Cogenerazione di M. Gambini, M. Vellini Termotecnica Cogenerazione 51 L ARTICOLO È SPONSORIZZATO DA mcter COGENERAZIONE - L EVENTO DI RIFERIMENTO DEL SETTORE ORGANIZZATO DA EIOM Cogenerazione ad alto rendimento Parte A: inquadramento normativo e procedure generali di calcolo Dal 1 gennaio 2011, con l introduzione in ambito nazionale della Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR, il contesto legislativo di incentivazione della cogenerazione è mutato e, conseguentemente, sono cambiate le condizioni sia per valutare la fattibilità tecnico-economica di nuovi impianti di cogenerazione sia per esercire in condizioni ottimali gli impianti esistenti. Nel presente lavoro, suddiviso in due parti, si intendono analizzare i seguenti aspetti: -- Parte A: inquadramento normativo della CAR, classificazione degli impianti e procedure generali di calcolo per le tipologie impiantistiche più rappresentative; -- Parte B: valutazioni numeriche finalizzate a caratterizzare le prestazioni CAR delle diverse soluzioni impiantistiche e ad analizzare l impatto della nuova legislazione sul potenziale applicativo di ciascuna soluzione. HIGH EFFICIENCY COGENERATION. PART A: DIRECTIVES AND CRITERIA FOR EVALUATING COGENERATION PARAMETERS From January 1, 2011, when the high efficiency cogeneration was implemented, the legislative and incentive cogeneration context is radically changed and, consequently, new boundary conditions must be taken into account for feasibility studies and performance assessments of cogeneration plants. This paper is divided into two parts: - Part A: this part deals with the Directives, the classification of cogeneration plants and the illustration of the new criteria to meet the qualifications of the high efficiency cogeneration; - Part B: this part deals with a comparison between different generation technologies by highlighting the impact of the new incentive context. CAR: DIRETTIVE EUROPEE E DECRETI ATTUATIVI IN AMBITO NAZIONALE La direttiva 11 febbraio 2004 del Parlamento Europeo e del Consiglio n. 2004/8/CE [1] si prefigge l obiettivo di accrescere l efficienza energetica e migliorare la sicurezza dell approvvigionamento dei combustibili creando un quadro per la promozione e lo sviluppo, nel mercato interno, della cosiddetta Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR, basata sulla domanda di calore utile e sul risparmio di energia primaria. L Allegato II a tale Direttiva introduce il concetto di Elettricità da cogenerazione (. Tale quantità corrisponde alla produzione di energia elettrica complessiva dell unità di produzione combinata di energia elettrica e calore se il rendimento globale, inteso come rapporto tra la somma dell energia elettrica/meccanica e dell energia termica utile prodotte dall unità e l energia da combustibile immessa nell unità, è almeno pari ai seguenti valori di soglia: --75%, per unità costituite da turbine a vapore a contropressione, turbine a gas, motori a combustione interna, microturbine, motori Stirling e celle a combustibile; --80%, per unità costituite da turbine a estrazione e condensazione e cicli combinati. Se invece tali unità di produzione combinata di energia elettrica e calore presentano rendimenti globali inferiori ai valori di soglia, rispettivamente del 75% e dell 80%, l elettricità da cogenerazione deve essere calcolata tramite: = H. CHP C dove: -- è la quantità di calore utile prodotto mediante cogenerazione, calcolata decurtando dalla produzione totale di calore utile le quantità di calore prodotte per via non cogenerativa (caldaie di integrazione, flussi di vapore che non partecipano alla produzione di energia meccanica/elettrica ecc.; --C è il rapporto energia/calore. L Allegato III alla Direttiva definisce poi la CAR come: --la produzione combinata di energia elettrica e calore che fornisce un risparmio di energia primaria, pari almeno al 10%, rispetto ai valori di riferimento per la produzione separata di elettricità e di calore; --la produzione combinata di energia elettrica e calore mediante unità di piccola cogenerazione e di micro-cogenerazione (cioè di potenza rispettivamente inferiore a 1 MW e inferiore a 50 kw che forniscono un risparmio di energia primaria. L entità del risparmio di energia primaria fornito dalla produzione mediante cogenerazione è definito, secondo la nomenclatura dell Allegato III, come: dove: --PES è l indice di risparmio di energia primaria (Primary Energy Saving; --CHP Hη è il rendimento termico della produzione mediante cogenerazione, definito come il rapporto tra il calore utile ( e l energia da combustibile ( utilizzata per produrre la somma del calore utile e dell elettricità da cogenerazione ( ; Prof. Ing. Marco Gambini, Prof. Ing. Michela Vellini - Dipartimento di Ingegneria Industriale - Università degli Studi di Roma Tor Vergata
