modalita` di produzione dell`energia elettrica

ALLEGATO 3.A
MODALITA’ DI PRODUZIONE
DELL’ENERGIA ELETTRICA
Autorizzazione Integrata Ambientale
Impianto IPPC
SEDAMYL S.p.A. (AIA n.1018 del 12/10/2007)
Comune
SALUZZO
INDICE
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PREMESSA ................................................................................................................................................... 3
CARATTERISTICHE PRINCIPALI DELL’IMPIANTO............................................................... 4
1
2
3
4
5
6
COSTITUZIONE DI MASSIMA DELL’IMPIANTO ........................................................................... 4
POTENZA TERMICA IMMESSA CON IL COMBUSTIBILE.............................................................. 4
POTENZA ELETTRICA E POTENZA TERMICA COGENERATE ....................................................... 4
RENDIMENTO ELETTRICO E GLOBALE DI IMPIANTO................................................................. 6
MODALITÀ DI FUNZIONAMENTO COGENERATIVE DELL’IMPIANTO ...................................... 6
DATA PREVISTA DI ENTRATA IN ESERCIZIO .............................................................................. 7
DESCRIZIONE DEL CICLO PRODUTTIVO ................................................................................... 8
7
8
PRINCIPI DI FUNZIONAMENTO ..................................................................................................... 8
COMPONENTI PRINCIPALI .............................................................................................................. 9
8.1 TURBINA A GAS ................................................................................................................. 10
8.2 CALDAIA ................................................................................................................................. 11
8.3 ANCILLARY EQUIPMENTS ............................................................................................ 13
8.4 RECUPERO TERMICO ....................................................................................................... 14
9 COMBUSTIBILI UTILIZZATI E CONSUMI RELATIVI ................................................................. 17
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PREMESSA
La Sedamyl Spa intende realizzare una nuova centrale di cogenerazione CHP4.
La nuova centrale di cogenerazione sarà costituita da un turbogas/alternatore alimentato
con gas naturale (metano) e da una caldaia a recupero.
Viene inoltre prevista la realizzazione di un impianto di post-combustione dimensionato
per fornire, una produzione di vapore a 21 e 52 bar saturi.
Di seguito la centrale cogenerativa in progetto per la produzione dell’energia viene
descritta nel suo complesso, secondo le linee guida fornite dalla Provincia di Cuneo Settore Risorse Energetiche.
Il ciclo produttivo viene anche descritto nella relazione tecnica sulle emissioni in
atmosfera -Allegato 2- nel capitolo 4 (cfr. fase 1 - paragrafi 4.2, 4.3, 4.4).
Si
evidenzia
che
si
presenta
codesto
progetto
per
l’approvazione
Provinciale
all’installazione della centrale per quanto concerne gli aspetti di energia e di emissioni in
atmosfera.
L’impianto verrà installato nei 5 anni di futura vigenza dell’AIA. Attualmente non si sa
stabilire una data.
Pertanto non si presenta ancora il progetto per l’ottenimento del Permesso di Costruire,
a cui si provvederà quando si renderà realizzabile la centrale.
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CARATTERISTICHE PRINCIPALI DELL’IMPIANTO
1
Costituzione di massima dell’impianto
Il nuovo gruppo di cogenerazione CHP4 comprenderà le seguenti apparecchiature
principali (cfr. tavola n.5 e 6 di progetto):
-
n° 1 turbogas completo di turbocompressore, camera di combustione e turbina a gas;
-
n° 1 alternatore;
-
n° 1 trasformatore di salita.
-
n°1 post-combustore è dimensionato per fornire una produzione di vapore a 21 e 52
bar saturi;
-
n° 1 caldaia a recupero, che utilizza i gas di scarico del turbogas;
-
n° 1 camino di by-pass caldaia per gestione transitori;
-
n° 1 camino in uscita caldaia;
-
n°1 batteria per recupero termico e successivo camino di uscita dei fumi;
-
n° 1 sala controllo
-
accessori vari, quali strumentazione di controllo ubicati in sala controllo.
2
Potenza termica immessa con il combustibile
Il combustibile utilizzato sarà il gas naturale (metano) acquistato dalla società di
gestione della rete locale.
In genere, per il metano si considera un Potere Calorifico Inferiore (PCI) pari a circa
8.250 kcal/Nm3 pari a 34.534 kJ/Nm3.
3
Potenza elettrica e potenza termica cogenerate
Si precisa che la turbina non viene mai usata in assenza di assetto cogenerativo.
