LA COGENERAZIONE. L esigenza di ottenere sia energia elettrica sia energia termica in maniera autonoma e con un

Transcript

1 LA COGENERAZIONE ANALISI ENERGETICA L esigenza di ottenere sia energia elettrica sia energia termica in maniera autonoma e con un elevato risparmio energetico, ha suggerito l adozione di impianti di cogenerazione in molte applicazioni civili e industriali. Tale tipo di impianto motore permette, quindi, di produrre l energia elettrica necessaria al fabbisogno interno nonché, con l ausilio di particolari apparecchiature, ottenere vapore o aria calda, a seconda dei casi, per far fronte alle esigenze dei vari processi di lavorazione. Tale tipo di soluzione ha trovato anche impiego in alcuni centri urbani per il teleriscaldamento. In ogni caso, l impianto di cogenerazione prevede di solito un collegamento con la rete elettrica nazionale per poter prelevare energia quando quella prodotta in loco risulta non sufficiente o viceversa riversare energia nei casi di esubero. Inoltre, si rende talvolta necessario l utilizzo di caldaie ausiliare quando aumenta la richiesta di calore a parità di energia elettrica prodotta. Fig. 1 Schema a Blocchi di un Impianto di Cogenerazione 1

2 Da un bilancio energetico ed economico (si parla appunto di termoeconomia ) si stabilisce se l installazione di un impianto di cogenerazione, con l autoproduzione di energia elettrica, sia conveniente in termini di reale risparmio energetico rispetto a impianti convenzionali di produzione separata di energia elettrica e calore. La determinazione delle prestazione energetiche dell impianto di cogenerazione si deve basare allora su dati di reale esercizio, tenendo conto delle varie cause di decadimento delle prestazioni dovute a degrado dei componenti e al tipo di funzionamento. Da un punto di vista puramente energetico per poter evidenziare quale sia l energia termica sfruttabile in un impianto motore termico, si può calcolare il bilancio indicando con IMT l impianto motore per la produzione di energia elettrica e con IT l impianto termico (caldaia, scambiatore di calore, ): M f H i (1 η b ) m c H i I. M.T. L u = η g m c H i η b (1-η m ) η r m c H i η b (1-η r )m c H i I.T. Q u = η b η s (1-η r )m c H i η b (1-η r ) (1-η s )m c H i Fig. 2 dove si è indicato con η g il rendimento globale dell impianto, pari al prodotto dei rendimenti η m (meccanico), η r (termodinamico reale), η b (combustione); L u è il lavoro utile; Q u il calore utile; M f H i l energia del combustibile. La parte di calore in uscita dall IMT, che negli impianti 2

3 convenzionali sarebbe andata persa, η b (1-ηr)MfHi, è sfruttata nell impianto IT, con un rendimento η s, ottenendo una quantità Q u da mandare all utenza. INDICI CARATTERISTICI Un indice caratteristico degli impianti di cogenerazione è: I u L + Q [ η η + ρη ( η )] u u = = ηb r m s 1 M f Hi r detto indice di utilizzazione del combustibile, che dà un idea dello sfruttamento dell energia del combustibile usato. L u : il lavoro meccanico utile; Q u : il calore recuperato ed effettivamente utilizzato; M f H i : Il calore introdotto nel sistema mediante il combustibile; η b : il rendimento del sistema di combustione (che tiene conto sia delle perdite per combustione incompleta che delle perdite di calore attraverso le pareti); Recupero) η r : il rendimento del ciclo termodinamico reale; η m : il rendimento meccanico; η s : il rendimento del sistema di recupero termico (in genere un Generatore di Vapore a ρ : fattore di recupero termico, ossia il rapporto tra l energia termica realmente sfruttata dall impianto rispetto a quella recuperabile. I u non può essere considerato al pari di un rendimento dal momento che confronta grandezze con qualità diverse (energia elettrica o meccanica energia termica); inoltre non presenta indicazioni 3

