Modulo 10 Impianti per la cogenerazione di energia

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1 Corso di Impianti Meccanici Laurea Triennale Modulo 10 Impianti per la cogenerazione di energia Prof. Ing. Cesare Saccani Prof. Ing. Augusto Bianchini Dott. Ing. Marco Pellegrini Dott. Ing. Michele Gambuti Department of Industrial Engineering (DIN) - University of Bologna

2 Agenda Introduzione Cogenerazione con impianti a vapore Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi Cogenerazione con turbine a gas 2/36

3 Introduzione La cogenerazione è la generazione simultanea di energia termica ed elettrica/meccanica. Negli impianti per la produzione di sola energia elettrica, la potenza termica trasportata dal vapore scaricato dalla macchina motrice viene disperso (si utilizza ad esempio un condensatore). Gli impianti cogenerativi utilizzano solitamente sistemi di generazione tradizionali (motori a combustione interna, turbine a vapore, turbine a gas, cicli combinati ) dove l energia termica scaricata viene invece recuperata e riutilizzata per usi diversi dalla generazione elettrica (processi industriali e civili, quali teleriscaldamento, teleraffrescamento). (da: Guida alla cogenerazione ad alto rendimento GSE) 3/36

4 Introduzione Le unità di cogenerazione che soddisfano determinati requisiti in termini di risparmio di energia primaria, sono riconosciute come Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR). Per ciascun anno solare in cui soddisfino i requisiti di CAR, gli impianti di cogenerazione hanno diritto ad alcuni benefici tra cui: esonero dall obbligo di acquisto dei Certificati Verdi (CV) previsto per i produttori e gli importatori di energia elettrica con produzioni e importazioni annue da fonti non rinnovabili: 1 CV = 1MWh di energia rinnovabile (gli impianti cogenerativi non CAR abbinati a reti di teleriscaldamento hanno comunque diritto all esonero). priorità di dispacciamento per l energia elettrica, per la quota riconosciuta come CAR, rispetto agli impianti per la produzione di energia elettrica tradizionali; emissione di Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi: CB) che possono essere venduti o utilizzati per raggiungere l obiettivo quantitativo di risparmio di energia primaria che i distributori di energia elettrica e di gas naturale sono tenuti a raggiungere annualmente: 1 CB = 1 TEP risparmiato; in alternativa si può richiedere il ritiro al GSE dei Certificati Bianchi cui si ha diritto. agevolazioni fiscali e condizioni tecnico-economiche semplificate per la connessione alla rete elettrica. 4/36

5 Introduzione La normativa in ambito cogenerazione ha subìto grandi cambiamenti ed evoluzioni. Oggi l indice utilizzato per valutare il risparmio di energia primaria ai fini del riconoscimento di CAR è l indice PES (Primary Energy Saving). Per dato periodo di riferimento (anno solare), il rendimento globale dell unità di cogenerazione vale: η en. elettrica calore utile en. di alimentazione E H F CHP = Combined Heat Power (potenza cogenerata) L allegato II del DM 4 agosto 2011 identifica due diversi valori di soglia per il rendimento globale: 80% per unità con turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore e turbina a condensazione con estrazione di vapore; 75% per le altre tipologie. Se l unità di cogenerazione è superiore o uguale rispetto al valore di soglia, tutta l energia elettrica prodotta nel periodo di riferimento viene considerata da cogenerazione ai fini del calcolo del PES; in caso contrario, solo una parte dell energia elettrica prodotta viene riconosciuta prodotta da cogenerazione (da calcolare secondo la procedura riportata nello stesso allegato). 5/36

6 Introduzione η η η η Le quote cogenerative di energia elettrica E CHP edi energia primaria F CHP sono definite dall allegato II del DM 4 agosto Si introducono i rendimenti di produzione separata di energia elettrica η e di calore η ed i rendimenti di riferimento η e η indicati dalla normativa (vedi tabella pagina successiva): η E F, η H F, η, η L indice PES è così definito: Una unità di cogenerazione viene definita ad alto rendimento (CAR) se: PES 0,1 per le unità con capacità di generazione almeno pari a 1 MW e (è necessario conseguire un risparmio di energia primaria di almeno il 10% rispetto alla produzione separata); PES > 0 per le unità di piccola e micro-cogenerazione (basta conseguire un risparmio di energia primaria). 6/36

