Recupero di calore: la cogenerazione ad alto rendimento. Giuseppe Dell Olio GSE - MSE

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1 Recupero di calore: la cogenerazione ad alto rendimento Giuseppe Dell Olio GSE - MSE Rimini, 9 novembre 2012

2 1 - Cogenerazione in Italia, oggi

3 La cogenerazione: informazioni generali Risparmio Energetico Produzione combinata 15 perdite 100 combustibile cogenerazione 35 elettricità 50 calore Risparmio del 28% di energia primaria Produzione separata 30 perdite 140 combustibile perdite 35 elettricità 50 calore

4 La cogenerazione: informazioni generali La cogenerazione È la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica (eventualmente anche energia meccanica) Vantaggi risparmi di energia primaria pari mediamente al 20-30% (gas, olio combustibile,...) 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

5 Dati globali sulla cogenerazione ad alto rendimento (CAR) in Italia (anno 2010) Potenza elettrica installata: MWe, pari a: 9% dell intero parco di produzione elettrica nazionale; 13% del parco di produzione termoelettrica nazionale.

6 Distribuzione delle potenze elettriche degli impianti CAR in Italia (curva cumulata, anno 2010) Potenza installata (MWe) Sezioni di impianto di cogenerazione (%)

7 Taglia media degli impianti di CAR per alcune categorie di attività economica (anno 2010) Attività Potenza installata tota le (MW ) Potenza installata media (MW) Albe rghi e ristora nti 0,3 0,1 Case di riposo e simili 0,2 0,1 Impianti sportivi e centri benessere 2,1 0,1 Commercio 3,0 0,8 Ospedali 19,8 1,2 La vora z. mine ra li non me ta 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 4,1 Ind alimentare 202,7 8,1 Ind elettronica 27,0 9,0 Attività varie 18,0 9,0 Lavoraz. legno 44,8 11,2 Ind cartaria 727,4 14,8 Ind vetro 30,0 15,0 Riscald e teleriscald 1391,6 17,2 Ind automobilistica 108,9 18,1 Ind chimica e 1228,4 64,7 Raffinaz. petrolio 2563,9 160,2

8 Potenza installata di CAR per le principali attività economiche (anno 2010) Raffinaz. petrolio Riscald e teleriscald 1392 Ind chimica e petrolchimica 1228 Ind cartaria 727 Ind alimentare 203 Ind automobilistica 109 Ind ceramica 82 Lavoraz. legno 45 Art gomma e mat plastiche 32 Trasporti aerei Potenza installata (MWe)

9 Potenza installata in impianti di CAR suddivisa in funzione del motore primo impiegato (anno 2010) Turbogas ciclo comb Vapore ciclo comb Motori comb. Int. Vapore ciclo semplice Turbogas ciclo semplice Impianti misti Potenza installata (MWe)

10 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

11 Principali tipi di combustibile impiegati per la CAR nel Gas naturale TAR Comb. Di processo Olio comb Rifiuti Olio veget. Carbone GPL Gasolio 17,5 12,3 5,8 2,2 0,5 0,4 0,2 0, Energia primaria (TWh) 108,0

12 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. minerali non me ta llife ri 81,3 24,9 Case di riposo e simili 81,2 28,2 Ospedali 77,9 28,7 Ind alimentare 77,9 24,4 Articoli in gomma e ma t pla stiche 76,2 19,0 Impia nti sportivi e centri benessere 75,8 23,2 Ind ceramica 75,7 22,3 Ind tessile 73,8 28,4 Commercio 73,2 28,8 Ind cartaria 71,9 14,4 Lavoraz. legno 71,7 23,4 Riscald e teleriscald 71,6 16,8 Alberghi e ristoranti 71,4 20,0 Ind chimica e petrolchimica 69,1 8,6 Ind automobilistica 68,5 7,4 Attività varie 67,7 16,9 Ind vetro 67,0 19,1 Ind elettronica 64,9 18,2 Raffinaz. petrolio 59,8 8,2

13 2 - Gli incentivi ed i benefìci di legge

14 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.

15 Benefici riconosciuti alla cogenerazione 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 ( 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.

16 Benefici riconosciuti alla cogenerazione 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.

17 Benefici riconosciuti alla cogenerazione Decreto ministeriale 6 luglio 2012 (sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili) 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.