4 significative riguardo il rendimento dell impianto come si evince dalla espressione sopra indicata, nel senso che può raggiungere valori elevati anche con impianti a basso rendimento globale. Più significativo in tal senso invece è il risparmio energetico percentuale R% (o IRE) di energia primaria, pari a: IRE = R% = [(E 1 +E 2 ) E] *100/(E 1 +E 2 ) = 1-1/( η g / η g0 + η b (1-η r ) η s / η c0 )*100 dove E 1 =L u / η g0 ; E 2 =Q u / η c0 ; E =m c Hi; η g0 è il rendimento globale di riferimento per la generazione separata di energia elettrica e termica; η c0 è infine il rendimento termico di riferimento. L IRE è il rapporto tra il risparmio di energia primaria conseguito dall impianto cogenerativo rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica e l energia primaria richiesta dalla produzione separata. In tale espressione il peso del rendimento globale η g influisce sul valore finale del fattore di risparmio R. Tale valore può raggiungere anche il 25-35% rispetto agli impianti convenzionali e questo è stato un fattore decisivo per lo sviluppo degli impianti di cogenerazione che hanno cominciato a svolgere un ruolo sempre più importante nell ambito di un discorso di razionalizzazione degli usi dell energia e della riduzione dei consumi. Tale parametro è tra gli indicatori di merito più significativi per valutare il risparmio di energia primaria di un impianto di cogenerazione. Il suo valore dipende, come si vede, essenzialmente dal rapporto tra il rendimento dell impianto ed il rendimento elettrico netto (η g0 ) per la generazione separata di energia elettrica calcolato con lo stesso combustibile impiegato dall impianto di cogenerazione. Attualmente tale rendimento (valore medio delle centrali termoelettiche ENEL) si aggira intorno al valore di 0.375, prevedendo per il futuro valori anche superiori allo Per tale motivo il fattore di risparmio può variare nel tempo modificandosi i valori dei rendimenti di riferimento, così come sta avvenendo nel 4

5 caso di impianti combinati per i quali il rendimento sta crescendo velocemente negli ultimi anni a seguito del forte sviluppo delle turbine a gas. L impianto cogenerativo, perché possa essere competitivo, deve adeguare allora il suo rendimento globale a quello di riferimento per la produzione separata. In particolare, gli impianti con TV di tipo industriale, sia a contropressione che a estrazione, hanno un η g piuttosto basso (<0.35), dovendo in cogenerazione modificare per tali impianti il ciclo termodinamico originale, a differenza di quelli con TG che è attualmente tra 0.30 e 0.40 (specialmente nel caso di turbine di derivazione aeronautica e di turbine bi-albero) rappresentando, quindi, una migliore soluzione per la cogenerazione. Per impianti con m.c.i. di grande e media potenza si hanno, infine, valori di rendimento mediamente superiori a 0.40 e non a caso il R% per tale ultimo tipo di impianto risulta essere il più alto (>30%) dei precedenti. Oltre all indice di risparmio di energia (IRE), la normativa vigente individua un altro indice per la valutazione delle prestazioni di un impianto di cogenerazione: l indice energetico (IEN). Si riportano di seguito la formulazioni di IRE e IEN che tengono conto dell eventualità che l impianto sia concepito per la produzione distribuita e che possa adoperare combustibili alternativi ottenuti da fonti rinnovabili. IRE = 1 E e E η es r Ec η p es, r Et + η ts IEN = E t 0.9 E c + E e E r η 0.6 p E es, r c 0.4 5

