Le scelte progettuali degli impianti di cogenerazione Giuseppe Tomassetti (Rev. 2014) Sintesi La cogenerazione d elettricità e calore va vista non tanto quanto una tecnologia d utilizzo ottimale della fonte primaria con un approccio top-down, quanto come il modo più efficiente per soddisfare al meglio i bisogni di una certa utenza, quindi con un processo bottom-up. Affinchè questo processo sia ben fondato occorre analizzare le necessità termiche ed elettriche delle utenze nei loro parametri temporali, sia quantitativi che qualitativi (es. temperature), per valutare la possibilità di soddisfarli contemporaneamente in rapporto alle caratteristiche delle varie possibili macchine generatrici da impiegare. È un processo interattivo che coinvolge sia l utenza che i rapporti della stessa con i fornitori d energia e che deve stimare anche le tendenze d evoluzione delle tecnologie e del mercato. Il beneficio del minore consumo delle fonti primarie si trasforma poi in un beneficio economico per il consumatore finale in un processo mediato dalla struttura del mercato, dalle tariffe ed infine dalla fiscalità. Il punto di vista della produzione dell energia La cogenerazione d energia elettrica e calore è una soluzione applicata fin dagli inizi dello sviluppo industriale della produzione dell elettricità, infatti, ogni motore trasforma parte dell energia termica, ottenuta dalla combustione, in energia meccanica e scarica calore nell ambiente. Se questa energia termica può essere utilizzata nasce l opportunità della cogenerazione. Si pongono subito tre osservazioni: 1. L utilizzo del calore scaricato e soprattutto la temperatura richiesta per il suo utilizzo può modificare o meno il funzionamento del motore. Nel caso della turbina a vapore, all aumentare della temperatura del calore recuperato si riduce la potenza elettrica generata, mentre nella turbina a gas e nel motore a scoppio non si hanno invece effetti sulla potenza elettrica per effetto dell utilizzo del calore scaricato. 2. Il motore primo per funzionare ha bisogno di scaricare calore all esterno, ne consegue che qualora occorra garantire la funzionalità dello stesso, per la generazione dell elettricità, in modo indipendente dal recupero di calore, va predisposto un by pass di scarico per i gas delle turbine e dei motori, o meglio, uno scambiatore per dissipare il calore del vapore della turbina da condensare ed il calore dell acqua delle camicie. 3. La quantità di calore recuperabile dai fluidi scaricati da un motore primo non dipende solo dalla tipologia della macchina, ma anche dal livello di temperatura richiesto dall utenza, quindi mentre la potenza elettrica d impianto di cogenerazione è definita dai dati di macchina, la potenza termica utilizzabile è funzione del tipo d utenza.
Il punto di vista dell utilizzo di energia Il punto di vista dell utilizzo dell energia considera come le necessità di elettricità e di calore di una certa utenza possa giustificare la realizzazione di un impianto di cogenerazione invece che il ricorso alla rete elettrica e ad una caldaia. La situazione è piuttosto diversa in un utenza di tipo energy intensive, ove i parametri energetici regolano il processo, da quella di un azienda manifatturiera ove i servizi seguono le richieste sempre variabili dal processo; i primi hanno richieste relativamente costanti nel tempo, le seconde invece hanno richieste variabili in qualità e quantità e per esse può essere difficile definire le proprie esigenze in modo rappresentativo delle varie situazioni. La prima fase della progettazione è costituita quindi dall analisi dei fabbisogni, segue una valutazione di come essi possono essere coperti prevedendo un possibile impianto di cogenerazione, da integrare per il servizio elettrico con collegamenti con la rete per acquisto e/o vendita e per il servizio termico da completare con caldaia di emergenza ed eventuali caldaie per integrazioni dei picchi, accumuli e la vendita o l acquisto di calore qualora siano opzioni possibili. L impianto di cogenerazione genera calore ed elettricità nello stesso momento e nello stesso luogo; questo obbliga ad analizzare le necessità dell utenza nel loro andamento temporale e nella loro contemporaneità. I vari punti di consumo di un utenza si collegano con la centrale termica ed elettrica attraverso la rete elettrica e la