Pescina - cogenerazione

Gli impianti
di cogenerazione
in cartiera
Pescina Massimo
(Benedetti)
Scuola Interregionale
di tecnologia
per tecnici Cartari
Via Don G. Minzoni, 50
37138 Verona
Relazione finale
7° Corso di Tecnologia per tecnici cartari
1999/00
1- Introduzione
2- Generalità
3- Consumi energetici in cartiera
3.1 - Motivi dell’utilizzo in cartiera
3.2 - ENEL: studio dei consumi elettrici in cartiera
3.3 - Studio delle materie prime
3.4 - Studio del processo produttivo
3.4 - Consumi specifici di energia in cartiera
3.6 - Costi energetici
3.7 - Energia ed ambiente: iniziative per la cogenerazione
4- analisi dei principali sistemi di generazione del vapore
4.1 - Il vapore
4.2 - Generalità sui generatori di vapore
4.3 - Classificazione dei generatori di vapore
5- Produzione di energia elettrica
5.1 - Generalità
5.2 - Tipologie di impianti
5.3 - Impianti con turbina a vapore
5.4 - Impianti con turbina a gas
5.5 - Impianti termodiesel
5.6 - Valutazioni comparative tra turbine a gas e motori alternativi
6- Le turbine a gas e la cogenerazione
6.1 - Generalità
6.2 - La cogenerazione e indici di valutazione
6.3 - Turbina a gas con recupero semplice
6.4 - Turbina a gas con iniezione di vapore
6.5 - Mercury 50
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- INDICE -
1. INTRODUZIONE
L’uso del vapore ed il consumo elettrico nelle cartiere è, ovviamente, di
primaria importanza per il funzionamento della macchina continua e di tutti gli
altri macchinari e quindi per la produzione della carta: ciò unito ad una maggiore
attenzione per la questione ambientale ed un evidente risparmio economico porta,
oggi, sempre più cartiere a fornirsi di impianti per la produzione contemporanea
di vapore ed energia elettrica detti impianti di cogenerazione.
In questa trattazione si cercherà di dare delucidazioni su tali impianti
analizzando da prima i consumi di vapore ed energia elettrica in cartiera,
parlando poi dei vari sistemi di produzione di vapore ed elettricità ed infine
cercando di mettere in risalto i vantaggi ed, inevitabilmente, gli svantaggi dei
vari sistemi di cogenerazione; inoltre si cercherà di dare informazioni tecniche e
problematiche di conduzione dell’impianto presente nella cartiera “Mauro
Benedetti” di Salerno che nel suo piccolo si cerca di attrezzare con impianti
sempre più moderni per essere all’avanguardia.
2. DEFINIZIONE
Col termine cogenerazione si intende la produzione combinata di
elettricità e calore, entrambi intesi come effetti utili, in un processo in cascata
partendo da una risorsa primaria qual è il tipo di combustibile usato.
La precisazione inerente al calore è d’obbligo in quanto qualsiasi motore
termodinamico produce calore, come risultato dell’incompleta conversione in
potenza meccanica della potenza termica entrante nel sistema e ciò è dovuto,
ovviamente, alle perdite e tale calore non è per tanto utilizzabile.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
-1-
3. CONSUMI ENERGETICI IN CARTIERA
3.1 MOTIVI DELL’UTILIZZO IN CARTIERA
L’industria cartaria è uno dei settori industriali caratterizzato dai maggiori
consumi energetici.
Caratteristica principale di questo consumo è il fabbisogno simultaneo di
potenza elettrica e di calore sotto forma di vapore. Da ciò scaturisce
un’attenzione storica di questo settore verso gli impianti di cogenerazione.
Inoltre, poiché la produzione cartaria è basata su macchinari con costi molto
elevati, ne segue una produzione a ciclo continuo e la conseguente necessità di
fornitura costante nel tempo di energia elettrica e termica, cosa non sempre vera
per fornitori quali ENEL e SNAM.
I primi impianti di cogenerazione usati in cartiera erano basati su caldaie
ad alta pressione e turbine a vapore a contropressione, dove il vapore allo scarico
veniva impiegato nella macchina continua. Questa tipologia era dovuta
certamente alle tecniche allora disponibili in quanto le più moderni turbine a gas
sono utilizzate in cartiera solo da un ventennio ma anche dal rapporto energia
termica/energia elettrica, che potremmo chiamare “T/E”, richiesto dall’industria
cartaria di quel tempo.
Tale rapporto ottenibile con caldaie a vapore surriscaldato e turbina a
contropressione oscilla fra 3 e 5. L’industria cartaria ha modificato nel tempo i
propri macchinari riuscendo a ridurre fortemente i consumi di vapore, ma ciò a
discapito di un leggero incremento dei consumi elettrici.
Ne è seguita una sostanziale riduzione del rapporto T/E nell’arco del
tempo ed è proprio a causa di questo, e della maturata affidabilità delle turbine a
gas, che oggi gli impianti di cogenerazione più efficaci e quindi economicamente
più interessanti per soddisfare i fabbisogni delle cartiere sono basati sui turbogas,
i quali riescono a garantire rapporti T/E anche inferiori a 2.
All’interno di questa tendenza generale vanno distinti i fabbisogni dei vari
settori di produzione in cui si divide l’industria cartaria: cartoncino, test liner,
tissue ecc., fabbisogni che sono tra loro alquanto differenziati. In tabella 1 sono
riportati i fabbisogni attuali, suddivisi per settore, di alcune cartiere italiane, che
sono sufficientemente rappresentativi di questa differenziazione.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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SETTORE
FABBISOGNO VAPORE SATURO
FABBIS. EE
P
portata t/h Press. Bar
t H2O
Salto ent. P. termica . ELETTRICA
KW (E)
alim.°C
Kcal/Kg
KW (T)
RAPPORTO
T/E
Cartoncino
15
10
95
569,67
9.920
3.000
3,31
Test liner
10
12
105
559,95
6.512
3.000
2,17
Tissue
5
16
135
531,38
3.090
5.500
0,56
Tabella n°1: Valutazione del rapporto T/E nei settori della produzione cartaria
Per quanto sopra detto le turbine a gas “tradizionali” riescono a centrare
perfettamente il fabbisogno termoelettrico di tutti i settori ad eccezione del tissue.
