Recupero di calore: la cogenerazione ad alto rendimento · Vapore ciclo semplice ... (“Impianti di produzione di energia elettrica…collegati a reti di I e II ... recupero dell’azoto

Rimini, 9 novembre 2012

Giuseppe Dell’OlioGSE - MSE

Recupero di calore:

la cogenerazione ad alto rendimento

1 - Cogenerazione in Italia, oggi

La cogenerazione: informazioni generali

Risparmio Energetico

35 elettricità

50 calore

35 elettricità

60

80140

combustibile

10 perdite

30 perdite

50 calore

100 combustibile

Produzione combinataProduzione combinata15 perdite

cogenerazione

Risparmio del 28% di energia primaria

Produzione separataProduzione separata


risparmi di energia primaria pari mediamente al 20-30% (gas, olio combustibile, ...)

Vantaggi

riduzione delle emissioni climalteranti (in particolare CO2) connessi al risparmio di energia primaria

minori perdite di distribuzione per il sistema elettrico nazionale per gli impianti di piccola taglia

sostituzione di modalità di fornitura di calore più inquinanti

La cogenerazione

È la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica (eventualmente anche energia meccanica)

Dati globali sulla “cogenerazione ad alto rendimento” (CAR) in Italia (anno 2010)

� Potenza elettrica installata: 10300 MWe, pari a:

� 9% dell’intero parco di produzione elettrica nazionale;

� 13% del parco di produzione termoelettrica nazionale.

Distribuzione delle potenze elettriche degli impianti CAR in Italia (curva cumulata, anno 2010)

02468

101214161820

0 20 40 60 80 100

Pote

nza

inst

alla

ta(M

We)

Sezioni di impianto di cogenerazione (%)

Taglia media degli impianti di CAR per alcune categorie di attività economica (anno 2010)

AttivitàPote nza

insta lla ta tota le (MW)

Potenza insta lla ta

me dia (MW)Alberghi e ristoranti 0,3 0,1

Case di riposo e simili 0,2 0,1

Impianti sportivi e centri benessere 2,1 0,1

Comme rcio 3,0 0,8Ospeda li 19,8 1,2

Lavora z. minera li non meta llife ri 10,5 2,6

Ind tessile 11,8 3,0

Articoli in gomma e mat plastiche 32,2 4,0

Ind ceramica 81,8 4,1Ind a limenta re 202,7 8,1Ind e le ttronica 27,0 9,0Attività va rie 18,0 9,0

Lavoraz. legno 44,8 11,2Ind carta ria 727,4 14,8

Ind ve tro 30,0 15,0Risca ld e te le risca ld 1391,6 17,2Ind automobilistica 108,9 18,1

Ind chimica e 1228,4 64,7

Raffinaz. pe trolio 2563,9 160,2

Potenza installata di CAR per le principali attività economiche (anno 2010)

30324582109203

7271228

13922564

0 1000 2000 3000

Trasporti aereiArt gomma e mat plastiche

Lavoraz. legnoInd ceramica

Ind automobilisticaInd alimentare

Ind cartariaInd chimica e petrolchimica

Riscald e teleriscaldRaffinaz. petrolio

Potenza installata (MWe)

Potenza installata in impianti di CAR suddivisa in funzione del motore primo impiegato (anno 2010)

76

508

608

806

2689

5630

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Impianti misti

Turbogas ciclo semplice

Vapore ciclo semplice

Motori comb. Int.

Vapore ciclo comb.

Turbogas ciclo comb.

Potenza installata (MWe)

Dati globali sulla CAR in Italia (anno 2010)

� Energia elettrica prodotta: 55 TWh, pari a:

� 19% dell’intera produzione elettrica nazionale;

� 25% della produzione termoelettrica nazionale.

� Energia termica prodotta: 41 TWh;

� Energia consumata sotto forma di combustibile: 146 TWh.

� Combustibile risparmiato: 2,16 MTEP

Principali tipi di combustibile impiegati per la CAR nel 2010.

0,10,20,40,52,2

5,812,3

17,5108,0

0 50 100

Gasolio

GPL

Carbone

Olio veget.

Rifiuti

Olio comb

Comb. Di processo

TAR

Gas naturale

Energia primaria (TWh)

Prestazioni degli impianti di CAR: rendimento di primo principio e indice IRE per le principali categorie di attività (anno 2010)

Attività Rendimento medio (%)

IRE medio (%)

Lavoraz. minera li non meta llife ri 81,3 24,9

Case di riposo e simili 81,2 28,2

Ospeda li 77,9 28,7Ind a limenta re 77,9 24,4

Articoli in gomma e mat plastiche

76,2 19,0

Impianti sportivi e centri benessere 75,8 23,2

Ind ce ramica 75,7 22,3Ind tessile 73,8 28,4

Commercio 73,2 28,8Ind ca rta ria 71,9 14,4

Lavoraz. legno 71,7 23,4Risca ld e te le risca ld 71,6 16,8Alberghi e ristoranti 71,4 20,0

Ind chimica e pe trolchimica 69,1 8,6

Ind automobilistica 68,5 7,4Attività va rie 67,7 16,9

Ind ve tro 67,0 19,1Ind e le ttronica 64,9 18,2

Ra ffinaz. pe trolio 59,8 8,2

2 - Gli incentivi ed i benefìci di legge

Benefici riconosciuti alla cogenerazione

� Esenzione dall’obbligo di acquisto di Certificati Verdi (obbligo che grava, in generale, sull’energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili).

� Dispacciamento prioritario: obbligo di utilizzazione prioritaria, a parità di prezzo offerto, dell’energia elettrica prodotta a mezzo di fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediamente cogenerazione (D.lgs. 79/99).

� Diritto al servizio di “scambio sul posto” (per impianti con potenza nominale non superiore a 200 kW; Deliberazione AEEG n. ARG/elt 74/08 del 3 giugno 2008).

� Rilascio dei titoli di efficienza energetica: rilascio dei “certificati bianchi” a fronte della riduzione certificata dei consumi di energia, anche mediante sistemi di cogenerazione (DM 20 luglio 2004).

� Ottenimento di certificati verdi (solo per impianti di cogenerazione associati a reti di teleriscaldamento, e purché siano soddisfatti alcuni requisiti riguardanti la data di entrata in esercizio).

� Criteri per l’incentivazione della cogenerazione ad alto rendimento: con decreto del MSE, di concerto con il MATTM e sentito il parere delle MPAAF e d’intesa con la CU, sono stabiliti criteri per l’incentivazione della cogenerazione ad alto rendimento.


� Agevolazioni fiscali sul metano consumato

� Iter autorizzativo semplificato: l'installazione di un impianto di microgenerazione (<=50 kWe) o di piccola generazione (<=1MWe), purche' certificati, e' soggetta a norme autorizzative semplificate (Legge 239/04; dlgs 20/07).

� L’iter autorizzativo sarà disciplinato da uno specifico decreto, che farà riferimento a documenti normativi emessi dal CTI e, per ciò che riguarda la connessione alla rete elettrica, dal CEI.

� A tale riguardo, la Norma CEI 11-20 (“Impianti di produzione di energia elettrica…collegati a reti di I e II categoria”) è stata arricchita di una variante (“Prove per…le funzioni di interfaccia con la rete…per i micro generatori”).

� Condizioni per la connessione alla rete elettrica semplificate, costi di connessione potenzialmente ridotti: Delibera AEEG n. ARG/elt 99/08

� Trattamento particolare da parte dell’AEEG quanto alle tariffe per i costi di trasmissione e distribuzione, e quanto all’acquisto di energia elettrica di riserva o di integrazione.


� Decreto ministeriale 6 luglio 2012 (sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili)

� Sono previsti premi per gli impianti a biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili operanti in cogenerazione ad alto rendimento:

� 40 €/MWh, per impianti alimentati da prodotti di origine biologica e da bioliquidi sostenibili;

� 40 €/MWh, per impianti a biomasse alimentati da alcuni sottoprodotti di origine biologica, qualora il calore cogenerato sia utilizzato per teleriscaldamento;

� 10 €/MWh per gli altri impianti.



� Sono previsti premi per impianti a biogas che utilizzano tecnologie avanzate:

� 30 €/MWh nel caso di impianti alimentati da biogas operanti in regime di cogenerazione ad alto rendimento, i quali prevedano il recupero dell’azoto dalle sostanze trattate con la finalità di produrre fertilizzanti.



� Per impianti alimentati da biogas di potenza fino a 600 kW, in alternativa al premio in questione, è possibile accedere:

� a un premio di 20 €/MWh se l’impianto opera in assetto cogenerativo e viene recuperato, attraverso la produzione di fertilizzante, il 30% dell’azoto totale in ingresso all’impianto (e siano verificate alcune condizioni ulteriori);

� a un premio di 15 €/MWh nel caso in cui sia realizzata una rimozione pari al 40% dell’azoto totale in ingresso all’impianto (e siano verificate alcune condizioni ulteriori).

Benefici previsti dalla Delib. 23 luglio 2008 –ARG/elt 99/08

� Se l’impianto è cogenerativo ad alto rendimento:

� Il corrispettivo che il Produttore deve versare per potersi connettere è potenzialmente minore.

� La richiesta di connessione viene trattata prioritariamente.

� Il Produttore ha diritto di realizzare la connessione in proprio, riducendo drasticamente il corrispettivo per la connessione.


Benefici previsti dalla Delib. 23 luglio 2008 –ARG/elt 99/08

� Verifiche per accertare che l’impianto sia cogenerativo ad alto rendimento:

� All’atto della richiesta di connessione, il Produttore invia al Distributore (oppure a TERNA) ed al GSE i dati DIPROGETTO previsti dal DM 5 settembre 2011 (dati per la verifica delle condizioni di CAR).

� Per tre anni, il Produttore invia al Distributore (oppure a TERNA) ed al GSE i dati di ESERCIZIO A CONSUNTIVOprevisti dal dm 5 settembre 2011 (dati per la verifica delle condizioni di CAR).

� Per ciascuno degli anni in cui le condizioni di cogenerazione non risultano soddisfatte,il Produttore versa al Distributore il 25 % del corrispettivo per la connessione.


Benefici previsti dalla Delibera AEEG n. 280/07(“ritiro dedicato”)

� Il ritiro dedicato è un regime riservato ad alcune categorie di impianti ritenuti meritevoli di incentivazioni (dlgs n. 387/03; legge n. 239/04).

� Tra questi, gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA (è il caso di molti impianti di cogenerazione).

