INTRODUZIONE ALLA GENERAZIONE COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE

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1 INTRODUZIONE ALLA GENERAZIONE COMBINATA DI ENERGIA ELETTRICA E CALORE Per soddisfare i fabbisogni di energia elettrica e termica si può pensare ad una fornitura che prevede il ricorso a due servizi distinti oppure attraverso un unico servizio integrato. I sistemi di generazione combinata di energia elettrica e calore possono assolvere a quest ultimo compito. I sistemi di cogenerazione, ossia produzione combinata di energia meccanica e termica, a seconda dell impiego possono essere formati da unità singole o modulari quali: motori alternativi, turbine a gas, turbine a vapore (in contropressione), celle combustibile,. Questi sistemi sono caratterizzati dall'avere in ingresso energia termica sotto forma di combustibile (anche di tipo rinnovabile) e in uscita, a seconda dei rendimenti e delle condizioni operative, sia energia termica sotto forma di scarichi sia energia elettrica (oppure meccanica, convertibile in elettrica tramite generatori). Generazione classica tramite due sistemi separati Si supponga che l'energia elettrica venga prodotta in una centrale termoelettrica con un rendimento η = 39,1% e che l'energia termica (a bassa temperatura) venga prodotta con un rendimento en produz. elettrica dell'85%. L efficienza risulta pari a : η = E E O I = = 53,5% E I = 373 Generazione tramite sistemi integrati 1

2 L'energia elettrica potrebbe essere prodotta con un motore alternativo in cui un alternatore è collegato all'albero del motore termico (gruppo elettrogeno). Il calore viene recuperato sia dai gas di scarico e dagli scambiatori per il raffreddamento di acqua e olio. In impianti di media taglia, ottenuti modificando motori diesel, si arriva a rendimenti di produzione elettrica tra il 30-40%. Il calore non convertito in lavoro viene trasferito all'ambiente tramite i gas di scarico (30% del calore dissipato), tramite l'impianto di raffreddamento (35-30%) e tramite irraggiamento e convezione diretta (fino a 10%). Non tutto il calore ceduto alla sorgente fredda può realmente essere recuperato perché sarebbero necessari scambiatori totalmente adiabatici di superficie infinita. Energia da Energia elettrica Calore recuperato Energia non recuperata Rapporto combustibile Elettricità/calore Poiché in questi impianti il rapporto E/T coincide con il valore indicato nell'esempio iniziale, l'utenza potrebbe essere servita tramite un impianto di cogenerazione con motore a combustione interna con un forte risparmio energetico. Infatti, supponendo per semplicità un rapporto E/T pari a 1 ed un rendimento di produzione dell'energia elettrica pari al 40%, l'utenza può essere soddisfatta consumando soltanto 100/0,4=250 unità di combustibile a fronte delle 373 unità consumate nella configurazione precedente. Infatti le 250 unità di combustibile genererebbero 250*0,4=100 unità di energia elettrica e 100 unità di calore (250*0,4=100) con rendimento totale dell 80%. Purtroppo la situazione non è così vantaggiosa se il rapporto E/T richiesto dall'utenza si discosta molto dal rapporto proprio dell'impianto di cogenerazione. Se, ad esempio, l'utenza avesse richiesto 100 unità di energia elettrica e soltanto 50 unità di energia termica E/T=2, lo stesso impianto che produce lavoro e calore secondo il rapporto E/T=1 avrebbe continuato a consumare 250 unità di combustibile per produrre 50 unità di energia termica, dissipando 50 unità verso l ambiente perché in eccesso rispetto al fabbisogno. Rendimento totale 60%. 2

3 Infatti per poter diminuire la "rigidezza" dell'impianto e svincolare, almeno in parte, la produzione di energia meccanica dalla produzione di calore è necessario introdurre alcuni gradi di libertà aggiuntivi con un parallelo incremento della complessità dell'impianto, come si vedrà nel seguito. Ingresso acqua dall utenza Acqua all utenza Acqua raffr. motore Olio lubrif. motore Gas di scarico MOTORE A COMBUSTIONE INTERNA Fig. 1a: recupero sul lato termico, motore alternative Fig. 1b: Schema impianto con TG 3