Vari sono stati gli schemi ipotizzati per soddisfare il rapporto
termoelettrico di questo settore e, fra questi, interessante è l’impiego di una parte
dei gas di scarico direttamente nella cappa del monolucido, ma in realtà si è
sempre incontrata una certa difficoltà a centrare pienamente questi fabbisogni. Il
ettore del tissue ha quindi finito per impiegare il turbogas solo mediante un sotto
dimensionamento dello stesso ovvero coprendo il solo fabbisogno termico. Nel
settore del tissue sono stati fino ad oggi applicati, a causa di questo
sbilanciamento, schemi cogenerativi basati su motori alternativi che presentano
però pochi vantaggi a fronte di innumerevoli complicazioni.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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3.2 ENEL: STUDIO DEI CONSUMI ELETTRICI IN CARTIERA
Le attività delle industrie cartarie e cartotecniche hanno richiesto nel 1995
energia elettrica per 7014 GWh mentre quelle editoriali e poligrafiche 1263 GWh
per un totale di 8277 GWh, come si può vedere dalla tabella n°2.
CONSUMO ELETTRICO
DESCRIZIONE
(GWh)
(%)
Industria cartaria e cartotecnica
7.014
85
Industria poligrafica ed editoriale
1.263
15
Totale
8.277
100
Tabella n°2: Consumi di energia elettrica nell’industria cartaria ed editoriale nell’anno 1995
Per quanto riguarda il comparto cartario e cartotecnico, 11 regioni italiane
fanno registrare nel 1995 consumi superiori a 100 GWh pari al 97% dei consumi
di tutto il comparto.
Tabella n°3: Regioni dove si consuma più elettricità (anno 1995)
1400
1300
1200
1100
1000
900
700
600
500
400
300
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Campania
Marche
Trentino
Abruzzo
Emilia
Lazio
Veneto
Piemonte
0
Lombardia
100
Friluli V.G.
200
Toscana
GWh
800
Su tutte spicca la Toscana, col distretto industriale di Lucca dove si
accentrano il 15% dei consumi elettrici nazionali del comparto.
Come è stato già rilevato, l’industria della carta è un settore ad alta
intensità energetica e il suo processo produttivo richiede rilevanti quantità di
energia elettrica, calore ed acqua. Per questo motivo, molte cartiere sono sorte in
prossimità di corsi d’acqua anche per poter utilizzare questa risorsa ai fini della
produzione di energia elettrica; si sono comunque dotate di centrali
termoelettriche cogenerative in grado di assicurare il fabbisogno di calore e
quanto più possibile quello di energia elettrica.
Le più recenti installazioni di centrali cogenerative con turbina a gas, a
parità di consumo di calore, hanno ottenuto produzioni di energia elettrica in
esubero rispetto ai fabbisogni di cartiera con cessioni di eccedenza di energia
sulla rete ENEL con grande regolarità.
Nel complesso l’autoproduzione nel settore cartario nazionale è basata in
misura quasi esclusivamente sull’impiego di fonti rinnovabili, tutte favorevoli dal
punto di vista ambientale: sia sulla fonte rinnovabile per eccellenza, quella idrica
per circa 390 GWh nel 1996, sia e soprattutto sull’impiego della cogenerazione,
che assomma in seguito ai rilevanti investimenti compiuti negli ultimi anni a
2700 GWh.
L’autoproduzione elettrica cartaria consente attualmente un minor ricorso
ai combustibili fossili per circa 250.000 tonnellate di equivalente petrolio (tep).
3.3 STUDIO DELLE MATERIE PRIME
La carta, come ben si sa, è un materiale costituito in gran parte da fibre
vegetali che, variamente estratte dalle piante e portate in sospensione acquosa,
vengono successivamente compattate in fogli ed essiccate. Generalmente fino ad
un peso di 225 g/m2 si ha la carta, al disopra si ha il cartone.
Le materie prime per la produzione della carta possono essere il legno, la
pasta per carta e la carta da macero. In Italia è la carta da macero la principale
materia prima dell’industria cartaria con un utilizzo del 50% mentre in altri paesi,
quali gli U.S.A. che ne utilizzano il 20%, il suo impiego è minore. Nel nostro
paese nel 1995 sono state utilizzate oltre 3,4 milioni di tonnellate di macero di
cui un milione provenienti dall’estero.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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3.4 STUDIO DEL PROCESSO PRODUTTIVO
Rientra nel processo produttivo dell’industria cartaria la fabbricazione
della pasta per carta, la preparazione dell’impasto ed il passaggio di quest’ultimo
nella macchina continua.
Un primo modo di ottenere la pasta per carta è partire dalla carta da
macero, per trattamento meccanico di spappolamento e con successive ed
eventuali fasi di disinchiostrazione ed eliminazione di altre impurezze. I consumi
energetici tipici di questo processo di riciclo sono molto contenuti rispetto a
quelli di estrazione dalla fibra vergine.
L’estrazione delle fibre vegetali dal legno mediante trattamento puramente
meccanico da viceversa luogo alla così detta pasta meccanica; si tratta della parte
di processo dove l’impiego di energia elettrica è maggiore e va da 1500 kWh/t a
2500 kWh/t. Il trattamento di estrazione della lignina con prodotti chimici, solfati
o solfiti, consente di ottenere la pasta chimica.
La distinzione netta tra i due processi viene riducendosi con l’evoluzione
tecnologica: si vanno, infatti, affermando processi di estrazione termo-meccanici
e chimici-meccanici. Ad esempio nei processi chimici possono sostituirsi i
prodotti chimici (solfati, solfiti e cloro) con l’ossigeno, mentre nei processi
termo-meccanici si può trattare il legno, per ammorbidirlo, con vapore recuperato
dai circuiti di raffreddamento delle macchine di lavorazione del legno.