La potenza elettrica generata è pari a
“omissis”
kWe.
La potenza termica immessa nell’impianto è pari a
combustore).
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“omissis”
kWt +
“omissis”
kWt (post
Bilancio di energia e di massa
Riportiamo di seguito una tabella indicativa delle potenzialità termiche massime
(MWt) dei turbogas e delle caldaie attualmente installate (situazione attuale) e quelle in
progetto (situazione futura). E’ stata inoltre riportata una situazione di utilizzo futuro. In
quanto la Ditta non necessiterà e non sfrutterà mai l’intera produzione di vapore
installata.
“omissis”
Si evidenzia che le caldaie Girola e CCT e il CHP1 sono impianti mantenuti come back up
per le emergenze . Questo, al fine di far fronte alle necessità aziendali in fase
manutentiva degli altri impianti. In seguito alla realizzazione del CHP4, si prevede la
dismissione futura della centrale di cogenerazione CHP1, compatibilmente con le
necessità produttive aziendali.
Riportiamo di seguito una tabella indicativa del bilancio di massa e di energia dello
stabilimento indicandone: il combustibile in ingresso mediamente consumato e l’energia
termica ed elettrica generata dai vari impianti in previsione delle installazioni future.
“omissis”
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Si precisa che per i calcoli riportati in tabella è stato considerato un Potere Calorifico
Inferiore (PCI) del metano pari a 8.250 kcal/Nm3 pari a 34.534 kJ/Nm3.
L’energia immessa in rete verrà riassorbita dallo stabilimento di Busca dove, oltre
all’attuale assorbimento elettrico è previsto un aumento dei consumi in vista della
progettazione di un nuovo mulino.
Inoltre, nel bilancio di energia non si è tenuto conto dell’ulteriore beneficio ambientale
dato
dal
fatto
che
la
Sedamyl
ha
in
progetto
l’ampliamento
del
TELERISCALDAMENTO della zona limitrofa allo stabilimento (lato sud).
Infatti, si è previsto che la nuova caldaia possa donare una potenza termica di circa
500 kWt iniziali, che in un secondo tempo, aumentare sino a 1000 kWt.
Il calore verrà fornito da una apposita sezione della nuova caldaia, che sarà posta in
coda all'economizzatore della caldaia stessa. Si utilizzerà pertanto una quota di calore
che altrimenti andrebbe al camino.
4
Rendimento elettrico e globale di impianto
Il rendimento elettrico dell’impianto è pari a:
(potenza elettrica generata dal TG4) /potenza termica del combustibile in ingresso =
34,9%
Il rendimento globale dell’impianto, invece, è pari a:
(potenza elettrica generata dal TG4 + potenza termica generata dalla caldaia a
recupero + potenza termica generata dal post combustore) /potenza termica del
combustibile in ingresso = 86.5%
5
Modalità di funzionamento cogenerative dell’impianto
Con riferimento alla richiesta di specificare le modalità di funzionamento ai sensi della
Del.42/02, si sottolinea che il nuovo impianto è esattamente realizzato con le finalità
indicate in tale delibera e cioè la produzione interconnessa di energia elettrica e
termica: questo prima di tutto per questioni meramente economiche (non convengono
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le produzioni di energia orientate solo alla produzione elettrica o solo alla produzione
termica).
La Delibera n. 42/02 introduce l’indice di risparmio di energia IRE definito come il
rapporto tra il risparmio di energia primaria conseguito dalla sezione di cogenerazione
rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica e
l'energia primaria richiesta dalla produzione separata. Questo indice è definito tramite
una formula nella quale sono presenti anche dei coefficienti che tengono conto delle
migliori tecnologie attualmente presenti.
Il limite termico LT è invece definito come il rapporto tra l'energia termica utile
prodotta e l'effetto utile complessivamente generato, pari alla somma dell'energia
elettrica netta e dell'energia termica utile prodotte.
Per beneficiare di riconoscimento di impianto cogenerativo ai sensi della Del. 42/02
devono risultare IRE>5% (per sezioni esistenti), IRE>10% (per nuove sezioni) e
LT>22% (dopo ultimo aggiornamento con Del. 296/05).
Per
il
nuovo
impianto
in
progetto,
i
predetti
indici
a
sé
stanti
sarebbero
rispettivamente pari a 26% (indice IRE) e 60% (limite termico LT), quindi
ampiamente superiori ai minimi richiesti. L’impianto sarà in realtà integrato nella rete
elettrica e termica dello stabilimento Sedamyl, già attualmente cogenerativo,
contribuendo a migliorarne gli indici.