6 dove i simboli indicano: - E c : l energia primaria del combustibile fossile commerciale, riferita al potere calorifico inferiore del combustibile, consumata dall impianto di cogenerazione; - E e : l energia elettrica netta generata dall impianto di cogenerazione; - E t : energia termica netta utile generata dall impianto di cogenerazione; - η es : è il rendimento elettrico, di riferimento, medio annuo del parco di centrali termoelettriche con la sola produzione di energia elettrica collegate alla rete elettrica nazionale; - η ts : è il rendimento termico, di riferimento, medio per la generazione di sola energia termica con una caldaia industriale di dimensioni medio grandi ed è pari a 0.9 nel caso di utilizzo industriale del calore e a 0.8 nel caso di teleriscaldamento; - p: è un coefficiente che tiene conto delle perdite di trasmissione e distribuzione dell energia elettrica lungo la rete che vale per impianti allacciati in BT e in MT; - E r : energia primaria da fonti rinnovabili; - η es,r : rendimento elettrico di una centrale termoelettrica convenzionale a vapore che utilizza lo stesso combustibile dell impianto di cogenerazione. Gli indici energetici permettono così di quantificare i risparmi ottenibili rispetto a sistemi tradizionali e devono attualmente raggiungere i valori imposti dalle normative in materia di cogenerazione. Un impianto di autoproduzione dell energia deve perciò influire positivamente sul bilancio energetico nazionale per aver diritto ad agevolazioni fiscali in ambito di risparmio energetico. Per avere un idea in merito al risparmio di energia primaria conseguibile con un impianto di cogenerazione si riporta di seguito, a titolo di esempio, i due diagrammi di flusso di energia nel caso 6

7 di impianti separati di produzione di energia elettrica e termica e nel caso di impianto cogenerativo, ipotizzando una richiesta di 30kW elettrici e 55 kw termici Ι.Ε. η= Ι.Τ η= perdite 100 η= η= perdite Fig. 3 Per l impianto motore per la produzione di energia elettrica si è supposto un rendimento pari a 0.30, mentre per quello termico 0.90; per l impianto di cogenerazione il rendimento si è ipotizzato pari a 0.30 e per l apparecchiatura destinata a recuperare calore a Da tali diagrammi si evidenzia come nel caso di impianti separati si spenda una energia totale di 152 kw contro i 100 kw necessari per l impianto di cogenerazione, ottenendo così un risparmio pari a R%= ( )*100/152 = 34.2%. Un altro indice che caratterizza ogni I.M. cogenerativo è dato dal rapporto energia elettrica (o lavoro utile) e calore disponibile r * = P & Q u = ηr ηm (1 η ) η r s 7

8 definito r* è possibile riformulare il risparmio R% in funzione di r* e del fattore di recupero termico: Lu % ηg R = 1 Lu Qu + ηgo ηso 100 = 1 ηg η Go 1 ρηg + r * η so 100 E auspicabile che r* possa variare per alcuni tipi di applicazione, qualora la richiesta di un tipo di energia vari indipendentemente dall altro. La scelta, dunque, del tipo di impianto motore da utilizzare è anche funzione di tale parametro e della facilità con cui esso può esser fatto variare. Qualora il rapporto r* ottenibile non corrisponda a quello richiesto è necessario integrare l impianto con caldaie ausiliarie e collegarsi alla rete elettrica nazionale per acquistare o vendere energia elettrica, così come accennato in precedenza. Questi scambi di energia con l ENEL sono regolati da contratti talvolta anche di una certa complessità e con tariffe variabili nel tempo. A ciò si aggiunge che non sempre è comunque possibile realizzare tali scambi perché potrebbero non essere convenienti all autoproduttore sia per ragioni economiche che tecniche. Si riporta di seguito un esempio in cui è calcolato il risparmio R% ed il fattore Iu al variare del rendimento globale, da cui sono fortemente dipendenti ed al variare del fattore di recupero termico. Dai risultati ottenuti si perviene alla conclusione che è bene, quando si progetta un impianto di cogenerazione, poter sfruttare tutto il calore recuperabile e quindi ottenere tutta la produzione termica da un processo cogenerativo, per ottenere un reale risparmio energetico. 8

9 Esempi di risultati con ηb = ηm = 0.85 η Go = 0.38 ; ; ηs = 0.85 η = 0.85 so Indice Risparmio Energetico (R%) Fattore Utilizzo Calore Rendimento Globale Indice di Utilizzazione (Iu) Fattore Utilizzo Calore Rendimento Globale Fig. 4 9

10 Tali aspetti vanno tenuti in conto in fase progettuale dal momento che, come detto, il dimensionamento dell impianto è di solito realizzato in base alla richiesta termica più che a quella elettrica. Se si volesse esclusivamente produrre energia termica (con caldaie, bruciatori, etc.) si otterrebbe calore a temperature basse con un degrado energetico, dunque, elevato dal momento che il rendimento exergetico cresce all aumentare della temperatura con cui è reso disponibile il calore, essendo pari al prodotto della quantità dell energia medesima per il rendimento del ciclo di Carnot equivalente: η ex =E(1-T 0 /T qu ) dove T qu è la temperatura con cui si rende disponibile il calore e T 0 la temperatura di riferimento. Il rendimento di secondo principio in un impianto di cogenerazione sarà allora dato da: η II = L u + Q u (1-T 0 /T qu ) M f H i E importante, quindi, oltre che la quantità di calore messa a disposizione all utente, anche la temperatura con cui è rilasciato, visto che l energia utilizzabile dipende dalla temperatura alla quale si realizza ogni perdita o guadagno di calore. Ciò che cambia, dunque, al variare della temperatura con cui si fornisce calore è la qualità di tale forma di energia ai fini di una conversione. La produzione combinata di energia termica ed elettrica, permette di ottenere il calore utile più il lavoro meccanico a parità di energia primaria spesa con un conseguente minore degrado energetico, anche se talvolta l energia elettrica prodotta potrebbe risultare superiore alla richiesta. In ogni caso conviene sempre produrre calore in cogenerazione, bruciando il combustibile nella macchina termica perché sono più alte le temperature. Per sfruttare al meglio l impianto si deve produrre tutto il calore necessario anche a costo di fornire un valore di energia elettrica eccessiva che può essere 10

11 venduta alla rete nazionale. A fianco, allora, ad un discorso energetico di tipo quantitativo e di risparmio ottenibile è utile, in fase di progetto, eseguire un bilancio exergetico dell impianto, perché si realizzino scelte più adeguate nello sfruttamento del calore disponibile tenendo presente che l exergia distrutta è pari a ξ d = E(1-η ex ). Alla luce di quanto detto, la temperatura dei gas di scarico dell impianto dovrebbe essere elevata, così come avviene per le TG, perché il valore exergetico sia alto. Non è detto però che l utenza termica richieda calore a T così alte (i gas di scarico delle TG sono a 500 C), ed è allora importante confrontare le T di scarico con quelle utili per le applicazioni industriali e/o i servizi per i quali l impianto è utilizzato. In alcuni casi, ad esempio, si richiede specificamente del vapore e, allora, nonostante che l impianto a vapore rilasci calore di bassa qualità, la scelta ricade proprio su tale tipo di impianto. TIPI DI IMPIANTI DI COGENERAZIONE In base alle analisi energetiche effettuate, alla potenza richiesta dall utenza, allo spazio disponibile ed ai costi di installazione e manutenzione, è possibile scegliere il tipo di impianto motore primo o adattare un impianto se preesistente. Si possono avere impianti di cogenerazione essenzialmente di quattro tipi: con turbina a gas; con turbina a vapore; con impianto combinato gas/vapore; con motori alternativi a c.i.. Impianti cogenerativi con turbina a gas 11

