Impianti di cogenerazione

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1 Impianti di cogenerazione DI P. MAGLIOLO MODENA PROJECT & ENGINEERING, MODENA Negli ultimi anni, l evoluzione delle condizioni normative e di mercato, congiuntamente alla disponibilità di tecnologie adatte, hanno portato alla ribalta un modello di generazione elettrica alternativo a quello a forte centralizzazione che, nei Paesi industrializzati, si era sviluppato in regime di monopolio: si tratta della generazione distribuita dell energia elettrica, realizzabile con impianti di ridotta potenza, posti nelle vicinanze delle utenze e capaci di fornire servizi aggiuntivi, tendenti ad incrementare il livello qualitativo del kwh prodotto, sotto il profilo energetico ed anche ambientale. Tra le possibili soluzioni di generazione distribuita, per la loro alta efficienza e l impatto ambientale relativamente modesto, sono messi in primo piano gli impianti di cogenerazione, dedicati prevalentemente all autoconsumo dell azienda che li realizza. L autoproduzione di energia elettrica e calore consente, infatti, di realizzare apprezzabili vantaggi economici, energetici ed ambientali. L entità e la valenza di tali vantaggi dipendono, purtroppo, dai condizionamenti esterni imposti dal mutevole panorama legislativo ed economico e dallo scenario tecnologico in costante evoluzione. COGENERAZIONE Per cogenerazione si intende la produzione combinata di energia meccanica/elettrica e di energia termica utile. Nelle tecnologie impiegabili per la realizzazione di cicli termodinamici, la frazione di calore che deve necessariamente essere riceduta dal ciclo è quasi sempre maggiore della frazione convertita in elettricità o lavoro, cosicché l energia termica non utilizzata risulta sovente superiore all energia elettrica o meccanica utile. Essendo l energia termica una forma di energia ampiamente richiesta, specie nel settore dei laterizi, ne deriva la possibilità di impiegare lo scarto di un ciclo di potenza, come calore utile per il processo industriale. La cogenerazione consiste, pertanto, nell impiego utile del calore scaricato da un ciclo di potenza (produzione di energia meccanica e/o elettrica). Dal punto di vista concettuale, produrre contemporaneamente energia elettrica e termica è più conveniente che produrle separatamente, con due impianti distinti perché, a parità di energie utili prodotte, si ha un minor consumo di combustibile IMPIANTO CONVENZIONALE IMPIANTO CONVENZIONALE 100 IMPIANTO DI COGENERAZIONE Mediamente, in un impianto di cogenerazione alimentato a metano, per ogni kwh prodotto, si ha una riduzione di CO 2 pari a circa 450 g, rispetto alla produzione separata di energia elettrica (centrale termoelettrica) ed energia termica (caldaia convenzionale, bruciatori, ecc.). Le direttive comunitarie e la legislazione nazionale definiscono la cogenerazione come un opzione irrinunciabile e prioritaria ai fini dell uso efficiente dei combustibili e della protezione dell ambiente. Non ci sono dubbi sui vantaggi, in termini di rendimento energetico, che la cogenerazione ha rispetto alla produzione separata di energia elettrica e termica; tuttavia, proprio perché questi vantaggi sono originati da una produzione combinata, è necessario che l energia termica disponibile possa essere utilizzata nell area adiacente l impianto Fig. 1 - Cogenerazione vantaggi energetici Perdite 57 Perdite Energia termica 45 Energia elettrica Energia termica Energia elettrica Perdite 2

2 La taglia e la potenzialità dell impianto sono dunque strettamente dipendenti dalla tipologia e dalla quantità dell energia termica necessaria. Di seguito si riassumono i principali vantaggi e limiti attinenti la cogenerazione: Vantaggi Economico e salvaguardia delle risorse: con la cogenerazione si sfrutta meglio l energia contenuta nel combustibile; quindi, a parità di energia utile prodotta, si consuma meno combustibile; ambientale: il minor consumo di combustibili implica una minor quantità di emissioni nocive nell ambiente e, per conseguenza, una diminuzione dei costi sociali dell inquinamento; generazione distribuita: consumo di energia localizzato nell area ove questa viene prodotta, limitato utilizzo della rete elettrica, minori perdite e maggiore sicurezza e garanzie di servizio. Limiti Il limite principale della