Cogenerazione ad alto rendimento

Termotecnica
Pompe di Industriale
Calore
Cogenerazione
MARZO 2015
LA TERMOTECNICA
Cogenerazione
di M. Gambini, M. Vellini
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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” (ECHP).
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:
ECHP = HCHP . C
dove:
-- HCHP 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 (HCHP) e l’energia
da combustibile (FCHP) utilizzata per produrre la somma del calore
utile e dell’elettricità da cogenerazione (ECHP);
Prof. Ing. Marco Gambini, Prof. Ing. Michela Vellini - Dipartimento di Ingegneria Industriale - Università degli Studi di Roma “Tor Vergata”
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-- 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
(ECHP) e l’energia da combustibile (FCHP) 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 (ECHP).
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.
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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:
ECHP = HCHP . Cactual
dove Cactual 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 = (ECHP / hErif) + (HCHP / hTrif) - FCHP
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dove tutte le energie sono espresse in MWh, ηErif è pari a 0,46 e ηTrif 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 Cactual 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 Ceff, 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 (Hnon-CHP);
--energia da combustibile associate alla produzione di calore non
CHP (Fnon-CHP,H).
Tramite tali quantità di energia si determina prima il calore utile CHP:
HCHP = H - Hnon-CHP
e quindi il rendimento globale dell’unità di cogenerazione:
hg = (E + HCHP) / (F - Fnon-CHP,H)
Se il rendimento globale così calcolato è almeno pari ai valori di
soglia stabiliti dall’allegato II della Direttiva 2004/8/CE (ηsoglia =
0,8 per unità costituite da turbine a estrazione e condensazione e
cicli combinati e ηsoglia = 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:
HCHP = H - Hnon-CHP
ECHP = E
FCHP = F - Fnon-CHP,H
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 (Enon-CHP)e la relativa quotaparte di energia da combustibile, necessarie per identificare la parte CHP, deve essere seguita la
seguente procedura:
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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 = [(hestr - hcond) / (hestr - href)] . Kp
dove:
--hestr è l’entalpia del vapore estratto dalla turbina;
--hcond è l’entalpia del vapore al condensatore;
--href è l’entalpia di riferimento a 15 °C e 1 bar (abs);
--Kp 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:
ηnon-CHP,E = (E + b . HCHP) / (F - FnonCHP,H)
Si osserva che tale rendimento rappresenta il rendimento elettrico
equivalente dell’unità.
ηnon-CHP,E = ηE,EQ
3) Valutazione del rapporto energia/calore effettivo (denominato
Ceff nella legislazione italiana e Cactual in quella europea).
Tale rapporto si ottiene imponendo che la parte CHP dell’unità abbia
un rendimento pari a quello di soglia:
(ECHP + HCHP) / FCHP = hsoglia
Imponendo tale condizione, unita al rendimento della parte non CHP
definito nel precedente punto, si ottiene:
Ceff = (hnon-CHP,E - b . hsoglia) / (hsoglia - hnon-CHP,E)
4) Valutazione dell’elettricità da cogenerazione:
ECHP = CCeff . HCHP
5) Valutazione dell’energia elettrica/meccanica non CHP:
Enon-CHP = E - ECHP
6) Valutazione dell’energia da combustibile che alimenta la parte
non CHP:
Fnon-CHP,E = Enon-CHP / hnon-CHP,E
7) Valutazione dell’energia da combustibile che alimenta la parte
CHP:
FCHP = F - Fnon-CHP,H - Fnon-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 (ηsoglia = 0,8 ovvero ηsoglia
= 0,75, Figura 2), cioè rispondente al concetto di “pieno regime di
cogenerazione” introdotto dalla Decisione 2008/952/EC.