rete interna di distribuzione del calore (vapore e/o acqua surriscaldata). Non interessano quindi tanto le necessità delle singole utilizzazioni ma, ad esempio per il raffreddamento dei motori, occorre considerare le temperature di ritorno in centrale termica del fluido vettore. L adeguamento del circuito del fluido vettore che collega la centrale termica alle utenze può essere uno dei problemi maggiori, quando si debba operare su un impianto esistente. Molti anni fa, quando i fumi delle caldaie alimentate a carbone o olio denso uscivano a 260 280 C, veniva naturale produrre vapore attorno a 12 bar, laminarlo a 4 bar per essere sicuri di non avere mai condensa nelle tubazioni e servire con questo vapore anche utenze a bassa temperature, quali preparatori di acqua calda, batterie di riscaldamento, essiccatori a 90 100 C. Si usavano tubi più piccoli e lo scambio di calore era rapidissimo. Poi, magari per l evoluzione della disponibilità di combustibile, si è messo il bruciatore a metano, senza cambiare né caldaia, né impianto di distribuzione del calore, né le batterie di scambio finale. Per massimizzare il calore recuperabile da motori a turbina o a scoppio occorre che il fluido di processo ritorni in centrali alla temperatura più bassa possibile. In sede di progetto questo parametro può risultare complesso da valutare, non solo nelle condizioni nominali del processo, ma anche Caldaia Cogeneratore 280 C 12 bar 4 bar 90 C 70 C 110 C 50 C 100 C 90 C 100 C 70 C 100 C 80 C 100 C 60 C 60 C 60 C 30 C 2
nella operazione di notte, nei weekend, etc. Devono essere analizzati diversi aspetti: è possibile mettere le utenze in serie, in cascata termica? L utenza a temperatura più alta o più bassa può essere servita da un circuito a parte? Si propone un solo circuito di recupero o se ne sceglie uno ad alta temperatura, a vapore, ed uno a bassa temperatura, ad acqua, messi in serie sullo scarico di un turbogas o invece, in un motore a scoppio, il primo collegato ai fumi ed il secondo all acqua delle camicie e all olio? Ugualmente va valutata l opportunità di installare pompe comandate in portata per evitare che quando il carico termico diminuisce, la temperatura di ritorno non aumenti e non permetta più di raffreddare il motore (ad esempio). La base di partenza del progetto deve essere la disponibilità dei diagrammi di carico elettrici e termici, per periodi abbastanza lunghi da essere rappresentativi delle differenti possibili condizioni di esercizio; diagrammi che non sono quasi mai disponibili e che devono far parte del lavoro di diagnosi che precede il progetto. Le condizioni di utenza sono naturalmente simili in aziende che operano nella stessa area e nello stesso settore produttivo, per cui l esperto di settore può trarre utili condizioni dalla conoscenza di altre utenze che operino nello stesso contesto. La scelta del combustibile e della macchina Questa scelta ha necessariamente due parametri, quello economico e quello dell affidabilità e della disponibilità nel tempo. L economicità riguarda non solo il costo di acquisto, ma anche il costo degli interventi necessari a rendere ambientalmente accettabile la scelta dell impianto e la manutenzione. Generalmente si stipulano contratti annuali predeterminati per evitare spiacevoli sorprese. Il metano è la scelta dai minori costi di esercizio, e se accoppiato ad una turbina a gas o ad un motore a scoppio porta anche ai minori costi di impianto, mentre i costi di acquisto del gas sono legati al prezzo internazionale del petrolio. All estremo opposto il carbone o il combustibile derivato dai rifiuti (CDR) richiedono i maggiori costi per l esercizio e possono essere bruciati solo in caldaie a vapore con i più alti costi di impianto; in compenso la loro disponibilità è ampiamente garantita ed il loro costo è sganciato dalle oscillazioni del mercato. Su queste basi un impresa industriale o commerciale sceglierà oggi un impianto a gas, lo stesso farà un Amministrazione Municipale che si affacci per la prima volta nel mercato del teleriscaldamento, mentre Amministrazioni con esperienza e tradizione, con possibilità di operare in tempi più lunghi e con consenso sociale indiscusso, sceglieranno un impianto a vapore, policombustibile (rifiuti, carbone, olio, gas), come fatto dalle Aziende municipali dei paesi scandinavi ed in Italia da