� Consiste nel ritiro, da parte del gestore di rete, dell’energia elettrica prodotta.

� L’impresa distributrice, si limita a svolgere le funzioni di ritiro “fisico” dell’energia elettrica.

� Il ritiro avviene “a condizioni economiche di mercato”.


Benefici previsti dalla Delibera AEEG n. 280/07(“ritiro dedicato”)

� Il ritiro dell’energia elettrica è regolato da una convenzione tra produttore e GSE.

� La convenzione sostituisce ogni altro adempimento relativo alla cessione commerciale dell’energia elettrica ed ai servizi di dispacciamento e di trasporto.

� La convenzione NON sostituisce gli adempimenti relativi alla connessione ed al regolamento di esercizio dell’impianto,

� La convenzione NON sostituisce la regolazione relativa ad eventuali prelievi di energia elettrica effettuati dal produttore.

� Per ridurre i rischi di distorsione del mercato, il GSE riconosce i prezzi zonali orari.


Benefici previsti dalla Delib. 3 giugno 2008 –ARG/elt 74/08 (“scambio sul posto”)

� Lo scambio sul posto è una particolare modalità di saldo tra energia elettrica prodotta ed energia elettrica consumata da uno stesso impianto.

� Richiede quindi la presenza, in uno stesso impianto, di apparati di produzione elettrica e di apparati di consumo.

� L’operatore dell’impianto può recuperare le spese per l’acquisto dell’energia elettrica che ha consumato (apparati di consumo).

� A tal fine, l’operatore “restituisce” alla rete una quantità di energia elettrica prodotta (apparati di produzione) equivalente a quella consumata.

� La produzione ed il consumo non sono necessariamente contemporanei: l’operatore può utilizzare la rete elettrica come “banca” dell’energia.


Benefici previsti dalla Delib. 3 giugno 2008 –ARG/elt 74/08 (“scambio sul posto”)

� Hanno diritto al regime di scambio sul posto:� gli impianti di alimentati da Fonti Energetiche Rinnovabili

(FER) di potenza non superiore a 20 KW (200 kW se entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007).

� gli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) di potenza non superiore a 200 kW.

� Per i soli impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento, se l’energia elettrica prodotta dall’impianto eccede quella consumata, l’eccesso può essere venduto.

� Ogni anno il GSE verifica che l’impianto abbia prodotto, durante l’anno precedente, in regime di Cogenerazione ad Alto Rendimento (per il primo periodo di esercizio vige un regime speciale).

� Il beneficio dello scambio sul posto viene quindi goduto l’anno successivo a quello di produzione.

� Se il GSE accerta (anche a seguito di sopralluoghi sull’impianto) che la condizione di CAR non è verificata, l’operatore è tenuto a restituire le eventuali somme percepite indebitamente.


3 - Le principali tecnologie

Principali tipologie di impianto

Parte del calore presente nel vapore viene utilizzato per scopi diversi dalla generazione di energia elettrica (ad es. teleriscaldamento, industria, ecc)


Turbina a vapore Turbina a vapore

I motori più comuni impiegano il gas metano o il gasolio come combustibile. Viene recuperato il calore contenuto nei fumi di scarico e nei fluidi di raffreddamento del motore

Motori a combustione interna

Motori a combustione interna

L’energia termica è recuperata dai fumi caldi tramite l’utilizzo di appositi scambiatori di calore.

Turbine a gasTurbine a gas

Il calore dei fumi caldi in uscita da una turbina a gas alimenta una caldaia a recupero (GVR) che produce il vapore per una turbina tradizionale. Parte del calore presente nel vapore viene quindi utilizzato per scopi diversi dalla generazione di energia elettrica.

Cicli combinatiCicli combinati

PTOH 2003-2010 – stima per eccesso

T ipo

Numero Potenza media (MW)Motore a

combust. Int. 63,0 2,2Ciclo comb 24,0 217,2Turbina a

gas 34,0 2,8Turbina a vapore 12,0 23,0

PT OH stimato per eccesso (presenza di dissipa tori)

PTOH 2003-2010 – stima per difetto

T ipo

Numero Potenza media (MW)Motore a combust.

Int.15 1,3

Ciclo comb 6 84,9Turbina a gas 11 3,6

Turbina a vapore 15 22,4

PT OH stimato per dife tto (assenza di dissipa tori)

Numero di ore di funzionamento equivalenti

T ipo

Senza dissipa tori Con dissipa toriMotore a



N. ore di funzionam. equiva lenti da l 2003 a l 2010 (% de lle ore tota li negli otto anni)

Rendimento elettrico

T ipo


combust. Int.35,8 38,6

Ciclo comb 27,4 45,0Turbina a

gas26,0 28,6

Turbina a vapore

14,2 14,6

Rendimento e le ttrico da l 2003 a l 2010 (%)

Rendimento totale

T ipo




Rendimento tota le da l 2003 a l 2010 (%)

PTOH effettivo

T ipo

Senza dissipa tori (stima per

dife tto)

Con dissipa tori (stima per eccesso)

Motore a combust. Int. 1,3 1,6Ciclo comb 0,6 2,4Turbina a


PT OH da l 2003 a l 2010

Commento risultati

●Discreta concordanza tra le stime con e senza dissipatori: talielementi influiscono solo in maniera limitata sull’ esercizio(eccezione: ciclo combinati).

●Ore equivalenti di funzionamento leggermente più elevate inpresenza di dissipatori: la possibilità di dissipazione conferisceall’impianto una maggiore flessibilità e continuità di esercizio.

●Rendimento elettrico tendenzialmente migliore in presenza didissipatori (esercizio più regolare e più prossimo alle condizioninominali).

●Rendimento complessivo tendenzialmente più basso in presenzadi dissipatori.

Commento risultati – Motori a comb. interna

●Tecnologia con i più elevati valori di PTOH, sempresuperiori all’unità.

●Ottimo anche il rendimento elettrico, che risulta il piùelevato di tutti, quando non siano presenti dissipatori.

●Mediocre il rendimento complessivo.●Le ore di funzionamento variano poco nei due casi: i

dissipatori hanno un impiego relativamente raro.L’”agilità” propria dei motori consente di avviarli edarrestarli evitando la dissipazione; si preferisce, quandonecessario, l’arresto della macchina.

Commento risultati – Turbina a gas

●Buon rendimento complessivo, ma rendimentoelettrico modesto.

●Modesto anche il PTOH, al di sotto dell’unità anchenella stima più favorevole.

●Ore di funzionamento più elevate in presenza didissipatori. Evidentemente le turbine a gas sonoconsiderate poco adatte a frequenti variazioni diesercizio (avviamenti, arresti, variazioni di carico):ricorso frequente alla dissipazione per favorire laregolarità di funzionamento.

Commento risultati – Turbina a vapore

●Prestazioni poco soddisfacenti. Buono soltanto ilrendimento complessivo.

●Rendimento elettrico basso; bassi anche il PTOH e le oredi funzionamento.

●Ciò si spiega considerando che questa tecnologia sipresta alla tecnica, poco efficiente, degli spillamenti divapore: la sottrazione di vapore durante l’espansione fadiminuire la produzione elettrica, e con essa il PTOH e leore (equivalenti) di funzionamento. La macchina funzionain condizioni assai lontane dalle nominali: perdita direndimento.

Commento risultati- Ciclo combinato

●E’ massimo il divario fra le due stime (il PTOH siquadruplica dall’una all’altra).

●Indizio di scarsa attitudine al funzionamento inregime variabile; massiccio ricorso alladissipazione.

●Rendimento elettrico si riduce drasticamente trapresenza ed assenza di dissipatori: gli altirendimenti elettrici richiedono un funzionamentoregolare e costante. Per ottenerlo si deve dissiparecalore: in presenza di dissipatori, rendimentocomplessivo modesto.

4 – Normativa di legge: gli indici PES e IRE, il riconoscimento CAR, i Certificati Bianchi, il regime fiscale

Primary Energy Saving Index (PES)

Esprime il risparmio percentuale di combustibile chesi ottiene producendo energia elettrica e calore incogenerazione anziché separatamente.

Osservazioni preliminari al DM 4 agosto 2011

● Ia cogenerazione è la produzione CONTEMPORANEA e CONGIUNTA di energia elettrica e di calore;

● In generale, soltanto una parte dell‘energia prodotta puòconsiderarsi prodotta in cogenerazione.

Primary Energy Savings Index (PES)

STSE

CHP

S

CHP

S

CHPS

FFF

FF

FFFPES 11

refH

CHP

refE

CHP

CHP

HEF

1

refH

HCHP

refE

ECHP

11


●FSE; FST: combust. che si sarebbe dovutoutilizzare per produrre separatamente energiaelettrica e, rispettivamente, calore (MWh);

●FS: combustibile totale che si sarebbe dovutoutilizzare per la produzione separata (=FSE +FST).

●FCHP: combustibile effettivamente consumato perprodurre in C.A.R. (MWh).


●ECHP: energia elettrica prodotta in cogenerazione(MWh).

●HCHP: calore prodotto in cogenerazione.


● ηrefE: rendimento di riferimento relativo allasola produzione elettrica.

● ηrefH: rendimento di riferimento relativo allasola produzione termica.


ESEMPIO


● Quale percentuale dell‘energia TERMICA totale è prodotta in cogenerazione?

● Occorre escludere:● Caldaie integrative (CALIN e GVR in figura);● Vapore che non attraversa la turbina (CO-N in figura)

● Per fare ciò, è sufficiente disporre in modo opportuno i misuratori di calore.


● Se il calore è utilizzato sotto forma di acqua calda, ilcalore di ritorno NON è considerato utile, e va quindiescluso dal calcolo degli indici energetici.

● Se il calore è utilizzato sotto forma di vapore, il calore di ritorno (contenuto nella condensa) è considerato utile. Può quindi essere incluso nel calcolo degli indici, a pattodi sottrarre la quantità di calore associata all‘acquaalimento caldaia.

● Tale quantità di calore da sottrarre è pari a quella relativaad una portata (in massa) di acqua a 15°C e 1,013 bar, che sia pari alla effettiva portata in massa del vapore.


● Quale percentuale dell‘energia ELETTRICA totale è prodotta in cogenerazione?

● Occorre escludere:- Energia elettrica prodotta nei periodi in cui non vi è

richiesta di calore (es.: periodo estivo)

● Per fare ciò, non basta disporre in modo opportuno i contatori: occorre definire un criterio convenzionale


● Criterio convenzionale: rapporto energia/calore („power to heat ratio“)

● Si assume che, per ciascun impianto e per ogni anno, tale rapporto abbia un valore definito.