12 Nel primo caso, che è quello attualmente più utilizzato per applicazioni industriali, l utilizzo delle TG (fig.5) per la produzione di energia elettrica permette di sfruttare i gas di scarico ad una temperatura elevata, così come si diceva riguardo l analisi exergetica, direttamente come fluido caldo oppure inviandoli in una caldaia per produrre acqua calda o vapore. Nel primo caso il recupero di energia è estremamente elevato non essendovi perdite negli scambiatori di calore. Oltre a tale caratteristica, gli impianti con TG presentano il vantaggio di poter variare il rapporto energia termica /elettrica (1/r*) a richiesta, assumendo valori tra 1.8 e 4, potendo inoltre realizzare una combustione addizionale e un by-pass dei gas di scarico (fig.6). In tal modo i gas possono essere deviati al camino aggiuntivo o mandati in caldaia a seconda della richiesta della utenza termica. Il funzionamento di tale ultimo tipo di impianto (turbina a gas con post-combustione e by-pass) è descritto nel piano elettricità-calore in fig.7. Alla flessibilità di impianto si unisce il fatto che l avviamento della TG è estremamente veloce (pochi minuti) ed i costi di macchinario molto ridotti. Di contro, l utilizzo di combustibili più pregiati (metano, distillati del petrolio) rispetto ad altri impianti in alcuni casi ne limitano l utilizzo. La possibilità, infatti, di bruciare combustibili grezzi ed economici, come avviene di solito per gli impianti a vapore (TV) (fig.8-9), costituisce sicuramente un motivo per scegliere questi ultimi. Impianti cogenerativi con turbina a vapore Gli impianti per la produzione combinata di energia elettrica e termica con TV presentano, inoltre, il vantaggio di ricoprire una vasta gamma di potenze, di avere una elevata affidabilità ed un indice di sfruttamento del combustibile (I) molto alto. Per tali ragioni fino a qualche anno fa, le industrie che richiedevano elevati rapporti Q/E installavano tale tipo di impianto motore. Oggi, nonostante le caratteristiche positive prima citate, la tendenza è quella, comunque, di installare impianti con turbina a gas, specialmente quando la potenza elettrica richiesta non supera i 3 MW, ciò a causa dei costi più bassi di installazione e dei ridotti ingombri delle macchine, avendo oramai 12

13 raggiunto pari livello di affidabilità rispetto agli impianti a vapore. Tali ultimi possono essere di tre tipi: - impianti a vapore a contropressione; - a derivazione e contropressione; - a derivazione e condensazione. Nel primo, il vapore evolvente nella turbina di potenza viene fatto lavorare fino alla pressione richiesta per gli usi tecnologici che è più elevata rispetto a quella che vige di solito nel condensatore (0,05 bar). In tal modo, anche la temperatura in uscita dalla turbina sarà più elevata e le dimensioni della macchina ridotte non dovendo avere più tanti stadi per ottenere una pressione bassa e non operando più a elevati volumi specifici. Per tali impianti il rapporto Q/E el è compreso tra 5 e 7 e la produzione di energia è legata alla portata massica di vapore evolvente in turbina e, dunque, tale rapporto è estremamente rigido. Nel caso, invece, di impianti con TV del tipo a derivazione è possibile far variare, entro certi limiti, il rapporto Q/E el, realizzando una o più derivazioni di vapore. Aggiungendo un condensatore allo scarico della TV si riesce ad ottenere un elevato vapore di E el rispetto a Q u che, in alcuni casi, può risultare utile anche se l indice I u di sfruttamento del combustibile viene ovviamente penalizzato. Ciononostante, gli impianti con condensatore trovano impiego diffuso perché in grado di far fronte alle più disparate richieste di energia elettrica e termica. Impianti cogenerativi con ciclo combinato Gli impianti di cogenerazione di tipo combinato sono costituiti da un impianto con TG ed uno a vapore del tipo a contropressione o condensazione e spillamento (fig.11). I gas di scarico della TG vengono utilizzati per produrre vapore ad alta pressione che espande poi nella TV. Il sistema a condensazione, che è più diffuso negli impianti combinati, permette all impianto di produrre elettricità in modo economico anche nei periodi di bassa richiesta termica (ad es. d estate), essendo elevato il rendimento relativamente alla produzione di energia elettrica (>50%) ed inoltre, 13