Brescia. Più complessa è la situazione di quegli operatori che abbiano la disponibilità di residui e scarti combustibili e che debbono valutare se considerarli rifiuti da smaltire a costi crescenti o invece bruciarli in un impianto di cogenerazione che aumenti l autonomia dell impresa. La via tecnicamente più semplice per utilizzare residui combustibili, è costituita dall accoppiata caldaia a vapore e turbina, i cui costi di impianto e di personale per la gestione sono alti, con rendimenti in elettricità bassi (~ 12 16% per taglie sotto i 5 MWe), per cui è molto importante valorizzare economicamente il calore altrimenti scaricato al condensatore (essiccazione o riscaldamento edifici). Esiste la possibilità di gassificare i combustibili solidi, con impianti sia poco che molto complessi, in modo da alimentare poi motori a scoppio o turbine a gas; sono tecnologie non pienamente affermate soprattutto per l affidabilità nella composizione del gas, necessaria a garantire la durata del motore. Gli impianti a ciclo Rankine, con fluidi organici, sono molto semplici nell'operazione ma, a metà degli anni 90 non erano riusciti a decollare nel mercato che invece si è aperto per loro 3
negli anni più avanti grazie agli incentive per l utilizzo dell elettricità generate da biomasse; settore nel quale la società italiana Turboden è diventata leader mondiale Non tutti i motori sono disponibili in qualsiasi taglia. Le celle a combustibile, tipicamente modulari sono disponibili da qualche kwe in su. I motori a scoppio a ciclo Otto alimentati a gas sono disponibili da qualche decina di kwe a qualche MWe, con rendimenti elettrici che salgono dal 28 al 40%. I motori a ciclo Diesel alimentati a combustibile liquido o a doppio combustibile sono disponibili fino a qualche decina di MW con rendimenti elettrici che salgono dal 35 al 45%. Le turbine a gas scendono dalle centinaia di MWe fino a qualche MWe, ma i rendimenti elettrici calano dal 38 a meno del 20% per cui le macchine di piccola potenza sono applicate solo per utenze di calore per l essiccazione. Le turbine a gas possono essere impiegate in ciclo combinato aumentando il rendimento elettrico; sono applicabili al di sopra dei 10 MWe. Gli impianti a ciclo Rankine a vapor d acqua, dati i loro costi fissi, sono applicabili per taglie superiori al MWe. I cicli Rankine a fluido organico sono disponibili per taglie superiori al centinaio di kwe. Gli impianti di gassificazione di biomasse, con motore a ciclo Otto, vengono offerti per taglie dalla decina di kwe alle centinaia di kwe, mentre per impianti più complessi (ad es. letto fluido alimentato ad ossigeno) sono proposti accoppiati a turbine a gas per taglie delle decine di MWe. Quanto calore e quanta elettricità Sulla base delle temperature richieste dall utenza, delle disponibilità di combustibile e dell ordine di grandezza dell impianto si ottiene una selezione delle possibili architetture di impianto, ma molte variabili restano aperte. Nel mondo delle applicazioni industriali l elettricità autoprodotta vale di più del calore ed allora su una data base di calore conviene fare più elettricità possibile; nelle applicazioni civili il calore recuperato vale in genere di più dell elettricità autoprodotta per cui basta produrre l elettricità necessaria a defiscalizzare il calore di cui si ha bisogno. E questo il problema dell indice elettrico-termico; l utenza ha il suo, ogni tipo di impianto ha il suo (applicato ad un certo tipo di utenza). Le condizioni ottimali si hanno quando una certa utenza trova un impianto dello stesso indice, per una taglia pari alla sua e così vengono usati tutta l elettricità e il calore prodotto. Nella pratica questa condizione non è quasi mai rispettata sia perché l indice elettro-termico dell utenza cambia da un periodo all altro sia perché per la taglia richiesta non si trovano macchine con un indice corrispondente. Le varie macchine hanno differenti capacità di modificare il loro carico ed il loro indice elettrotermico, senza decadere troppo nel rendimento. I motori a ciclo Otto e Diesel sono le macchine con maggiore capacità di regolazione; le turbine a gas, essendo collegate ad un generatore in corrente alternata, decadono nel rendimento se cercano di regolare il carico; gli impianti con turbina a vapore, con scarico parziale ed un condensatore freddo, si