4 Fig. 1c: Schema impianto per trigenerazione Normalmente l energia elettrica viene prodotta con un rendimento del 35-40%, dove il rendimento è dato dal rapporto tra energia elettrica prodotta e l energia in ingresso sotto forma di combustibile. La maggior parte delle perdite è dovuta alla grande quantità di calore contenuta nei fumi o nell acqua di raffreddamento che non viene recuperata. Come posso recuperare questo calore? utilizzo il calore per soddisfare le richieste di energia termica (riscaldamento ambienti, usi di processo) che dovrebbero essere soddisfatte altrimenti attraverso la produzione di calore con centrali termiche tradizionali Fig. 2: Situazione senza e con cogenerazione Vedi file 4

5 Per selezionare propriamente le dimensioni e le modalità operative del motore, si devono valutare i carichi elettrici termici ed eventualmente frigoriferi del sistema (orari, giornalieri, mensili, annuali), a seconda del tipo di analisi che si intende condurre. In fig. 3a è stato riportato un carico orario di un ipotetica utenza in un tipico giorno invernale. si possono notare le caratteristiche salienti di una simile curva di richiesta energetica, in cui la domanda elettrica comincia a salire verso le 6 di mattina, all inizio delle attività rimanendo pressoché costante su tutta la giornata, mentre il carico termico maggiore (prevalentemente riscaldamento) si presenta verso le 8 e tende a diminuire rimanendo abbastanza costante sulla giornata, una volta che si è provveduto a portare gli ambienti alla temperatura di comfort. In fig. 3.b si è riportata invece la curva annuale dei carichi medi per la stessa ipotetica utenza. Si può notare come ad una diminuzione generale dei carichi corrisponda anche un carico base (segnalato dalle linee tratteggiate). Questo carico base è un elemento importante in quanto spesso i sistemi di cogenerazione sono dimensionati in modo da soddisfare solo questo tipo di carico. In questo caso, esiste un sistema parallelo di centrale termica in grado di fornire il calore addizionale che si rendesse necessario, quando il riscaldamento durante il giorno eccede la quantità di base fornita dal gruppo di cogenerazione. Allo stesso modo per l energia e potenza elettrica, che 5

6 possono essere prelevate dalla rete locale a seconda di quanto ci si discosta dal carico di base autoprodotto. Un analisi a priori del gruppo su cui fare le valutazioni risulta indispensabile. esistono parecchie opzioni che permettono a priori di condurre una valutazione sui dati caratteristici del motore primo. Per illustrare questa procedura si consideri la fig. 4 che mostra la potenza elettrica in funzione di quella termica. Le tre linee tratteggiate sono la caratteristica elettrica in funzione della termica di 3 famiglie di motori primi. In questo esempio il rapporto caratteristico T/E aumenta spostandosi da A verso B verso C. Le richieste dell utenza sono invece punteggiate e rappresentate dalle due linee, quella verticale ed orizzontale (che possono ad esempio rappresentare proprio un valore medio di riferimento per i carichi di base, come anticipato appena sopra). Si possono identificare 5 punti fondamentali: punto 1: rappresenta un esatta uguaglianza tra le richieste elettriche e termiche dell utenza e il corrispettivo elettrico e termico fornito dal motore primo con un valore caratteristico T/E uguale a B. 6

7 punto 2 si seleziona un motore primo con un rapporto caratteristico pari a C, in cui le richieste termiche sono perfettamente soddisfatte, ma la fornitura elettrica non è sufficiente a soddisfare le richieste dell utenza. In questo caso l utenza deve organizzarsi per poter acquistare dalla rete locale l energia supplementare. Spesso questa si rivela la migliore soluzione economico-operativa da cui partire per valutazioni successive. punto 3 si seleziona un motore primo con una caratteristica tipo C, tale che siano soddisfatte le richieste elettriche, ma si abbia un eccesso nella produzione di energia termica. Generalmente questa non è quasi mai una scelta conveniente perché il rendimento generale è basso. Tuttavia può risultare lo stesso una soluzione interessante se ci si aspetta un aumento nei futuri consumi termici e la presente risulta solo una soluzione temporanea oppure se si riesce a vendere l energia termica in eccesso ad un qualche utente interessato all acquisto. punto 4 rappresenta il caso in cui il motore selezionato ha una caratteristica tipo A, in cui la richiesta elettrica è soddisfatta mentre la termica necessita di un integrazione in quanto il gruppo non è in grado di erogarla. In questo caso vengono abitualmente impiegate caldaie ausiliarie. Questa si rivela spesso la scelta economica migliore, soprattutto se si hanno delle caldaie a disposizione e se si intende dimensionare il gruppo in modo da utilizzare tutta l energia termica che esso può fornire. punto 5 rappresenta il caso di un motore primo con caratteristica tipo A in cui la richiesta termica viene perfettamente soddisfatta mentre la capacità elettrica del gruppo è eccessiva per l utente che deve pensare dunque ad una cessione dell energia in esubero. In questo caso la valutazione si fa più complessa in quanto la stima economica dipende da molti fattori. 7

