senza utilizzare energia meccanica, grazie ad una reazione chimica.

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Si tratta di macchine che presentano valori di rendimento elettrico compresi

tipicamente tra il 22% e il 32%, e rendimenti complessivi (elettrico + termico)

nell’ordine dell’85-90%.

I microcogeneratori domestici possono svolgere le funzioni normalmente

affidate alla caldaia (acqua calda sanitaria e riscaldamento), producendo al

contempo energia elettrica per soddisfare in tutto o in parte le necessità di

autoconsumo o “cederla” alla rete.

Microcogenerazione

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La trigenerazione è un efficiente sistema di produzione combinata di elettricità,

calore e freddo da un unico impianto.

Rispetto alla sola produzione di calore ed elettricità, la trigenerazione consente

di sfruttare pienamente le potenzialità dell’impianto anche in estate, quando

viene meno l’esigenza di riscaldamento.

Trigenerazione

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Le utenze più interessanti e con le

maggiori possibilità di applicazione

ricadono soprattutto nel settore

terziario. Ad esempio:

• Uffici

• Ospedali

• Università

• Centri polisportivi

Nel settore residenziale, la

trigenerazione è attualmente

realizzabile soltanto in edifici di

medie-grandi dimensioni.

Con un impianto di trigenerazione aumentano fortemente le ore di funzionamento del cogeneratore; questo è un fattore fondamentale, poiché consente di ridurre in maniera significativa i tempi di ammortamento dell’impianto.

Trigenerazione

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Sono macchine funzionanti con cicli inversi a vapore, in cui, a differenza delle macchine a compressione non necessitano di un organo elettrico per la fase di compressione, ma di energia termica.

Nella macchina ad assorbimento opera una miscela di due fluidi: un fluido frigorigeno a più elevata tensione di vapore (soluto) ed un fluido assorbente a minore tensione di vapore (solvente). Le due coppie di fluidi comunemente utilizzate sono: NH₃-H₂O per temperature di evaporazione inferiori a 0°C e H₂O-LiBr per temperature di evaporazione superiori a 0°C

Fondamentalmente la macchina è composta di quattro componenti, generatore, condensatore, evaporatore e assorbitore.

Macchine frigorifere ad assorbimento

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Possono essere di due tipologie: • a singolo effetto: sono

alimentate con fluido (acqua) a temperatura di circa 90°C e hanno COP 0,6-0,8;

• a doppio effetto: il fluido di alimentazione ha temperature più alte >180°C e raggiungono COP più elevati: 1-1,2.

Possono essere abbinate a varie tipologia di sistema di distribuzione: unità trattamento aria, fan coil, pannelli radianti, etc..

condenser

evaporator

Qcold

removed heat

chilled water

T=7-12 C

Q1reject / rejected heat

T = 35-30 C

expansion

Valve

generator

absorber

Hot water / 88-80 C

Qheat / driving heat

Q2reject / rejected heat

T = 35-30 C

p = 0.008 bar

p = 0.1 bar

Macchine frigorifere ad assorbimento

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Cogenerazione ad alto rendimento (CAR)

Rendimento globale

FUNITA’: energia del combustibile consumata dall’unità di cogenerazione durante il periodo di rendicontazione;

EUNITA’: energia elettrica prodotta dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di rendicontazione;

HCHP: calore utile prodotto dall’unità di cogenerazione durante il medesimo periodo di rendicontazione.

Tipo di impianto Rendimento limite

Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore 80%

Turbina a vapore a contropressione 75%

Turbina di condensazione con estrazione di vapore 80%

Turbina a gas con recupero di calore 75%

Motore a combustione interna 75%

Microturbina 75%

Motori Stirling 75%

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Cogenerazione ad alto rendimento (CAR)

Risparmio di energia primaria o Primary Energy Savings (PES)

ηth,CHP è il rendimento termico della produzione mediante cogenerazione, definito come la quantità annua di calore utile divisa per l’energia contenuta nell’intero combustibile di alimentazione impiegato per produrre sia il calore utile che l’energia elettrica da cogenerazione;

ηth,s è il valore di rendimento di riferimento della produzione separata di calore; ηel,CHP è il rendimento elettrico della produzione mediante cogenerazione, definito come energia

elettrica annua da cogenerazione divisa l’energia contenuta nell’intero combustibile di alimentazione impiegato per produrre sia il calore utile che l’energia elettrica da cogenerazione;