trovano in una situazione intermedia. E preferibile spesso affrontare il problema dal lato dell utenza, decidendo se produrre in cogenerazione solo parte della sua necessità o invece operando per modificare il suo indice elettrico-termico. Va previsto un insieme di caldaie, sia per coprire il picco della domanda termica, sia per soddisfare tutta questa domanda quando l impianto fosse non operativo. Se vi è esubero di calore recuperabile si può o cederlo ad utenze nell area circostante o impiegarlo per sostituire bisogni di elettricità, ad es. mediante frigoriferi ad assorbimento. La vendita di calore a terzi è sempre stata libera in Italia ma è stata applicata solo in pochi casi, probabilmente per timore di introdurre vincoli verso terzi nel proprio comportamento; sta invece prendendo un certo sviluppo la 4
costituzione di reti di teleraffreddamento nel settore civile, con benefici anche ambientali e di rumorosità, per valorizzare anche in estate il calore recuperato da impianti di cogenerazione. Più complessa è l allocazione dell elettricità eccedente, infatti, il processo di liberalizzazione in questi 15 anni ha prodotto una lenta ma continua evoluzione e quello che non si poteva fare ieri si potrà fare domani. Un impianto di cogenerazione è, di norma, connesso alla rete elettrica, se non altro per garantire la copertura dei fabbisogni in caso di guasto del proprio impianto. L elettricità può essere venduta oggi ad un grossista con un contratto bilaterale o ceduta in Borsa ritiro dedicato, sarà l Acquirente Unico a garantire l acquisto prioritario (a prezzo di Borsa) anche di piccole quantità oppure entro certi limiti può essere scambiata con la rete, scambio sul posto, compensando prelievi e cessioni. L energia elettrica autoprodotta può circolare liberamente fra i vari punti di consumo dello stesso proprietario o all interno di strutture consortili, queste possibilità, definite come SEU o sistemi efficienti di utenza, sono rimaste per molti anni senza una specifica regolamentazione; nel 2013 è stata emessa dalla AEEG una prima delibera, sulla base dell esperienza acquisita è prevedibile che ci saranno delle modifiche., nel quadro delle iniziative per le smart greed e le smart cities. Il complesso dei rapporti con la rete elettrica è un argomento complesso sia negli aspetti normativi sia economici; esso è regolato dall Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas che ha più volte indicato la sua intenzione di rivedere quanto stabilito nel 1999, regole il cui significato evolve all attuarsi effettivo del mercato per effetto di decisioni politiche ed imprenditoriali. Le incertezze delle scelte di progetto sono state in parte legate alla situazione transitoria del processo di liberalizzazione del mercato, delle forniture energetiche, ma in parte sono destinate a permanere; infatti, nel passato la cogenerazione era istituzionalmente vista come autoproduzione, quasi un impresa monade che si estraniasse dal contesto generale del monopolio; nella condizione di mercato aperto ogni operatore è un ingranaggio di un grande sistema del quale subisce le regole ma nel quale può giocare più ruoli e ruoli diversi nei vari tempi e del quale contribuisce, nel suo piccolo, all evoluzione. La progettazione dovrà quindi sempre più uscire dallo stretto ambito spazio-temporale dell impresa e valutare le possibilità istituzionali, quali utenze associare, con quali reti dialogare, cosa e quando vendere, cosa e quando comprare. Prende sempre più importanza la possibilità di consorzi di produttori e consumatori (piccoli sistemi solari nella grande galassia), non più solo per essere più grandi ed avere più capacità commerciale ma, associando situazioni differenti, utenti industriali e civili, funzione pubblica e privata, integrare le fonti fossili con risorse rinnovabili locali e con gli interventi di efficienza energetica, ridurre i rischi ed appropriarsi del valore aggiunto delle integrazioni e delle sinergie. Evoluzione delle esigenze e concorrenze Un impianto di cogenerazione dovrebbe poter operare almeno per 20 anni, quindi per tempi più lunghi rispetto a quelli delle apparecchiature dei processi produttivi o dei servizi. Si pone quindi l obbligo di prevedere almeno le tendenze d evoluzione dei parametri sui quali si è basato il progetto. Tre linee d evoluzione sono evidenti negli ultimi decenni: 1) C è una progressiva elettrificazione dei consumi energetici per un complesso di ragioni legate alla crescente efficienza negli usi ed alla crescente richiesta di capacità di regolazione e di flessibilità. I concorrenti nella produzione di acqua calda: Utilizzo di fonti termiche rinnovabili [ le condense di ritorno, [ i fumi delle caldaie, [ i fumi di asciugatura ed essiccazione, [ le acque di scarico calde, [ il raffreddamento dei frigoriferi, [ l abbattimento catalitico dei solventi, [ le pompe di calore. 5