● Noto il calore utile cogenerato, l‘energia elettrica(convenzionalemente) prodotta in cogenerazione si ottiene per semplice moltiplicazione.

● Il valore così ottenuto non deve superare quellodel‘energia elettrica EFFETTIVAMENTE prodotta.

Calcolo del coefficiente C

50

75,0

CHP

CHPCHP

FHE

CHPCHP HCE

CEH CHP

CHP


51

75,0

CHP

CHPCHP

FC

EE

75,011

CFE

CHP

CHP

75,011

CEL


52

EL

ELC

75,0

DM 4 agosto 2011

● Calcolo elettricità da cogenerazione (All. II);

● Identificazione della „cogenerazione ad alto rendimento“ (All. III).

Rend. di primo principio (ηI)

Esprime la percentuale del combustibileimpiegato che viene trasformata in energia utile(elettrica oppure termica).


PFQUPME

I


● PME: potenza elettrica (o meccanica) utile totale;

● QU: potenza termica utile totale;

● PF: potenza totale resa dal combustibile.

DM 4 agosto 2011 - All. II – 6.1

Impianti con rendimento complessivo almeno pari al 75% (oppureall’80%, a seconda della tecnologia):

Tutta l‘energia elettrica prodotta nell‘anno in esame

è considerata come prodotta in cogenerazione.

CALCOLO ENERGIA ELETTRICA DA COGENERAZIONE

DM 4 agosto 2011 - All. II – 7.1

In tutti gli altri casi, l‘energia elettrica da cogenerazione è pari a:

ECHP = HCHP *C

ECHP : energia elettrica (espressa in MWh) prodotta in cogenerazione (non puòsuperare la produzione elettrica totale del generatore in esame)

C : „power to heat ratio“: rapporto tra energia elettrica ed energia termicaprodotte annualmente dall‘impianto. In mancanza di migliori informazioni, si puòimpiegare il valore di C tabellato in funzione della tecnologia impiegata (ciclocombinato gas-vapore; turbina a vapore; turbina a gas; motore a comb. Int.)

HCHP : calore utile prodotto in cogenerazione

sono esclusi:

- contributi di caldaie integrative- vapore prelevato a monte della turbina.

CALCOLO ENERGIA ELETTRICA DA COGENERAZIONE

DM 4 agosto 2011 - All. III, lettere a) e b)

● Indice PES (“Primary Energy Saving”): risparmio percentuale di combustibile (coincide concettualmente con il vecchio IRE);

● Nel PES compaiono i rendimenti ELETTRICI di riferimento, che dipendono:

● dal tipo di combustibile;● dall’età dell’impianto;● dalla temperatura media nel Paese di installazione.


● Indice PES (“Primary Energy Saving”): risparmio percentuale di combustibile (coincide concettualmente con il vecchio IRE);

● Nel PES compaiono anche i rendimenti TERMICI di riferimento, che dipendono:

● dal tipo di combustibile;● dal vettore termico (vapore/acqua calda, oppure utilizzo

diretto gas di scarico).


● Indice PES (“Primary Energy Saving”): risparmio percentuale di combustibile;

● Condizioni per il riconoscimento di CAR (“Cogenerazione ad Alto Rendimento”):

- Potenza <1MWe: PES>0; - Potenza >= 1 MWe: PES>10%.

Nel calcolare il PES va portata in conto la sola energia elettrica cogenerata (ECHP), che, in generale, è solo una parte della produzione elettrica totale.

DM 5 settembre 2011, art.4

Il DM definisce il regime di sostegno alla CAR ed i criteri per ilriconoscimento di CAR.

a) Art. 3.1 - unità di cogenerazione entrate in esercizio dopo il 1gennaio 2011: si applica il DM 4 agosto 2011 (indice PES).

b) Art. 3.2 - unità di cogenerazione entrate in esercizio tra il 7marzo 2007 e il 31 dicembre 2010: si applica dapprima il DM 4agosto 2011 (indice PES); in caso di esito negativo si applica laDelibera AEEG n. 42/02 (indici IRE e LT). In ogni caso, i beneficieconomici si calcolano in base al DM 5 settembre 2011.

c) Art. 3.3 - unità di cogenerazione entrate in esercizio tra il 1aprile 1999 e il 7 marzo 2007: si applicano le norme applicabilialla data di entrata in esercizio. In ogni caso, i beneficieconomici si calcolano in base al DM 5 settembre 2011, neilimiti stabiliti dal dlgs 28/2011, all‘art. 29, comma 4.

E


Procedure per il riconoscimento CAR

Ogni anno, entro il 31 marzo, gli operatori compilano etrasmettono al GSE la richiesta di riconoscimento CARaccompagnata dalla modulistica con i dati consuntivi di eserciziodell‘anno precedente.

In più, per tutte le unità entrate in esercizio prima del 2011,l‘operatore verifica che la documentazione già inviata in passatoal GSE sia completa, e se necessario la integra. Trasmette quindial GSE, entro il 30 novembre 2011, una perizia giurata sottoscrittada un tecnico abilitato.

Entro 120 giorni il GSE accoglie o respinge la richiesta diriconoscimento CAR. A questo scopo il GSE calcola il PES inbase ai criteri del DM 4 agosto 2011, oppure altri indici opportuni.

E


CHPTRIF

CHP

ERIF

CHP FHERISP

RISP: risparmio (se positivo) di energia primaria nell‘annoconsiderato (MWh).

ERIF: rendimento medio del parco di produz. elettrica italiano. Siassume pari a 0,46 salvo correzione per tensione diallacciamento.

TRIF: rendimento medio del parco di produz. termica italiano. Siassume pari a 0,82 (gas di scarico) oppure a 0,9 (vapore; acquacalda).

FCHP: energia del combustibile impiegato in cogenerazione.

E


KRISPCB *)086,0*(

CB: numero di certificati bianchi.

(RISP*0,086): risparmio, se positivo, di energia primaria nell‘annoconsiderato (T.E.P.).

: “coefficiente di armonizzazione“, compreso tra 1 e 1,4 aseconda della quota di potenza.

E


I certificati bianchi vengono riconosciuti (ovviamente, sericorrono le condizioni):

-Per dieci anni alle unità entrate in esercizio dopo il 7 marzo 2007(art. 1.1.a)

-Per quindici anni alle unità entrate in esercizio dopo il 7 marzo2007 (art. 1.1.a) se abbinate a reti di teleriscaldamento , purchèl‘intervento comprenda anche la rete.

-Per cinque anni alle unità entrate in esercizio tra il 1 aprile 1999 eil 7 marzo 2007 (art. 1.1.b), nel limite del 30%.

I periodi di riconoscimento non possono essere oggetto diproroghe o recuperi (ad esempio, per il caso in cui un‘unità, in undato anno, non soddisfi i requisiti di CAR).

E


I certificati bianchi sono assimilati a quelli di II categoria (risparmidi gas naturale).

Chi ottiene i CB può:- utilizzarli per l‘adempimento del proprio obbligo, oppure- cederli ad altro soggetto, oppure- cederli al GSE.

In caso di cessione al GSE, questi ritira i CB al prezzo vigente almomento dell‘entrata in esercizio dell‘unità. Per le unità „vecchie“si applica il prezzo in vigore alla data di entrata in esercizio delDM 5 settembre 2011.

E


Insieme al riconoscimento CAR, il GSE rilascia all‘operatorel‘autorizzazione a fatturare.

La fattura viene saldata dal GSE entro 45 giorni solari continuatividalla data di ricezione.

Il GSE compie (o fa compiere) ispezioni sugli impianti peraccertare l‘esattezza dei dati trasmessi.

In caso di difformità tra le dichiarazioni e la realtà di impianto, ilGSE annulla il beneficio economico per tutti gli anni coinvolti,eventualmente recuperando le somme già erogate.

Se la difformità deriva da carenze impiantistiche (ad esempio,nella strumentazione di misura) l‘operatore è tenuto ad apportarele modifiche richieste dal GSE. Ogni incentivazione viene sospesasenza recupero fino al completamento delle modifiche stesse.

E


Unità di cogenerazione non ancora in esercizio

Per queste unità, gli operatori compilano e trasmettono al GSE lamodulistica tecnica per un esame preliminare.

Il GSE accerta se la configuraz. di impianto e la strumentazionesiano idonee.

Entro 120 giorni il GSE comunica all‘operatore le eventualimodifiche da apportare.

Effettuate le modifiche, l‘operatore non ha altri obblighi diprodurre documentazione se non:

- Dati consuntivi anno precedente- Eventuali modifiche impiantistiche

E

Esempio di calcolo: IRE e PES


●Due turbine a gas (potenza elettrica: 80 kW ciascuna);●Tre caldaie integrative;●Combustibile: metano.

Calcolo dell’IRE:●Ee= 300 MWh●Et=460 MWh●Ec=1200 MWh● IRE=0,1● producendo in cogenerazione si è risparmiato il 10%

dell’energia combustibile che sarebbe statanecessaria per produrre separatamente.


●Due turbine a gas (potenza elettrica: 80 kW ciascuna);●Tre caldaie integrative;●Combustibile: metano.

Calcolo del PES:• Hchp=460 MWh (come nel caso dell’IRE)• Eechp=0,55 x 460 = 253 MWh• Ecchp= 1030 MWh (rispetto al caso dell’ IRE, viene

esclusa la quota di combustibile non impiegata in cogenerazione).

• REFEeta=0,525.• PES=0,0018. • Producendo in CAR si è risparmiato, rispetto alla

produzione separata, lo 0,18 per cento dell’energia combustibile.

Differenze tra IRE e PES

●L’ IRE considera cogenerata l’intera produzioneelettrica; il PES, in generale, solo una parte.

●Nell’IRE compare l’energia elettrica NETTA (al netto deiservizi ausiliari di impianto; nel PES compare l’energiaelettrica LORDA.

●Nell’IRE i rendimenti di riferimento dipendono daicombustibili utilizzati e dalla taglia dell’impianto; nelPES i rendimenti di riferimento dipendono daicombustibili e dall’anno di costruzione dell’impianto.

Esempio di calcolo: IRE e PESValori di rendimento di riferimento armonizzati per la

produzione separata di energia elettrica (DM 4 agosto 2011, Allegato IV)

Valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di calore

(DM 4 agosto 2011, Allegato V)

Cogenerazione 2010: confronto tra gli indici IRE e PES (potenza installata)

T ecnologia

MW % MW % MW %

Ciclo comb. 51 0,6 1066 12,7 7254 86,7Motore comb.