6
Data prevista di entrata in esercizio
Si precisa che l’impianto verrà realizzato nel medio periodo nell’arco di vigenza
dell’AIA, ma in funzione delle esigenze produttive e delle disponibilità di investimenti
aziendali.
Seguiranno comunicazioni aggiuntive alle autorità, al riguardo.
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DESCRIZIONE DEL CICLO PRODUTTIVO
7
Principi di funzionamento
Riportiamo di seguito uno schema di flusso del ciclo di funzionamento della centrale di
cogenerazione che verrà installata.
Gasinput
Ossigeno
Turbogas
Energia
elettrica
Camino di bypass
Fumi caldi
(O2 residuo)
Gasinput
Post-Firing
Caldaia a
recupero
Camino
principale
Energia
termica
Batteria recupero
termico
Camino
Il ciclo combinato gas-vapore si basa su di un turbogas composto da un compressore
che immette l'aria comburente calettato alla turbina e all'alternatore. L'aria immessa
brucia in una camera di combustione e i fumi di scarico vengono utilizzati per ottenere
lavoro meccanico in turbina.
La centrale di cogenerazione con turbina a gas e caldaia a recupero sarà dotata di
sistema di post-combustione. I fumi caldi in uscita dal turbogas contengono ossigeno
residuo; un bruciatore inserito nel condotto posto tra il turbogas e la caldaia a
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recupero sfrutta parte di tale ossigeno per bruciare il gas metano aggiuntivo ivi
inserito.
Una successiva caldaia a recupero utilizza i fumi caldi uscenti dalla turbina per
generare vapore.
In genere le centrali cogenerative hanno il vantaggio di un minor impatto ambientale
in termini di emissioni, poiché sfruttano combustibili leggeri quali appunto il gas
metano, oltre che un minor utilizzo di acqua per la condensazione. Inoltre, hanno un
rendimento molto più alto delle centrali termoelettriche tradizionali, in quanto i fumi in
uscita sono utilizzati per la creazione di vapore ad uso industriale.
Le caratteristiche delle turbine a gas le rendono adatte alla produzione di grandi
quantità di energia con ingombri assai limitati.
8
Componenti principali
Con riferimento all’immagine successiva, vengono descritte di seguito le principali
componenti che caratterizzano il nuovo gruppo di cogenerazione.
Nuovo Impianto di Cogenerazione
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8.1
TURBINA A GAS
La turbina a gas è il cuore del sistema. In essa l’energia chimica del combustibile
(potere calorifico) è trasformata in energia meccanica (coppia e numero di giri)
ed in energia termica (calore contenuto nei fumi).
La scelta del fornitore della turbina a gas sarà influenzata in maniera decisiva
dalla qualità delle emissioni in atmosfera garantite dal costruttore. Tra le
macchine presenti sul mercato attuale nella taglia di 6.65 MWe.
Dati principali:
-
Costruttore: non ancora individuato
Potenza utile in sito=
“omissis”
kWe
-
Temperatura fumi = 510°C
-
Numero di giri =
-
Heat input:
“omissis”
“omissis”
rpm
MWt
Il generatore produce l’energia ad una tensione di
“omissis”
V ed alla frequenza di
50 Hz.
E’ dotato di due coppie polari ed il sistema di eccitazione è di tipo “brushless”.
Il diverter è una serranda comandata da un pistone ad aria e può deviare i fumi
o al camino di by-pass o alla caldaia.
Nella Figura successiva schematizziamo il “core engine” cioè il motore vero e
proprio.
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I componenti principali sono i seguenti:
a)
cassa di aspirazione aria
b)
albero con due cuscinetti a strisciamento
c)
compressore assiale
d)
camere di combustione disposte radialmente
e)
espansore (o turbina) a stadi.
8.2
CALDAIA
Nell’impianto di cogenerazione viene effettuato il recupero fumi del turbogas
dalla caldaia.
La ditta è in fase di scelta del fornitore della caldaia, ma le specifiche tecniche
sono già state definite.
Schema riassuntivo
Camera di combustione
FUMI
1050°C / 13 bar
Espansione in turbina
FUMI
510°C / 0.2 bar
Lavoro
meccanico
Energia
termica
La caldaia a recupero utilizza parte del calore contenuto nei fumi per produrre
vapore saturo.
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Dati principali:
Produzione nominale =
“omissis”
Pressione di esercizio = 21 e 52 bar saturi
Temperatura fumi al camino = 88°C circa
Il gas necessario per la combustione verrà prelevato dalla linea del metanodotto
esistente a 23 bar che rifornisce lo stabilimento.