Al successivo passo del processo avviene il mescolamento delle paste sia
“autoprodotte” che acquistate nelle proporzioni desiderate in funzione della
qualità di carta desiderata. Il prodotto in soluzione acquosa viene quindi
spappolato meccanicamente, raffinato ed addizionato con cariche, additivi,
colori, idrorepellenti, sbiancanti ottici, ecc., secondo la qualità e il tipo di carta da
produrre. Nel passaggio alla macchina continua la carta viene formata, essiccata
e quindi assume il suo aspetto definitivo. L’eliminazione di circa il 48%-50%
dell’umidità dal foglio viene ottenuta per via meccanica tramite presse; per
eliminare la restante acqua viene somministrato calore e questa fase è
energeticamente molto onerosa.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
-6-
Immagine n°1: Flusso e bilancio materiali per l’industria cartaria e cartotecnica
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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3.5 CONSUMI SPECIFICI DI ENERGIA ELETTRICA
In tabella n°4 vengono disaggregati, con riferimento all’anno 1995, i
consumi specifici elettrici dell’industria cartaria nelle principali fasi del processo
e a completamento del quadro vengo inoltre esposti i consumi relativi
all’industria cartotecnica italiana.
Le stime sono state possibili grazie ad analisi relative al settore cartario
statunitense, del quale si riportano alcuni indicatori nella prossima tabella n°5,
basata su una ricerca dello statunitense Department of Energy (DOE).
Tabella n°4: Fabbisogno tipico di elettricità per produzione di carta (anno 1995)
USA
ITALIA
Quota
Consumo Quantità
Quota Consumo
impiegata specifico processate impiegata specifico
(%)
elettrico
(Mt)
(%)
elettrico
(kWh/t)
(kWh/t)
Energia
elettrica
(GWh)
PROCESSO PASTA DI CARTA
Carta macero
Pasta chimica
Pasta meccanica
20
70
10
700
950
1.950
3,38
0,05
0,41
88
1
11
700
950
1.950
2.363
44
796
Totale
100
3.600
3,83
100
836
3.203
Additivi
import-export
pasta di carta
0,13
-
2,80
-
Totale
6,8
-
362
2.450
Totale industria cartaria
6,8
-
836
5.652
Totale industria cartotecnica
6,8
201
1.362
TOTALE CARTARIA
E CARTOTECNICA
6,8
1.038
7.014
PROCESSO CARTA E CARTONE
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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Tabella n°5: Utilizzi dell’energia elettrica nell’industria cartaria (% degli utilizzi U.S.A.; 1991)
POLPA
CARTA
CARTONE
riscaldamento processo
raffreddamento processo
motori
processi elettrochimici
altri usi di processo
3
3
72
3
3
1
1
89
2
0
2
0
87
1
2
TOTALE PROCESSO
86
93
93
quadri di controllo
illuminazione
accessori
movimentazioni
altri usi non di processo
3
3
3
3
0
3
3
1
0
0
2
3
1
0
0
TOT. SERVIZI GENERALI
14
7
7
TOTALE
100
100
100
UTILIZZI
3.6 COSTI ENERGETICI
I costi energetici costituiscono una componente fondamentale per la
competitività delle imprese del settore cartario rappresentando tra il 15% e il
20% dei costi totali di produzione. Una comparazione della situazione dei costi
energetici in vari Paesi europei, svolta sulla base di dati forniti dalla federazione
cartaria del Regno Unito, ha evidenziato le rilevanti penalizzazioni esistenti sul
piano competitivo per le imprese italiane.
In particolare, i costi del gas naturale in Italia sono risultati i più elevati tra
i paesi oggetto della rilevazione per la maggior parte delle categorie di consumo,
come si può ben notare dalla tabella n°6.
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Tabella n°6
VARIAZIONE DEI PREZZI DELL’ENERGIA ELETTRICA
PER GRANDI UTILIZZATORI DAL 1987 AL 1997
(1987=100)
(valute locali e valori medi)
10 MW
80 MW
MEDIA UTILIZZAZIONE
ALTA UTILIZZAZIONE
Belgio
100
96
Germania
84
83
Francia
112
109
ITALIA
176
216
Olanda
110
108
Spagna
110
106
Regno Unito
131
123
NAZIONI
L’elevato livello di imposizione fiscale che grava su tali costi spiega solo
in parte il differenziale esistente a danno delle nostre imprese, che può essere
conseguenza della struttura monopolistica del mercato italiano.
Anche per l’energia elettrica i prezzi italiani si collocano tra i più alti
d’Europa, con la sola Germania che presenta livelli più elevati, mentre gli altri
paesi in oggetto (tra cui Francia, Olanda e Gran Bretagna) mostrano prezzi
considerevolmente più bassi, come si può notare dalla tabella n°7
Si deve inoltre rilevare che i prezzi italiani per l’energia elettrica pagati
dai grandi utilizzatori sono cresciuti negli ultimi 10 anni in misura notevolmente
superiore a quelli dei principali concorrenti europei, come evidenziato dalla
tabella n°8.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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Tabella n°7 prezzi Metano Continuo (tasse incluse)
Germania
Italia
Belgio
Francia
Olanda
Gran Bretagna
120
110
100
90
80
70
60
50
10 Mm3
50 Mm3
>110 Mm3
Tabella n°8 prezzi Metano Continuo (tasse incluse)
Belgio
Francia
Olanda
Germania
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
10 Mm3
50 Mm3
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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>110 Mm3
Gran Bretagna
Gli indici dei prezzi riportati sono calcolati da valori correnti della valuta locale
e, pertanto, l’aumento italiano riflette in parte anche i più alti tassi d’inflazione
registrati nel periodo. Tuttavia, l’entità di tale aumento rispetto a quelli degli altri
paesi segnala la forte presenza di incrementali reali di costo che, per un settore ad
alta intensità energetica, determinano conseguenti penalizzazioni sul piano
competitivo.
La rilevanza dei costi energetici sulla competitività aziendale ha portato le
imprese del settore a compiere negli ultimi anni consistenti investimenti in
impianti di cogenerazione di energia e di calore, che trovano proprio nel ciclo di
produzione della carta il loro impiego ottimale. Nel complesso l’efficienza
energetica raggiunta con la cogenerazione dalle industrie cartarie assicura un
consumo di fonti primarie (combustibili) che si può stimare di circa un terzo
inferiore a quello che risulterebbe se la stessa quantità di energia elettrica
dovesse essere prodotta dalle centrali convenzionali della rete nazionale.