Inte rna 32 3,8 7 0,8 799 95,4

T urbina a gas 0 0,0 125 24,6 384 75,4T urbina a

vapore 0 0,0 196 32,2 412 67,8

Impia nti che soddisfano il

solo PES

Impianti che soddisfano il

solo IRE

Impianti che soddisfano e ntrambi gli

indici

Cogenerazione 2010: confronto tra gli indici IRE e PES (energia elettrica prodotta)

T ecnologia

GWh % GWh % GWh %Ciclo comb. 29 0,1 6385 25,7 18412 74,2

Motore comb. Inte rna 110 4,3 18 0,7 2431 95,0

T urbina a gas 0 0,0 568 23,5 1856 76,5T urbina a

vapore 0 0,0 491 31,8 1050 68,2


solo PES


solo IRE

Impianti che soddisfano entrambi gli

Cogenerazione 2010: confronto tra indici IRE e PES

● quando sarà effettivo il PES, si ridurrà il numero di impianti CAR.

● Tali impianti, inoltre, si vedranno riconoscere come cogenerata soltanto una quota dell’energia elettrica prodotta, anziché l’intera produzione annuale.

● Fanno eccezione i motori a combustione interna, i quali vedranno un aumento sia della potenza CAR sia della relativa energia elettrica.

Il regime fiscale

� Il regime fiscale dei combustibili è diverso a seconda del loro impiego;

� il combustibile impiegato per produrre energia elettrica è soggetto ad una tassazione meno gravosa di quello destinato alla produzione di calore.

Il regime fiscale

� La cogenerazione, per sua stessa natura, utilizza il combustibile per entrambi questi scopi.

� Il consumo totale di un impianto di cogenerazione va dunque ripartito in due diverse quote: si assume per convenzione che l’una abbia prodotto energia elettrica, e l’altra abbia prodotto calore.

� Quale criterio adottare per operare la ripartizione?

Il regime fiscale

� Fino ad un recente passato, ci si basava sulla quantità di energia elettrica prodotta e sul consumo specifico medio (chilogrammi per kWh prodotto, oppure, metri cubi per kWh prodotto) degli impianti termoelettrici.

� Si otteneva così, in kg o in mc, la quota di combustibile che l’impianto di cogenerazione aveva utilizzato, appunto, per produzione elettrica.

� La quota impiegata per produrre calore, si ricavava per differenza.

Il regime fiscale

� Consumo specifico medio: si adottavano i valori fissati da una delibera adottata nel 1998 dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.

� Esempio: nel caso del metano, il consumo specifico medio era pari a 0,25 metri cubi per ogni kWh di energia elettrica prodotta.

Il regime fiscale

� Tali valori erano stati scelti con riferimento alle migliori tecnologie disponibili nel 1998.

� L’evoluzione tecnologica ha indotto recentemente a riconoscerne l’obsolescenza.

Il regime fiscale

� Disciplina attuale [14]: i combustibili impiegati per produzione combinata di energia elettrica e di calore sono soggetti alle aliquote previste per la produzione di energia elettrica, modificate però in base ad opportuni coefficienti.

Il regime fiscale

� I coefficienti saranno individuati con decreto del MSE di concerto con il MEF e saranno soggetti ad aggiornamento quinquennale.

� Terranno conto:

• dell’efficienza media degli impianti cogenerativi italiani,

• delle diverse soluzioni tecnologiche oggi disponibili,

• della normativa europea in materia.

Il regime fiscale

� Disciplina transitoria per il 2012: dal 1 gennaio al 31 dicembre continuano ad applicarsi i valori del consumo specifico medio stabiliti dalla delibera [13], ridotti però del dodici per cento.

Il regime fiscale: la microcogenerazione

� Tutto ciò si applica alla cogenerazione in generale. Gli impianti di microcogenerazione beneficiano però di alcune semplificazioni, grazie ad una normativa specifica (Decreto 27 ottobre 2011 del Ministero dell’Economia e delle Finanze).

� Chi esercisce un’officina di micro cogenerazione, purchè ad alto rendimento, può richiedere che la ripartizione del combustibile consumato –tra produzione elettrica e produzione di calore- sia effettuata con un criterio forfettario.


� Una condizione: che vi sia sull’impianto un’unica linea di alimentazione del combustibile, priva di derivazioni verso altre utenze e dotata di un misuratore.

� In tal caso, la quantità di combustibile consumato, registrata dal misuratore, viene ripartita percentualmente, in base a due coefficienti, uno “elettrico” (Cel) ed uno “termico” (Cter).


� I coefficienti dipendono dalla tecnologia scelta:

• motore comb. interna: Cel=29%; Cter=71%;

• Microturbina: Cel=25%; Cter=75%.


� Nei casi in cui non si possa o non si intenda far ricorso al criterio forfettario, la ripartizione si basa, anziché sulla misura del combustibile consumato, su quella dell’energia elettrica prodotta.

� A partire da quest’ultima, in base a valori convenzionali del rendimento elettrico e del potere calorifico, si desume la quantità di combustibile che è stata impiegata per produzione elettrica.


� Il consumo per produzione di calore si calcola per sottrazione dal consumo totale.

� I rendimenti elettrici convenzionali dipendono anch’essi dalla tecnologia utilizzata: 25% per i MCI; 22% per le microturbine.

� I poteri calorifici dipendono, ovviamente, dal tipo di combustibile.

� Gli uni e gli altri sono contenuti in tabelle allegate al decreto.

5 - Il potenziale di sviluppo della CAR

Potenza totale degli impianti di cogenerazione italiani che nel 2004-2005hanno raggiunto la fine della propria vita utile

T ecnologia Potenza tota le (MW)

CICLOCOMB 89MCI 14

TURBOGAS 13VAPORE 446

T OT ALE NAZIONALE 562

Settore di a ttività Potenza tota le (MW)CARTA 20

CHIMICA 192RAFFINAZ. PETROLIO 336

ALIMENTARI 7RISCALD. URBANO 6

SANITA' 1

T OT ALE NAZIONALE

562

Ripartizione per tecnologia

Ripartizione per settore di attività

Potenza totale degli impianti di cogenerazione italiani che nel 2010 hanno raggiunto la fine della propria vita utile


Ripartizione per settore di attività


CICLOCOMB 89MCI 38



Settore di a ttività Potenza tota le (MW)CARTA 79

CHIMICA 269RAFFINAZ. PETROLIO 336

ALIMENTARI 30RISCALD. URBANO 39

SANITA' 1


Potenza totale degli impianti di cogenerazione italiani che nel 2015 avranno raggiunto la fine della propria vita utile


CICLOCOMB 194MCI 182


T OT ALE NAZIONALE 1.009


Ripartizione per settore di attivitàSettore di a ttività Potenza tota le (MW)

CARTA 137CHIMICA 270

RAFFINAZ. PETROLIO 371ALIMENTARI 20

RISCALD. URBANO 204SANITA' 7

T OT ALE NAZIONALE

1.009

Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 (dati in fase di aggiornamento)

� Potenziale che si potrebbe realizzare installando nuovi impianti: 7000 MW, pari a:

� 70% del parco di cogenerazione nazionale;

� Potenziale che si potrebbe realizzare ammodernando impianti esistenti: 750 MW, pari a:

� 7,5% del parco di cogenerazione nazionale.

Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l’industria chimica

� Analisi nazionale

� Basata su dati ISTAT riguardo all’acquisto di combustibili da parte di imprese del settore.

� Nel 2009 (ultimi dati disponibili) l’industria chimica italiana ha acquistato combustibili per un totale di circa 35,20 TWh.

� Per esigenze tecniche, una parte del combustibile totale deve essere impiegato in dispositivi non cogenerativi (ad es.,caldaie integrative).

� Al netto di tale quantità (stimabile in 4,23 TWh), il consumo totale di combustibile ammonta a 30,97 TWh circa.



� Dalle richieste annuali di riconoscimento presentate al GSE risulta che, nel 2010, l’industria chimica italiana ha destinato circa 16,22 TWh di combustibile a processi di C.A.R.

� La differenza 30,97-16,22=14,75 TWh, è la quantità di combustibile impiegata in processi diversi dalla C.A.R..



� ”incidenza” percentuale della C.A.R. nel settore chimico: 100*(16,22/30,97)=52 %.

� Valore già elevato, ma che lascia spazio a possibili sviluppi ulteriori.

� La presenza massiccia della C.A.R. dimostra che il settore chimico ben si presta al suo impiego. I fabbisogni di calore, tipici di questo settore sono adatti ad essere soddisfatti da impianti di C.A.R..


Analisi regione per regione

attribuzione basata sul numero di addetti operanti nel settore chimico in ciascuna regione.


A B C D E F

Regione Addetti (n.) Addetti (%) Combust tota le (GWh)

Combust. CAR (GWh)

Incidenza de lla CAR

(%)

Potenzia le sviluppo CAR

(GWh)Lombardia 74832,02 0,460 7.211,02 20,75 0,29 7.190,27Toscana 6.562,26 6.562,26 100,00 0,00

Puglia 4.842,88 4.842,88 100,00 0,00Lazio 22830,78 0,140 2.200,04 281,22 12,78 1.918,82

Emilia Romagna 17313,19 0,106 1.668,35 17,42 1,04 1.650,93Sicilia 1.587,79 1.587,79 100,00 0,00Veneto 15201,8 0,093 1.464,89 1,93 0,13 1.462,95

Piemonte 13434,62 0,082 1.294,60 525,13 40,56 769,47Sardegna 1.194,34 1.194,34 100,00 0,00

Umbria 1.088,39 1.088,39 100,00 0,00Campania 4256,42 0,026 410,16 0,00 0,00 410,16

Marche 3264,44 0,020 314,57 0,00 0,00 314,57Liguria 3031,28 0,019 292,10 113,49 38,85 178,61

Abruzzo 2801,38 0,017 269,95 0,00 0,00 269,95Trentino Alto Adige 2074,76 0,013 199,93 0,00 0,00 199,93Friuli Venezia Giulia 2017,89 0,012 194,45 0,00 0,00 194,45

Molise 752,1 0,005 72,47 0,00 0,00 72,47Calabria 622,07 0,004 59,94 0,00 0,00 59,94

Basilicata 394,34 0,002 38,00 0,00 0,00 38,00Valle d'Aosta 16,79 0,000 1,62 0,00 0,00 1,62


� Colonna A: numero di addetti al settore chimico.

� Colonna B: percentuale di addetti al settore chimico.