L’aria comburente è aspirata e filtrata da una batteria di filtri che verranno posti
sul tetto del capannone in cui sarà ubicato l’impianto. Essa passa tra le palette
del compressore assiale subendo una compressione che la porta da pressione
atmosferica a circa 13 bar.
A causa della compressione la temperatura sale a circa 270°C. A questo punto
entra nella camera di combustione, si miscela con il gas e brucia.
La temperatura raggiunta è di 1050°C nel punto più caldo.
L’energia chimica posseduta dal gas metano si è trasformata in energia termica
posseduta dai fumi. Questi vanno ad espandersi sulle palette della turbina,
producendo lavoro. L’energia meccanica ceduta all’albero serve in parte per far
ruotare il compressore della turbina, ed in parte per far ruotare il generatore di
corrente.
In uscita dalla turbina i fumi sono alla temperatura di circa 510°C.
La caldaia è composta da:
–
corpo principale per produrre vapore saturo a 21 e 52 bar
–
serie di recuperatori termici di coda.
Il corpo caldaia principale produrrà vapore saturo a 21 e 52 bar e sarà collegato
alla rete di stabilimento.
Le sezioni di recupero termico in coda sono costituite da:
1.
economizzatore che preriscalda l’acqua di alimento del corpo evaporante e
del bollitore
2.
preriscaldatore dell’acqua inviata al degasatore termo-fisico che ha lo scopo
di minimizzare il consumo di vapore del degasatore stesso
3.
rete teleriscaldamento: tale sistema è in grado di restituire i fumi alla
ciminiera alla temperatura di 90°C spingendo il rendimento globale del ciclo
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termico a valori molto elevati. La rete di teleriscaldamento vedrà come
utilizzatori alcune utenze di Sedamyl e utenze pubbliche.
8.3 ANCILLARY EQUIPMENTS
Sono tutti quei sistemi a complemento del “core engine”.
Elenchiamo di seguito i sistemi principali:
1)
Sistema di regolazione della portata del gas
Costituito da 2 valvole di regolazione poste in cascata: la prima provvede ad
una prima riduzione della pressione del gas, la seconda effettua la
regolazione “fine”.
Siccome la macchina funziona, tranne che all’accensione, a portata d’aria
costante (in quanto l’albero ruota sempre a 10.000 giri), le valvole danno
più o meno gas a seconda del carico che si vuole dare alla macchina.
2)
Sistema di movimentazione delle palettature statoriche
Le prime 4 corone di palettature statoriche non sono fisse, ma le palette
possono ruotare intorno al proprio asse (vedi immagine sottostante)
mediante un sistema di leveraggi asservito ad un pistoncino pneumatico.
Palette del compressore del turbogas
Il sistema di controllo muove tali palette all’avviamento, in modo da lasciare
passare meno aria. Poi, man mano che la turbina sale di giri, le palette
ruotano per lasciare passare più aria. In base alla potenza richiesta
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all’albero esse modulano la propria apertura, con lo stesso effetto dei
turbocompressori a geometria variabile utilizzati nei motori automobilistici.
3)
Riduttore di giri
Deve ridurre i 10.000 giri della turbina ai 1.500 giri indispensabili per
produrre corrente a 50 Hz nel generatore.
Esso è di tipo epicicloidale, cioè con albero motore e albero condotto sullo
stesso asse, con 3 satelliti disposti a 120°.
4)
Sistema di raffreddamento del cabinato acustico e del generatore
Sia il generatore che il cabinato acustico vengono raffreddati con aria
aspirata dall’ambiente esterno; essa è prelevata dall’esterno del fabbricato e
filtrata, mentre l’espulsione avviene tramite condotti insonorizzati.
5)
Sistema elettronico di controllo e regolazione
L’impianto è dotato di sensori in grado di misurare le principali variabili. Tali
informazioni vengono poi gestite da un computer il quale, in base ai
rilevamenti effettuati, decide di conseguenza le azioni da intraprendere per
il governo della macchina.
8.4
RECUPERO TERMICO
Il risparmio energetico è fondamentale nel contenimento dei costi operativi, in
special modo in un’industria della tipologia di Sedamyl Spa, dove i costi
energetici rappresentano la voce di costo maggiore.
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La ditta necessita di recupere il calore presente nel fumo di scarico della caldaia
principale (quelle a valle del turbogas 4).