8 CONFIGURAZIONI DI BASE Fig. 5: Valori indicativi sulle rese elettriche e termiche per tipologia di motore primo Rendimento Rendimento Rend. totale elettrico termico Motori a combustione interna a recupero totale Motori a combustione interna con recupero dai soli fumi Turbogas Turbine a vapore

9 RENDIMENTO ELETTRICO POTENZA ELETTRICA [MWe] Fig. 7: Range di variazione del rendimento elettrico in funzione del motore primo/ciclo Rendimento elettrico Temperatura alla quale è richiesto il calore [ C] Fig.8: Rendimenti elettrici in funzione della richiesta termica 9

10 CARATTERISTICHE DELL'IMPIANTO 1. potenza elettrica 2. qualità quantità Et disponibile 3. rendimento OBBIETTIVI 1. risparmio energia primaria 2. sicurezza approvigionamento 3. economica CRITERI DI SCELTA % termico % elettrico 3. fabbisogni di base TIPI DI COSTI 1. combustibile 2. manutenzione 1-1,2 c /kwh 3. lubrificazione 0,25-0,77 c /kwh 4. consumi tipici ma 0,35 Sm 3 /kwh MA 0,35 Sm 3 /kwh TG 0,5 Sm 3 /kwh TV 10 kg vapore/kwh 10

11 2 COSTO DI INVESTIMENTO [keuro/kwe] POTENZA ELETTRICA [MWe] Fig.9: Costi specifici per tipologia e taglia di motore primo A titolo indicativo, supponendo un recupero termico totale, l energia elettrica autoprodotta ha un prezzo che varia (al netto dell imponibile) tra MA 3,4 c /kwh TG 3,7 c /kwh TV 3-3,3 c /kwh inoltre bisogna prevedere oneri per contratto di soccorso (0,4-0,6 c /kwh) Premessa fondamentale è la disponibilità di combustibile opportuno (solitamente gas naturale) alle condizioni richieste (pressione, portata). 11

12 VINCOLI ENERGETICI Nessun tipo di energia deve essere sprecato (non utilizzato); il limite e' più impegnativo per la parte termica, poiché la quota elettrica eventualmente non utilizzata viene ceduta alla rete elettrica. bisogna considerare attentamente i livelli termici caratteristici delle utenze (livelli di temperatura). deve esserci contemporaneità tra domanda energetica ed offerta energetica (individuazione di potenze diverse per periodi diversi). VINCOLI ECONOMICI fondamentalmente entrano in gioco i seguenti fattori. - spesa energetica senza cogenerazione - spesa energetica (da esterno) con cogenerazione - spesa di gestione dell'impianto di cogenerazione - costo impianto con eventuali contributi - costo di manutenzione dell'impianto di cogenerazione -imposte gravanti sull'impianto di autoproduzione Si tratta di effettuare un confronto economico tra le due possibilità: senza cogenerazione con cogenerazione ed ancora l'ipotesi "con cogenerazione" deve essere analizzata secondo il modo di funzionamento (continuo o parziale) 12