7 Introduzione I valori di riferimento per variano in funzione di: combustibile impiegato; anno di entrata in esercizio; Il rendimento ottenuto va corretto con appositi fattori legati: alla zona climatica, per tenere conto della diversa temperatura media annuale rispetto al valore di riferimento di 15 C; alle perdite evitate sulla rete, per tenere conto della tensione di collegamento alla rete (non si applica agli impianti a legna o biogas); (Fonte: GSE, Allegati IV, VI e VII del DM 4 agosto 2011) 7/36

8 Introduzione I valori di rendimento di riferimento per la produzione separata di calore sono riportati nella tabella seguente. Tali valori, espressi in per cento, sono basati sul potere calorifico inferiore e sulle condizioni ISO standard (temperatura ambientale di 15 C, pressione di 1,013 bar, umidità relativa del 60 %). Variano in funzione di: combustibile impiegato; utilizzo del calore prodotto: o produzione di acqua calda o vapore; o uso diretto dei gas di scarico o, in ogni caso, se T 250 C. (Fonte: GSE, Allegato V del DM 4 agosto 2011) 8/36

9 Agenda Introduzione Cogenerazione con impianti a vapore Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi Cogenerazione con turbine a gas 9/36

10 Cogenerazione con impianti a vapore Molte industrie producono e utilizzano vapore di acqua a scopo tecnologico per provvedere a processi vari quali, ad esempio, la concentrazione, la distillazione, l essiccamento. Queste industrie hanno anche bisogno di energia elettrica per cui può risultare conveniente produrre vapore a caratteristiche potenziali molto più elevate (40 80 bar con surriscaldamento a C) e farlo espandere fino alla pressione fissata per l utilizzazione in una turbina che trascina un generatore elettrico. Si utilizza infine il vapore per soddisfare l utenza termica. Per lo scambio termico si utilizza vapore saturo, caratterizzato da elevati valori del calore di vaporizzazione e del coefficiente di scambio termico. Inoltre, ad una certa pressione, la temperatura a cui avviene lo scambio è costante (fatte salve le perdite di carico). 10/36

11 Cogenerazione con impianti a vapore Per quanto riguarda la distribuzione, l elevato coefficiente di scambio dà luogo a dispersioni termiche e formazione di condensa che deve essere separata dal vapore e drenata con appositi scaricatori. Pertanto è opportuno arrivare allo scambiatore con qualche grado di surriscaldamento. Negli scambiatori degli utilizzatori in genere la condensazione avviene a pressione p u >p atmosferica perché la temperatura alla quale si utilizza il calore è più elevata di 100 C. Dagli scaricatori di condensa si arriva al degasatore che lavora solitamente tra i 105 C e i 130 C, e permette lo scarico degli incondensabili presenti. Inoltre, le perdite di acqua vengono qui reintegrate. La pompa di alimento riporta acqua al generatore di vapore. Il coefficiente di utilizzazione è dato da: η Con riferimento al ciclo raffigurato, si ottiene: η 11/36

12 Cogenerazione con impianti a vapore Se H 3 =H A (ciclo teorico in cui L q q ) η 1 Nella pratica il coefficiente di utilizzazione è minore di 1 a causa delle perdite legate alla turbina e, soprattutto, perché le condense vengono scaricate alla pressione atmosferica. Inoltre, il liquido raccolto nel degasatore può subire un raffreddamento portandosi a temperatura t A. Si ha quindi un abbassamento del η u perché è necessario fornire un maggior apporto di calore: Δq c t t Il coefficiente di utilizzazione reale sarà: η L η η q q Δq 1 In mancanza di informazioni più precise, per i rendimenti si possono assumere i seguenti valori: rendimento di scambio rendimento isoentropico rendimento meccanico rendimento ausiliari rendimento elettrico rendimento generatore rendimento degasatore η η η η η η η 0,95 0,97 0,80 0,85 0,90 0,95 0,96 0,98 0,92 0,96 0,90 0,95 0,75 0,90 12/36