cogenerazione riguarda soprattutto la corrispondenza tra produzione e domanda, sia sul lato elettrico, sia su quello termico: non serve a molto ottenere alti rendimenti complessivi se poi non si possono razionalmente utilizzare le energie prodotte dall operazione; la diffusione dei sistemi cogenerativi è stata finora ostacolata soprattutto dagli alti costi iniziali di impianto imputabili alla maggiore complessità di tali sistemi, se confrontati coi costi dei sistemi tradizionali. I MOTORI PRIMI I motori primi per i quali esiste oggi una consolidata esperienza operativa in impianti di cogenerazione sono quattro: turbine a vapore; turbine a gas; motori alternativi a ciclo Otto o Diesel; impianti a ciclo combinato turbina a gas/turbina a vapore. TURBINE A VAPORE Le turbine a vapore sono quelle utilizzate per prime tra gli impianti di autoproduzione, laddove è necessario produrre vapore per il processo produttivo (industrie della carta, tessili, alimentari, ecc.). Anziché produrre il vapore alla pressione richiesta dal processo produttivo (4-6 bar), si è deciso di arrivare a bar e di sfruttare il salto entalpico nella turbina a vapore accoppiata ad un generatore elettrico. Il maggior consumo di combustibile in caldaia è compensato dall energia elettrica disponibile: in pratica, si tratta di realizzare un ciclo Rankine utilizzando la turbina in contropressione (scarico del vapore a 4-6 bar da inviare al processo) oppure con spillamento e condensazione. Nel primo caso (il più diffuso, poiché si evita la complessità del sistema di condensazione), la produzione elettrica è necessariamente vincolata al consumo di vapore dello stabilimento: la regolazione è ad un solo grado di libertà, sempre in funzione del fabbisogno termico. Nel secondo caso, sfruttando la condensazione, è possibile gestire la turbina con due gradi di libertà: potenza elettrica e termica possono essere fissate, entro certi limiti, indipendentemente l una dall altra. Attualmente, l impiego delle turbine a vapore per impianti di cogenerazione è piuttosto raro, sia per la complicazione di dover gestire una caldaia ad alta pressione (necessità di un conduttore patentato), sia per i rendimenti elettrici non particolarmente elevati (per taglie medio piccole - fino a 3 MW - in contropressione si ottengono rendimenti elettrici inferiori al 20%). Ancora interessante, ma per potenze elettriche piuttosto elevate (oltre MW), è l impiego della turbina a vapore accoppiata alla turbina a gas (impianti a ciclo combinato). TURBINE A GAS Il contenuto entalpico dei gas combusti scaricati dalla turbina è molto elevato ed è agevole recuperarne il Fig. 2 - Turbina a vapore. Fig. 3 - Turbina a gas. 3

3 facile trasportabilità e montaggio in fabbrica anziché in cantiere; tempi di installazione e di realizzazione dell impianto molto contenuti; irrilevanza della disponibilità di acqua di raffreddamento; costo di investimento limitato rispetto alla potenza installata. Un altro capitolo fondamentale dell evoluzione tecnologica delle turbine a gas riguarda il contenimento delle emissioni: vista l assoluta necessità di disporre di combustibili di elevata qualità, come il gas naturale, sono praticamente trascurabili i problemi di emissioni di polveri, fuliggine o ossidi di zolfo. L unico vero problema è costituito dagli ossidi di azoto, ma il progresso tecnologico ha consentito di cogliere risultati di grandissimo rilievo: si producono turbogas con combustori e bruciatori speciali, detti Dry-Low- NOx (DLN), che permettono di rispettare i limiti di emissione imposti senza ricorre a catalizzatori o altri sistemi di abbattimento. Nella soluzione impiantistica di base, i prodotti della combustione scaricati dalla turbina entrano in un caldaia a recupero per la produzione di vapore e/o acqua calda, ovvero sono utilizzati direttamente per processi di essiccazione (atomizzatori per l industria ceramica, forni, essiccatoi, ecc.). Il recupero di calore non altera la potenza elettrica erogata dalla turbina a gas, se non per la piccola quota dovuta alle percalore per l utilizzo diretto in un processo industriale, o per la generazione di un fluido termovettore in una caldaia a recupero. Nonostante queste caratteristiche positive, solo negli ultimi 10 anni la turbina a gas ha acquisito una posizione significativa nel campo