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FIGURA 2
Una volta determinate le energie della parte CHP (ECHP, HCHP, FCHP) 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, ηg
-- il rendimento della produzione di energia elettrica/meccanica della
parte non CHP, ηnon-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
RF che la produzione combinata comporta rispetto alla generazione
separata. Tale risparmio, indicando FE e FH 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 ηE e ηH 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,
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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 (ECHP,
HCHP, FCHP) 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:
hg = hI = (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 ηE,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
EH a causa della concomitante produzione di calore utile H:
hE,EQ = (E + EH) / F = (E + b . H) / F
dove il coefficiente b rappresenta appunto la mancata produzione
elettrica per unità di energia termica utile prodotta:
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b = EH/H
La legislazione CAR utilizza proprio questo parametro, denominato
in tale ambito hnon-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 hE;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
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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:
hE,EQ = (E + b . H) / F = E/F = hE
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:
hE,EQ = (E + b . H) / F > E/F = hE
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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 POSTCOMBUSTORE
Si consideri lo schema impiantistico rappresentato in Figura 3.
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LA TERMOTECNICA
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:
hnon-CHP,E = Enon-CHP / Fnon-CHP = E / (F - Fnon-CHP,H)
Ceff = hnon-CHP,E / (0,75 - hnon-CHP,E)
ECHP = CCeff . HCHP
Enon-CHP = E - ECHP
Fnon-CHP,E = Enon-CHP /hnon-CHP,E
FCHP = F - Fnon-CHP,H - Fnon-CHP,E
Per la verifica della correttezza della procedura deve risultare:
(ECHP + HCHP) / FCHP = 0,75
Una volta determinate le energie della parte CHP (ECHP, HCHP, FCHP) 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 (HnonCHP) 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 Fnon-CHP,H l’energia da combustibile introdotta nel postcombustore e con hGVR il rendimento della caldaia a recupero, il calore
non cogenerativo si calcola tramite:
Hnon-CHP = hGVR . Fnon-CHP,H
per cui:
HCHP = H - Hnon-CHP
Il rendimento globale dell’unità di cogenerazione risulta:
hg = (E + HCHP) / F - Fnon-CHP,H
Se il rendimento globale così calcolato è almeno pari al 75%, tutta
l’unità di cogenerazione è considerata CHP e quindi:
HCHP = H - Hnon-CHP
ECHP = E
FCHP = F - Fnon-CHP,H
FIGURA 4
Si dispone, nel periodo di rendicontazione, delle seguenti quantità di
energia derivanti da misure:
-- calore utile totale (H = H1 + H2);
-- 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 (HnonCHP) 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 Fnon-CHP,H l’energia da combustibile associata a tale
estrazione e con hGVC il rendimento della caldaia, risulta:
Fnon-CHP,H = H1/ hGVC
HCHP = H - H1 = H2
Il rendimento globale dell’unità di cogenerazione risulta:
hg = (E + HCHP) / (F - Fnon-CHP,H)
Se il rendimento globale così calcolato è almeno pari all’80%, tutta
l’unità di cogenerazione è considerata CHP e quindi:
HCHP = H - Hnon-CHP
Termotecnica
Pompe di Industriale
Calore
Cogenerazione
MARZO 2015
LA TERMOTECNICA
ECHP = E
FCHP = F - Fnon-CHP,H
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:
(mTV,in . hTV,in - mestr . hestr - mcond . hcond) . Kp = E
dalla quale si ricava l’entalpia al condensatore e quindi (secondo
paragrafo):
b = [(hestr - hcond) / (hestr - href)] . Kp
Calcolato tale coefficiente, si procede come illustrato nel secondo
paragrafo, e quindi:
hnon-CHP,E = (E + b . HCHP) / (F - Fnon-CHP,H)
Ceff = (hnon-CHP,E - 0,8 . b) / (0,8 - hnon-CHP,E)
ECHP = CCeff . HCHP
Enon-CHP = E - ECHP
Fnon-CHP,E = Enon-CHP / hnon-CHP,E
FCHP = F - Fnon-CHP,H - Fnon-CHP,E
Per la verifica della correttezza della procedura deve risultare:
(ECHP + HCHP) / FCHP = 0,80
Una volta determinate le energie della parte CHP (ECHP, HCHP, FCHP) 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).
Cogenerazione
37
57
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)