14 la soluzione impiantistica con il ciclo combinato risponde meglio al discorso exergetico di cui si parlava prima. In figura 12 si riporta il campo operativo nel piano elettricità-calore, di un impianto di cogenerazione con ciclo combinato con TV a condensazione e spillamento, oltre che con postcombustione. La potenza utile prodotta tiene conto anche del contributo della TV, la cui potenza varia a seconda della portata di vapore generata dalla caldaia a recupero. La linea inferiore a destra del diagramma si ottiene quando la TG funziona a piena potenza al variare del vapore estratto sino ad annullarlo, ossia quando l impianto lavora a condensazione piena (punto di intersezione con l asse delle ascisse). La linea inferiore a sinistra rappresenta il funzionamento della TV a massima estrazione di vapore regolando la TG. Al disotto delle due linee citate vi sono i punti di funzionamento regolando la TG e variando l estrazione di vapore per la TV. Le linee superiori sono con post-combustione, che comunque non è usata frequentemente nei cicli combinati, fino alla massima post-combustione. La linea superiore a destra è a massima post-combustione e con portate di vapore maggiori da far espandere nella TV. A differenza dell impianto cogenerativo con TG in ciclo semplice, la pressione del vapore prodotto in caldaia influenza la potenza elettrica in uscita, così come avviene in un impianto a vapore (vedi fig.10), anche se ciò è meno evidente nel ciclo combinato dal momento che la maggior parte della potenza elettrica prodotta è a carico della turbina a gas. Per tale ragione l ideale per un impianto cogenerativo a ciclo combinato è quando si richiede dall utenza termica calore a bassa temperatura per non penalizzare la produzione elettrica. In ogni caso il vantaggio dell uso del ciclo combinato in cogenerazione sta proprio nella possibilità di lavorare con ottimi rendimenti anche nei periodi in cui la richiesta termica è scarsa rispetto a quella elettrica, mantenendo comunque gli indici R% e Ien elevati. Impianti cogenerativi con iniezione di vapore Tra gli impianti combinati gas-vapore (più precisamente a ciclo misto), quello con turbina a gas con iniezione di vapore (STIG) (fig.13) trova una sua felice applicazione nell ambito cogenerativo: il vapore prodotto nella caldaia a recupero può essere inviato all utenza termica o 14

15 all iniezione in camera di combustione, a seconda che si voglia privilegiare la produzione termica o quella elettrica. Ciò porta ad una grande flessibilità di funzionamento anche se un esercizio prolungato dell impianto in sola produzione elettrica prevede un indice energetico sicuramente inferiore rispetto al valore richiesto dalle normative vigenti. In figura 14 si descrive il campo operativo, nel piano elettricità-calore, di un impianto di cogenerazione con iniezione di vapore e post-combustione, dove si nota come in questo caso si ha un ulteriore grado di libertà consentito dalla quantità di vapore iniettato in turbina nella scelta del punto di funzionamento più economico per una data richiesta di calore ed elettricità, rispetto a quanto avveniva nel caso analogo (TG con post-combustione) senza iniezione di vapore (fig.7). Impianti cogenerativi con motori alternativi Infine, un ultimo tipo di impianto di cogenerazione è quello con i motori alternativi (fig. 9) che possono essere diesel, ad a.c. alimentati a metano o GPL, oppure dual fuel a ciclo diesel. A differenza degli altri impianti, esso presenta maggiore difficoltà nello sfruttamento dell energia termica, fornendo valori di Q/E el piuttosto bassi. La difficoltà consiste essenzialmente nel fatto che la fonte di calore da sfruttare non è unica, ma esso è distribuito nei gas di scarico, nel liquido refrigerante e nell olio lubrificante. La caratteristica positiva è quella di essere flessibili nell adeguare l erogazione di energia elettrica senza incrementare il consumo specifico di combustibile ed i motori diesel sono quelli che meglio si adeguano a tale tipo di applicazione. In ogni caso i gas di scarico da utilizzare per il recupero termico non si riescono a sfruttare completamente perché essi non possono essere raffreddati ad disotto dei 100 C (come avviene per le TG) per evitare che il vapore condensi e corroda la caldaia di recupero. Nonostante ciò, l impianto con m.c.i. prevede un R% anche più elevato rispetto agli altri impianti descritti, avendo, come noto, valori di rendimento globale più alti. 15