2) La continua crescita d attenzione alla gestione ambientale produce un attenzione crescente agli effluenti gassosi, liquidi e/o solidi. Generalmente trattare gli effluenti produce calore a bassa temperatura che può andare in concorrenza con il calore recuperabile dalla cogenerazione. 3) Nel continuo oscillare delle imprese fra integrazione verticale ed invece outsourcing generalizzato, c è una crescente disponibilità di fornitura di servizi integrati tecnicomanageriali-finanziari, cui possono rivolgersi gli operatori che non dispongano di risorse adeguate rispetto alle loro capacità d impresa. Da queste considerazioni emerge l opportunità di preferire impianti con indice elettrico-termico superiore a quello oggi richiesto, di integrarsi subito in una rete di scambi d elettricità, e per il futuro prevedere la possibilità di vendere calore; infine, se non si hanno le risorse può essere meglio farsi fare l impianto da terzi (che si prenderanno buona parte degli utili) piuttosto che rinunciare al tutto. Le valutazioni economiche Le valutazioni economiche nelle analisi progettuali delle proposte di cogenerazione non possono essere basate su analisi parametriche di prezzi o di costi unitari. Occorre, per ogni architettura istituzionale della proprietà e della rete dei consumatori, ipotizzare un diagramma di produzione e d assorbimento, con i relativi contratti (dei fornitori di combustibili ed elettricità), costruire un analisi di costi e di utili e poi confrontare i risultati, dando un peso alle varie prestazioni. Può essere di supporto all analisi un data base di tariffe di prezzi e di carichi fiscali, stando sempre attenti a distinguersi le diverse figure giuridiche (ad es. un ospedale non recupera l IVA) ed i differenti usi finali (ad es. alcuni utenti civili hanno il gas naturale con fiscalità base di tipo industriale, per cui, per loro, il trasferimento alla fiscalità per uso elettrico ha diverso significato che per il resto del settore). Nelle differenti soluzioni occorre valutare il costo della gestione e manutenzione, tenendo conto anche dei transitori, e dell affidabilità nel tempo del fornitore dei componenti (parametro molto difficile che porta a privilegiare le forniture di servizio integrato) ed infine il costo delle forniture energetiche in condizioni di guasto del proprio impianto. Il dimensionamento ottimale Il dimensionamento ottimale è il risultato delle analisi di tipo economico; considerando però che l analisi economica è fortemente dipendente dalla confidenza data ai vari parametri di consumo nel tempo ne risulta che la valutazione globale diventa un mix fra l opportunità di utilizzare certe opportunità tecniche e l interesse dell impresa a relazionarsi con maggiore o minore autonomia con il contesto circostante. Le analisi economiche portano alla ricerca della possibilità di aumentare la taglia degli impianti per ridurre i costi unitari, si ha però il rischio d impianti sovradimensionati condannati ad operare a carico ridotto se non si riescono ad allocare all esterno i prodotti; nel caso opposto d impianti troppo piccoli si ha il rischio di un peso eccessivo delle spese fisse di operazione e di un ruolo troppo limitato all interno dell impresa, situazione tipica di alcuni impianti progettati per bruciare gli scarti combustibili della propria produzione. Dal complesso delle considerazioni esposte si ricava la valutazione che solo in pochi casi un impianto di cogenerazione può essere installato in centrale termica, senza che il resto delle attività siano toccate; nella maggior parte dei casi invece la scelta dell impianto è l occasione per 6
un riesame generale dei rapporti e delle alleanze dell utenza con le altre utenze e con i fornitori e di riorganizzazione delle logiche interne di funzionamento e di gestione. 7