ηel,s è il valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica

Taglia unità PES

> 1 MWe ≥ 10%

Piccola cogenerazione (>50 kWe, ≤ 1MWe) >0

Micro cogenerazione (≤ 50 kWe) >0

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Produzione da cogenerazione

56,0 71%

12,8 16%

10,4 13%

Ripartizione produzione termoelettrica [GW]

solo elettrico

CAR

CHP no CAR

56,0 44%

23,2 18%

22,3 17%

26,8 21%

Ripartizione potenza elettrica complessiva [GW]

termoelettrico

termoelettricocogenerazione

idroelettrico

Produzione en. elettrica da impianti cogenerativi (TWh) e ripartizione per fonte primaria (2013) – Fonte GSE - Eurostat

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Produzione da cogenerazione

Produzione energia elettrica da cogenerazione (TWh) e ripartizione per fonte primaria (2013) – Fonte GSE - Eurostat

Produzione calore utile da impianti cogenerativi (TWh) e ripartizione per fonte primaria (2013) – Fonte GSE - Eurostat

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Produzione da cogenerazione

Le tecnologie di cogenerazione sono definite dalla Direttiva 2012/27/UE: a) Turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore (C.C.) b) Turbina a vapore a contropressione (T.V.Cp.) c) Turbina di condensazione a estrazione di vapore (T.V.Cd.) d) Turbina a gas con recupero di calore (T.G.) e) Motore a combustione interna (M.C.I.) f) Microturbine, Motori Stirling, Pile a combustibile, Motori a vapore, Cicli Rankine a fluido organico (ORC), altri tipo di tecnologia o combinazione (Altro)

Unità CHP (tot=1025) – Fonte GSE Potenza impianti CHP (tot=13 GW) - Fonte GSE

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Cogenerazione ad Alto Rendimento

Ripartizione calore prodotto da CAR – Fonte GSE

Fonti primarie impianti CAR (2013) – Fonte GSE

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Potenziali applicazioni

Settore industriale La CHP è una tecnologia consolidata, soprattutto in alcuni settori: • cartiere • industrie legate alla raffinazione del petrolio • industrie chimiche

Settori con maggiori margini di crescita: • alimentare • tessile

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Potenziali applicazioni

Settore civile È meno diffusa per • ostacoli burocratici • vincoli economici: maggior incidenza dei costi iniziali, variabilità del carico e

contemporaneità della domanda. Risulta molto conveniente per particolari applicazioni: • Ospedali • piscine e centri sportivi, • centri commerciali • case di cura Possibile sviluppo futuro: teleriscaldamento e "generazione distribuita" (piccole macchine localizzate presso l'utenza elettrica e termica, piccola cogenerazione e micro cogenerazione).

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Rete energetica

L’insieme dei due sottosistemi elettrici e termici a servizio di un agglomerato urbano al quale possono essere connessi sistemi di poligenerazione distribuita di piccola taglia, combinando fonti rinnovabili elettriche (FV, piccolo eolico) e termiche (collettori solari) con tecnologie per la cogenerazione diffusa.

Teleriscaldamento\teleraffrescamento

Letteralmente “riscaldamento a distanza”, consiste essenzialmente nella “distribuzione di energia termica in forma di vapore, acqua calda o liquidi refrigerati, da una o più fonti di produzione verso una pluralità di edifici o siti tramite una rete, per il riscaldamento o il raffreddamento di spazi, per processi di lavorazione e per la fornitura di acqua calda sanitaria” (D. Lgs 28 del 30-3-11).

Scenari: reti energetiche e teleriscaldamento

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Fonte: Annuario AIRU 2015

Risparmio di energia primaria – anno 2014

Risparmio di CO2 – anno 2014

- 25%

- 29%

Scenari: teleriscaldamento

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Fonte: Annuario AIRU 2015

Scenari: teleriscaldamento

Tasso crescita annuo: 7,3%

Cogenerazione: >50%

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Incentivi CAR

Direttiva 2012/27/UE: “… sostegno alla cogenerazione sia subordinato alla condizione che l’energia elettrica prodotta provenga da CAR e che il calore di scarto sia effettivamente usato per realizzare risparmi di energia primaria” 1. priorità di dispacciamento dell’energia elettrica (rispetto a quella prodotta

da fonti convenzionali); 2. esonero dall’obbligo di acquisto dei Certificati Verdi 3. la possibilità per gli impianti di cogenerazione abbinata al

teleriscaldamento di accedere, solo transitoriamente e a determinate condizioni, ai Certificati ;

4. agevolazioni fiscali sull’accisa sul gas metano utilizzato da CHP; 5. servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta da impianti

CAR con potenza nominale fino a 200 kW; 6. Titoli di Efficienza Energetica; 7. condizioni tecnico-economiche semplificate per la connessione alla rete

elettrica; 8. maggiorazione della tariffa per impianti alimentati a Fonti Energetiche

Rinnovabili (premio FER).