16 La convenienza di usare un tipo di impianto piuttosto che un altro è determinata da varie valutazioni energetiche ed economiche e la scelta non sempre è facile dal momento che il più delle volte i carichi richiesti (termici ed elettrici) variano nel tempo, spesso indipendentemente l'uno dall'altro, ed i combustibili disponibili non possono essere impiegati da qualunque tipo di impianto. A ciò si aggiunge sempre più di frequente un discorso di impatto ambientale che limita, ad esempio, l utilizzo di combustibile ad alto contenuto di zolfo e, dunque, indirizza la scelta del tipo di impianto verso soluzioni in grado di limitare la produzione di emissioni inquinanti. Negli ultimi anni, inoltre, gli incentivi fiscali e le agevolazioni tariffarie per l installazione di tali impianti, ne ha favorito la diffusione alla luce di considerazioni energetiche ed economiche. In Italia gli autoproduttori operano ormai quasi esclusivamente in cogenerazione ed in prospettiva futura si prevede come il mercato della cogenerazione si sposti, grazie specialmente ai cicli combinati, verso impianti di taglia molto più elevata rispetto a quella attuale, caratterizzati da una produzione elettrica molto consistente rispetto a quella termica. In una simile prospettiva, la autoproduzione cogenerativa diventerà prioritaria rispetto alla generazione accentrata dall ente elettrico nazionale. Infine, parallelamente alla diffusione di impianti cogenerativi per alte potenze, si ricorda che attualmente molti studi sono rivolti allo sviluppo di impianti cogenerativi di piccola o piccolissima taglia (anche pochi kw) per usi prevalentemente domestici (microcogenerazione). LA MICROCOGENERAZIONE Nel corso degli ultimi anni si è registrato da parte del mercato un crescente interesse verso l impiego di piccoli impianti per la produzione in loco di energia elettrica e termica, basati sull adozione di turbine a gas di taglie molto ridotte (dai 25 ai 500 kwe), da cui il termine microturbine a gas (MGT). La generazione distribuita risulta conveniente sotto molti aspetti, infatti, produrre energia in loco consente di minimizzare le perdite di trasporto e di distribuzione e garantisce una maggiore affidabilità agli utenti connessi alla rete elettrica. Inoltre, l adozione della 16

17 cogenerazione per soddisfare le esigenze dell utenza anche in termini di energia termica migliora l efficienza dell intero sistema energetico. Uno dei requisiti fondamentali richiesti ad una MGT, ed in genere ad un sistema innovativo e decentrato di produzione di energia, consiste in un elevato grado di affidabilità che include la disponibilità continua di energia elettrica e termica. Altre caratteristiche di rilievo sono la bassa manutenzione, lunghi periodi di funzionamento prima di una revisione (> ore) e una vita sufficientemente lunga (> ore), così come basse emissioni di rumore e sostanze inquinanti. Fig.5 Schema semplificato di un impianto con turbina a gas con cogenerazione 17

18 By-pass TG Post-combustore Utenza termica Fig. 6 Impianto di cogenerazione con TG a recupero semplice, con post-combustore e by-pass di regolazione Qu linea di regolazione del motore a massima post-combustione punto di funzionamento di progetto linea di regolazione del motore senza post-combustione minimo Lu Fig. 7 Campo operativo nel piano elettricità-calore di un impianto di cogenerazione con TG 18

19 Fig.8 Schema semplificato di un impianto a vapore a contropressione Fig.9 Schema semplificato di un impianto a vapore a derivazione e condensazione 19

20 Potenza termica Potenze (MW) TG TV Potenza elettrica Pressione vapore,(bar) Fig.10 Potenze utili in funzione della pressione del vapore prodotto negli impianti a vapore e in quelli a gas con cogenerazione Fig.11 Schema semplificato di un impianto combinato con cogenerazione 20

21 Qu linea di regolazione del motore a massima post-combustione TV con maggiori portate di vapore linea di regolazione di TG+TV a massima estrazione minimo linea con TG a max carico regolando estrazione da TV Fig. 12 Campo operativo nel piano elettricità-calore di un impianto di cogenerazione con ciclo combinato Lu By-pass TG Post-combustore Iniezione di vapore Utenza termica Fig. 13 Impianto di cogenerazione con TG a iniezione di vapore 21

22 Qu linea di regolazione del motore a massima post-combustione linea di regolazione del motore senza iniez. di vapore minimo linea a max carico regolando iniez. vapore Lu Fig. 14 Campo operativo nel piano elettricità-calore di un impianto di cogenerazione con TG con iniezione di vapore Fig. 15 Impianto di cogenerazione con motore alternativo a c.i. 22