Per quanto riguarda le caratteristiche del bilancio energetico, la
composizione dei fabbisogni energetici dell’industria cartaria nazionale evidenzia
una considerevole prevalenza del gas naturale, con circa il 65% del totale,
rispetto alle altre fonti energetiche, in particolare dell’energia elettrica che segue
con il 28%. Tale prevalenza è dovuta ai già citati investimenti effettuati nello
sviluppo della cogenerazione che porta l’incidenza del gas naturale sul totale dei
consumi del settore cartario in Italia ad essere superiore a quella degli altri paesi
europei. Per fornire un termine di paragone, il dato dei fabbisogni energetici del
settore nel Regno Unito, come indicativo di una situazione media europea, è di
sostanziale bilanciamento tra le due principali fonti d’energia con il 41,8% per
l’energia elettrica e 40% per il gas naturale.
In valori, i consumi di energia elettrica dell’industria cartaria per il 1997
sono di 6.140 GWh con un incremento di circa il 7% rispetto ai 5720 GWh
utilizzati nel 1996. L’autoproduzione nel 1996 è stata di 3.039 GWh ed ha quindi
coperto il 50% del totale del fabbisogno elettrico; è interessante notare che,
nonostante il costante sviluppo della cogenerazione, nel periodo 1993-1996 sono
aumentati anche i prelievi dalla rete da 2.873 GWh a 3.191 GWh.
Per il gas naturale il fabbisogno nel 1997 è stato di 2.173 milioni di metri
cubi con un incremento del 7,4%; al loro aumento ha corrisposto una costante
diminuzione degli utilizzi dell’olio combustibile.
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3.7 ENERGIA ED AMBIENTE:
INIZIATIVE PER LA COGENERAZIONE
Per il contenimento delle emissioni dei così detti “gas serra” nel settore
cartario si è indirizzati a ridurre e diversificare i fabbisogni specifici di energia e
a fornire una diffusione sempre più accentuata degli impianti di cogenerazione;
in particolare, la cogenerazione nel settore cartario, è pressoché raddoppiata tra il
1990 e il 1997 ammontando a circa 3 miliardi di kWh annui con la tendenza ad
un ulteriore aumento fino ad un totale stimato nel 2010 di oltre 7 milioni di kWh
se ricorreranno le necessarie condizioni normative. Si deve notare che tale
sviluppo in Italia sarebbe in linea con gli obbiettivi della CEE con l’adozione di
una strategia comunitaria per promuovere la cogenerazione che viene considerata
come uno strumento fondamentale per contribuire in modo sostanziale alla
riduzione alle emissioni di anidride carbonica.
In questo contesto l’introduzione di provvedimenti a favore della
cogenerazione appare come un obbligo per il Governo italiano per il
contenimento delle emissioni.
Le linee di intervento per favorire la cogenerazione nel settore cartario
possono essere riassunte nei seguenti punti:
- definire un quadro normativo certo e stabile che è sostanzialmente mancato
per la cogenerazione negli ultimi anni;
- fissare dei costi di “trasporto” e delle condizioni di scambio dell’energia
elettrica prodotta con la cogenerazione che siano in linea con i livelli di costo
per tali servizi sulla base dei quali sono stati fondati gli investimenti realizzati
o in fase di realizzazione che consentano lo sviluppo di ulteriori iniziative di
cogenerazione nell’ambito cartario. L’interesse collettivo collegato alla
sostenibilità economica degli investimenti in cogenerazione derivanti della
politica ambientale deve far presupporre l’introduzione di opportuni sconti sui
costi del combustibile primo usato (gas naturale principalmente);
- tenere conto che la liberazione del mercato elettrico potrà comportare delle
difficoltà sul piano della competitività per gli impianti di cogenerazione;
- ricordare, come già accennato, che la principale voce di costo per la
cogenerazione nelle cartiere italiane è costituita dal prezzo del gas metano i
cui costi in Italia sono i più alti tra gli altri paesi europei.
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- 13 -
4. ANALISI DEI PRINCIPALI SISTEMI
DI GENERAZIONE DEL VAPORE
4.1 IL VAPORE
Per ottenere vapore è necessario sottoporre l’acqua al fenomeno
dell’evaporazione; se essa avviene per somministrazione diretta del calore si può
parlare di ebollizione. Vi sono due tipi di vapore: vapore saturo e vapore
surriscaldato.
Per vapore saturo si intende quel vapore che si trova ancora in presenza
del liquido acquoso che lo ha generato; il vapore saturo è a sua volta suddiviso in
vapore saturo secco e vapore saturo umido, termini che indicano rispettivamente
se sono riscontrabili in sospensione particelle d’acqua o meno.
Si parla di vapore surriscaldato quando il liquido si è trasformato tutto in
vapore e si continua a fornire calore facendolo di conseguenza aumentare di
temperatura, in tal caso il vapore è simile ad un gas, per tanto segue in parte le
leggi fisiche proprie degli stessi. Quest’ultimo tipo di vapore possiede a parità di
pressione un volume superiore di quello saturo ed a una temperatura superiore a
quella d’ebollizione; il vapore saturo è maggiormente vantaggioso in quanto il
calore che esso cede lo usa per condensarsi e di conseguenza cede una grande
quantità di vapore nel cilindro essiccatore e produce una condensa che,
occupando minor volume, consente un risparmio di dimensioni per le tubature.
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4.2 GENERALITÀ SUI GENERATORI DI VAPORE
Il generatore di vapore è un insieme di apparecchiature atte a realizzare il
passaggio di stato da liquido a vapore dell’acqua, sfruttando la quantità di calore
prodotta da una sorgente termica: la sorgente può essere di diversa natura come
un combustibile bruciato, gas naturale, gas provenienti da altre lavorazioni o
processi industriali, da trasformazioni di energia elettrica o di energia nucleare in
calore.
Le apparecchiature che costituiscono un generatore di vapore sono:
- la caldaia vera e propria, o corpo bollitore, nella quale avviene la
trasformazione dell’acqua in vapore;
- il surriscaldatore in cui il vapore della caldaia si trasforma in vapore
surriscaldato;
- l’economizzatore in cui l’acqua proveniente dall’alimentazione viene
preriscaldata;
- il preriscaldatore in cui avviene il preriscaldamento dell’aria comburente;
- il focolare nel quale avviene la combustione;
- le apparecchiature di alimentazione del combustibile, dell’aria comburente e
dell’acqua, quindi varie pompe e ventilatori;
- gli organi di sicurezza quali valvole;
- gli apparecchi di misura e controllo come manometri, termometri ed
indicatori di livello.