13 Cogenerazione con impianti a vapore 1) Impianto a contropressione Si considera l ipotesi peggiore in cui l acqua reintegrata g venga subito dispersa all uscita dal generatore senza fornire potenza elettrica o termica. 13/36

14 Cogenerazione con impianti a vapore Il dimensionamento di impianti cogenerativi parte dalla potenza termica (la più difficilmente trasportabile) richiesta agli scambiatori degli utilizzatori. Questa infatti deve essere distribuita entro pochi km dall impianto a differenza della potenza elettrica prodotta che può essere immessa in rete. L energia elettrica prodotta viene quindi trattata come un prodotto secondario. 1) Dati tecnologici: potenza termica Q richiesta dagli utilizzatori; pressione p u e temperatura t u richiesta agli scambiatori: identificano i punti (1) e (2) ed il calore di vaporizzazione H 1 H 2. 2) La portata di vapore G è data dal bilancio: Q G H H η 14/36

15 Cogenerazione con impianti a vapore 3) Il salto entalpico H v H 1 disponibile alla turbina dipende dalla quantità di energia elettrica che si vuole produrre: P G H H η η η 4) Il punto (V) viene definito una volta noto il rendimento isoentropico η i della turbina. Infatti, considerando un generico punto (P), η i permette di individuare la retta R evidenziata sul diagramma H-s poiché deve risultare: η H H H H H H H H. Da questa si ricava H, cui corrisponde lo stesso valore di entropia del punto (V), di cui quindi sono note le coordinate teromodinamiche. Se i valori di pressione e temperatura ottenuti sono tecnologicamente accettabili per la turbina, si sceglie il modello commerciale che meglio si adatta alla soluzione. 5) La portata g di acqua da reintegrare è nota grazie alle informazioni fornite dai costruttori. 15/36

16 Cogenerazione con impianti a vapore 6) Noto il potere calorifico inferiore K i del combustibile utilizzato, si calcola il consumo di combustibile g c : g K η G g H H H A è nota conoscendo la temperatura dell acqua alla presa del serbatoio del degasatore. Se così non fosse si può utilizzare il bilancio al degasatore per ricavare t A e H A (t A ): g c t t G H H η 7) Si calcola infine il coefficiente di effetto utile reale η u : η Q P g K η G H H η G H H η η η G g H H 16/36

17 Cogenerazione con impianti a vapore 2) Impianto a contropressione con by-pass della turbina 17/36

18 Cogenerazione con impianti a vapore Non sempre la potenza termica richiesta dalle utenze corrisponde a quella di progetto e spesso è necessario regolare tale potenza. Inoltre ben difficilmente i valori di pressione e di temperatura che corrispondono a (V) sono compresi nei limiti commerciali che rendono economico ed accettabile l impianto. Se le utenze termiche necessitano di una portata G di vapore maggiore rispetto a quella G di design della turbina, si immette in turbina solo G. Alle utenze termiche viene poi mandata un ulteriore portata di vapore G G ottenuta dal generatore previa riduzione della pressione da p g a p u e desurriscaldamento del vapore che, dopo la riduzione di pressione, avrebbe entalpia H v e quindi sarebbe estremamente desurriscaldato. Questo desurriscaldamento si ottiene iniettando una parte dell acqua di alimento g a nel condotto di vapore con semplici distributori o barilotti di miscelazione e può essere dosato in maniera tale da riportare il vapore all ingresso degli scambiatori allo stato di vapore saturo secco (s). 18/36

19 Cogenerazione con impianti a vapore Bilanci di energia (impianto a contropressione con by-pass della turbina) o Utilizzatore: o Turbina: Q G H H η P G H H η η η o Desurriscaldatore: G G g H H G H H g H H o Degasatore: g c t t G H H η o Generatore di vapore: g K η G g g H H Il coefficiente di utilizzazione reale η u vale: η Q P g K G H H η G H H η η η η G g g H H 19/36