� Colonna C : prodotto della percentuale di addetti in ogni regione per la già citata quantità di combustibile di 30,97 TWh. (verosimile ripartizione regionale del combustibile complessivamente consumato nel 2010 dall’industria chimica nazionale).


� Colonna D: quantità di combustibile impiegata in C.A.R.. Dati basati sulle richieste di riconoscimento come C.A.R. (relative alla produzione 2010) presentate da industrie chimiche al GSE, e da questo accolte.

� Colonna E: incidenza della C.A.R. (rapporto, espresso in per cento, tra i dati nella colonna D e quelli nella colonna C).

� colonna F: stima delle quantità di combustibile che si sarebbero potute destinare a C.A.R., ma che sono invece state utilizzate diversamente. Esse forniscono quindi una indicazione ragionevole del potenziale di sviluppo della C.A.R..


� Per alcune regioni il combustibile C.A.R. (colonna D) è risultato, ai primi tentativi, pari o superiore alla quantità totale di combustibile (colonna C). La ripartizione pro-quota è stata quindi ripetuta in modo ricorsivo escludendo via via tali regioni, nelle quali non vi è evidentemente spazio per un incremento della C.A.R.. Esse sono caratterizzate da un’incidenza della C.A.R. (colonna E) pari al 100%, e da un potenziale di sviluppo (colonna F) nullo.


� Abbiamo calcolato, come media sulle industrie chimiche nazionali, il rendimento elettrico ed il numero equivalente di ore di funzionamento annue per le varie tecnologie (turbine a gas e a vapore; cicli combinati; motori a combustione interna).

� Per ciascuna di esse, abbiamo moltiplicato il rendimento elettrico medio per il potenziale di energia da combustibile: in questo modo, abbiamo calcolato l’energia elettrica che complessivamente si sarebbe potuto produrre in cogenerazione.


� Abbiamo diviso quest’ultimo valore per il numero medio di ore di funzionamento, ottenendo la potenza complessiva delle macchine che avrebbe consentito di produrre quell’energia elettrica.

�


0 50 100 150 200 250 300 350 400

LombardiaEmilia Romagna

VenetoLazio

PiemonteCampaniaMarcheAbruzzo

Trentino Alto AdigeFriuli Venezia Giulia

LiguriaMolise

CalabriaBasilicata

Valle d'AostaPuglia

SardegnaSicilia

ToscanaUmbria

Potenza elettrica totale (MW)

6 - Casi studio

Caso 1 – Turbine a gas a combustione esterna per l’utilizzo di biomasse (bl16)

Caso 1 – Turbine a gas a combustione esterna per l’utilizzo di biomasse

� Impianto alimentato da biomassa vegetale (residui della lavorazione del mais);

� Due turbine a gas (circa 80 kW elettrici ciascuna).

� Oltre 150 kW termici, grazie al recupero di calore dai fumi di scarico delle due caldaie a biomassa.


� Limitazione delle turbine a gas: impossibilità di alimentarle con combustibili solidi, quali le biomasse.

� Per superare questo vincolo, turbina a gas modificata, nota come EFMGT (“Externally Fired Micro Gas Turbine”).

� La combustione non ha più luogo all’interno della turbina, ma esternamente ad essa (di qui il nome), in una caldaia separata.

� La camera di combustione è sostituita da uno scambiatore di calore.


� Turbina tradizionale, il fluido di lavoro (aria) riceve l’energia necessaria ad azionare la turbina direttamente dal combustibile. In turbina entra un miscuglio che comprende, tra l’altro, prodotti della combustione.

� Nella turbina modificata, l’aria di lavoro riceve energia per via indiretta (scambiatore di calore). Non subisce miscelazioni, né trasformazioni chimiche.

� L’aria che entra in turbina è identica all’aria ambiente, a parte i valori di temperatura e di pressione.


� Il compressore aspira l’aria ambiente e la comprime. L’aria così compressa viene preriscaldata in uno scambiatore di calore a recupero, poi viene convogliata in un secondo scambiatore interno alla caldaia.

� All’uscita dello scambiatore di caldaia, l’aria di lavoro attraversa la turbina.

� Allo scarico di turbina, la temperatura dell’aria è ancora sufficientemente elevata da consentire di recuperare una parte del calore che essa contiene.

� Lo scambiatore a recupero raffredda l’aria di lavoro uscente dalla turbina; il calore che così si rende disponibile viene impiegato per preriscaldare l’aria compressa, prima dell’immissione nello scambiatore di caldaia.


� Dopo il recupero termico, l’aria di lavoro viene immessa in caldaia per fungere da aria comburente. Non tutta: una parte viene destinata ad alimentare, con il suo calore residuo ancora cospicuo, un ulteriore gruppo di generazione.

� Il recupero più importante riguarda il calore residuo nei fumi di scarico della caldaia. Tale calore è adatto, per quantità e per temperatura, ad essere impiegato in un gruppo di generazione a ciclo Rankine organico (Organic Rankyne Cycle, ORC).


� Qualitativamente, un ciclo ORC non differisce da un ordinario ciclo Rankine a vapore. Se ne discosta però per le temperature massime, molto minori di quelle del ciclo a vapore; si presta, inoltre, a realizzazioni di potenza assai più contenuta.

� Tutto ciò consente di impiegarlo, appunto, per sfruttare quantità di calore residue, che dovrebbero altrimenti essere dissipate. Esse vengono utilizzate grazie ad uno scambiatore di calore, che sostituisce la tradizionale caldaia degli impianti a ciclo Rankine.


� Il recupero di calore ha luogo grazie ad uno scambiatore di calore, unico per entrambe le caldaie. Tale scambiatore consente ai fumi delle due caldaie, preventivamente “fusi” in un flusso unico, di cedere calore al generatore ORC, per mezzo di un circuito chiuso d’acqua.

� Vi è poi un secondo apporto di calore al ciclo ORC: quella frazione di aria che non trova impiego come comburente nelle caldaie.

� Tale aria, proveniente da entrambe le turbine e riunita in un flusso unico, transita all’interno del generatore ORC, al quale cede calore prima di essere rilasciata nell’atmosfera.


� Un solo modulo ORC, dunque, sfrutta il calore dei fumi e dell’aria di entrambe le turbine (o meglio di entrambe le caldaie) per azionare un generatore elettrico. Si ha così un’ulteriore produzione elettrica di 100 kW o poco più, che si aggiunge a quella dei due cicli principali.

� Anche il modulo ORC produce calore residuo (circa 500 kW). Tale calore viene, ancora una volta, recuperato grazie ad un circuito chiuso d’acqua e ceduto ad un’utenza termica industriale. E’ questa l’unica quantità di calore che, recuperata, viene impiegata direttamente anzichè per produrre energia elettrica. Essa, dunque, rappresenta il calore utile dell’impianto di cogenerazione.


� L’intero modulo ORC è alloggiato in uno “skid”coibentato ed insonorizzato, dove trovano posto la turbina, l’evaporatore ed i condensatori.

� La turbina ORC è percorsa esclusivamente da fluido surriscaldato; non vi è quindi pericolo di trascinamento di goccioline che potrebbero danneggiare la palettatura , e la potenza prodotta può essere modulata secondo il calore –variabile nel tempo- che la sorgente rende disponibile.


� Connessione alla rete elettrica

� I due generatori elettrici associati alle due turbine EFMGT ruotano a circa 70000 giri al minuto; il generatore relativo alla turbina ORG compie 30000 giri al minuto.

� Con velocità di rotazione così elevate, la frequenza dell’energia prodotta è ben superiore a quella (50 Hz) della rete elettrica: impossibile collegare direttamente i generatori alla rete.

� Occorre interporre un “raddrizzatore”, che trasformi la tensione alternata (ad alta frequenza) del generatore in tensione continua; ed un “inverter” che trasformi nuovamente la tensione continua in alternata (questa volta alla stessa frequenza della rete).


� Modalità di esercizio in emergenza

� In caso di blocco dell’impianto viene immediatamente ed automaticamente interrotta l’immissione in caldaia del combustibile (arresto del sistema di alimentazione) e dell’aria comburente (intercettazione dei condotti).

� Grazie ad un ventilatore di emergenza, viene soffiata aria ambiente in controcorrente in ciascuna delle turbine e nel relativo scambiatore di caldaia. Si limitano così gli innalzamenti di temperatura dovuti al combustibile residuo in caldaia e ad altri “volani termici”. Se tale misura dovesse rivelarsi insufficiente, si aprirebbe un camino di emergenza sulla caldaia, con conseguente rilascio dei fumi in atmosfera.


� Modalità di esercizio in emergenza

� L’impianto non è in grado di funzionare “in isola”, e cioè separatamente dalla rete elettrica. Tra le possibili cause di blocco, quindi, vi è anche la scomparsa improvvisa della tensione sulla rete.

� Tale evento (“black out”) comporta, tra l’altro, la disalimentazione dei dispositivi elettrici di controllo e comando automatico.

� Per compiere le azioni automatiche descritte poc’anzi è quindi necessario avviare un gruppo elettrogeno che alimenti dispositivi di controllo dedicati esclusivamente al servizio in emergenza.


� Contenimento delle emissioni inquinanti

� I principali composti inquinanti presenti nei fumi di combustione sono gli ossidi dell’azoto (ed in particolare il monossido di azoto, NO), ed il monossido di carbonio (CO). La loro concentrazione nei fumi di scarico va contenuta entro i valori massimi la legge.

� Il provvedimento consiste nel limitare fin dall’origine la formazione di questi composti. A questo scopo, l’immissione di aria comburente in caldaia viene eseguita in più stadi (aria primaria, secondaria, terziaria), corrispondenti rispettivamente a varie fasi della combustione.



� Nella prima fase la formazione degli NOx viene ostacolata limitando la quantità di aria comburente rispetto a quella del combustibile. Nella seconda e nella terza fase, invece, lo stesso risultato si ottiene grazie ad una bassa temperatura di combustione. In definitiva, la concentrazione degli NOx nei fumi si mantiene al di sotto del limite di legge, rendendo superfluo il ricorso ad uno specifico dispositivo abbattitore.

� Al tempo stesso, la quantità di aria comburente – sebbene suddivisa come abbiamo visto- è complessivamente tale da favorire la completa combustione; viene così ridotta la formazione di CO, la quale, come noto, è sempre indice di combustione incompleta.



� Nel caso del CO, il provvedimento, da solo, non è sufficiente. Per questo motivo, i fumi, prima di essere rilasciati in atmosfera, transitano per una “camera di permanenza”, ove regna, a regime, una temperatura di circa 1000 °C. I fumi vi permangono per circa 1,2 secondi, tempo sufficiente, a quella temperatura, per far progredire la combustione fin quasi al completamento;

� gran parte del CO residuo viene ossidato a CO2 (post-combustione).

� Durante i transitori di avviamento e di arresto, la temperatura minima in camera di permanenza (850°C) viene garantita da un riscaldatore a resistenza elettrica; il tempo di permanenza è in questo caso più elevato (supera 1,3 secondi).



� Anche per le particelle solide (“polveri totali sospese”, PTS) esiste un valore di legge che la concentrazione nei fumi non deve superare. A ciò provvedono due depolveratori a ciclone –uno per ciascuna caldaia- ed un filtro a maniche, unico per entrambe.



� depolveratore a ciclone: camera di forma approssimativamente cilindrica; i fumi in uscita dalla caldaia vi vengono immessi tangenzialmente, e sono quindi costretti ad assumere un moto rotatorio. Le particelle di polvere vengono spinte dalla forza centrifuga contro le pareti del cilindro, cadendo poi verso il basso per gravità.



� Filtro a maniche: batteria di cilindri verticali (“maniche”) paralleli tra loro e racchiusi in un involucro metallico. Ciascuna manica è ricoperta, sulla superficie laterale, di tessuto (nel nostro caso si tratta di nomex teflonato).

� Il flusso dei fumi da filtrare viene introdotto attraverso il fondo dell’involucro ed aspirato verso l’alto. L’aspirazione viene compiuta in modo da costringere i fumi ad attraversare la parete laterale delle maniche, dall’interno verso l’esterno oppure viceversa.

� Così facendo, i fumi depositano le polveri sul rivestimento di tessuto, che agisce quindi da filtro. Dopo il filtraggio, i fumi escono dalla parte alta del filtro; le polveri depositatesi sulle maniche cadono invece sul fondo.


a Energia elettrica immessa nella rete 1.830 MWh

b En. Elettrica autoconsumata 0 MWhc =a+b En. Elettrica prodotta totale 1.830 MWh

d Energia termica prodotta totale 753 MWhe Energia totale consumata come combustibile 7.842 MWh

f =(c+d)/e Rendimento complessivo dell'impianto 0,329

g=c/e Rendimento elettrico dell'impianto 0,233

h=g/(0,75-g) rapporto energia/calore (coefficiente C) 0,452

i=min(h * d;c) Energia elettrica prodotta in cogenerazione 340 MWh

j=i/g Combustibile consumato in cogenerazione 1.457 MWhk=d/j Rend. termico dell'impianto (in cogenerazione) 0,517

lRendimento elettrico di riferimento: valore base (biomasse di origine agricola; anno di costruz.:

2006-2011)0,250

mCoeff correttivo per en elettrica immessa in rete

(tensione di collegamento compresa tra 0,4 kV e 50 kV)

0,945

nCoeff correttivo per en elettrica autoconsumata


0,925

o=m*a/c+n*b/c Coeff. Correttivo complessivo 0,9450

p=(l+0,00369)*o Rendimento elettrico di riferimento (valore corretto)

0,240

qRend. termico di riferimento (biomasse di origine

agricola) 0,800

r=1-1/(g/p+k/q) PES 0,382


t=1-sPercentuale di immissione in rete (ai soli fini del

calcolo del numero di certificati bianchi) 1,000

u=0,46*(n*s+m*t)Rendimento medio del parco produz elettrica

italiano: valore corretto (ai soli fini del calcolo del numero di certificati bianchi)

0,435

vRendimento medio del parco produz termica italiano (ai soli fini del calcolo del numero di

certificati bianchi)0,90

w=i/g+d/q-j Combustibile risparmiato (ai soli fini del calcolo del numero di certificati bianchi)

161,68 MWh

x Potenza dell'unità di cogenerazione 0,260 MW

yCoeff K per il calcolo del numero di certificati

bianchi 1,40

z=w*0,086*y Numero di certificati bianchi 19 n.

Caso 2 – Impianto di trigenerazione(bd14)

Caso 2 – Impianto di trigenerazione


� Impianto di “trigenerazione” (generazione contemporanea di energia elettrica e di calore, oppure di energia elettrica e di freddo).

� Ubicato nell’Italia del Nord, al servizio di un Centro Elaborazione Dati (CED), al quale fornisce –oltre all’energia elettrica- acqua calda o acqua refrigerata, a seconda del fabbisogno.

� Nei periodi in cui è richiesto il riscaldamento, l’acqua calda prodotta dall’impianto viene inviata direttamente agli ambienti da riscaldare, grazie ad una rete idraulica di distribuzione.

� Quando è richiesto il raffrescamento, l’acqua calda viene deviata, (valvole a tre vie), verso un gruppo frigorifero ad assorbimento, che ne sfrutta l’energia termica per produrre acqua refrigerata a circa 7°C; quest’ultima viene poi immessa nella rete di distribuzione, dalla quale ritorna a 12°C circa.


� Un solo gruppo di produzione, costituito da un alternatore e da un motore a combustione interna alimentato a gas.

� Potenza elettrica a pieno carico: circa 2 MW;

� Potenza termica: poco più di 1,7 MW.


� La potenza termica si compone di quattro fonti di calore, che viene recuperato grazie ad opportuni scambiatori:

� l’”intercooler”, che fornisce circa 470 kW termici;

� l’olio di lubrificazione (quasi 55 kW);

� l’acqua di raffreddamento delle camicie del motore (circa 325 kW);

� i fumi di scarico (900 kW).


� Due diversi rami di recupero, tra loro in parallelo. Il primo ramo è relativo al solo intercooler; il secondo, all’olio di lubrificazione ed all’acqua di raffreddamento. Entrambi ricevono l’acqua di raffreddamento dal collettore di ritorno del teleriscaldamento; qui, infatti, l’acqua di raffreddamento si trova alla temperatura più bassa del suo intero percorso (poco più di 80°C), ed è quindi nella condizione migliore per raffreddare il motore in modo efficiente.

� Le uscite dei due rami di raffreddamento confluiscono nello scambiatore che recupera il calore dai gas di scarico. Qui ha luogo l’ultimo “salto” di temperatura, grazie al quale l’acqua viene portata da 87-88°C fino alla temperatura di mandata (circa 95°C).


� Il recupero del calore contenuto nei fumi di scarico è il più importante, sia perché rappresenta la maggior parte della potenza termica, sia perché l’elevata temperatura dei fumi (oltre 370 °C) conferisce particolare pregio al calore recuperato.

� Per garantire la continuità dell’alimentazione elettrica al CED, l’impianto di cogenerazione deve essere in grado di produrre energia elettrica anche quando, occasionalmente, venga meno la richiesta di calore. Per questo, sono presenti diversi dispositivi che consentono, quando occorra, di dissipare il calore prodotto, invece di recuperarlo.


� Nel loro percorso verso il camino, i fumi attraversano un “diverter”, consistente essenzialmente in una valvola a tre vie. Durante il funzionamento normale, il diverter convoglia i fumi verso lo scambiatore, per consentire il recupero di calore nel modo che abbiamo descritto. All’occorrenza, il diverter viene commutato in modo da deviare i fumi verso l’atmosfera prima che giungano allo scambiatore.

� Il calore proveniente dall’intercooler, dall’olio e dall’acqua del motore viene invece dissipato -sempre quando occorra- ad opera di ventilatori elettrici. Durante il normale funzionamento in cogenerazione, i ventilatori si limitano a dissipare modeste quantità di calore residuo (secondo stadio dell’intercooler; secondo stadio del raffreddamento olio) le quali, per la loro bassa temperatura, non possono essere recuperate utilmente.


� Il cogeneratore è alloggiato in un container insonorizzato; al suo interno, un sistema di ventilazione meccanica forzata provvede ad asportare il calore irraggiato dalla macchina.

� La superficie totale di aerazione è stata scelta in base al Decreto Ministeriale 22 ottobre 2007, “Approvazione della regola tecnica di prevenzione incendi per … motori a combustione interna accoppiati a macchina generatrice elettrica…”.

� Tale decreto costituisce un utile riferimento anche se l’impianto, a rigore, non vi sarebbe soggetto, dato il carattere continuativo della produzione elettrica che vi si svolge. Il decreto prescrive, per il caso in esame, una superficie minima di areazione pari a 12,5 cm2 per ogni kW di potenza elettrica installata.


� L’espulsione dell’aria è di tipo naturale, e consiste in una semplice apertura praticata nella parete opposta a quella di immissione. Sia sull’immissione che sull’espulsione sono presenti condotti dotati di setti insonorizzanti.

� In copertura, alimentati da una rete di tubazioni che vi fa circolare l’acqua glicolata da raffreddare, si trovano i ventilatori di dissipazione relativi al secondo stadio dell’intercooler ed al secondo stadio dell’olio di lubrificazione.

� Il camino è del tipo a due pareti concentriche; entrambe, l’interna e l’esterna, sono realizzate in acciaio inossidabile. Tra di esse, un’intercapedine ad anello spessa almeno 5 cm e coibentata con lana di vetro.


� Lo sbocco del camino si trova ad una quota di circa 30 m rispetto al piano campagna, oltre il colmo del tetto del fabbricato. Tale quota garantisce il rispetto delle disposizioni contenute nel dlgs 152/06, il quale dispone (allegato IX, parte II) che “…le bocche dei camini devono risultare più alte di almeno un metro rispetto al colmo dei tetti, ai parapetti ed a qualunque altro ostacolo o struttura distante meno di 10 metri”. Stabilisce inoltre che “le bocche dei camini situati a distanza compresa fra 10 e 50 metri da aperture di locali abitati devono essere a quota non inferiore a quella del filo superiore dell’apertura più alta.” Queste disposizioni hanno lo scopo di consentire una adeguata dispersione dei prodotti della combustione, e di evitarne l’immissione all’interno di edifici.


� La sezione di sbocco, pari a circa 0,2 m2, è tale da assicurare una velocità di emissione superiore al valore minimo (15 m/s) stabilito dalla Giunta regionale lombarda con la deliberazione n.7/6501 del 19 ottobre 2001.

� Sulla linea fumi, a monte del camino, si trovano un catalizzatore ossidante, un silenziatore ed il diverter.

� Un locale separato, provvisto di vasca di contenimento, ospita due serbatoi per lo stoccaggio dell’olio lubrificante (olio fresco e, rispettivamente, olio esausto). I serbatoi sono collegati con il motore del cogeneratore da due rispettive tubazioni incamiciate, le quali consentono il carico e lo scarico dell’olio. Opportuni pozzetti stagni provvedono a raccogliere le eventuali perdite.