18 Benefici riconosciuti alla cogenerazione Decreto ministeriale 6 luglio 2012 (sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili) 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).

19 La cogenerazione: informazioni generali 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.

20 La cogenerazione: informazioni generali 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 DI PROGETTO 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 CONSUNTIVO previsti 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.

21 La cogenerazione: informazioni generali 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.

22 La cogenerazione: informazioni generali 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.

23 La cogenerazione: informazioni generali 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.

24 La cogenerazione: informazioni generali 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.

25 3 - Le principali tecnologie

26 La cogenerazione: informazioni generali Principali tipologie di impianto Turbina a vapore Parte del calore presente nel vapore viene utilizzato per scopi diversi dalla generazione di energia elettrica (ad es. teleriscaldamento, industria, ecc) Motori a combustione interna 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 Turbine a gas L energia termica è recuperata dai fumi caldi tramite l utilizzo di appositi scambiatori di calore. Cicli combinati 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.

27 PTOH stima per eccesso Tipo PTOH stimato per eccesso (presenza di dissipatori) Numero Potenza media (MW) Motore a combust. Int. 63,0 2,2 Ciclo comb 24,0 217,2 Turbina a gas 34,0 2,8 Turbina a vapore 12,0 23,0

28 PTOH stima per difetto Tipo PTOH stimato per difetto (assenza di dissipatori) Numero Potenza media (MW) Motore a combust. Int. 15 1,3 Ciclo comb 6 84,9 Turbina a gas 11 3,6 Turbina a vapore 15 22,4

29 Numero di ore di funzionamento equivalenti Tipo N. ore di funzionam. equivalenti dal 2003 al 2010 (% delle ore totali negli otto anni) Senza dissipatori Con dissipatori Motore a combust. Int. 27,6 30,9 Ciclo comb 30,0 37,3 Turbina a gas 47,7 61,2 Turbina a vapore 18,7 19,4

30 Rendimento elettrico Tipo Rendimento elettrico dal 2003 al 2010 (%) Senza dissipatori Con dissipatori Motore a combust. Int. 35,8 38,6 Ciclo comb 27,4 45,0 Turbina a gas 26,0 28,6 Turbina a vapore 14,2 14,6

31 Rendimento totale Tipo Rendimento totale dal 2003 al 2010 (%) Senza dissipatori Con dissipatori Motore a combust. Int. 64,4 63,3 Ciclo comb 70,2 63,7 Turbina a gas 78,1 75,4 Turbina a vapore 83,5 84,5

32 PTOH effettivo Tipo PTOH dal 2003 al 2010 Senza dissipatori (stima per dife tto) Con dissipa tori (stima per eccesso) Motore a combust. Int. 1,3 1,6 Ciclo comb 0,6 2,4 Turbina a gas 0,5 0,6 Turbina a vapore 0,2 0,2

33 Commento risultati Discreta concordanza tra le stime con e senza dissipatori: tali elementi influiscono solo in maniera limitata sull esercizio (eccezione: ciclo combinati). Ore equivalenti di funzionamento leggermente più elevate in presenza di dissipatori: la possibilità di dissipazione conferisce all impianto una maggiore flessibilità e continuità di esercizio. Rendimento elettrico tendenzialmente migliore in presenza di dissipatori (esercizio più regolare e più prossimo alle condizioni nominali). Rendimento complessivo tendenzialmente più basso in presenza di dissipatori.

34 Commento risultati Motori a comb. interna Tecnologia con i più elevati valori di PTOH, sempre superiori all unità. Ottimo anche il rendimento elettrico, che risulta il più elevato 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 ed arrestarli evitando la dissipazione; si preferisce, quando necessario, l arresto della macchina.

35 Commento risultati Turbina a gas Buon rendimento complessivo, ma rendimento elettrico modesto. Modesto anche il PTOH, al di sotto dell unità anche nella stima più favorevole. Ore di funzionamento più elevate in presenza di dissipatori. Evidentemente le turbine a gas sono considerate poco adatte a frequenti variazioni di esercizio (avviamenti, arresti, variazioni di carico): ricorso frequente alla dissipazione per favorire la regolarità di funzionamento.