13 Caratteristiche principali di un impianto CON TURBINA A GAS rapporto caratteristico (potenza termica recuperata / potenza elettrica ai morsetti) intorno a 3 recupero di calore dai gas di scarico ad alta temperatura per la produzione di vapore e/o acqua calda gas di scarico costituiti per la maggior parte da aria (possibilità di usare direttamente nel processo tali gas) VANTAGGI ingombri ridotti buon grado di affidabilità rapidità di avviamento rapidità di installazione automazione spinta del sistema con conseguente minima richiesta di sorveglianza basso livello di inquinamento atmosferico necessità di calore ad alta temperatura ( C) CONTROINDICAZIONI basso rendimento a carico ridotto manutenzione più onerosa rispetto al motore alternativo alimentazione con gas naturale ad alta pressione (1-1,2 MPa [10-12 bar]) 13

14 La differenza principale tra turbina a gas e motore alternativo è costituita dal fatto che, a pari consumo di combustibile, la turbina a gas ha una minore produzione di energia elettrica ed una maggiore quantità di calore ricuperabile rispetto al motore diesel (diverso rapporto T/E). EMISSIONI Nelle emissioni degli impianti di cogenerazione troviamo gli inquinanti generalmente prodotti dalla combustione degli idrocarburi: Il monossido di carbonio (CO), generalmente correlato ad una combustione incompleta dovuta ad un rapporto combustibile/comburente non corretto; Il biossido di zolfo (SO 2 ), prodotto dai combustibili contenenti zolfo, come il carbone e i derivanti dal petrolio (il gas naturale ne è privo). Questo è una delle principali cause delle piogge acide e assai dannoso per i convertitori catalitici; Gli ossidi di azoto (NO x ), una classe di inquinanti dotata di un notevole impatto ambientale: contribuisce alla formazione delle piogge acide e indirettamente, attraverso l interazione con l irraggiamento solare, provoca la formazione di notevoli quantità di ozono ed altri inquinanti. La sua formazione dipende principalmente dalle massime temperature raggiunte in camera di combustione e dal rapporto stechiometrico; L anidride carbonica (CO 2 ), rappresenta l inquinante percentualmente emesso in maggiore volume, in modo direttamente proporzionale al consumo di carburante. Può essere ridotto significativamente solo aumentando il rendimento energetico. È considerata la maggiore responsabile dell effetto serra e quindi dei cambiamenti climatici che rischiano di modificare l intero ecosistema; Gli idrocarburi incombusti (HC), rappresentano la frazione di combustibile sfuggita ai processi di combustione. Rappresentano uno spreco energetico, sono molto inquinanti e contribuiscono all effetto serra. 14

15 Tutti questi inquinanti possono in qualche misura essere ridotti, intervenendo sulla composizione del combustibile o sulle caratteristiche tecniche dei motori, delle turbine o delle caldaie dove avviene la combustione: abbinando combustibili puliti e generatori di concezione moderna è possibile contenere parzialmente le concentrazioni allo scarico. Ad ogni modo, nella maggior parte dei casi è necessario intervenire con un trattamento delle emissioni allo scarico per rientrare nei limiti di legge imposti delle competenti autorità (regioni). Le strategie di controllo sono numerose e variano a seconda della tipologia di impianto. I motori alimentati a metano e GPL presentano emissioni prevalentemente di NOx e CO, mentre per gasolio e biogas si aggiunge il particolato. Altro elemento da considerare per l'impatto ambientale è il rumore derivante dal funzionamento dell'impianto. Anche se le macchine, i bruciatori ed i sistemi di ventilazione utilizzati negli impianti di cogenerazione possono raggiungere se non contenuti anche livelli di rumore di circa 100 dba ad 1 metro, per le applicazioni di tipo civile è possibile contenere con opportuni sistemi di cofanatura delle macchine e di trattamento del rumore sui flussi di aria e o gas esausti tali emissioni entro livelli di circa 65 dba ad un metro tanto da renderli idonei ad applicazione anche in ospedali o zone residenziali. In particolare per impianti di taglia sino a 1,5 MW con singola macchina gli impianti di cogenerazione con motore alternativo si prestano alla realizzazione di sistemi containerizzati in grado di contenere con costi relativamente bassi e con ridotti ingombri le emissioni sonore derivanti dall'impianto. 15

16 BIBLIOGRAFIA Anglani N Modellizzazione e ottimizzazione di flussi energetici in impianti di processo e servizio. Dispense corsi CSE Pavia. Figure tratte da Perotti M Politecnico di Milano. Schibuola L La cogenerazione di energia elettrica e calore. Società editrice Esculapio. Bologna 16