52 Cogenerazione --Ref Hη è il valore di riferimento per la produzione separate di calore; --CHP Eη è il rendimento elettrico della produzione mediante cogenerazione, definito come il rapporto tra l elettricità da cogenerazione ( e l energia da combustibile ( utilizzata per produrre la somma del calore utile e dell elettricità da cogenerazione; --Ref Eη è il valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di elettricità. Sempre l Allegato III della Direttiva stabilisce poi che i valori di rendimento di riferimento devono essere stabiliti secondo i seguenti principi: --il confronto con una produzione separata di elettricità deve essere omogeneo in termini di tipologia di combustibile utilizzato; --ogni unità di cogenerazione deve essere confrontata con la migliore tecnologia per la produzione separata di calore ed elettricità disponibile sul mercato in relazione all anno di costruzione dell unità di cogenerazione; --i valori di rendimento di riferimento per la produzione separata di elettricità e di calore devono tener conto delle differenze climatiche tra gli Stati membri. I valori di rendimento di riferimento sono stati successivamente forniti dalla Decisione della Commissione del 21 dicembre 2006 n.2007/74/ec [2], che ha appunto fissato i valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di elettricità e di calore in applicazione della direttiva 2004/8/CE. In tale decisione i rendimenti di riferimento vengono forniti tramite tabelle in funzione della tipologia di combustibile, dell anno di costruzione dell unità e delle modalità di utilizzo del calore utile. Sono fornite anche le correzioni per tener conto delle condizioni climatiche e della tensione di allacciamento dell unità. Successivamente tali valori sono stati rimodulati con la Decisione 2011/877/CE [3], sempre in funzione dei parametri sopra elencati. La metodologia dettagliata per determinare l elettricità da cogenerazione e gli altri parametri necessari per il calcolo del PES fu rimandata a Decisioni successive. In particolare, dopo la pubblicazione della Direttiva 2004/8/CE, il 19 novembre 2008 è stata emanata la Decisione 2008/952/EC [4] che stabilisce Linee guida dettagliate per l applicazione e l utilizzo dell allegato II della Direttiva 2004/8/ CE. In questa decisione si stabilisce il concetto di operazione In pieno regime di cogenerazione tramite Un unità di cogenerazione che opera con il massimo livello tecnicamente possibile di recupero di calore da essa generato è considerata come operante in pieno regime di cogenerazione. Nel caso di operazioni in pieno regime di cogenerazione, tutta l elettricità è considerata come prodotta mediante cogenerazione (. Nei casi in cui l impianto non opera in pieno regime di cogenerazione, è necessario identificare l elettricità e il calore non prodotti in regime di cogenerazione e distinguerli dalla produzione CHP (Combined Heat and Power. A tal fine è necessario, prima di tutto, individuare i confini dell unità di cogenerazione. Come illustrato nella Figura 1, i confini dell unità vengono individuati a partire da quelli dell impianto escludendo le produzioni di calore non cogenerative, quali, ad esempio, le caldaie a integrazione. L unità di cogenerazione è dunque un sottoinsieme dell impianto complessivo ottenuto tramite esclusione dei sistemi di produzione del calore non cogenerativi. FIGURA 1 Se il rendimento globale dell unità di cogenerazione, precedentemente definito, è almeno pari ai valori di soglia introdotti dalla 2004/8/ CE (75% o 80% a seconda della tipologia impiantistica, tutta l unità di cogenerazione può essere considerata CHP, cioè operante in pieno regime di cogenerazione. Se invece il rendimento globale è inferiore al valore di soglia (75% o 80%, l unità non opera in pieno regime di cogenerazione e quindi avviene una produzione di elettricità non CHP. In tal caso, l unità deve essere divisa in due parti virtuali (Figura 1, una operante in cogenerazione (parte CHP e una non cogenerativa (parte non CHP. Per la parte CHP, la Decisione 2008/952/CE prevede che l elettricità CHP venga calcolata tramite: =. C actual dove C actual è il rapporto energia/calore effettivo. Il percorso di attuazione in ambito nazionale della Direttiva 2004/8/ CE è iniziato con il DLGS 8 febbraio 2007, n. 20 [5], il quale stabilisce che, fino al 31dicembre 2010, la condizione di CAR corrisponde a quanto definito all articolo 2, comma 8, del DLGS 16 marzo 1999, n. 79 [6], cioè la cogenerazione che soddisfa i requisiti definiti dall AEEG con la Deliberazione n. 42/02 [7]. A decorrere dal 1 gennaio 2011, la CAR è invece la cogenerazione che rispetta i requisiti previsti dalla direttiva 2004/8/CE. Il processo di attuazione in ambito nazionale della Direttiva 2004/8/ CE è stato poi completato con due decreti ministeriali: il DM del Ministero dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministero dell Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare del 4 agosto 2011 [8] e il DM del Ministero dello Sviluppo Economico del 5 settembre 2011 [9]. Il decreto del 4 agosto 2011completa il recepimento della direttiva 2004/8/CE e s.m.i., iniziato con il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, e in particolare integra e sostituisce alcuni degli allegati di tale DLGS. In applicazione dell art. 6 del DLGS 8 febbraio 2007, n. 20, il Ministero dello Sviluppo Economico ha poi emanato il decreto ministeriale 5 settembre 2011 che stabilisce le condizioni e le procedure per l accesso della cogenerazione al regime di sostegno. In ottemperanza a quanto stabilito da tale decreto le unità di cogenerazione, a seguito di nuova costruzione o di rifacimento, hanno diritto, per ciascun anno solare in cui soddisfano i requisiti di CAR, all emissione di Certificati Bianchi (CB in numero proporzionale al risparmio energetico conseguito, se positivo, secondo quote progressive di potenza. Il numero dei Certificati Bianchi ai quali un produttore ha diritto anno per anno è calcolato sulla base di quanto previsto all art. 4 del DM 5 settembre 2011. Tale articolo specifica che occorre calcolare, prima di tutto, il risparmio di energia primaria tramite: RISP = ( / h Erif + ( / h Trif -
Cogenerazione 37 53 dove tutte le energie sono espresse in MWh, η Erif è pari a 0,46 e η Trif è pari a 0,82 nel caso di calore utile fornito direttamente come gas di scarico ovvero a 0,9 nel caso di calore utile fornito tramite vapore/ acqua calda. Il numero di CB è poi calcolato tramite: CB = RISP. 0,086. K dove 0,086 è il fattore di conversione da MWh a TEP e K è un parametro dipendente dalla potenza dell unità di cogenerazione. PROCEDURA PER IL CALCOLO DELLE GRANDEZZE CAR Le Direttive Europee illustrate nel paragrafo precedente non risultano del tutto chiare in termini di definizione dei parametri delle due sezioni virtuali CHP e non CHP di una unità di cogenerazione, e in particolare nella definizione del rapporto energia/calore (individuato con C nella Direttiva 2004/8/CE, con C actual nella Decisione 2008/952/CE. Chiarimenti a riguardo sono stati forniti dai due decreti ministeriali del 4 agosto 2011 e del 5 settembre 2011, dove il rapporto energia/ calore effettivo viene indicato con, e, soprattutto, dalle Linee Guida per l applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 - Cogenerazione ad Alto rendimento (CAR [10], pubblicate dal MiSE nel febbraio del 2012 e revisionate nel successivo mese di marzo. Tali Linee Guida forniscono, prima di tutto, le modalità di calcolo del rendimento globale dell unità di cogenerazione. Per determinare tale parametro occorre conoscere, nel periodo di rendicontazione, le seguenti quantità di energia (Figura 1: --calore utile totale (H; --energia elettrica/meccanica totale (E; --energia da combustibile totale (F; --calore utile non CHP (H non-chp ; --energia da combustibile associate alla produzione di calore non CHP (F non-chp,h. Tramite tali quantità di energia si determina prima il calore utile CHP: e quindi il rendimento globale dell unità di cogenerazione: = (E + / (F - F non-chp,h Se il rendimento globale così calcolato è almeno pari ai valori di soglia stabiliti dall allegato II della Direttiva 2004/8/CE (η soglia = 0,8 per unità costituite da turbine a estrazione e condensazione e cicli combinati e η soglia = 0,75 per unità costituite da turbine a vapore a contropressione, turbine a gas, motori a combustione interna, microturbine, motori Stirling e celle a combustibile, tutta l unità di cogenerazione è considerata CHP e quindi: = E Se invece il rendimento globale è inferiore al valore di soglia (80% o 75% a seconda della tipologia impiantistica, l unità di cogenerazione deve essere suddivisa in due parti virtuali: la parte CHP e la parte non CHP. Al fine di determinare l energia prodotta dalla parte non CHP (E non-chp e la relativa quotaparte di energia da combustibile, necessarie per identificare la parte CHP, deve essere seguita la seguente procedura: 1 Valutazione del coefficiente b Tale coefficiente rappresenta la mancata produzione elettrica/meccanica per ogni unità di energia termica prodotta