� Sull’impianto non si trovano mai stoccate quantità di combustibile superiori alle soglie stabilite dal DPR 175/1988 e dal DPCM del 31/3/89. La fornitura di metano, facilmente intercettabile, consiste infatti in un prelievo continuo dalla rete gas. Non sono quindi presenti piazzali dedicati allo stoccaggio di combustibili, né sistemi dedicati alla raccolta ed allo smaltimento di acque reflue o meteoriche.


� Modalità di esercizio

� Il controllo dell’impianto è affidato ad un sistema di comando automatico in grado di fronteggiare tutte le possibili condizioni di esercizio;

� non occorre presidio permanente.

� Il sistema di comando e controllo rileva automaticamente ogni anomalìa di funzionamento; comanda, quando necessario, il blocco dell’impianto ed invia un segnale ad un centro di telecontrollo presidiato, per l’eventuale intervento di personale reperibile.



� L’evento più critico è la fuga di metano.

� Presenti sull’impianto rilevatori di presenza gas.

� Quando la quantità di gas nell’aria supera una data soglia, i rilevatori interrompono l’alimentazione dalla rete gas e l’alimentazione elettrica.

� Il cogeneratore viene posto in stato di blocco fino all’intervento del personale reperibile.



� Superamento dei limiti di emissione: se il contenuto di ossidi di azoto nei fumi supera i 450 milligrammi per normal metro cubo, il cogeneratore viene arrestato automaticamente;

� lo stesso accade se l’ossido di carbonio supera i 650 milligrammi per normal metro cubo.

� Entrambi tali valori di soglia, riferiti ai gas secchi con il 5% di ossigeno libero, sono fissati dal decreto legislativo 152/06.



� Il sistema di controllo non attende che le emissioni superino i limiti di legge: si attiva già quando vi si avvicinano pericolosamente. In questo caso, intervento non immediato.

� Due soglie di preallarme (ossidi di azoto e, rispettivamente, ossido di carbonio) più basse, e dunque più severe, di quelle dettate dalla legge.

� Quando una di tali soglie viene superata, il sistema di controllo invia un segnale di allarme; l’arresto del cogeneratore segue soltanto se l’anomalia permane per più di sei ore.



� Principali sostanze inquinanti: monossido di azoto (NO) e monossido di carbonio (CO).

� La loro formazione si può limitare regolando opportunamente le condizioni di combustione nel motore.

� Purtroppo le condizioni che ostacolano la formazione di un inquinante favoriscono invece quella dell’altro.



� Se vi è eccesso di aria comburente, il combustibile viene bruciato completamente o quasi; non si ha una comparsa significativa di ossido di carbonio (che si forma in caso di combustione incompleta.)

� L’eccesso d’aria favorisce però la formazione di composti dell’azoto (che abbona nell’aria) ed in particolare dei suoi ossidi.



� Al contrario, se vi è penuria di aria, la formazione degli ossidi di azoto è ostacolata. L’aria, però, è insufficiente per una combustione completa: inevitabile, quindi, la comparsa di ossido di carbonio.

� La quantità d’aria, insomma, deve trovarsi, in rapporto a quella del combustibile, all’interno di un intervallo ottimo, tale da “mediare” le opposte esigenze legate all’uno ed all’altro inquinante.



� Nel nostro impianto, un sistema automatico di regolazione mantiene il parametro “lambda” (che descrive numericamente l’eccesso d’aria) costantemente compreso tra 1,8 e 2.

� In tal modo viene mantenuta entro i limiti fissati la formazione di ossidi di azoto, ma non quella di ossido di carbonio.

� Necessario, prima di rilasciare nell’atmosfera i gas di scarico, abbatterne il contenuto di CO: a ciò provvede il catalizzatore ossidante installato sulla linea fumi.


� Strumentazione di misura

� Il volume di gas naturale in ingresso al cogeneratore viene misurato con un misuratore del tipo a turbina. Un PLC esegue la compensazione in Standard metri cubi, con l’ausilio di una sonda di temperatura PT100 (termoresistenza) e di un trasmettitore di pressione.

� Per calcolare l’energia fornita al cogeneratore è sufficiente moltiplicare il volume di gas per il relativo potere calorifico inferiore, desumibile dalla fattura di fornitura.



� Il calore utile prodotto si calcola, per ciascuna “sorgente” (acqua di raffreddamento, olio di lubrificazione, fumi di scarico), a partire dalla portata di acqua riscaldata e dalle temperature dell’acqua stessa, misurate da due termoresistenze sulla mandata e, rispettivamente, sul ritorno.

� Tutti i calcoli sono eseguiti da una centralina elettronica, che ne invia i risultati al sistema di telecontrollo.



� Il controllo della combustion è affidato ad un sistema che analizza i fumi di scarico e ne misura in continuo alcune caratteristiche (temperatura; concentrazione di ossigeno; concentrazione di ossido di carbonio). In base a queste misure, realizzate con l’impiego di opportune sonde, il sistema calcola ulteriori grandezze, quali il rendimento di combustione, la concentrazione di anidride carbonica, l’eccesso d’aria.


a Energia elettrica immessa nella rete 0,000 MWh

b En. Elettrica autoconsumata 15.000,000 MWhc =a+b En. Elettrica prodotta totale 15.000 MWh

d Energia termica prodotta totale 13.500,000 MWhe Energia totale consumata come combustibile 34.500,000 MWh




i=min(h * d;c) Energia elettrica prodotta in cogenerazione 15.000 MWh


lRendimento elettrico di riferimento: valore base

(gas naturale; anno di costruz.: 2006-2011) 0,525



0,945



0,925



0,489

q Rend. termico di riferimento (gas naturale) 0,900

r=1-1/(g/p+k/q) PES 0,245

Caso 2 – Impianto di trigeneraziones=b/i (col

massimo di 1)Percentuale di autoconsumo (ai soli fini del






0,426




15.752,64 MWh

x Potenza dell'unità di cogenerazione 2 MW


bianchi 1,35

z=w*0,086*y Numero di certificati bianchi 1.829 n.

Caso 3 – cogenerazione con olio vegetale(bg13)


� Impianto di cogenerazione alimentato con olio vegetale. Motore a combustione interna (potenza elettrica: circa 1 MW)

� Energia termica: sotto forma di acqua calda e di vapore.

� Tre sono le “sorgenti” di calore recuperabile:

� l’acqua di raffreddamento del motore;

� l’olio di lubrificazione;

� i fumi di scarico.


� Le prime due forniscono calore a bassa temperatura: acqua calda per il riscaldamento di ambienti.

� La terza sorgente (fumi di scarico) è più pregiata a causa della sua temperatura assai più elevata. Essa produce quindi vapore, per mezzo di una caldaia a recupero.

� Le due sorgenti a bassa temperatura cedono il proprio calore grazie a due scambiatori, inseriti in serie su un circuito chiuso d’acqua. Un terzo scambiatore presente su tale circuito trasferisce poi il calore all’acqua destinata al riscaldamento ambienti.


� Nei periodi in cui il riscaldamento non è richiesto, il calore viene dissipato da un ventilatore, che una valvola a tre vie inserisce o disinserisce secondo la necessità.

� La tubazione del riscaldamento ha una temperatura di progetto di 80°C sulla mandata e 40 °C sul ritorno. Da essa si dipartono due rami che vanno a riscaldare i due serbatoi del combustibile, affinchè l’olio vegetale che vi si trova immagazzinato mantenga nel tempo le proprie caratteristiche (fluidità ecc.).


� I fumi di scarico, prima di essere rilasciati in atmosfera, attraversano una caldaia a recupero, dove vengono raffreddati fino a 200 °C o poco più.

� Il calore ad essi sottratto viene impiegato per trasformare in vapore l’acqua di alimento della caldaia. Il vapore viene inviato allo stabilimento industriale per esservi impiegato nel processo produttivo.

� Nei periodi in cui non vi sia richiesta di vapore un dispositivo di bypass provvede a deviare il flusso dei gas di scarico, che viene quindi rilasciato in atmosfera prima di aver raggiunto la caldaia a recupero.


� Sul percorso dei fumi, sistema per l’abbattimento delle emissioni inquinanti (ossidi di azoto, monossido di carbonio ecc.). La sua posizione (a monte del bypass) garantisce che i fumi vengano depurati in qualsiasi condizione di funzionamento. La concentrazione degli inquinanti emessi nell’ambiente non supera quindi mai i valori massimi ammessi dalla legge: né quando i fumi attraversano la caldaia a recupero, né quando vengono rilasciati direttamente nell’atmosfera.

� Il sistema di abbattimento si compone di due elementi distinti.

� Convertitore catalitico; provoca la trasformazione del monossido di carbonio in anidride carbonica, e quindi il completamento della combustione (come noto, la presenza di monossido di carbonio è sintomo di combustione incompleta).

� Secondo elemento: abbatte gli ossidi di azoto, impiegando una soluzione di urea.


a Energia elettrica immessa nella rete 7.603,830 MWh

b En. Elettrica autoconsumata 116,400 MWhc =a+b En. Elettrica prodotta totale 7.720 MWh

d Energia termica prodotta totale 6.239,040 MWhe Energia totale consumata come combustibile 21.744,330 MWh




i=min(h * d;c) Energia elettrica prodotta in cogenerazione 5.609 MWh



(olio vegetale; anno di costruz.: 2006-2011) 0,442



0,945



0,925



0,421

q Rend. termico di riferimento (biocarburanti) 0,890

r=1-1/(g/p+k/q) PES 0,223


s=b/i (col massimo di 1)

Percentuale di autoconsumo (ai soli fini del calcolo del numero di certificati bianchi) 0,021





0,435




4.043,32 MWh

x Potenza dell'unità di cogenerazione 1 MW


bianchi 1,40


Caso 4 – MCI al servizio di un albergo (ba4)

� Impianto di cogenerazione presso un albergo nel nord-est d’Italia.

� Un unico motore a combustione interna.

� Potenza elettrica: circa 125 kW.

� Potenza termica: 210 kW (recupero di calore dal sistema di raffreddamento, dall’olio di lubrificazione e dai fumi di scarico).

� Il calore recuperato viene impiegato per soddisfare il fabbisogno termico dell’albergo.


� Il modulo è montato su un telaio in profilato di acciaio saldato ed e’ racchiuso in una pannellatura insonorizzante. La pannellatura ha una classe di reazione al fuoco B1 secondo la Norma DIN 4102 (brucia con difficoltà). Sistema di ventilazione di sicurezza contro le fughe di gas all’interno.