della cogenerazione. Tale evoluzione è stata il frutto di imponenti sforzi di ricerca e di sviluppo che hanno migliorato sostanzialmente le prestazioni e l affidabilità di questa macchina, modificando radicalmente il panorama tecnologico di tutto il settore energetico. Strutturalmente, la turbina a gas in ciclo semplice (ovvero con scarico dei gas combusti in atmosfera) è una macchina molto compatta e leggera, poiché gli organi costitutivi sono limitati alle turbomacchine e alla sezione di combustione: mancano totalmente i dispositivi di scambio termico, poiché l energia primaria per il ciclo viene liberata nel combustore all interno dello stesso fluido di lavoro (non c è bisogno di circuiti di raffreddamento). Le dimensioni sono significativamente inferiori a quelle del solo turbogruppo di una centrale a vapore di pari potenza; il rapporto peso/potenza è circa kg/kwe per le macchine di derivazione aeronautica, e raggiunge al più i 100 kg/kwe per alcune macchine industriali di piccola potenza. Questa compattezza, che ha decretato il successo incontrastato della turbina a gas in campo aeronautico, comporta numerosi vantaggi anche in campo industriale: possibilità di installazione in spazi limitati; Fig. 4 - Motogeneratore a gas. 4

4 dite di carico dei gas, che comportano una modesta contropressione allo scarico della turbina, e quindi una piccola riduzione della potenza netta. Per le potenze medio-grandi (oltre MW) le turbine a gas trovane applicazione nei cicli combinati, dove si raggiungono rendimenti elettrici di ciclo superiori al 50%. Per gli impianti di cogenerazione in ciclo semplice la turbina a gas presenta la netta dipendenza della produzione di elettricità dalla produzione di calore (regolazione ad un solo grado di libertà). MOTORI ALTERNATIVI A CICLO OTTO O DIESEL I motori alternativi a ciclo Otto e Diesel costituiscono la tecnologia dominante nel campo delle piccole potenze, da pochi kw fino a qualche MW. Questo tipo di macchina è stato sviluppato ed ha sperimentato eccezionali progressi di prestazioni e di affidabilità. La classificazione più naturale di questi motori dipende dal tipo di ciclo termodinamico realizzato: motori Otto o ad accensione comandata, nei quali la fase di combustione avviene in seguito all innesco di una energia esterna; motori Diesel o ad accensione spontanea, nei quali la fase di combustione avviene a pressione pressoché costante senza necessità di innesco. Elementi distintivi delle applicazioni stazionarie di questa tecnologia sono: grandissima flessibilità e affidabilità ottenuta mediante il trasferimento dell enorme esperienza accumulata nella propulsione; modularità, realizzata variando il numero dei cilindri in funzione della potenza da erogare (elevata disponibilità di motori per livelli di potenza); rendimenti elettrici elevati: dal 25% delle macchine da qualche decina di kw ad oltre il 42% per i motori Diesel ed a gas di qualche MW; facilità nel reperimento di servizi e di personale per la manutenzione, grazie alla capillare diffusione delle versioni automobilistiche che richiedono pratiche concettualmente simili; Per contro si evidenzia: esigenza di impianti di dissipazione per garantire il funzionamento del motore anche in assenza di recupero termico; costi di manutenzione più elevati delle altre tecnologie per impianti fissi (esempio turbine a gas); emissioni non trascurabili di tutti i maggiori macroinquinanti di interesse normativo (esigenza del catalizzatore per la riduzione della CO 2 e talvolta esigenza di catalizzatore SCR per la riduzione degli NOx). L impiego dei motori ciclo Diesel è stato recentemente perfezionato anche per applicazioni con oli vegetali grezzi, per i quali è previsto il riconoscimento della qualifica IAFR e quindi il diritto all emissione dei Certificati Verdi. In ogni caso, nelle applicazioni fisse risulta predominante l impiego del gas naturale che, grazie alle sue caratteristiche qualitative, consente di attenuare significativamente il problema delle emissioni, di semplificare notevolmente i circuiti di alimentazione, di ridurre i costi di manutenzione e aumentare la vita del motore. A differenza della turbine a gas, per i motori le sorgenti di calore potenzialmente impiegabili per la cogenerazione sono quattro: i gas di scarico, che rappresentano la sorgente