dall impianto. Il calcolo di questo coefficiente deve essere effettuato per gli impianti in cui è presente una turbina a vapore a estrazione e condensazione. Rappresentando tale coefficiente la perdita di energia elettrica per unità di calore utile prodotta dall estrazione del vapore, viene espresso mediante: b = [(h estr - h cond / (h estr - h ref ]. Kp dove: --h estr è l entalpia del vapore estratto dalla turbina; --h cond è l entalpia del vapore al condensatore; --h ref è l entalpia di riferimento a 15 C e 1 bar (abs; --K p è un coefficente tabellato in funzione della potenza della turbina che tiene conto delle perdite elettromeccaniche della turbina. Per determinare il coefficiente b occorre pertanto disporre della misura di p,t del vapore estratto. Per la determinazione dell entalpia al condensatore le Linee Guida prevedono espressamente che si deve ricorrere al bilancio della turbina a vapore, il quale, nota la potenza erogata e le portate ed entalpie del vapore in tutti i punti di immissione/estrazione consente di determinare appunto l entalpia del vapore allo scarico della turbina. Nel caso di turbine con più estrazioni di vapore il coefficiente b deve essere calcolato come media pesata dei coefficienti relativi alle singole estrazioni. Per tutti gli altri impianti risulta b = 0. 2 Valutazione del rendimento della produzione di energia elettrica/ meccanica della parte non CHP: η non-chp,e = (E + b. / (F - F nonchp,h Si osserva che tale rendimento rappresenta il rendimento elettrico equivalente dell unità. η non-chp,e = η E,EQ 3 Valutazione del rapporto energia/calore effettivo (denominato nella legislazione italiana e C actual in quella europea. Tale rapporto si ottiene imponendo che la parte CHP dell unità abbia un rendimento pari a quello di soglia: ( + / = h soglia Imponendo tale condizione, unita al rendimento della parte non CHP definito nel precedente punto, si ottiene: = (h non-chp,e - b. h soglia / (h soglia - h non-chp,e 4 Valutazione dell elettricità da cogenerazione: = C. Ceff 5 Valutazione dell energia elettrica/meccanica non CHP: E non-chp = E - 6 Valutazione dell energia da combustibile che alimenta la parte non CHP: F non-chp,e / h non-chp,e 7 Valutazione dell energia da combustibile che alimenta la parte CHP: - F non-chp,e Con questa procedura si identifica la parte CHP dell unità come quella parte operante in cogenerazione con un rendimento globale esattamente pari al rendimento di soglia (η soglia = 0,8 ovvero η soglia = 0,75, Figura 2, cioè rispondente al concetto di pieno regime di cogenerazione introdotto dalla Decisione 2008/952/EC.
54 Cogenerazione FIGURA 2 Una volta determinate le energie della parte CHP (,, il calcolo del PES, del RISP e dei CB viene effettuato secondo le correlazioni riportate nel primo paragrafo. PARAMETRI CARATTERISTICI E CLASSIFICAZIONE DEGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE IN AMBITO CAR La disamina effettuata nei precedenti paragrafi, evidenzia che la legislazione CAR utilizza tre parametri caratteristici per valutare l unità di cogenerazione: --il risparmio di energia primaria, PES --il rendimento globale, η g --il rendimento della produzione di energia elettrica/meccanica della parte non CHP, η non-chp,e Viene pertanto qui di seguito approfondito il significato termodinamico di tali parametri, il loro utilizzo da parte della legislazione CAR e la classificazione degli impianti di cogenerazione che ne deriva. Si consideri prima di tutto il risparmio di energia primaria. I vantaggi termodinamici della cogenerazione, intesa come produzione combinata e in cascata dell energia elettrica/meccanica E e del calore utile H in un unico processo alimentato dall energia primaria F, risultano evidenti: consente, infatti, sia di recuperare, a fini utili, parte dell energia termica altrimenti dissipata in modo irreversibile nell ambiente negli impianti di sola generazione elettrica sia di eliminare il passaggio diretto, altamente irreversibile, di energia chimica in energia termica negli impianti di sola generazione di calore utile. Il metodo più efficace ed esaustivo per valutare la qualità di un impianto di cogenerazione è quantificarne il risparmio energetico che comporta rispetto alla generazione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore, cioè quantificare il risparmio di energia primaria R F che la produzione combinata comporta rispetto alla generazione separata. Tale risparmio, indicando F E e F H le energie da combustile associate alla produzione separata rispettivamente dell elettricità E e del calore H, si esprime: Introducendo le efficienze dei sistemi di generazione separata