20 Cogenerazione con impianti a vapore 3) Impianto a derivazione Se la portata G che assicura agli utilizzatori la potenza termica richiesta è inferiore rispetto alla portata di progetto della turbina, per garantire la potenza elettrica prevista si produce nel generatore dell ulteriore vapore G che andrà esclusivamente ad espandersi in turbina. Questo vapore viene fatto espandere il più possibile (fino a pressioni inferiori rispetto a quella atmosferica) e la condensa viene recuperata attraverso un condensatore (che dissipa il calore di condensazione). L impianto presenta quindi due turbine o una turbina a derivazione dalla quale si deriva la portata G che serve agli utilizzatori, mentre la portata G attraversa l intera macchina (o le due macchine) per poi andare al condensatore. 20/36

21 Cogenerazione con impianti a vapore Bilanci di energia (impianto a derivazione) o Utilizzatore: Q G H H η o Turbina: P G G H H G H H η η η o Generatore di vapore: g K η G G g H H o Degasatore: G H H G H H Il coefficiente di utilizzazione reale vale: η Q P G H H η G H H G H H η η η η g K G G g H H 21/36

22 Cogenerazione con impianti a vapore 4) Impianto a derivazione con desurriscaldamento Anche in questo caso l aggiunta della tubazione di by-pass può rappresentare una sicurezza per il funzionamento degli scambiatori. Inoltre, può essere che dalla turbina non sia possibile derivare una portata superiore ad una certa frazione φ di quella immessa. Se questa non è sufficiente a soddisfare le richieste degli utilizzatori di energia termica, si ricorre al circuito di by-pass con riduzione della pressione e desurriscaldatore. 22/36

23 Cogenerazione con impianti a vapore Bilanci di energia (impianto a derivazione con desurriscaldamento) o Utilizzatore: Q φg G H H η o Turbina: P G H H 1 φ H H η η η o Desurriscaldatore + mix con derivazione: G g H H g H H φg H H o Degasatore: 1 φ G H H G φg H H o Generatore di vapore: g K η G G g g H H Il coefficiente di utilizzazione reale vale: η Q P φg G H H η G H H φ H H η η η η g K G G g g H H 23/36

24 Cogenerazione con impianti a vapore 5) Impianto a due pressioni di utilizzazione (a contropressione) Finora si sono visti impianti con un solo utilizzatore o con più utilizzatori funzionanti alla stessa pressione. Vediamo ora un impianto con diversi utilizzatori che funzionano con due valori della pressione p u ep u, con p u >p u. 24/36

25 Cogenerazione con impianti a vapore Bilanci di energia (impianto a contropressione a due pressioni di utilizzazione) o Utilizzatori: Q φg G g H H η Q 1 φ G G g H H η o Turbina: P G H H 1 φ H H η η η o Desurriscaldatori: G H H φg H H g H H G H H 1 φ G H H g H H o Degasatore: g c t t η φg G g H H 1 φ G G g H H o Generatore di vapore: g K η G G G g H H Il coefficiente di utilizzazione reale vale: η 25/36

26 Cogenerazione con impianti a vapore 6) Impianto a derivazione con desurriscaldamento a due pressioni di utilizzazione Se la portata richiesta in turbina per soddisfare il fabbisogno elettrico è maggiore rispetto a quanto richiesto dai diversi utilizzatori funzionanti a pressione differente, si adotta il seguente schema impiantistico. 26/36

27 Cogenerazione con impianti a vapore Bilanci di energia (impianto a derivazione con desurriscaldamento a due pressioni) o Utilizzatori: Q φ G G g H H η Q φ G G g H H η o Turbina: P G H H 1 φ H H 1 φ φ H H η η η o Desurriscaldatori: G H H φ G H H g H H G H H φ G H H g H H o Degasatore: g c t t η 1 φ φ G H H φ G G g H H φ G G g H H o Generatore di vapore: g K η G G G g H H Il coefficiente di utilizzazione reale vale: η 27/36

28 Agenda Introduzione Cogenerazione con impianti a vapore Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi Cogenerazione con turbine a gas 28/36