termodinamicamente più pregiata (temperature attorno a 400 C); tipicamente è ascrivibile ai prodotti di combustione il 30% dell energia liberata dal combustibile; l acqua di raffreddamento del motore (circuito alta temperatura): circa il 15% dell input termico, con il quale è possibile ottenere acqua calda o aria calda fino a 70 C; l olio lubrificante: anch esso disponibile a bassa temperatura (tipicamente C lato secondario), per una quota quantificabile attorno al 5% dell energia in ingresso; l aria di sovralimentazione: per ridurre il lavoro di compressione nel cilindro, l aria in arrivo dal sistema di sovralimentazione viene normalmente raffreddata fino a C. Il calore recuperabile attraverso questo raffreddamento è dello stesso ordine di grandezza di quello recuperabile dall olio di lubrificazione. In definitiva, il calore recuperabile a bassa temperatura si aggira attorno al 25-30% dell input termico, a fronte del 30% disponibile nei gas di scarico. Analogamente alle turbine a gas, i motori alternativi rientrano nella classe delle macchine a un solo grado di libertà. CICLO COMBINATO GAS/VAPORE Si tratta della struttura impiantistica più efficiente per la produzione di energia elettrica: le grandi centrali di produzione nazionale di nuova generazione sono realizzate in questo modo e parte di quelle esistenti che erano alimentate ad olio combustibile sono state convertite con questa tecnologia. È facile capire che la notevole complicazione impiantistica rende interessanti queste applicazioni solo per potenze piuttosto elevate; è quindi abbastanza raro l utilizzo di questi sistemi in applicazioni prettamente cogenerative. ESERCIZIO DI UN COGENERATORE Un impianto di cogenerazione è tradizionalmente esercito secondo tre modalità di funzionamento; ad ognuna di esse corrispondono differenti quantità di energia termica ed elettrica disponibili, per cui vanno di volta in volta considerati i benefici e gli svantaggi relativi al funzionamento adottato. Infatti, inevitabilmente, si presentano esuberi e/o deficit di energia che impongono il ricorso ad adeguati sistemi di integrazione. A guidare la scelta è comunque il 5

5 livello di contemporaneità dei carichi termoelettrici e il tipo di tecnologia adoperato per la cogenerazione. GENERAZIONE A POTENZA IMPOSTATA Il verificarsi del massimo assorbimento energetico è considerato un evento poco significativo ai fini progettuali: molto raramente è possibile massimizzare la redditività dell impianto di cogenerazione dimensionando l impianto stesso sulla massima richiesta termica e/o elettrica dello stabilimento. Regolando il motore primo a potenza imposta (cioè fissando un valore di potenza in funzione del tempo anche uno per ogni fascia di distribuzione dell energia), ci si pone l obiettivo di soddisfare le esigenze medie di fabbisogno elettrico (assorbimento medio dell azienda) ed in tale assetto si cerca di massimizzare l impiego del calore disponibile. Questa modalità di esercizio può essere impostata solo con funzionamento in parallelo alla rete, prevedendo di poter cedere l eventuale eccesso di energia elettrica prodotta, ovvero di acquistare quella mancante. Il soddisfacimento dell utenza termica è subordinato alla potenza elettrica del motore, per cui ci si può trovare nelle condizioni di dover dissipare l energia termica in eccesso, oppure nella necessità di ricorrere a sistemi di integrazione (post-combustione, bruciatori in vena, caldaie ausiliarie, ecc.). INSEGUIMENTO ELETTRICO Optando per tale soluzione, si richiede al cogeneratore di seguire costantemente il carico elettrico dell utenza asservita. Non viene prevista, quindi, la possibilità di cedere energia elettrica alla rete (regolazione a scambio zero), ma rimane comunque la necessità dell allacciamento alla rete per sopperire ad eventuali deficit di potenza programmati od imprevisti dell impianto di cogenerazione (manutenzione, guasti). Tale scelta è strettamente legata al tipo di motore primo utilizzato: un motore a gas, ad esempio, si adatta male a questa modalità di funzionamento potendo inseguire il carico non al di sotto della metà della potenza nominale. Anche la tipologia di utenza svolge un ruolo determinante ai fini della scelta di tale modalità di funzionamento: un andamento del diagramma di carico elettrico molto altalenante può rappresentare