si ottiene: dove η E e η H rappresentano rispettivamente i rendimenti dei sistemi separati di generazione elettrica e termica. Ecco pertanto che tutto il problema della valutazione dell effettivo risparmio energetico ottenibile da un impianto di cogenerazione si incentra sull assunzione dei rendimenti di riferimento della produzione separata (valori medi dei sistemi di generazione separata in esercizio, valori dei sistemi più avanzati di generazione separata, valori differenziati per taglia e tipologia di impianto, per tipologia di combustibile di alimentazione, per data di entrata in esercizio, per condizioni climatiche... La legislazione CAR utilizza proprio questo parametro, denominato in tale ambito PES (Primary Energy Saving, per valutare se l unità di cogenerazione possiede il requisito di cogenerazione ad alto rendimento. Individuata la parte CHP dell unità di cogenerazione, così come illustrato nei paragrafi precedenti, il PES si ottiene tramite la precedente correlazione che esprime il risparmio di energia primaria considerando le energie in ingresso e uscita dalla parte CHP (,, e i rendimenti di riferimento dei sistemi separati di energia elettrica e termica forniti dalla legislazione, in funzione della tipologia di combustibile di alimentazione, della data di entrata in esercizio, delle condizioni climatiche, della tensione di allacciamento (rendimento di riferimento elettrico e del vettore utilizzato per il calore utile (rendimento di riferimento termico. Se l unità è classificata come piccola cogenerazione o micro-cogenerazione (cioè di potenza rispettivamente inferiore a 1 MW e inferiore a 50 kw basta un valore del PES>0 per soddisfare il requisito CAR mentre per le altre unità occorre un PES di almeno il 10% per soddisfare tale requisito. Esistono, tuttavia, altri parametri per caratterizzare la specifica tecnologia di cogenerazione, dal punto di vista della generazione di energia elettrica, della generazione di energia termica, del rapporto tra produzione elettrica e termica ecc., che risultano di grande utilità soprattutto nella scelta della tecnologia più idonea in relazione alle caratteristiche energetiche della specifica applicazione. Nel seguito si farà riferimento a soli due di questi parametri, il rendimento globale e il rendimento elettrico equivalente, dal momento che proprio tali parametri sono stati ripresi dalla legislazione vigente sulla cogenerazione. Dal momento che un impianto di cogenerazione produce due effetti utili, l energia elettrica/meccanica E e il calore utile H, in un unico processo alimentato dall energia primaria F, il primo parametro che viene naturale introdurre per valutare l efficienza energetica del processo di cogenerazione è quello derivante dal rapporto tra effetti utili prodotti (somma dell energia elettrica/meccanica e del calore utile ed energia di alimentazione consumata. Tale parametro viene definito come rendimento globale, ovvero rendimento di primo principio: = h I = (E + H / F Il limite termodinamico della definizione del rendimento di I principio (rendimento globale consiste nell attribuire lo stesso peso a due termini (E e H che hanno valore energetico ed economico assai diverso. Il rendimento globale viene utilizzato per verificare se tutta l unità funziona in pieno regime di cogenerazione, secondo il concetto introdotto dalla Decisione 2008/952/EC, o, altrimenti, per caratterizzare il rendimento della parte CHP dell unità. Il secondo parametro è il rendimento elettrico equivalente η E,EQ che risulta estremamente efficace per valutare la qualità dell impianto di cogenerazione dal punto di vista del ciclo di conversione termomeccanica/termoelettrica realizzato nell impianto di cogenerazione. Tale rendimento si ottiene rapportando all energia primaria F la somma dell energia elettrica/meccanica effettivamente prodotta E e di quella non prodotta E H a causa della concomitante produzione di calore utile H: h E,EQ = (E + E H / F = (E + b. H / F dove il coefficiente b rappresenta appunto la mancata produzione elettrica per unità di energia termica utile prodotta:
Cogenerazione 37 55 b = E H /H La legislazione CAR utilizza proprio questo parametro, denominato in tale ambito h non-chp,e, per valutare il rendimento della produzione di energia elettrica/meccanica della parte non CHP, cioè di quella parte virtuale dell unità di cogenerazione che funziona in assetto tutto elettrico senza produzione di energia termica utile. Proprio in relazione al rendimento elettrico equivalente h E;EQ, e in particolare al coefficiente b che è rappresentativo dell interazione tra produzione elettrica e termica, gli impianti di cogenerazione possono essere suddivisi in due tipologie impiantistiche : A. impianti nei quali la produzione termica non comporta perdite di produzione elettrica; B. impianti nei quali la produzione termica comporta perdite di produzione elettrica. IMPIANTI DI TIPOLOGIA A Appartengono a questa categoria tutti quegli impianti di cogenerazione nei quali la produzione termica avviene per recupero di calore allo scarico dell impianto senza che questo recupero di calore alteri il ciclo di conversione che, a partire dal combustibile in ingresso, genera energia elettrica. Esempi tipici di questa categoria di impianti sono le turbine a gas (TG e i motori a combustione interna (MCI dotati di recupero del calore di scarico (considerati, per il momento, privi di sistemi di postcombustione. In tali impianti è evidente che il recupero di calore non incide minimamente sulla produzione di elettricità. Infatti, mantenendo costante il combustibile di alimentazione, la produzione elettrica si mantiene costante e, considerando, ad esempio, la presenza di un by-pass sui fumi di scarico, la produzione termica può variare da un valore minimo (in particolare nullo, in corrispondenza del by-pass tutto aperto che esclude la produzione termica da parte del recuperatore disposto allo scarico del motore fino a un valore massimo (by-pass completamente chiuso e quindi tutti i gas di scarico convogliati nel recuperatore che produce la massima energia termica. Anche in assenza di by-pass la produzione di energia termica non introduce perdite di produzione elettrica. A una maggiore richiesta termica l impianto si adegua aumentando la produzione elettrica e, di conseguenza, il combustibile di alimentazione e, al contrario, al ridursi della richiesta termica si riduce il carico elettrico e l alimentazione da combustibile. In ogni caso, il maggiore/minore consumo di combustibile è legato alla maggiore/minore produzione elettrica e pertanto la variazione di combustibile è correlata esclusivamente alla variazione di produzione elettrica. Appartengono a questa categoria di impianti anche le turbine a vapore (TV in contropressione e, di conseguenza, gli impianti combinati TG+TV in contropressione. Nella TV in contropressione, considerando l assenza di dispositivi di dissipazione del calore contenuto nel vapore allo scarico, a una maggiore richiesta termica l impianto si adegua aumentando la quantità di vapore in turbina e, di conseguenza, la produzione elettrica e il combustibile di alimentazione. Al contrario, al ridursi della richiesta termica si riduce il vapore in turbina e quindi il carico elettrico e l alimentazione da combustibile. In ogni caso, il maggiore/minore consumo di combustibile è legato alla maggiore/minore produzione elettrica e pertanto la variazione di combustibile è correlata esclusivamente alla variazione di produzione elettrica. Sulla base di quanto sopra è evidente che, per la tipologia di impianti A, il combustibile di alimentazione è associato esclusivamente alla produzione di energia elettrica e la produzione termica avviene per puro recupero di calore allo scarico dell impianto senza alterare la produzione elettrica. Per impianti di tipo A risulta evidentemente: b = 0 e quindi il rendimento elettrico dell impianto può essere considerato indicativo della qualità del ciclo di conversione in quanto coincidente con il rendimento elettrico equivalente: h E,EQ = (E + b. H / F = E/F = h E IMPIANTI DI TIPOLOGIA B Appartengono a questa categoria tutti quegli impianti di cogenerazione nei quali la produzione termica avviene tramite un prelievo di calore dal ciclo di conversione durante la fase di scambio di lavoro e quindi con conseguenti perdite di produzione elettrica. Esempi tipici di questa categoria di impianti sono le turbine a vapore (TV a estrazione e condensazione e, di conseguenza, i cicli combinati TG+TV con estrazione di vapore. In tali impianti è evidente che il recupero di calore incide direttamente sulla produzione di elettricità. Infatti, mantenendo costante il combustibile di alimentazione, all aumentare della produzione termica, realizzata tramite una maggiore estrazione di vapore, la produzione elettrica diminuisce progressivamente a causa della minore quantità di vapore che prosegue l espansione nel corpo di turbina a valle dell estrazione. Viceversa, al ridursi della produzione termica, realizzata tramite una progressiva riduzione del vapore estratto, aumenta la produzione elettrica a causa della maggiore quantità di vapore che prosegue l espansione nel corpo di turbina a valle dell estrazione. Per evidenziare maggiormente la correlazione di una quota