36 Commento risultati Turbina a vapore Prestazioni poco soddisfacenti. Buono soltanto il rendimento complessivo. Rendimento elettrico basso; bassi anche il PTOH e le ore di funzionamento. Ciò si spiega considerando che questa tecnologia si presta alla tecnica, poco efficiente, degli spillamenti di vapore: la sottrazione di vapore durante l espansione fa diminuire la produzione elettrica, e con essa il PTOH e le ore (equivalenti) di funzionamento. La macchina funziona in condizioni assai lontane dalle nominali: perdita di rendimento.

37 Commento risultati- Ciclo combinato E massimo il divario fra le due stime (il PTOH si quadruplica dall una all altra). Indizio di scarsa attitudine al funzionamento in regime variabile; massiccio ricorso alla dissipazione. Rendimento elettrico si riduce drasticamente tra presenza ed assenza di dissipatori: gli alti rendimenti elettrici richiedono un funzionamento regolare e costante. Per ottenerlo si deve dissipare calore: in presenza di dissipatori, rendimento complessivo modesto.

38 4 Normativa di legge: gli indici PES e IRE, il riconoscimento CAR, i Certificati Bianchi, il regime fiscale

39 Primary Energy Saving Index (PES) Esprime il risparmio percentuale di combustibile che si ottiene producendo energia elettrica e calore in cogenerazione anziché separatamente.

40 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 può considerarsi prodotta in cogenerazione.

41 Primary Energy Savings Index (PES) ST SE CHP S CHP S CHP S F F F F F F F F PES 1 1 refh CHP refe CHP CHP H E F 1 refh HCHP refe ECHP 1 1

42 Primary Energy Savings Index (PES) F SE ; F ST : combust. che si sarebbe dovuto utilizzare per produrre separatamente energia elettrica e, rispettivamente, calore (MWh); F S : combustibile totale che si sarebbe dovuto utilizzare per la produzione separata (=F SE +F ST ). F CHP : combustibile effettivamente consumato per produrre in C.A.R. (MWh).

43 Primary Energy Savings Index (PES) E CHP : energia elettrica prodotta in cogenerazione (MWh). H CHP : calore prodotto in cogenerazione.

44 Primary Energy Savings Index (PES) η refe : rendimento di riferimento relativo alla sola produzione elettrica. η refh : rendimento di riferimento relativo alla sola produzione termica.

45 Osservazioni preliminari al DM 4 agosto 2011 ESEMPIO

46 Osservazioni preliminari al DM 4 agosto 2011 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.

47 Osservazioni preliminari al DM 4 agosto 2011 Se il calore è utilizzato sotto forma di acqua calda, il calore di ritorno NON è considerato utile, e va quindi escluso 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 patto di sottrarre la quantità di calore associata all acqua alimento caldaia. Tale quantità di calore da sottrarre è pari a quella relativa ad una portata (in massa) di acqua a 15 C e 1,013 bar, che sia pari alla effettiva portata in massa del vapore.

48 Osservazioni preliminari al DM 4 agosto 2011 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

49 Osservazioni preliminari al DM 4 agosto 2011 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 quello del energia elettrica EFFETTIVAMENTE prodotta.

50 Calcolo del coefficiente C E CHP H F CHP CHP 0,75 E C CHP H CHP H CHP E CHP C 50

51 Calcolo del coefficiente C E CHP F CHP E C CHP 0,75 E F CHP CHP 1 1 0,75 C EL 1 1 C 0,75 51

52 Calcolo del coefficiente C C EL 0, 75 EL 52

53 DM 4 agosto 2011 Calcolo elettricità da cogenerazione (All. II); Identificazione della cogenerazione ad alto rendimento (All. III).

54 Rend. di primo principio (η I ) Esprime la percentuale del combustibile impiegato che viene trasformata in energia utile (elettrica oppure termica).

55 Rend. di primo principio (η I ) I PME PF QU

56 Rend. di primo principio (η I ) PME: potenza elettrica (o meccanica) utile totale; QU: potenza termica utile totale; PF: potenza totale resa dal combustibile.

57 DM 4 agosto All. II 6.1 CALCOLO ENERGIA ELETTRICA DA COGENERAZIONE Impianti con rendimento complessivo almeno pari al 75% (oppure all 80%, a seconda della tecnologia): Tutta l energia elettrica prodotta nell anno in esame è considerata come prodotta in cogenerazione.

58 DM 4 agosto All. II 7.1 CALCOLO ENERGIA ELETTRICA DA COGENERAZIONE In tutti gli altri casi, l energia elettrica da cogenerazione è pari a: E CHP = H CHP *C E CHP : energia elettrica (espressa in MWh) prodotta in cogenerazione (non può superare la produzione elettrica totale del generatore in esame) C : power to heat ratio : rapporto tra energia elettrica ed energia termica prodotte annualmente dall impianto. In mancanza di migliori informazioni, si può impiegare il valore di C tabellato in funzione della tecnologia impiegata (ciclo combinato gas-vapore; turbina a vapore; turbina a gas; motore a comb. Int.) H CHP : calore utile prodotto in cogenerazione sono esclusi: - contributi di caldaie integrative - vapore prelevato a monte della turbina.

59 DM 4 agosto 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.

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

61 DM 4 agosto All. III, lettere a) e b) 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 (E CHP ), che, in generale, è solo una parte della produzione elettrica totale.

62 DM 5 settembre 2011, art.4 Il DM definisce il regime di sostegno alla CAR ed i criteri per il riconoscimento di CAR. a) Art unità di cogenerazione entrate in esercizio dopo il 1 gennaio 2011: si applica il DM 4 agosto 2011 (indice PES). b)art.3.2-unitàdicogenerazioneentrateineserciziotrail7 marzo 2007 e il 31 dicembre 2010: si applica dapprima il DM 4 agosto 2011 (indice PES); in caso di esito negativo si applica la Delibera AEEG n. 42/02 (indici IRE e LT). In ogni caso, i benefici economici si calcolano in base E al DM 5 settembre c) Art unità di cogenerazione entrate in esercizio tra il 1 aprile 1999 e il 7 marzo 2007: si applicano le norme applicabili alla data di entrata in esercizio. In ogni caso, i benefici economici si calcolano in base al DM 5 settembre 2011, nei limiti stabiliti dal dlgs 28/2011, all art. 29, comma 4.

63 DM 5 settembre 2011, art.8 Procedure per il riconoscimento CAR Ogni anno, entro il 31 marzo, gli operatori compilano e trasmettono al GSE la richiesta di riconoscimento CAR accompagnata dalla modulistica con i dati consuntivi di esercizio dell anno precedente. In più, per tutte le unità entrate in esercizio prima del 2011, l operatore verifica che la documentazione E già inviata in passato al GSE sia completa, e se necessario la integra. Trasmette quindi al GSE, entro il 30 novembre 2011, una perizia giurata sottoscritta da un tecnico abilitato. Entro 120 giorni il GSE accoglie o respinge la richiesta di riconoscimento CAR. A questo scopo il GSE calcola il PES in base ai criteri del DM 4 agosto 2011, oppure altri indici opportuni.

64 DM 5 settembre 2011, art.4 E RISP CHP ERIF H CHP TRIF F CHP RISP: risparmio (se positivo) di energia primaria nell anno considerato (MWh). ERIF: rendimento medio del parco di produz. elettrica italiano. Si assume pari a 0,46 salvo E correzione per tensione di allacciamento. TRIF: rendimento medio del parco di produz. termica italiano. Si assume pari a 0,82 (gas di scarico) oppure a 0,9 (vapore; acqua calda). FCHP: energia del combustibile impiegato in cogenerazione.

65 DM 5 settembre 2011, art.4 CB ( RISP*0,086) * K CB: numero di certificati bianchi. (RISP*0,086): risparmio, se positivo, di energia primaria nell anno considerato (T.E.P.). E : coefficiente di armonizzazione, compreso tra 1 e 1,4 a seconda della quota di potenza.

66 DM 5 settembre 2011, art.4 I certificati bianchi vengono riconosciuti (ovviamente, se ricorrono 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 marzo 2007 (art. 1.1.a) se abbinate a reti di teleriscaldamento, purchè l intervento comprenda anche la rete. E -Per cinque anni alle unità entrate in esercizio tra il 1 aprile 1999 e il 7 marzo 2007 (art. 1.1.b), nel limite del 30%. I periodi di riconoscimento non possono essere oggetto di proroghe o recuperi (ad esempio, per il caso in cui un unità, in un dato anno, non soddisfi i requisiti di CAR).

67 DM 5 settembre 2011, art.4 I certificati bianchi sono assimilati a quelli di II categoria (risparmi di gas naturale). Chi ottiene i CB può: - utilizzarli per l adempimento del proprio obbligo, oppure - cederli ad altro soggetto, oppure - cederli al GSE. E In caso di cessione al GSE, questi ritira i CB al prezzo vigente al momento dell entrata in esercizio dell unità. Per le unità vecchie si applica il prezzo in vigore alla data di entrata in esercizio del DM 5 settembre 2011.

68 DM 5 settembre 2011, art.4 Insieme al riconoscimento CAR, il GSE rilascia all operatore l autorizzazione a fatturare. La fattura viene saldata dal GSE entro 45 giorni solari continuativi dalla data di ricezione. Il GSE compie (o fa compiere) ispezioni sugli impianti per accertare l esattezza dei dati trasmessi. E In caso di difformità tra le dichiarazioni e la realtà di impianto, il GSE 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 apportare le modifiche richieste dal GSE. Ogni incentivazione viene sospesa senza recupero fino al completamento delle modifiche stesse.

69 DM 5 settembre 2011, art.7 Unità di cogenerazione non ancora in esercizio Per queste unità, gli operatori compilano e trasmettono al GSE la modulistica tecnica per un esame preliminare. Il GSE accerta se la configuraz. di impianto e la strumentazione siano idonee. E Entro 120 giorni il GSE comunica all operatore le eventuali modifiche da apportare. Effettuate le modifiche, l operatore non ha altri obblighi produrre documentazione se non: - Dati consuntivi anno precedente - Eventuali modifiche impiantistiche di

70 Esempio di calcolo: IRE e PES

71 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 stata necessaria per produrre separatamente.

72 Esempio di calcolo: IRE e PES 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.

73 Differenze tra IRE e PES L IRE considera cogenerata l intera produzione elettrica; il PES, in generale, solo una parte. Nell IRE compare l energia elettrica NETTA (al netto dei servizi ausiliari di impianto; nel PES compare l energia elettrica LORDA. Nell IRE i rendimenti di riferimento dipendono dai combustibili utilizzati e dalla taglia dell impianto; nel PES i rendimenti di riferimento dipendono dai combustibili e dall anno di costruzione dell impianto.

74 Esempio di calcolo: IRE e PES Valori 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)

75 Cogenerazione 2010: confronto tra gli indici IRE e PES (potenza installata) Tecnologia MW % MW % MW % Ciclo comb. 51 0, , ,7 Motore comb. Interna 32 3,8 7 0, ,4 Turbina a gas 0 0, , ,4 Turbina a vapore Impianti che soddisfano il solo PES Impianti che soddisfano il solo IRE Impianti che soddisfano entrambi gli indici 0 0, , ,8

76 Cogenerazione 2010: confronto tra gli indici IRE e PES (energia elettrica prodotta) Tecnologia Impianti che soddisfano il solo PES Impianti che soddisfano il solo IRE Impianti che soddisfano entrambi gli GWh % GWh % GWh % Ciclo comb. 29 0, , ,2 Motore comb. Interna 110 4,3 18 0, ,0 Turbina a gas 0 0, , ,5 Turbina a vapore 0 0, , ,2

77 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.

78 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.

79 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?

80 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.

81 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.

82 Il regime fiscale Tali valori erano stati scelti con riferimento alle migliori tecnologie disponibili nel L evoluzione tecnologica ha indotto recentemente a riconoscerne l obsolescenza.

83 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.

84 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.

85 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.

86 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.

87 Il regime fiscale: la microcogenerazione 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).

88 Il regime fiscale: la microcogenerazione I coefficienti dipendono dalla tecnologia scelta: motore comb. interna: Cel=29%; Cter=71%; Microturbina: Cel=25%; Cter=75%.

89 Il regime fiscale: la microcogenerazione 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.

90 Il regime fiscale: la microcogenerazione 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.

91 5 - Il potenziale di sviluppo della CAR

92 Potenza totale degli impianti di cogenerazione italiani che nel hanno raggiunto la fine della propria vita utile Ripartizione per tecnologia Tecnologia Potenza tota le (MW ) CICLOCOMB 89 MCI 14 TURBOGAS 13 VAPORE 446 TOTALE NAZIONALE 562 Ripartizione per settore di attività Se ttore di a ttività Pote nza tota le (MW ) CARTA 20 CHIMICA 192 RAFFINAZ. PETROLIO 336 ALIMENTARI 7 RISCALD. URBANO 6 SANITA' 1 TOTALE NAZIONALE 562

93 Potenza totale degli impianti di cogenerazione italiani che nel 2010 hanno raggiunto la fine della propria vita utile Ripartizione per tecnologia Tecnologia Potenza tota le (MW ) CICLOCOMB 89 MCI 38 TURBOGAS 99 VAPORE 527 TOTALE NAZIONALE 754 Ripartizione per settore di attività Se ttore di a ttività Pote nza tota le (MW ) CARTA 79 CHIMICA 269 RAFFINAZ. PETROLIO 336 ALIMENTARI 30 RISCALD. URBANO 39 SANITA' 1 TOTALE NAZIONALE 754

94 Potenza totale degli impianti di cogenerazione italiani che nel 2015 avranno raggiunto la fine della propria vita utile Ripartizione per tecnologia Tecnologia Potenza tota le (MW ) CICLOCOMB 194 MCI 182 TURBOGAS 106 VAPORE 527 TOTALE NAZIONALE Ripartizione per settore di attività Se ttore di a ttività Pote nza tota le (MW ) CARTA 137 CHIMICA 270 RAFFINAZ. PETROLIO 371 ALIMENTARI 20 RISCALD. URBANO 204 SANITA' 7 TOTALE NAZIONALE 1.009

95 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.

96 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.

97 Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l industria chimica Analisi nazionale 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..

98 Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l industria chimica Analisi nazionale 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..

99 Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l industria chimica Analisi regione per regione attribuzione basata sul numero di addetti operanti nel settore chimico in ciascuna regione.

100 Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l industria chimica A B C D E F Regione Addetti (n.) Addetti (%) Incidenza Potenziale Combust tota le Combust. CAR della CAR sviluppo CAR (GWh) (GWh) (%) (GWh) Lombardia 74832,02 0, ,02 20,75 0, ,27 Toscana 6.562, ,26 100,00 0,00 Puglia 4.842, ,88 100,00 0,00 Lazio 22830,78 0, ,04 281,22 12, ,82 Emilia Romagna 17313,19 0, ,35 17,42 1, ,93 Sicilia 1.587, ,79 100,00 0,00 Veneto 15201,8 0, ,89 1,93 0, ,95 Piemonte 13434,62 0, ,60 525,13 40,56 769,47 Sardegna 1.194, ,34 100,00 0,00 Umbria 1.088, ,39 100,00 0,00 Campania 4256,42 0, ,16 0,00 0,00 410,16 Marche 3264,44 0, ,57 0,00 0,00 314,57 Liguria 3031,28 0, ,10 113,49 38,85 178,61 Abruzzo 2801,38 0, ,95 0,00 0,00 269,95 Trentino Alto Adige 2074,76 0, ,93 0,00 0,00 199,93 Friuli Venezia Giulia 2017,89 0, ,45 0,00 0,00 194,45 Molise 752,1 0,005 72,47 0,00 0,00 72,47 Calabria 622,07 0,004 59,94 0,00 0,00 59,94 Basilicata 394,34 0,002 38,00 0,00 0,00 38,00 Valle d'aosta 16,79 0,000 1,62 0,00 0,00 1,62

101 Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l industria chimica 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).

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

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

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

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

106 Potenziale di sviluppo della cogenerazione in Italia: anno 2010 : l industria chimica Potenza elettrica totale (MW) Lombardia Emilia Romagna Veneto Lazio Piemonte Campania Marche Abruzzo Trentino Alto Adige Friuli Venezia Giulia Liguria Molise Calabria Basilicata Valle d'aosta Puglia Sardegna Sicilia Toscana Umbria

107 6 - Casi studio

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

109 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.

110 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

111 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

112 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

113 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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).

114 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

115 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

116 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

117 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

118 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse Connessione alla rete elettrica I due generatori elettrici associati alle due turbine EFMGT ruotano a circa giri al minuto; il generatore relativo alla turbina ORG compie 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).

119 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

120 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

121 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse 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.

122 Caso 1 Turbine a gas a combustione esterna per l utilizzo di biomasse Contenimento delle emissioni inquinanti 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.