� Dimensionamento

� Il dimensionamento è stato effettuato sulla base dei consumi annui di energia elettrica e di calore tipici dell’albergo in questione.

� Il consumo di energia elettrica si concentra nei mesi estivi, soprattutto in luglio. A partire da settembre incomincia a diminuire, fino al minimo annuale, che viene toccato in dicembre. Moderato aumento a gennaio, e poi ancora variazioni contenute fino a maggio.

� Rispetto a quello elettrico, il consumo di calore ha un andamento complementare. E’ massimo da gennaio a marzo; va poi diminuendo fino a toccare un minimo tra giugno e luglio. A novembre, nuovo picco (meno marcato).


� Dimensionamento

� Un andamento dei consumi fortemente influenzato dalla stagionalità.

� Per soddisfare il fabbisogno energetico –quello termico, in particolare- con il solo cogeneratore, sarebbe necessario un motore di taglia tale da soddisfare la domanda termica anche nei periodi in cui essa è massima.

� In tal caso, però, nei periodi di basso carico il calore prodotto sarebbe eccessivo rispetto al fabbisogno, e andrebbe quindi parzialmente dissipato, con evidente danno per l’efficienza di funzionamento.


� Dimensionamento

� Si è preferito quindi coprire con il cogeneratore soltanto una parte del carico termico, in modo da poter sempre utilizzare tutto il calore prodotto, senza mai essere costretti a dissipare.

� Naturalmente, questa scelta impone di integrare l’impianto con una o più caldaie, che soddisfino il fabbisogno termico residuo non coperto dal cogeneratore.


� Lo stabilizzatore di pressione

� Il gas naturale di rete ha pressione troppo elevata e troppo variabile nel tempo per poter essere impiegato direttamente nel motore.

� Per questo motivo, sulla condotta di alimentazione del gas si trova uno “stabilizzatore di pressione”: attraversato dal flusso di gas proveniente dalla rete, lo stabilizzatore ne abbassa la pressione e la mantiene costante (con una certa tolleranza) al nuovo valore.




� Regolatore ad azione diretta.

� All’interno del regolatore, il gas viene fatto passare attraverso un orifizio, in modo che subisca una diminuzione della pressione. La pressione si abbassa dunque dal valore Pm che aveva a monte del regolatore, fino al valore Pv che assume a valle di esso. Pv è tanto minore quanto più piccola la sezione di passaggio dell’orifizio.

� Quest’ultima è variabile automaticamente grazie ad uno stelo scorrevole, il quale avvicina o allontana dall’orifizio un otturatore fissato alla propria estremità.



� All’altro estremo dello stelo si trova una membrana flessibile.

� La membrana è soggetta all’azione di due diverse forze, che si contrappongono tra loro. Dall’alto agisce la forza esercitata da una molla; dal basso, invece, la forza dovuta alla pressione Pv (una “presa di pressione” mette in comunicazione la tubazione di valle con l’interno del regolatore).

� Se la forza della molla è prevalente, lo stelo, spinto dalla membrana, scorre verso il basso, allontanando l’otturatore dall’orifizio. La sezione di passaggio aumenta; con essa aumentano la pressione Pv e la corrispondente forza sulla membrana. Diminuisce invece la forza elastica della molla.



� Simmetricamente, se prevale la forza dovuta alla pressione Pv, lo stelo, scorrendo verso l’alto, riduce la sezione di passaggio e quindi la Pv stessa; comprime però la molla, la cui forza aumenta di conseguenza.

� In entrambi i casi, dunque, il movimento dello stelo tende a portare le due forze all’equilibrio. Quando questo è raggiunto, lo stelo si arresta, in corrispondenza di un dato valore di Pv. Da questo momento, ogni volta che tale pressione si modifica (ad esempio, a causa di una variazione nella potenza prodotta dal motore) lo stelo tende a riportarla al valore iniziale.



� Il valore di Pv può essere scelto secondo le esigenze dell’applicazione: basta agire sulla vite di regolazione di cui la molla è dotata. La vite, comprimendo la molla, determina l’entità della forza elastica, e quindi, indirettamente, la pressione di valle che deve equilibrarla. Nel nostro caso, è stato scelto un valore adatto al buon funzionamento del motore a combustione interna.



� Il funzionamento del regolatore di pressione è influenzato soltanto dalla pressione di valle e dalla forza elastica della molla: è indipendente, invece, dalla pressione di monte Pm e dalle sue variazioni.

� Ciò è rigorosamente vero soltanto per un regolatore ideale.

� nella realtà, la pressione Pm esercita sull’otturatore una forza verso il basso che si aggiunge alla forza elastica della molla. Ciò dà luogo ad un errore nella regolazione: la pressione di valle assume infatti un valore superiore a quello desiderato, in modo da equilibrare anche la forza aggiuntiva.




� Per evitare, o almeno per limitare tale fenomeno, molti regolatori sono dotati di una membrana di compensazione, anch’essa soggetta, come l’otturatore, alla pressione di monte. Con una differenza fondamentale, però: nel caso della membrana , la forza di pressione (Fa, in figura 4) tende a spostare lo stelo verso l’alto, e compensa quindi la Fb, che tenderebbe invece a trascinare lo stelo verso il basso.



� Lo “scambio sul posto”

� Si tratta di una particolare modalità di scambio di energia elettrica con la rete, che offre all’operatore dell’impianto diversi vantaggi, sia tecnici che economici. E’ disciplinato da alcuni provvedimenti dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, e può applicarsi agli impianti di cogenerazione di potenza non superiore a 200 kW .



� La produzione elettrica del cogeneratore ed il consumo elettrico dell’albergo non seguono, in generale, lo stesso andamento temporale. Vi sono quindi periodi in cui la produzione non è sufficiente a soddisfare il fabbisogno. In tali casi, l’energia ancora mancante viene fornita dalla rete: l’albergo la acquista dalla Società di fornitura elettrica, pagando la relativa bolletta.

� In altri periodi, al contrario, la produzione elettrica è superiore al fabbisogno dell’albergo. Che cosa fare, allora, dell’energia residua che non ha trovato utilizzo immediato?



� Nel regime di scambio sul posto, tale energia in eccesso viene immessa nella rete elettrica. Così facendo, l’albergo restituisce, in tutto o in parte, l’energia che ha prelevato dalla rete in periodi precedenti. Evidentemente, restituita l’energia, l’albergo ha diritto a vedersi rimborsare –almeno parzialmente-la spesa che aveva sostenuto per acquistarla.



� Lo scambio sul posto offre quindi diversi vantaggi.

� Consente di far produrre il cogeneratore in maniera indipendente dal fabbisogno di energia elettrica: i momentanei squilibri (positivi o negativi) tra la produzione ed il fabbisogno vengono compensati dalla rete. Questa, dunque, agisce come una sorta di banca dell’energia, dove l’operatore “deposita” l’energia in eccesso, per ritirarla in seguito, quando ne avrà bisogno.

� Grazie allo scambio sul posto si può modulare la potenza dell’impianto sulla base della sola domanda di calore (la più critica), senza preoccuparsi della domanda elettrica.



� Altro vantaggio: rimborso, almeno parziale, delle spese relative alla bolletta elettrica.

� Infine: se, al termine di un dato anno, l’energia elettrica immessa in rete è maggiore di quella prelevata, l’operatore può chiedere che la differenza gli venga liquidata. Può, insomma, scegliere di vendere l’eccesso di energia prodotta, anzichè prelevarla per i propri impieghi.



� Ogni operatore che intenda essere ammesso allo scambio sul posto presenta al GSE una richiesta in tal senso. Se essa viene accolta, l’operatore riceve periodicamente dal GSE un “contributo in conto scambio”, a parziale rimborso delle spese sostenute per l’acquisto di energia elettrica. L’ammontare del contributo dipende dalle caratteristiche dell’impianto e dalle condizioni contrattuali che l’operatore ha sottoscritto con la propria società di vendita di energia elettrica. Per calcolarlo, il GSE si vale di informazioni che le società di vendita ed i gestori di rete gli forniscono periodicamente.

� Ulteriori informazioni riguardo allo scambio sul posto si trovano sul sito www.gse.it.


� Recuperi di calore

� Il calore di recupero proviene da tre sorgenti distinte: l’acqua di raffreddamento del motore, dalla quale si recuperano, a pieno carico, circa 110 kW termici; l’olio di lubrificazione (circa 15 kW termici); i fumi di scarico, i quali, con una temperatura di circa 450 °C, rendono disponibile una potenza termica di quasi 85 kW. Sfuggono soltanto 20 kW termici, che non si possono recuperare utilmente e vengono quindi dissipati da un radiatore.


� Recuperi di calore

� Il recupero termico ha luogo grazie a tre scambiatori di calore (uno per ciascuna sorgente), i quali vengono attraversati in successione da acqua in circuito chiuso. Si ha quindi uno scambiatore acqua/acqua, uno olio/acqua, ed infine uno fumi/acqua. Il circuito chiuso, ricevuto il calore dalle tre sorgenti, lo cede a sua volta ad un circuito secondario per mezzo di un ulteriore scambiatore, del tipo a piastre. Finalmente, il circuito secondario trasferisce il calore alle utenze termiche dell’albergo.

� Sul circuito primario, una valvola a tre vie consente, all’occorrenza, di escludere lo scambiatore a piastre e quindi di interrompere la cessione di calore alle utenze termiche.


a Energia elettrica immessa nella rete 76 MWh

b En. Elettrica autoconsumata 536 MWhc =a+b En. Elettrica prodotta totale 613 MWh

d Energia termica prodotta totale 1.034 MWhe Energia totale consumata come combustibile 2.057 MWh




i=min(h * d;c) Energia elettrica prodotta in cogenerazione 613 MWh



(gas naturale; anno di costruz.: 2006-2011) 0,525



0,945



0,925



0,490

q Rend. termico di riferimento (gas naturale) 0,900

r=1-1/(g/p+k/q) PES 0,143


s=b/i (col massimo di 1)

Percentuale di autoconsumo (ai soli fini del calcolo del numero di certificati bianchi) 0,875





0,427




528,44 MWh

x Potenza dell'unità di cogenerazione 0,135 MW


bianchi 1,40


Documents

Recupero di calore: la cogenerazione ad alto rendimento · Vapore ciclo semplice ... (“Impianti di produzione di energia elettrica…collegati a reti di I e II ... recupero dell’azoto