parte di combustibile consumato con la produzione termica, si consideri una turbina a estrazione e condensazione inizialmente in assetto tutto elettrico, cioè senza produzione di energia termica (portata di vapore estratto nulla, con una portata di vapore in testa alla turbina inferiore alla portata nominale. Estraendo una quantità di vapore Y per soddisfare una determinata richiesta di energia termica, a parità di energia elettrica generata rispetto all assetto precedente, la quantità di vapore da immettere in turbina aumenta di una quantità X. Tale quantità X comporta necessariamente un incremento di combustibile di alimentazione per essere prodotta. Ne deriva immediatamente che tale incremento di combustibile è connesso alla produzione di energia termica essendo rimasta inalterata tra i due assetti la produzione elettrica. Sulla base di quanto sopra è evidente che, per la tipologia di impianti B, il combustibile di alimentazione non è associato esclusivamente alla produzione di energia elettrica ma imputabile in parte alla produzione elettrica e per la rimanente parte alla produzione termica. Per impianti di tipo B risulta evidentemente: b > 0 e quindi il rendimento elettrico dell impianto non può essere considerato indicativo della qualità del ciclo di conversione in quanto penalizzato dalla produzione termica. In questo caso deve essere quindi utilizzato allo scopo il rendimento elettrico equivalente: h E,EQ = (E + b. H / F > E/F = h E
56 Cogenerazione ESEMPI DI APPLICAZIONE DELLA PROCEDURA CAR Di seguito sono presentati due esempi di applicazione della procedura CAR relativamente alle tipologie impiantistiche definite nel paragrafo precedente: --esempio di applicazione a impianto tipo A: TG con caldaia e recupero e postcombustore; --esempio di applicazione a impianto tipo B: TV a estrazione e condensazione. IMPIANTO TIPO A: TG CON CALDAIA E RECUPERO E POSTCOM- BUSTORE Si consideri lo schema impiantistico rappresentato in Figura 3. Se invece il rendimento globale è inferiore al valore di soglia del 75%, l unità di cogenerazione deve essere suddivisa in due parti virtuali: la parte CHP e la parte non CHP. Seguendo la procedura illustrata nel paragrafo 2 e considerando che per impianti di tipo A risulta b = 0, si ottiene: h non-chp,e / F non-chp = E / (F - F non-chp,h = h non-chp,e / (0,75 - h non-chp,e = C Ceff. E non-chp = E - F non-chp,e /h non-chp,e - F non-chp,e Per la verifica della correttezza della procedura deve risultare: ( + / = 0,75 Una volta determinate le energie della parte CHP (,, il calcolo del PES, del RISP e dei CB viene effettuato secondo le correlazioni riportate nel primo paragrafo. IMPIANTO TIPO B: TV A ESTRAZIONE E CONDENSAZIONE Si consideri lo schema impiantistico rappresentato in Figura 4. FIGURA 3 Si dispone, nel periodo di rendicontazione, delle seguenti quantità di energia derivanti da misure: --calore utile totale (H; --energia elettrica/meccanica totale (E; --energia da combustibile totale (F. La presenza del postcombustore determina la produzione di una parte di calore non cogenerativo (H nonchp dal momento che il combustibile introdotto in tale componente non partecipa alla produzione di energia elettrica/meccanica. L unità di cogenerazione, così come definita in Figura 1, si ottiene, in questo caso, scorporando dall impianto il post-combustore. È pertanto necessario calcolare la quantità di calore imputabile a tale componente e scorporarla dal calore utile totale prodotto. Indicando con F non-chp,h l energia da combustibile introdotta nel postcombustore e con h GVR il rendimento della caldaia a recupero, il calore non cogenerativo si calcola tramite: H non-chp = h. Fnon-CHP,H GVR per cui: Il rendimento globale dell unità di cogenerazione risulta: = (E + / F - F non-chp,h Se il rendimento globale così calcolato è almeno pari al 75%, tutta l unità di cogenerazione è considerata CHP e quindi: = E FIGURA 4 Si dispone, nel periodo di rendicontazione, delle seguenti quantità di energia derivanti da misure: --calore utile totale (H = H 1 + H 2 ; --energia elettrica/meccanica totale (E; --energia da combustibile totale (F. L estrazione di vapor vivo prima dell espansione in turbina determina la produzione di una parte di calore non cogenerativo (H nonchp dal momento che tale vapore non partecipa alla produzione di energia elettrica/meccanica. L unità di cogenerazione, così come definita in Figura 1, si ottiene, in questo caso, scorporando dall impianto il calore associato all estrazione non cogenerativa. Indicando con F non-chp,h l energia da combustibile associata a tale estrazione e con h GVC il rendimento della caldaia, risulta: F non-chp,h = H 1 / h GVC = H - H 1 = H 2 Il rendimento globale dell unità di cogenerazione risulta: = (E + / (F - F non-chp,h Se il rendimento globale così calcolato è almeno pari all 80%, tutta l unità di cogenerazione è considerata CHP e quindi:
Cogenerazione 37 57 = E Se invece il rendimento globale è inferiore al valore di soglia dell 80%, l unità di cogenerazione deve essere suddivisa in due parti virtuali: la parte CHP e la parte non CHP. Seguendo la procedura illustrata nel secondo paragrafo e considerando che per impianti di tipo B risulta b > 0 occorre, prima di tutto, calcolare tale parametro. Conoscendo, da misure: --quantità di vapore in ingresso alla turbina; --entalpia del vapore in ingresso; --quantità di vapore utile estratto; --entalpia del vapore estratto; --energia elettrica prodotta dalla turbina, è necessario procedere al bilancio della TV per calcolare l entalpia al condensatore e quindi il coefficiente b. FIGURA 5 Con riferimento alla Figura 5, risulta: (m TV,in. h TV,in - m estr. h estr - m cond. h cond. Kp = E dalla quale si ricava l entalpia al condensatore e quindi (secondo paragrafo: b = [(h estr - h cond / (h estr - h ref ]. K p Calcolato tale coefficiente, si procede come illustrato nel secondo paragrafo, e quindi: h non-chp,e = (E + b. / (F - F non-chp,h = (h non-chp,e - 0,8. b / (0,8 - h non-chp,e = C Ceff. E non-chp = E - F non-chp,e / h non-chp,e - F non-chp,e Per la verifica della correttezza della procedura deve risultare: ( + / = 0,80 Una volta determinate le energie della parte CHP (,, F CH P il calcolo del PES, del RISP e dei CB viene effettuato secondo le correlazioni riportate nel primo paragrafo. CONCLUSIONI In questa prima parte del lavoro, Parte A, è stata condotta una disamina del contesto normativo, europeo e nazionale, che definisce la Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR. Da tale analisi è emerso che, a partire dal 1 gennaio 2011, il contesto legislativo di incentivazione della cogenerazione è radicalmente mutato e, conseguentemente, sono cambiate completamente le condizioni al contorno sia per valutare la fattibilità tecnico-economica di nuovi impianti di cogenerazione per i diversi settori di applicazione (industriale, terziario, residenziale, etc. sia per esercire in condizioni ottimali gli impianti esistenti. Sulla base di questa nuova normativa CAR, sono stati classificati gli impianti di cogenerazione industriale e sono stati approfonditi gli aspetti termodinamici dei parametri utilizzati per qualificare un impianto di cogenerazione come CAR. Sono stati infine forniti alcuni esempi di applicazione della procedura CAR per impianti di cogenerazione industriale. Sulla base di quanto illustrato in questa prima parte del lavoro, nella seconda parte, Parte B, vengono sviluppate analisi numeriche finalizzate, seppur in via generale, a valutare gli impatti della nuova normativa CAR sulle tipologie impiantistiche di maggior interesse per la cogenerazione industriale. BIBLIOGRAFIA 1. Direttiva 2004/8/CE - Direttiva del parlamento europeo e del consiglio dell 11 febbraio 2004 sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell energia e che modifica la direttiva 92/42/CEE 2. Decisione della Commissione 2007/74/EC del 21 dicembre 2006 - Decisione che fissa valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di elettricità e di calore in applicazione della direttiva 2004/8/CE del Parlamento europeo e del Consiglio 3. Decisione della Commissione 2011/877/EC del 19 dicembre 2011 - Decisione che fissa valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di elettricità e di calore - Abrogazione decisione 2007/74/EC 4. Decisione della Commissione 2008/952/EC del 19 novembre 2008 - Linee Guida dettagliate per l applicazione e l utilizzo dell allegato II della direttiva 2004/8/CE 5. Decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20 - Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE. 6. Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79 - Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica. 7. Delibera AEEG n. 42/02 - Condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai sensi dell articolo 2, comma 8, del Decreto Legislativo 16 marzo 1999, n. 79. 8. Decreto 4 agosto 2011 - Integrazioni al decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile sul mercato interno dell energia, e modificativa della direttiva 92/42/CE. 9. Decreto 5 settembre 2011 - Definizione del nuovo regime di sostegno per la Cogenerazione ad Alto Rendimento. 10. Linee guida per l applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 - Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR