Prof. Antonio Mittica Dipartimento di Energetica. 23 Febbraio 2009, Mazzè

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1 La cogenerazione Prof. Antonio Mittica Dipartimento di Energetica POLITECNICO DI TORINO 23 Febbraio 2009, Mazzè 1

2 Introduzione Negli ultimi decenni si è assistito ad una elevata crescita della richiesta di energia primaria con notevole incremento del suo costo. 2

3 Introduzione Questo ha determinato: un miglioramento delle prestazioni degli impianti termici convenzionali e quindi un minor consumo specifico di energia primaria; un incremento nell utilizzo di fonti di energia non tradizionali (energia delle maree, energia eolica, energia solare). Purtroppo il contributo di queste fonti al soddisfacimento di richiesta di energia in forma pregiata è relativamente ridotto. 3

4 Introduzione Nell ottica di una migliore utilizzazione i dell energia primaria sono stati sviluppati gli impianti a cogenerazione (denominati anche impianti per la produzione combinata di potenza meccanica e potenza termica, combined heat and power plant CHP). ) 4

5 Gli impianti a cogenerazione sono impianti motori termici nei quali l energia primaria fornita è utilizzata per la produzione congiunta di elettricità e di energia termica utile. Energia Elettrica 100 Impianto di cogenerazione Perdite Energia Termica 5

6 Negli impiantii termici i convenzionali l energia primaria i di un combustibile viene trasformata per circa 1/3 2/5 in energia elettrica, mentre la restante parte di energia è persa allo scarico, attraverso riscaldamento di acqua di servizio, torri evaporative, di acqua di fiume o di mare. 38 Energia Elettrica 95 Impianto convenzionale 57 Perdite 53 Impianto convenzionale 8 Perdite 45 Energia Termica 6

7 Un impianto termico convenzionale può essere trasformato in impianto cogenerativo tramite la modifica del progetto e delle condizioni operative, migliorando notevolmente la frazione di energia utilizzata. Ovviamente il calore deve essere fornito ad una temperatura sufficientemente elevata per l applicazione finale, normalmente nella forma di calore per riscaldare ambienti o di acqua calda per gli impieghi domestici, commerciali e in edifici pubblici, o sotto forma di vapor d acqua utilizzato t in processi industriali. i 7

8 Le due aree principali di cogenerazione sono: - CHP/DH (combined heat and power for district heating) Gli impianti CHP/DH comportano la costruzione di una rete di riscaldamento (teleri- scaldamento) con un fabbisogno di acqua calda nel campo di temperature C. centrale cogenerazione mandata ritorno Sottocentrale d utenza 8

9 - CHP/IND (combined heat and power for industry) Gli impianti CHP/IND normalmente soddisfano la richiesta di calore di processo industriale tramite: il vapore prelevato allo scarico o da spillamenti intermedi di impianti di turbina a vapore, il vapore prodotto in un generatore alimentato con i gas di scarico di un impianto di turbina a gas o di un motore alternativo a combustione interna. 9

10 La diffusione degli impianti a cogenerazione è ampia nel Nord Europa ed anche in Italia, soprattutto nelle regioni del Nord e centro Nord, si sta assistendo ad un impiego, sempre più esteso della cogenerazione CHP/DH con il teleriscaldamento. 10

11 Per ottenere il massimo risparmio energetico è fondamentale applicare i concetti della termodinamica agli impianti a cogene- razione, una volta che sono noti con accuratezza i rendimenti e le prestazioni dei singoli componenti costituenti l impianto al variare del carico. 11

12 Occorre sottolineare che il soddisfacimento contemporaneo di potenza elettrica e potenza termica da parte dell impianto cogenerativo nelle varie condizioni operative è spesso complesso e che lo sviluppo di impianti cogenerativi è fortemente determinato da considerazioni economiche di investimento e di esercizio dell impianto Questo è particolarmente evidente nell applicazione della cogenerazione al settore civile. 12

13 Principali indici degli impianti cogenerativi Il progetto di un impianto cogenerativo differisce dal progetto di un impianto convenzionale. Infatti, negli impianti convenzionali deve essere soddisfatta la richiesta di potenza (normalmente elettrica) con il massimo rendimento elettrico globale. E η = el E el fuel 13

14 Principali indici degli impianti cogenerativi Per quanto riguarda la potenza termica, questa è soddisfatta da un generatore di calore, caratterizzato dal rendimento termico: η th h Eth = E Viceversa, per l impianto cogenerativo occorre soddisfare sia la richiesta di potenza meccanica che di potenza termica, quest ultima ottenuta dal calore scaricato dall impianto CHP. fuel 14

15 Principali indici degli impianti cogenerativi Fattore di utilizzazione del combustibile: è un importante parametro di valutazione delle prestazioni dell impianto cogenerativo, denominato nella letteratura anglosassone EUF (energy utilisation factor): EUF Eel + Eth = E fuel (impianto motore CHP a ciclo aperto) Questo parametro talvolta viene indicato come rendimento di primo principio o rendimento totale. 15

16 Principali indici degli impianti cogenerativi EUF è quindi il rapporto tra gli effetti utili (energia elettrica e termica) e l energia introdotta con il combustibile. Va osservato che la potenza meccanica è difficile da ottenere ed ha un costo elevato, mentre la potenza termica E th è un prodotto ottenibile più facilmente in un impianto, ed ha un costo inferiore. E el Pertanto il parametro EUF non è completamente soddisfacente per definire le prestazioni dell impianto, perché attribuisce lo stesso peso alla potenza meccanica utile e alla potenza termica utile. 16

17 Principali indici degli impianti cogenerativi Nei sistemi cogenerativi senza pompa di calore il fattore di utilizzo del combustibile si discosta dal valore unitario per l inevitabile presenza di perdite termiche (soprattutto nei gas di scarico), meccaniche ed elettriche. Nei casi in cui è presente la pompa di calore può assumere valori nettamente superiori all unità, poiché nel sistema entra il calore gratuito prelevato dall ambiente. ambiente. 17

18 Principali indici degli impianti cogenerativi Fattore pesato di utilizzo del combustibile : questo fattore deriva dalla definizione di EUF cercando però di tener conto o del diverso costo o dell energia e e elettrica e e dell energia termica utile. EUF = EY + EY ( ) el el th th w EfuelYfuel Y el valore di mercato dell energia energia elettrica (Euro/kWh) Y th valore di mercato della potenza termica da (Euro/kWh) Y fuel valore di mercato combustibile Questa definizione è un primo approssimato tentativo di tener conto dell aspetto economico nella valutazione delle prestazioni i dell impianto. i 18

19 Principali indici degli impianti cogenerativi Rendimento elettrico equivalente: nella letteratura anglosassone si incontra questo rendimento con il nome di artificial thermal efficiency, in quanto la potenza fornita nell impianto con il combustibile è considerata ridotta della quantità necessaria per produrre la potenza termica E th in un generatore di vapore avente rendimento η th,rif. η = a E E E el η fuel th th, rif 19

20 Principali indici degli impianti cogenerativi IRE Indice di risparmio energetico: con questo indice si confronta la quantità di combustibile richiesto per soddisfare il carico elettrico e termico nell impianto cogenerativo con la quantità di combustibile richiesta in un impianto motore convenzionale per soddisfare lo stesso carico elettrico e in un generatore di calore di rendimento η t,rif per soddisfare il carico termico. 20

21 Principali indici degli impianti cogenerativi Nella letteratura anglosassone l indice IRE viene indicato con FESR (Fuel Energy Saving Ratio) Il combustibile risparmiato nell impianto cogenerativo rispetto all insieme degli impianti convenzionale è: E E E Δ E fuel = + η η η el th el el, C th, G el, CG dove i pedici utilizzati hanno il significato: - CG impianto cogenerativo - C impianto termoelettrico convenzionale - G impianto convenzionale per la produzione termica 21

22 Principali indici degli impianti cogenerativi Il termine FESR è definito it dal rapporto tra l energia del combustibile risparmiata riferita all energia del combustibile necessaria con la soluzione convenzionale: Efuel Efuel Efuel, CG Δ = = Δ FESR = 1 E E E E E fuel, C + + η η η η el th el th el, C th, G el, C th, G Questo criterio è tra i più utili tra quelli sinora elencati quando viene effettuata una valutazione economica dell impianto cogenerativo. 22

23 Principali indici degli impianti cogenerativi Indice Energetico: è utilizzato dalla normativa italiana sui risparmi energetici per confrontare l impianto cogenerativo con la produzione separata di energia elettrica e calore. Si devono fissare i valori di riferimento per una centrale elettrica convenzionale e per il rendimento di una caldaia. Ien = η el ηth C0 η + η,, el, C th, G η el C = 0,51 η th G = 0,90 C 0 = 0,49 Ien > 0,51 indica che la cogenerazione rappresenta un metodo razionale ed efficiente di utilizzo dell energia 23

24 Direttiva 42/02 dell AEEG febbraio 2002 Tale normativa indica, ai fini del riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione, che l indice di risparmio energetico non deve essere inferiore al valore minimo IRE min (5% per le sezioni esistenti, 8% per i rifacimenti e 10% per le nuove sezioni [IRE min esteso con delibera AEEG n. 307/2007]). η th, civ η th, ind p IRE = 1 E fuel, CG E Eth civ E el + + p η η η E, th, ind el th, civ th, ind rendimento termico convenzionale calore uso civile rendimento termico convenzionale calore uso industriale coefficiente che tiene conto delle perdite di trasmissione sulla rete (p grid ) 24

25 Direttiva 42/02 dell AEEG febbraio 2002 Nel calcolo dell indice IRE si devono considerare, per il calcolo dei vari termini, le energie prodotte o consumate su base annua e non le condizioni nominali dell impianto. I valori di riferimento assunti da AEEG per il rendimento elettrico sono funzioni sia del tipo di combustibile utilizzato sia della taglia dell impianto. Questa seconda differenziazione (non prevista dalla direttiva UE) avvantaggia gli impianti piccoli, che devono confrontarsi con rendimenti di riferimento più bassi, rispetto agli impianti più grandi, che devono confrontarsi con centrali elettriche ad alta efficienza (tipicamente a ciclo combinato). 25

26 Direttiva 42/02 dell AEEG febbraio 2002 Sempre nella Direttiva viene definito il limite termico LT = E LT esprime il rapporto tra l energia termica utile annualmente prodotta e l effetto utile complessivamente generato su base annua dalla sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore. Il valore così determinato di LT non deve essere inferiore al valore minimo LT min. el E + th E th 26

27 Direttiva 42/02 dell AEEG febbraio 2002 LT min =0,330 per taglie di riferimento fino a 10 MW el LT min =0,220 per taglie di riferimento tra 10 MW el e 25 MW el LT min =0,150 per taglie di riferimento i superiori i a 25 MW el valori estesi al 12/2009 con delibera AEEG n. 307/2007: Dal punto di vista della generazione di calore, il riferimento i per il rendimento termico è posto pari a 0,80 per applicazioni nel settore civile (dove il riscaldamento di ambienti pesa per oltre il 70%) e pari a 0,90 negli altri casi. 27

28 Tipologie di impianti cogenerativi. Impianto autosufficiente, e cioè non è collegato a centrali termiche o alla rete elettrica esterna. Impianto in rete: l eccesso di produzione di energia può essere utilizzato al di fuori dell area di interesse coperta dall impianto stesso. 28

29 29

30 Impianti cogenerativi in rete. In questa situazione sono possibili le ipotesi: a) Il carico termico è soddisfatto dall impianto motore CHP mentre il sovrappiù di elettricità è esportato nella rete elettrica nazionale; alternativamente, quando la richiesta elettrica supera la capacità che l impianto limpianto è in grado di soddisfare è possibile importare elettricità dalla rete elettrica nazionale; b) L impianto motore termico soddisfa la richiesta di carico elettrico; se il carico termico richiesto supera quello che l impianto può fornire, è possibile ricorrere all utilizzo di generatori di calore ausiliari. 30

31 Impianti cogenerativi in rete. Ovviamente la prestazione complessiva della soluzione realizzata non dipende solo dalle prestazioni termodinamiche dell impianto cogenerativo, ma anche, e in modo importante, da altri fattori, quali: il costo dell energia elettrica il costo dell allacciamento alla rete elettrica iniziale e costo di contratto) il prezzo di vendita della potenza termica (costo il costo della potenza termica fornita da generatori di calore. 31

32 Motori primi di impianti cogenerativi. Il campo di impiego degli impianti cogenerativi è ampio: da qualche decina di kw fino alle centinaia di MW. La scelta del motore primo da adottare nella applicazione cogenerativa non è univoca, ma occorre esaminare ogni singola applicazione in base a parametri di giudizio che se in una prima fase sono di natura tecnica ed economica, successivamente coinvolgono anche esigenze di carattere ambientale, urbanistico e sociale. La soluzione ottimale sovente non è univoca perchè risente di valutazioni il cui peso è fortemente soggettivo. 32

33 Motori primi di impianti cogenerativi. turbine a vapore 33

34 Motori primi di impianti cogenerativi. TV a contropressione TV a spillamenti 34

35 Motori primi di impianti cogenerativi. turbine a gas 35

36 Motori primi di impianti cogenerativi. 36

37 Motori primi di impianti cogenerativi. Impianti a ciclo combinato gas-vapore 37

38 Motori primi di impianti cogenerativi. motori alternativi a combustione interna. 38

39 Motori primi di impianti cogenerativi. 39

40 Motori primi di impianti cogenerativi. parco nazionale di impianti i cogenerativi i (2003) 60% del calore cogenerato prodotto in impianti a vapore tradizionali 70% di tutta l energia elettrica prodotta in impianti a ciclo combinato. 40

41 Motori primi di impianti cogenerativi. I provvedimenti CIP 340/90 e 6/92 hanno favorito la realizzazione di impianti di cogenerazione con alti rapporti di energia elettrica/calore. Taglia media impianti cogenerativi in Italia: 10 Mw el alcune centinaia di impianti basati su motori a combustione internadipotenzamediaintornoa1mw el impianti a turbogas a recupero e cicli a vapore a contropressione nella fascia di 5-10 Mw el cicli a vapore a condensazione ed estrazione ed i grandi impianti a ciclo combinato. 41

42 Motori primi di impianti cogenerativi. La maggior parte degli impianti cogenerativi è dislocata in ambienti industriali, dove il calore cogenerato alimenta reti di distribuzione di vapore all interno dei siti produttivi (raffinerie e aziende chimiche, cartiere, industrie tessili, ecc.) In misura minore, gli impianti sono asserviti a reti cittadine di teleriscaldamento. L applicazione di queste reti per produrre freddo tramite macchine ad assorbimento è limitata a un ridotto numero di casi. 42

43 Microcogenerazione Cogenerazione con impiantii di piccola taglia. Il contributoto attualeale al fabbisogno energetico nazionale di questi impianti risulta decisamente scarso. Si distinguono in: - Soluzioni monofamigliari (1-5 kw el ) - Soluzioni di qualche decina o centinaio di kw el, per mini reti di teleriscaldamento, condomini, piccola-media industria. 43

44 Microcogenerazione Per quanto riguarda i motori primi utilizzati nell ambito della micro-cogenerazione, la casistica è relativamente ampia: Soluzioni già note e mature: motori alternativi a combustione interna microturbine a gas 44

45 Microcogenerazione Soluzioni su cui si concentrano i grandi programmi di ricerca e sviluppo mondiali: celle a combustibile (a membrana polimerica, ad acido fosforico, a carbonati fusi, ad ossidi solidi) 45

46 Microcogenerazione Soluzioni su cui si concentrano i grandi programmi di ricerca e sviluppo mondiali: Nell ambito delle celle a combustibile ad elevate temperature di esercizio si parla di cicli ibridi per quegli impianti che integrano la tecnologia delle celle a combustibile con cicli termodinamici a gas e/o vapore (generalmente microturbine a gas). 46

47 Microcogenerazione Tecnologie emergenti: motori Stirling l Eel =1.2 kwel η = 0.12 el EUF = ,98 Tecnologie lontane dalla commercializzazione: sistemi fotovoltaici sistemi ad effetto termoelettrico 47

48 Oggi per la microcogenerazione è relativamente facile ottenere la patente di cogeneratore, poiché si deve confrontare con un rendimento elettrico modesto (40%). Per rispettare il limite termico LT basta recuperare sempre ed integralmente il calore cogenerato. Nelle applicazioni i i residenziali i di piccola taglia (< 5 kw el ) ove non si può utilizzare il calore cogenerato in frigoriferi ad assorbimento, si ha una gestione del cogeneratore legata all andamento della richiesta termica. Le ore di funzionamento del microcogeneratore hanno un andamento fortemente stagionale e comportano un basso fattore di utilizzo. 48

49 Esempio di impiego di un motore alternativo di piccola taglia (1 kw el ) 49

50 Per applicazioni di scala maggiore (da qualche decina a qualche centinaia i di kw el ) dove sono possibili rendimenti elettrici più elevati e l utilizzo di frigoriferi ad assorbimento, è fondamentale puntare sulla trigenerazione, per aumentare il coefficiente di utilizzo del motore cogenerativo. 50

51 Generazione diffusa La generazione diffusa GD (o distribuita) comprende una vasta casistica di applicazioni, che hanno in comune due principali caratteristiche: - l energia elettrica viene immessa nella rete di media o bassa tensione; - è generata in vicinanza dell utenza. 51

52 Generazione diffusa Le due tipologie di GD più importanti riguardano: la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (eolico, solare, biomasse e rifiuti, minidraulico, geotermico) la produzione combinata di energia elettrica e calore da combustibili fossili (quasi sempre gas naturale) in motori di taglia media/piccola 52

53 Generazione diffusa Per entrambe le tipologie di GD si hanno difficoltà di sviluppo, in Italia, come peraltro in Europa e nel mondo. motivazioni economiche (produzione di piccola serie, con costi specifici molto elevati) tecnologici (necessità di migliorare i rendimenti, l affidabilità e la manutenzione, nonché i livelli emissivi) 53

54 Generazione diffusa normativi-tariffari necessità di interfaccia del microgeneratore con la rete elettrica in BT che concili le esigenze di sicurezza della rete con i costi contenuti valorizzazione dell energia energia ceduta alla rete (ad es. con un reverse metering factor unitario, vale a dire attribuire all energia ceduta alla rete il valore istantaneo di acquisto, per far decollare la GD) 54

55 Generazione diffusa Il costo dell energia generata da un microcogeneratore è enormemente penalizzato rispetto a quello di una grande centrale aciclo combinato 55

56 Benefici ambientali della microcogenerazione risparmio di energia primaria, con minori emissioni di gas climalterante (CO 2 ) (con utilizzo di gas naturale) La generazione separata utilizza normalmente un mix di combustibili con maggior emissione specifica di CO 2 56

57 Benefici ambientali della microcogenerazione Le emissioni specifiche di NO x, SO x, PT devono essere inferiori per i microcogeneratori a gas rispetto alle centrali termoelettriche con mix combustibili Perché la GD si diffonda è fondamentale che la microcogenerazione punti a motori caratterizzati da emissioni specifiche minori rispetto alle caldaie che sostituiscono 57

58 Settori applicativi (potenzialità mercato microcogenerazione) 58

59 Quadro generale delle tecnologie energetiche 59

60 Quadro generale delle tecnologie energetiche 60

61 Bibliografia La microcogenerazione a gas naturale Ennio Macchi, Stefano Campanari, Paolo Silva Polipress Politecnico di Milano Immagini tratte da siti WEB 61

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63 coefficiente p Delibera AEEG n. 296/2005 Valori estesi al 12/2009 con la delibera AEEG n. 307/

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