29 Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi L energia scaricata da un motore a combustione interna, può approssimativamente considerarsi ripartita tra energia meccanica fornita all albero del motore, energia termica ceduta ai fumi ed energia termica ceduta ai sistemi di raffreddamento ad acqua e ad olio. Nell ambito della cogenerazione si cerca di recuperare i contributi termici mediante scambiatori di solito ad acqua calda o surriscaldata. Per evitare problemi correlati a condense acide, i fumi vano comunque scaricati a temperature non inferiori a 140 C. 29/36

30 Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi Il primo schema mostra un motore che trascina un generatore elettrico e munito di scambiatori di recupero S 1 es 2 utilizzati per produrre acqua calda. L acqua di raffreddamento del motore, messa in circolo dalla pompa di circolazione P, cede calore in S 1. La valvola a tre vie V 1, serve per ricircolare acqua calda all ingresso del motore, fino a che non si sia raggiunta la temperatura prescritta. L altra valvola a tre vie V 2 serve per deviare l acqua al radiatore R nel caso in cui l acqua non si sia raffreddata abbastanza in S 1 come conseguenza di una limitata richiesta da parte delle utenze. Al motore infatti deve comunque essere garantito il raffreddamento. Sul circuito dei fumi, V 3 comandata dal termostato T, by-passa una parte dei fumi se la temperatura dell acqua per le utenze termiche supera il valore prescritto. Sono anche presenti un indicatore visivo di temperatura e pressione, t e M, e una valvola di sicurezza V s. Analogo è il secondo schema, dove il recupero è al servizio di due diverse utilizzazioni: si produce acqua calda in S 1 e acqua surriscaldata in S 2. 30/36

31 Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi Analisi economica Costo dei moduli cogenerativi % Progettazione 5% Opere civili e isolamenti acustici 10 % Strumentazione, regolazione e cntrollo 15 % Assemblaggi 5% Ausiliari 5 10 % Installazione e consegna 5% 31/36

32 Agenda Introduzione Cogenerazione con impianti a vapore Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi Cogenerazione con turbine a gas 32/36

33 Cogenerazione con turbine a gas Anche per le turbine a gas, il recupero di calore attraverso un apposito scambiatore può dar luogo ad un coefficiente di utilizzazione notevolmente superiore. Si riporta un esempio di configurazione impiantistica. Centrale di cogenerazione di Tor di Valle a servizio dell impianto di teleriscaldamento realizzato da Acea nel 1984 nella zona sud di Roma 33/36

34 Cogenerazione con turbine a gas I gas di scarico provenienti da un gruppo turbogas semplice arrivano alla caldaia di recupero (C). Questa è affiancata da caldaie normali (C i ) con funzione di riserva in caso di avaria o manutenzione del gruppo TG, e di integrazione quando, a fronte di una modesta richiesta di potenza elettrica, la potenza ceduta ai fumi non risulta sufficiente. Vengono altresì utilizzate in caso di richiesta di potenza termica eccezionalmente elevata o così modesta da non giustificare il funzionamento del gruppo TG. Troviamo inoltre un sistema di accumulo del calore a mezzo di serbatoi cilindrici (S) in cui si accumula acqua calda quando la TG funziona a potenza elevata mentre il riscaldamento richiede potenza modesta. Troviamo poi il gruppo di pompaggio (P) ed il sistema di regolazione dell impianto di riscaldamento con valvola miscelatrice (V). Altre pompe (p) consentono la circolazione dell acqua attraverso serbatoi indipendentemente dalla circolazione attraverso gli scambiatori utilizzatori. Si tratta di un impianto ad acqua surriscaldata con vaso chiuso assistito a gas inerte ed è inoltre previsto un potenziamento della caldaia di recupero con post bruciatori in grado di elevarne la potenza. 34/36

35 Cogenerazione con turbine a gas Sono infine riportate le caratteristiche principali di alcune turbine a gas con iniezione di vapore in camera di combustione. Da notare le elevate temperature di scarico. 35/36

36 Corso di Impianti Meccanici Laurea Triennale Modulo 10 Impianti per la cogenerazione di energia Prof. Ing. Cesare Saccani Prof. Ing. Augusto Bianchini Dott. Ing. Marco Pellegrini Dott. Ing. Michele Gambuti Department of Industrial Engineering (DIN) - University of Bologna

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