un limite tecnico imprescindibile. Anche in questo caso, come per il precedente, l energia termica viene gestita cercando di massimizzarne il recupero; tuttavia, all occorrenza, risulterà necessario dissipare o ricorrere a sistemi di integrazione. INSEGUIMENTO TERMICO In considerazione del fatto che difficilmente le eccedenze di calore sono cedibili all esterno dello stabilimento produttivo e che un accumulo di energia termica non è realizzabile in termini economici e pratici, in questa configurazione si da assoluta priorità al soddisfacimento del carico termico. Si ha quindi la possibilità di svincolarsi quasi interamente da sistemi di integrazione del calore, anche se vanno sempre tenute presenti le soste programmate (manutenzione) o accidentali (guasti) dell impianto di cogenerazione. La connessione in parallelo alla rete elettrica prevede l acquisto e l eventuale cessione di energia. In genere, seguendo questa logica di esercizio, occorre sovradimensionare la taglia del cogeneratore rispetto alle esigenze elettriche dell utenza, per poter disporre di adeguate quantità di calore di processo: ciò non rappresenta un vincolo, poiché l energia in eccesso è facilmente valorizzabile attraverso contratti bilaterali con operatori del libero mercato o direttamente con il GSE (Ritiro Dedicato). Presupposto spesso imprescindibile per tale impostazione è un grande numero di ore di utilizzazione dell energia termica. TRIGENERAZIONE Il termine trigenerazione è un termine improprio che viene usato per distinguere due forme diverse di energia termica: produzione di calore e produzione di freddo. L impianto di trigenerazione è, di fatto, un impianto di cogenerazione che sfrutta l energia termica disponibile sia per la produzione di aria/acqua calda o di vapore, sia per la produzione di acqua refrigerata. In particolare, per la produzione di acqua refrigerata con acqua calda o vapore è necessario disporre di una macchina chiamata assorbitore: il principio della produzione del freddo è di natura chimico-fisica e si basa sulla variazione di concentrazioni di soluzioni saline mediante somministrazione di calore, con organi meccanici in movimento e quindi assorbimenti elettrici notevolmente ridotti rispetto a quelli delle categorie a compressione meccanica. Di regola, il raffreddamento ad assorbimento è degno di essere preso in considerazione se si verifica una delle seguenti condizioni: buona parte del calore reso disponibile dall impianto di cogenerazione deve essere dissipato; si dispone di una fonte di energia primaria a basso costo; si ha un limite di carico elettrico che sarebbe complesso e costoso aumentare e si ha necessità di incrementare la produzione di energia frigorifera. In definitiva, la trigenerazione viene utilizzata quando l energia termica necessaria all assorbitore ha un costo così basso da bilanciare la differenza di rendimento rispetto ai sistemi tradizionali. Infatti un impianto a compressione (che assorbe energia elettrica) raggiunge facilmente un COP pari a 3-4, mentre il COP dell assorbitore difficilmente supera il valore di 0,7. 6

6 In pratica, per avere 1 kwh frigorifero nel primo caso occorre consumare 0,33 kwh elettrici, nel secondo caso 1,43 kwh termici: per avere una significativa convenienza è necessario disporre di energia termica a meno di 1/5 del prezzo dell energia elettrica. FORME DI SOSTEGNO ALLA COGENERAZIONE Le direttive comunitarie e la legislazione nazionale definiscono la cogenerazione come un opzione irrinunciabile e prioritaria ai fini dell uso efficiente dei combustibili e della protezione dell ambiente: per questo, l iter autorizzativo non trova particolari ostacoli e, pur non essendo presenti finanziamenti specifici a copertura anche parziale dell investimento, è possibile ottenere il riconoscimento di Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o certificati bianchi, in proporzione al risparmio energetico raggiunto (differenza tra il consumo totale di energia nella situazione precedente la realizzazione di un impianto di cogenerazione e quella dopo l installazione dell impianto). Il mercato dei TEE, con le novità introdotte dagli ultimi Decreti, sembra finalmente rappresentare una concreta opportunità di sostegno (in termini di possibilità di vendere i certificati bianchi ); tuttavia non è ancora