Il progetto prevede :
- il prelievo dei fumi dalla ciminiera mediante ventilatore centrifugo ;
- il convogliamento dei fumi a una batteria di scambio termico costituita da tubi
alettati ;
- una ciminiera di evacuazione dei fumi ;
- un circuito ad acqua calda per il trasferimento del calore ;
- batterie di scambio termico acqua calda/aria per il preriscaldo dell’aria
utilizzabile da un eventuale essicatore o per uso interno;
Utilizzando il circuito intermedio ad acqua calda è possibile trasferire il calore
recuperato anche a distanza, in quanto l’acqua è facilmente pompabile con
minimo dispendio di energia.
8.4.1 EMISSIONE SONORE
Il ventilatore centrifugo è del tipo a bassa prevalenza. La sua velocità di
rotazione è molto contenuta allo scopo di avere emissione sonora trascurabile. In
ogni caso il ventilatore verrà incapsulato in un box insonorizzato.
Le pompe di circolazione dell’acqua calda sono anch’esse a bassa velocità di
rotazione ed emissione sonora trascurabile.
8.4.2 RISPARMIO ENERGETICO ATTESO
La temperatura dei fumi in uscita dal camino del CHP4 è in media sui 120°C.
La batteria di recupero termico sarà in grado di abbattere tale temperatura sino
a 55°C in inverno e 65°C in estate. Si assume quindi una temperatura media dei
fumi in uscita di 60°C.
La portata dei fumi è di circa 25 kg/sec.
Il recupero teorico ottenibile è quindi (assumendo un Cp dei fumi di 0.25
Kcal/Kg°C) di 25 x 0.25 x (120-60) x 3600 = 1.350.000 Kcal/h
equivalente a circa 158 Smc/h di gas naturale.
Si ha quindi un risparmio teorico annuo (ipotizzando di utilizzare l’impianto a
pieno regime per 6000 h/anno e assumendo un costo del gas naturale di 0.3
€/Smc) di
158 x 6000 x 0.3 = 285 k€/anno.
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Tale risparmio va diminuito dall’energia elettrica necessaria per il ventilatore
centrifugo (37 kWe) e per il pompaggio dell’acqua (15 kWe) e cioè 37+15 = 52
kWe
52 x 6000 h x 0.07 = 22 k€/anno
( assumendo 0.07 €/Kwh il costo dell’energia elettrica )
Il risparmio netto annuale è quindi di circa 260 k€/anno
8.4.3 EMISSIONI IN ATMOSFERA
CAMINI AGGIUNTI – BATTERIA RECUPERO TERMICO
Visto la previsione di installare una batteria di recupero termico i fumi uscenti
dalla ciminiera della caldaia verranno captati e deviati allo scambiatore, che a
sua volta gli rilascerà in atmosfera su un nuovo camino.
I fumi in uscita da tale camino sono gli stessi che prima venivano espulsi dalla
ciminiera della caldaia. Hanno quindi le stesse caratteristiche come valori di
inquinanti CO e NOx.
La temperatura di uscita è ovviamente minore (scopo del progetto).
Le ciminiere aggiunte hanno un diametro più piccolo rispetto quelle delle caldaie.
La velocità dei fumi all’uscita delle ciminiere aggiunte è pari a 20 m/sec per
permettere una buona dispersione degli stessi.
Si precisa che il misuratore in continuo degli inquinanti (SME) è collocato all’inizio
della ciminiera di uscita caldaia (in un tratto ancora all’interno dell’edificio):
dunque la batteria per recupero termico non influenza in nessun modo le
misurazioni dello SME in quanto i fumi aspirati dall’impianto in progetto sono
passati prima nel tratto di ciminiera su cui è collocato il prelievo dello SME.
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9
Combustibili utilizzati e consumi relativi
Di seguito una tabella indicativa del quantitativo annuo di farina processata nel ciclo
produttivo della Sedamyl Spa di Saluzzo, del consumo annuo di metano (unico
combustibile di stabilimento) e dell’energia assorbita dell’intero stabilimento Sedamyl
di Saluzzo.
“omissis”
I dati relativi agli anni 2010, 2011 (in verde) sono quelli effettivi di produzione,
mentre i dati relativi agli anni 2012, 2013
(in giallo) sono stimati. Qualora fosse
installato il CHP4 si pensa di aumentar la produttività di farina lavorata.
Per le ore di funzionamento si consideri che i nuovi impianti funzioneranno in
continuo. Volendo decurtare le ore di fermo macchina per manutenzione, si possono
considerare mediamente 8400 ore di funzionamento annue del turbogas.
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