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Fattori che hanno accresciuto l’interesse

• liberalizzazione del mercato

• difficoltà di costruire nuovi impianti (grandi

taglie)

• servizio di distribuzione più flessibile ed

affidabile

• sicurezza energetica

Scenari: generazione distribuita

Benefici attesi

• energetici: minore trasporto dell'energia e una minore dispersione

nella rete distributiva (carichi elettrici e termici vicino luogo di

produzione)

• gestionali: I sistemi ICT limitano gli effetti negativi dovuti allo

sbilanciamento delle fonti non programmabili.;

• sicurezza: riduzione delle inefficienze (specialmente ai carichi

parziali);

• ambientali: minore impatto ambientale

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Approccio stazionario

Non vengono analizzati i comportamenti del sistema impiantistico al di fuori delle condizioni di progetto, cioè delle condizioni di picco.

Rischio: sovradimensionamento dell’impianto! Approccio dinamico

Possibilità di valutare l’interazione edificio-impianto al variare di: • condizioni climatiche • comportamento degli occupanti • carico termico ed elettrico dell’edificio • modalità di gestione degli impianti • disponibilità e costo delle fonti energetiche • vincoli tariffari e/o normativi • integrazione di più tecnologie (progettazione

integrata)

Tecnologie complementari: progettazione dinamica

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Carico di picco

Metodo stazionario

Tecnologie complementari: progettazione dinamica

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Profilo orario

di carico

Metodo dinamico

Tecnologie complementari: progettazione dinamica

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Efficienza di sistema

• Migliore dimensionamento

• Maggiore efficienza

Tecnologie complementari: progettazione dinamica

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Esempio Confronto fra le prestazioni energetiche calcolate con metodo statico e metodo dinamico

Differenza con m. statico: 0,01% Differenza con m. dinamico: 12,5% Cause: • Differenti temperature orarie giornaliere • Differente irraggiamento Stessa fascia climatica!

Località EPCI met. Statico (kWh/(m².anno))

EPCI met. Dinamico kWh/(m².anno))

CATANIA 10.1 24.7

PALERMO 10.2 21.6

Tecnologie complementari: progettazione dinamica

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È uno strumento fondamentale per aumentare l’efficienza nella gestione degli impianti e va previsto in fase di progetto.

Tecnologie complementari: monitoraggio

… la lettura degli strumenti va fatta sempre in modo critico !

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Caso studio: rete TLR

Tipologia rete: Magliata/ramificata ad alimentazione diretta; Lunghezza rete: 1993 m su doppia tubazione; T di esercizio rete: 75°C Mandata in inverno; 50 °C Mandata in estate; Utenze servite dalla rete: 30 stabili residenziali; La palazzina uffici del gestore è servita direttamente dalla centrale termica. Volumetria totale: 80000 m3.

Tipologia: rete di quartiere (CHP con MCI)

Ubicazione rete: Torino sud.

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Caso studio: rete TLR

• Cogeneratore a GN con ICE DEUTZ TCG 2020K da 970 kWel + 1160 kWth;

• Caldaia ausiliaria a gas VIESSMANN Vitocrossal 300 CR3 a condensazione da 895 kWth;

• Due caldaie ausiliarie a gas VIESSMANN Vitomax 200 M241 da 2600 kWth ciascuna (integrazione);

• Gruppo frigorifero ad assorbimento BROAD BDH20 da 195 kWc e 260 kWth;

• Gruppo frigorifero a compressione TRANE RTWB 214 da 435 kWc e 100 kWel .

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Caratteristiche • piattaforma:

Matlab-Simulink • time step: 10 minuti • Metodo integrativo

a passo fisso

Schema reale Centrale Termica e rete TLR Modello simulazione

Caso studio: rete TLR

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Caso studio: rete TLR

Sistema di monitoraggio (remoto)

• Istallazione non invasiva

• strumenti di misura in centrale termica collegati via cavo al datalogger centrale;

• misuratori di energia termica nei piè di stabile lungo la rete, collegati via onde radio al datalogger centrale.

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Caso studio: rete TLR

Confronto modello – dati reali: profili di potenza termica, temperatura mandata e ritorno cogeneratore

Logica di accensione CHP

acceso dalle 7:00 alle 22:00 dal lunedì al sabato

spento dalle 22:00 alle 7:00 dal lunedì al sabato e la domenica

Profilo di carico elettrico CHP

dalle 7:00 alle 13:00 850 kW

dalle 13:00 alle 18:00 750 kW

dalle 18:00 alle 22:00 700 kW

Configurazioni Centrale Termica attuale

Logica di accensione Caldaie integrazione

Caldaia a condensazione T mandata rete < 75 °C accesa

T mandata rete > 77 °C spenta

Caldaie tradizionali T mandata rete < 72 °C accesa

T mandata rete > 77 °C spenta

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Caso studio: rete TLR

Confronto energetico gestione a gradini (elettrica) – gestione ad inseguimento termico

Cogeneratore

[kWh] Caldaia a

cond. [kWh] Caldaia trad.

[kWh] Totale [kWh]

Attuale 304.086 (29%) 744.433 1.048.519

Scenario hp 832.047 (79%) 222.014 310 1.054.371 (+0,5%)

Produzione di energia termica dei componenti della centrale termica

Cogeneratore

[kWh]

Caldaia a cond. [kWh]

Caldaia trad. [kWh]

Totale [kWh]

Attuale 773.558 820.313 1.593.872

Scenario hp 1.719.535 238.724 345 1.958.604 (+ 23%)

Richiesta di energia primaria dei componenti della centrale termica

Energia elettrica [kWhel]

Ore funzionamento

[h/anno]

Attuale 291.874 438

Scenario hp 658.996 (+ 125%) 744

Produzione di energia elettrica e ore funzionamento CHP

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Caso studio: rete TLR

Valutazione economica gestione a gradini (elettrica) – gestione ad inseguimento termico

Grandezza Valore

Prezzo gas naturale defiscalizzato 0,4 €/Sm3

Accise su usi industriali 0,007499 €/Sm3

Addizionale regionale Piemonte

su usi industriali (>1,2 MSm3)

0,0052 €/Sm3

Quota di defiscalizzazione gas 0,22 Sm3/kWhel

Prezzo gas naturale non defiscalizzato

0,412699 €/Sm3

Fascia

Tariffa zonale

media mensile

Prezzo minimo

garantito (fino a

1.500.000 kWh)

F1 0,06526 €/kWh 0,039 €/kWh

F2 0,06232 €/kWh 0,039 €/kWh

F3 0,04539 €/kWh 0,039 €/kWh

Gestione attuale Scenario hp

Differenza

(scenario hp- attuale)

Costo acquisto gas

naturale

67.820 €

82.500 €

+14.680 €

Costi manutenzione

cogeneratore

4.380 €

7.440 €

+3.060 €

Ricavi da vendita

energia elettrica

14.560 €

33.435 €

+18.875 €

Costi netti 57.640 € 56.505 € - 1.135 €

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Caso studio: rete TLR con utente attivo

Luogo: provincia Bologna Lunghezza totale: 4 km Composizione:

13 condomini 2 scuole 1 supermercato 1 ed. ospedaliero 17 sottostazioni

Centrale Termica TLR

CHP 1: 3356kWth

CHP 2: 889 kWth

Caldaie integrazione

Utenza attiva

CHP 365kWth

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Caso studio: rete TLR con attivo

CASO PEF ηDH Heq

TLR

passiva 0,4 0,927 1.263

TLR

attiva 0,45 0,928 1.170

Caso MOL INV PBS VAN

10 anni

VAN

15 anni

VAN

20 anni IP

TLR

passiva 1.029 8.950 9 -701 2.334 4.129 0,46

TLR

attiva 1.021 8.653 8 -448 2.582 4.419 0,51

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Già oltre 200 adesioni! NTV/Italo, ENEL, Vodafone, Schneider Electric, Energy Team e 3M Italia, istituzioni come i ministeri della Difesa e dei Beni Culturali, l’ospedale Gemelli di Roma, media come l’agenzia AskaNews e il QuotidianoEnergia, Banca Popolare dell’Emilia Romagna, Camera di Commercio di Verona, Politecnico di Torino e le Università di Camerino e di Bari, Kyoto Club, Federesco, Assoesco, FIRE e Rete Irene.

NOVEMBRE: il mese dell’efficienza energetica

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Contatti:

Giovanni Puglisi C. R. ENEA Casaccia (Roma) Unità Tecnica Efficienza Energetica http://www.agenziaefficienzaenergetica.it [email protected]

Grazie per l’attenzione!