possibile quantificarne il contributo, poiché il prezzo riconosciuto ai TEE dipende totalmente dal mercato (bilancio domanda-offerta). Per gli impianti di cogenerazione alimentati con fonti rinnovabili è possibile accedere al meccanismo dei Certificati Verdi, che rappresentano una ulteriore valorizzazione per la produzione netta di energia elettrica per i primi 15 anni di esercizio dell impianto. Attualmente, il prezzo di riferimento del GSE per il solo CV è di 112,88 /MW; tuttavia il prezzo di mercato, scambiato sulla piattaforma del GME, esprime valori medi attorno a /MW. L ANALISI DI FATTIBILITÀ TECNICO ECONOMICA E LA SCELTA DELL IMPIANTO La convenienza tecnico-economica nella realizzazione di un impianto di cogenerazione è un problema altamente complesso a causa dell elevato numero di variabili in gioco. Lo studio di fattibilità di un impianto di cogenerazione richiede la conoscenza e la valutazione di molti parametri e grandezze, non sempre facilmente determinabili. Infatti, per poter valutare con sufficiente affidabilità la fattibilità di un progetto di cogenerazione, bisogna tenere presenti almeno i seguenti aspetti: sistema energetico attuale: caratteristiche delle attuali utenze energetiche (temperature richieste, necessità degli utenti, ecc.), fabbisogni termici ed elettrici (possibilmente rilevati a livello giornaliero o almeno mensile); prezzi medi applicati per l energia elettrica e per il combustibile utilizzato; presenza di vincoli contrattuali o tecnici per la fornitura del combustibile e dell energia elettrica; caratteristiche dell attuale sistema di generazione termica (potenzialità, rendimenti, costi di gestione e manutenzione); definizione delle possibili soluzioni impiantistiche per il cogeneratore elaborati sulla base dei dati di targa, dei costi di installazione e di gestione di una rosa di soluzioni tecniche ritenute idonee a soddisfare le richieste energetiche delle utenze, fino a trovare quella economicamente più conveniente. Si tratta di ipotizzare di installare un cogeneratore, di un determinato tipo e taglia, e di farlo funzionare per un dato periodo di tempo al servizio delle utenze precedentemente individuate. Durante il periodo di funzionamento, occorre calcolare i vari costi di gestione, sia in entrata che in uscita, ai quali il sistema è soggetto (costi per il combustibile, ricavi dalla vendita dell energia elettrica in eccesso, valorizzazione del mancato acquisto dell energia elettrica autoconsumata, valorizzazione dell energia termica prodotta e recuperata, ecc.). Parallelamente, bisogna calcolare gli stessi costi nella configurazione impiantistica attuale: quantificare costi/ricavi che si avrebbero nel caso di un impianto tradizionale e con l impianto di cogenerazione. Dal confronto tra i costi/ricavi calcolati nei due casi si può dedurre il risparmio ottenibile col cogeneratore, da cui si ricava il tempo di ritorno dell investimento. Chiaramente, in corrispondenza della massima resa energetica dell impianto, non è detto che si ottenga il minimo periodo di ritorno, così come non sempre al massimo risparmio ottenibile è associata la soluzione meno costosa sul piano dell investimento iniziale. Per queste ragioni, è praticamente impossibile esprimere valori validi per tutti sui requisiti per la fattibilità tecnico-economica di un impianto di cogenerazione. Volendo comunque tentare, l impianto di cogenerazione ottimale è quello leggermente sottodimensionato, in modo da lavorare quasi sempre a pieno carico e con il massimo recupero possibile di energia termica. Le più recenti analisi di fattibilità hanno portato in evidenza come la forbice dei prezzi dell energia elettrica e del gas naturale tende a premiare impianti ad elevata efficienza elettrica piuttosto che puntare sull efficienza termica. In questo senso, i motori a gas, per taglie medio piccole (fino a 5 MW), stanno dimostrando redditività superiori alle turbine a gas, anche per applicazioni dove sarebbe preferibile un livello entalpico elevato per l energia termica. In prima battuta, per uno stabilimento che utilizza almeno il 65% dell energia termica resa disponibile dal cogeneratore (motore a gas da kw esercito per ore/anno), la redditività è dell ordine di (saving prima dell ammortamento). Il rapporto investimento / saving è dell ordine dei 3-4 anni. 7