-
-
Le caratteristiche di un generatore di vapore sono:
la sua pressione di bollo o di timbro che è la pressione effettiva di esercizio
della caldaia misurata in bar;
la potenzialità che misura la quantità di vapore prodotto nell’unità di tempo e
si misura in t/h (tonnellate/ora);
la superficie riscaldata che indica in mq la superficie di scambio fumi-acqua;
la potenzialità specifica che è il rapporto fra la produzione di vapore (kg) e la
superficie riscaldata, rapporto valutato in un ora la cui unità di misura è
kg/(mq.h);
Il volante termico (l/mq) o la capacità specifica che rappresenta il rapporto fra
il volume d’acqua alla temperatura d’ebollizione (litri) e la superficie
riscaldata misurata (mq).
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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Il rendimento di un generatore di vapore è il rapporto fra la quantità di
calore utilizzata in caldaia Qu e la quantità di calore prodotta dalla combustione
completa di 1 kg di combustibile Qe: Rendimento= Qu/Qe.
Il rendimenti di un generatore di vapore può variare tra il 70% per piccoli
generatori fino al 90%-92% per grandi generatori che sfruttino combustibili
liquidi o gassosi.
4.3 CLASSIFICAZIONE DEI GENERATORI DI VAPORE
Molti sono i parametri che concorrono a classificare i generatori di vapore
ma è consuetudine suddividerli in due classi che sono “caldaie a tubi di fumo” e
“caldaie a tubi d’acqua”.
Le caldaie a tubi di fumo hanno uno o più tubi riscaldatori, percorsi
interamente dai fumi e circondati esternamente dall’acqua: sono generalmente
anche caldaie a grande e a medio volume d’acqua, da 70 a 300 lxm2.
Sono caldaie pesanti, ingombranti, lente alla messa in regime ma per
contro sono robuste e poco sensibili alla variazione di richiesta del vapore e di
facile conduzione perché mantengono la pressione di regime al variare del carico.
Di questo tipo di caldaia fanno parte ad esempio le caldaie Cornovaglia e
le caldaie marine a ritorno di fiamma.
Le caldaie a tubi d’acqua hanno fasci di tubi detti vaporizzatori percorsi
internamente da acqua inibiti esternamente dai fumi: sono caldaie a piccolo
volume d’acqua tra i 20 e i 70 lxm2, sono più leggere e meno ingombranti di
quelle a tubi di fumo a parità di potenzialità specifica, sono di più rapida messa
in regime e per contro sono molto sensibili alle variazioni di carico.
Appartengono a tale categoria le caldaie Babcock e Wilcox; le caldaie a
tubi d’acqua hanno avuto rapida e larga diffusione in quanto sono caldaie che
hanno una trasmissione molto efficace in quanto i fumi lambiscono la superficie
esterna dei tubi con il risultato di migliorare il coefficiente di trasmissione;
sono costituite da fasci tubieri e corpi bollitori di piccolo diametro che
permettono pressioni elevate senza giungere a grossi spessori.
Gli svantaggi delle caldaie a tubi d’acqua rispetto a quelle a tubi di fumo
sono soprattutto rappresentati dalla maggiore dispersione di calore e dalla
impossibilità di utilizzare acque torbide infatti si richiede l’uso d’acqua addolcita
per limitare le incrostazioni all’interno dei tubi.
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5. PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
5.1 GENERALITÀ
Le fonti energetiche utilizzabili per la produzione di energia elettrica possono
essere classificate nel seguente modo:
- che si rinnovano periodicamente (energia idraulica di corsi d’acqua, delle
maree, energia eolica e raggiante del sole);
- fonti non rinnovabili (energia da combustibili sia solidi, liquidi che gassosi,
geotermica e nucleare).
Gli impianti di produzione dell’energia elettrica si possono suddividere in
impianti idroelettrici, termoelettrici, elettronucleari, solari, fotovoltaici ed eolici a
seconda del tipo d’energia usata. Nel nostro studio andremo a parlare
specificamente degli impianti termoelettrici, impianti capaci di trasformare il
calore prodotto dai combustibili in energia meccanica e quindi in energia
elettrica.
L’energia prodotta dal combustibile sotto forma di calore viene trasferita
ad un fluido adatto (acqua e quindi vapore) che la cede successivamente ad una
turbina a vapore in grado di trasformarla in energia elettrica; in altri impianti il
combustibile viene inviato ad un motore capace di trasformare direttamente
l’energia termica in meccanica (motori a combustione interna).
Si deve tenere presente che il rendimento energetico di un impianto
termoelettrico è molto basso in quanto non più del 40% dell’energia potenziale
del combustibile può essere trasformata in energia elettrica ed il rimanente 60%
viene dissipato in calore, per cui si tende a recuperare, il calore utilizzandolo per
riscaldamento o per altri scopi, come in cartiera per la produzione del vapore.
5.2 TIPOLOGIE DI IMPIANTI
La produzione combinata delle due forme d’energia, calore ed energia
elettrica, può realizzarsi secondo due modalità:
- Schema “Topping”, nel quale la produzione di elettricità è effettuata con un
ciclo termodinamico ad alta temperatura, tutto o parte del calore scaricato dal
ciclo a temperatura medio-bassa, poi, alimenta l’utenza termica.
- Schema “Bottoming” nel quale è il ciclo termodinamico per la produzione di
elettricità ad essere alimentato dal calore scaricato dall’utenza termica.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 17 -
Poiché la maggior parte delle utenze termiche richiede calore ad una
temperatura di 150-200° C, la prima delle due soluzioni è la più frequente. Il
secondo schema viene adottato solo nei processi industriali, come l’industria
metallurgica, che necessitano di elevate temperature.
I motori primi per i quali esiste oggi una consolidata esperienza operativa
in impianti di cogenerazione sono quattro:
- Motori alternativi a ciclo Otto o Diesel
- Turbine a gas
- Turbine a vapore
- Impianto a ciclo combinato turbina a gas/turbina a vapore
Oltre al rapporto energia termica/energia elettrica, che noi abbiamo
definito col simbolo “T/E” che abbiamo già esaminato, i vari impianti sono
caratterizzati dalla taglia cioè dalla potenza elettrica che possono produrre,
espressa in MegaWatt (MW); l’analisi di questi due parametri permette di
individuare i campi di applicazione economicamente e tecnicamente interessanti
indicati in fig.n°2.
Figura n°2
Figura n°2: Rapporto elettrico/calore in funzione della taglia
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 18 -
In particolare le turbine a gas coprono una vastissima gamma di potenze
(da 1 a 300 MW) con rendimenti e prestazioni concorrenziali, grazie a recenti
sviluppi tecnologici che ne hanno fatto la tipologia di motore oggi più venduta al
mondo.
Le prestazioni degli impianti dipendono anche dalla temperatura alla quale
è richiesto il calore, inteso come temperatura di mandata.
Figura n° 3
Fig. n°3 Dipendenza del rendimento elettrico dalla temperatura ambiente
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 19 -
La figura n°3 mostra che la produzione di elettricità dei motori e delle
turbine a gas è insensibile alla temperatura di produzione del calore, mentre i
cicli combinati e ancora di più i cicli a vapore pagano le temperature elevate con
pesanti riduzioni della generazione di elettricità. Questo perché per aumentare la
temperatura di produzione del calore è necessario innalzare la pressione cui si
effettua lo spillamento della turbina a vapore; conseguentemente, diminuisce il
salto entalpico disponibile per l’espansione del vapore tra la pressione di
ammissione e la pressione di spillamento. Nella turbina a gas e nel motore
alternativo la produzione di calore è attuata senza alterare il ciclo termodinamico,
da cui l’indipendenza tra la produzione di elettricità e quantità e condizioni del
calore utile. Ne conseguono due diverse modalità di regolazione dell’impianto:
- Sistemi a un grado di libertà, per i quali la definizione della potenza elettrica
fissa necessariamente anche la potenza termica (motori, turbogas, turbine a
vapore a contropressione autonome o in cicli combinati).
- Sistemi a due gradi di libertà, con ampie possibilità di variazione del rapporto
elettricità-calore (turbine a vapore a condensazione e spillamento indipendenti
o in cicli combinati, turbina a gas a iniezione di vapore).
5.3 IMPIANTI CON TURBINA A VAPORE
Negli impianti con turbina a vapore, il combustibile viene bruciato in una
caldaia dove si ottiene vapore d’acqua ad alta temperatura e pressione. Il vapore
viene inviato in una turbina a vapore che rende disponibile all’albero energia
meccanica.
Si tratta di impianti di notevoli dimensioni e molto complessi la cui
costruzione richiede scelte tecnico-economiche particolarmente ardue.
Il generatore di vapore è il più complesso tra i principali componenti di un
impianto con turbina a vapore: le moderne caldaie per tali tipi di impianti sono
basate essenzialmente sullo sfruttamento del calore per radiazione, hanno quindi
camere di combustione molto grandi le cui pareti sono completamente occupate
da tubi entro i quali si verifica la vaporizzazione dell’acqua; le camere di
combustione delle caldaie hanno forma diversa a seconda del combustibile usato.
Le turbine a vapore sono macchine che trasformano l’energia posseduta
dal vapore in energia meccanica e la rendono disponibile sotto forma di rotazione
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 20 -
dell’asse su cui e calettato anche un generatore di elettricità: tali turbine sono
composte da alcuni stadi di pale.
Il vapore che viene utilizzato in cartiera è ottenuto con spillamenti, cioè
piccole aperture sulle pareti della turbina, e quindi trasportato nei luoghi di
utilizzo.
5.4 IMPIANTI CON TURBINE A GAS
Negli impianti a gas il combustibile viene compresso e bruciato in
presenza di ossigeno ed i fumi ottenuti vengono direttamente inviati in una
turbina a gas che rende disponibile all’albero energia meccanica; i fumi che,
hanno ancora potenzialità calorifiche notevoli, vengo mandati ad una caldaia,
detta a recupero in quanto recupera fumi già utilizzati per un altro scopo, la quale
sviluppa vapore da utilizzare in macchina.
Tra i fattori che ne hanno favorito lo sviluppo negli ultimi anni si possono
ricordare:
- impianti semplicissimi e costi relativamente modesti;
- buoni rendimenti anche a bassa carichi;
- rendimenti relativamente elevati anche per unità di piccola potenza;
- si possono costruire turbine a gas per potenze che vanno da 1 a 30 MW.
Gli organi componenti un impianto a turbo gas sono essenzialmente tre: il
compressore, la camera di combustione e la turbina vera e propria a cui deve
essere aggiunti il motore di lancio per l’avviamento del gruppo.
L’aria prelevata dall’ambiente alla pressione atmosferica viene compressa
ed inviata al bruciatore per la combustione. I prodotti della combustione che
hanno raggiunto la temperatura di 700-800 °C passano in turbina e subiscono la
fase di espansione; dalla turbina i fumi vengono o scaricati in atmosfera o usati
come detto sopra.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 21 -
5.5 IMPIANTI TERMODIESEL
Negli impianti termodiesel la trasformazione in energia meccanica
dell’energia calorifica sviluppata dal gasolio è ottenuta con un motore a
combustione interna.
Il motore Diesel viene utilizzato solo in siti dove sono necessarie piccole o
medie potenze elettriche (500-10.000 kW).
Con i gruppi elettrodiesel è possibile ottenere una elevata elasticità di
esercizio ed un consumo di combustibile più basso di qualsiasi altro motore
termico con circa 230-250 g di gasolio per kW. Per potenze sino a 500 kW si
ricorre a motori a 4 tempi mentre per potenze maggiori si adotta il ciclo a 2
tempi.
La velocità di rotazione è relativamente bassa, da 150 a 200 giri/minuto
anche se esistono alcuni motori che raggiungono i 750 giri/minuti, e il
rendimento è del ordine del 36-40%.
I motori diesel necessitano di un elevato numero di cilindri, da 6 a 9, e di
volani smorzatori per rendere il blocco motore-basamento esente da vibrazioni e
per assorbire le irregolarità di rotazione per effetto delle quali si potrebbero avere
oscillazioni periodiche. Tra gli svantaggi di questi impianti si può ricordare
l’impossibilità di far fronte a improvvisi sovraccarichi e la necessità di contenere
le pendolazioni; trattandosi di motori alternativi i diesel necessitano di un motore
di avviamento e di un sistema di convogliamento d’aria.
I progressi realizzati nella costruzione dei motori diesel, l’uso della
turbocompressione ed altri perfezionamenti tecnici sono tali da rendere
concorrenziale la produzione d’energia elettrica con questo mezzo in quanto si
può recuperare calore per applicazioni come la cogenerazione.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 22 -
5.6 VALUTAZIONE COMPARATIVA TRA TURBINE A GAS
E MOTORI ALTERNATIVI
I generatori elettrici trascinati da turbine a gas presentano diversi vantaggi
rispetto a quelli trascinati da motore alternativo, di seguito verranno elencati
alcuni in modo da capire le differenze sostanziali tra i due tipi d’applicazione.
-
Vibrazioni molto contenute
Le turbine a gas lavorano virtualmente senza vibrazioni grazie all’assenza
di organi in movimento alternativo, al ciclo di combustione continuo, sono
estremamente leggere e di dimensioni contenute, per cui non sono richieste
fondazioni di tipo speciale; la trasmissione della rumorosità tramite le fondazioni
è pressoché inesistente grazie ai bassi livelli di vibrazioni.
-
Peso e dimensioni contenuti
Con un rapporto peso/potenza di circa 0.6 kg/kW le installazioni con turbo
gas, come detto, non richiedono fondazioni particolarmente pesanti per la posa in
opera. Inoltre le installazioni con turbo gas richiedono spazi molto più contenuti,
come si può facilmente vedere dall’esempio di fig. n°4 della pagina seguente,
con conseguente contenimento nelle spese di copertura.
Figura n°4
Figura n°4 Comparazione dimensionale tra una turbina a gas, in tratteggio, e un motore diesel di
pari potenza
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 23 -
-
Facile insonorizzazione
La relativa bassa richiesta d’aria e le alte frequenze generate dalla turbina
rendono praticabile l’installazione dei gruppi, anche in servizio continuo, in zone
residenziali.
-
Basse emissioni inquinanti
Specialmente se alimentate a gas metano le turbine a gas presentano
concentrazioni di inquinanti, i famosi NOx e CO, compatibili con la quasi totalità
delle regolamentazioni locali, soprattutto grazie ai moderni sistemi a secco di
abbattimento delle emissioni ed inoltre è totalmente assente qualsiasi particolare
tipo di incombusti.
-
Bassa richiesta d’aria
Una turbina a gas utilizza complessivamente meno aria, intesa come
somma di aria di raffreddamento e aria comburente, rispetto a un motore diesel
alternativo come si nota dalla fig. n°5 della pagina successiva.
Figura n°5
Figura n°5 Comparazione tra motore diesel e turbogas di pari potenza in base al consumo d’aria
comburente e di raffreddamento
Ciò consente di installare i silenziatori di aspirazione dell’aria comburente
e di espulsione dei gas di dimensioni molto contenute.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 24 -
-
Affidabilità di avviamento e sicurezza d’esercizio
Una turbina a gas presenta una notevole affidabilità di avviamento e di
esercizio, anche dopo eventuali periodi di fermata. Non esistono circuiti di
raffreddamento da preriscaldare, né cuscinetti o altri manicotti che possono
impedire l’avviamento, o pregiudicare il funzionamento della macchina da come
si vede in fig. n°6, che mostra lo spaccato di una turbina a gas.
Figura n°6
Figura n°6 Spaccato di una turbina a gas monoalbero (SOLAR CENTAUR-3MW)
L’operazione d’avviamento avviene in un periodo che può variare tra i 20
ed i 50 secondi e grazie anche alla bassissima inerzia termica della turbina si può
raggiungere il 100% del carico impostato, immediatamente dopo avare raggiunto
la velocità d’esercizio. È inoltre possibile lanciarla e portarla a pieno carico in
condizioni ambientali molto rigide, anche di molto sotto gli 0 °C, senza
particolari accorgimenti quali il preriscaldamento.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 25 -
-
Versatilità di alimentazione
Il processo di combustione di tipo continuo delle turbine a gas facilita
l’utilizzo di pluricombustibili: è infatti possibile alimentare una stessa macchina
con combustibile gassoso (gas naturale, GPL, metano, ecc.) o combustibile
liquido (generalmente gasolio) e la commutazione da un tipo di combustibile
all’altro deve essere fatto con la turbina in servizio.
-
Bassi costi d’esercizio e di manutenzione
Grazie al suo semplice principio di funzionamento di un impianto con
turbina a gas offre un alto livello di affidabilità e bassi costi di manutenzione:
spesso il costo di manutenzione della turbina a gas non arriva al 50% rispetto a
quello di un motore alternativo. Dal momento che l’olio non entra in contatto con
la combustione, la sua sostituzione, escludendo gli inevitabili rabbocchi, non è
quasi mai necessaria prima dell’esaurimento della vita della turbina.
Diversamente in un motore alternativo oltre alle frequenti sostituzioni dell’olio
occorre provvedere anche alla sostituzione delle candele o candelette.
I vantaggi di un motore alternativo rispetto a un turbina a gas sono:
- Economicità d’investimento
Si ha un vantaggio d’investimento con i motori alternativi specialmente, a
parità di potenza, nelle applicazioni di potenza inferiore a 2-3 MW.
-
Elevato rendimento elettrico
Con installazioni di piccola-media taglia si raggiungono spesso rendimenti
nell’ordine del 33-40 % contro il 25-30 % di efficienza delle turbine a gas.
Inoltre tali prestazioni sono molto meno sensibili alle variazioni di carico e alle
condizioni ambientali (temperatura e altitudine) rispetto ai turbo gas.
-
Disponibilità di più vettori termici
Il calore recuperabile da un motore alternativo, è disponibile non solo
dalla potenzialità dei fumi di scarico, ma anche dall’acqua di raffreddamento
delle camicie e nell’olio lubrificante. Nella maggior parte delle applicazioni ciò
si traduce, rispetto ai turbo gas, in una minore efficienza termica complessiva, in
una maggiore complessità e diversità dei sistemi di recupero.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 26 -
6. LE TURBINE A GAS E LA COGENERAZIONE
6.1 GENERALITÀ
Le applicazioni delle turbine a gas come motore primo per generatori
elettrici, pompe o compressori di potenze relativamente contenute sono
abbastanza recenti e le richieste per impianti di questo tipo è in continua crescita.
Per turbine di piccola taglia si intendono macchine a combustione interna la cui
potenza varia da 100 kW fino a qualche MW tipicamente 20 MW.
Tutte le turbine possono essere alimentate a combustibili liquidi o gassosi
ed il loro principio di funzionamento è molto semplice:
- l’aria comburente viene aspirata, compressa ed inviata alla camera di
combustione dove viene iniettato il combustibile andando ad ottenere una
combustione di tipo continuo;
- l’energia contenuta nei gas caldi così ottenuti viene trasformata in potenza
meccanica tramite espansione nella turbina di potenza;
- la turbina di potenza è così in grado di trascinare i vari macchinari che le
possono essere accoppiati quali pompe, generatori elettrici, compressori.
Le caratteristiche principali di questa macchina sono il processo di
combustione, di tipo continuo, ed il fatto che l’aria secondaria di raffreddamento,
estranea alla combustione, forma con i gas esausti una miscela pulita a favore del
contenimento delle emissioni inquinanti.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 27 -
Fumi di uscita
Potenza
Dispersioni
Lubrificante di raffreddamento
2% 2%
32%
64%
Figura n°7 Bilancio termico per una turbina a gas di piccola taglia
Poiché oltre il 60% della potenza termica è disponibile nei fumi di scarico
(vedi fig. n°7) risulta molto semplice recuperare calore mediante scambiatori:
date le temperature in gioco, circa 500 °C con cui escono i fumi dalla turbina, è
addirittura possibile produrre vapore ad alta pressione senza il bisogno della postcombustione.
Le principali applicazioni per una turbina a gas di piccola taglia sono
classificabili come:
- Gruppi elettrogeni - da 20 a 2.000 ore/anno di funzionamento;
- Cogenerazione - oltre 2.000 ore/anno di funzionamento;
- Unità di picco - circa 500 ore/anno di funzionamento.
In questo capitolo, si parlerà in dettaglio della turbina a gas che, come
abbiamo visto, è il motore primo più utilizzato per la cogenerazione grazie ai
vantaggi ed ai pregi che possiede.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 28 -
6.2 LA COGENERAZIONE E INDICI DI VALUTAZIONE
Come detto la cogenerazione si può definire come produzione combinata
di elettricità e di calore, entrambi intesi come effetti utili, con un processo in
cascata: tale processo comprende, come detto anche questo, due casistiche, vedi
fig. n°8 che sono quella “Topping”, in cui la produzione elettrica è effettuata con
un ciclo termodinamico ad alta temperatura e quella termica è conseguente al
rilascio di calore del ciclo, e quella “Bottoming” in cui il calore entrante nel ciclo
termico è il cascame di un utilizzatore di calore ad alta temperatura.
Figura n°8
Figura n°8 Concetto di cogenerazione “topping” e “bottoming”
Si può ben intuire che i sistemi che utilizzano le turbine a gas
appartengono esclusivamente al primo sistema: nel metodo Topping la fonte
primaria d’energia è essenzialmente costituita da un combustibile e per tanto in
tale sistema cogenerativo esistono schematicamente quattro flussi energetici
rilevanti, ben visibili in fig.n°9.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 29 -
Figura n°9 Principali flussi energetici in un sistema di cogenerazione topping
-
I parametri in gioco sono:
la potenza termica sviluppata dalla combustione completa del combustibile
immesso nell’impianto, che chiameremo F;
la potenza elettrica netta W, primo effetto utile;
la potenza termica utile netta Qu, secondo effetto utile;
la potenza termica dispersa Qdiss, somma di varie dispersioni che possono
essere allocati in diversi processi presenti nel sistema, che chiude il bilancio
energetico essendo F=W+Qu+Qdiss.
La definizione di rendimento di un sistema cogenerativo non è operazione
univoca, poiché a fronte di una spesa energetica F, vi sono due effetti utili W e
Qu, che hanno diverso valore termodinamico ed economico e possono essere
pesati diversamente mentre, ad esempio, il problema non si pone in una centrale
elettrica dove si ha un unico effetto utile, ovvero W. Bisogna dire che indici che
tengono conto di solo due dei tre flussi energetici W, Qu e F non possono essere
considerati rendimenti ma solo indici utili per stabilire certe caratteristiche
dell’impianto ma non in grado di attribuirgli un merito. Questi indici sono il
rendimento elettrico nel=W/F, il rendimento termico nth=Qu/F e l’indice
elettrico Ie=W/Qu.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 30 -
Per tenere presente entrambi gli effetti utili si può introdurre un
rendimento di primo principio, come nI=(W+Qu)/F; questo rendimento ha il
difetto di attribuire lo stesso valore ad elettricità e calore per cui è possibile
riferirsi ad un rendimento di secondo principio definito come nII=W+[Qu(1To/Tx)]/F, in cui il calore è pesato con il suo equivalente meccanico, intendendo
Tx come la temperatura media a cui è reso il calore. Tuttavia nII ha il difetto di
attribuire un valore troppo basso al calore utile, soprattutto con valori mediobassi di Tx, che spesso non rende l’idea della opportunità energetica offerta dalla
cogenerazione: possiamo giustificare ciò se prendiamo ad esempio un processo
non cogenerativo in cui il calore utile sarebbe prodotto in una caldaia
convenzionale; si avrebbe un rendimento di primo principio elevato, ma con
grandissima dissipazione di energia. Quest’ultima risulta largamente superiore a
quanto si verifica per la produzione termica in un impianto cogenerativo, essendo
in esso interposto tra il combustibile e la generazione di calore, il ciclo di
potenza.
Per esprimere con un unico indice la qualità termodinamica cogenerativa
conviene effettuare un confronto tra un impianto di cogenerazione ed uno senza
con uguali effetti utili: i flussi di combustibile chiamati in causa sarebbero quelli
mostrati in fig.10.
Figura n°10
Figura n°10 Confronto dei flussi energetici
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 31 -
Si parla di FWC, necessario a produrre W in una normale centrale elettrica
con rendimento nelC e di FQC, necessario a produrre Qu in una caldaia
convenzionale con rendimento nthC (il pedice C sta ad indicare che si tratta di un
processo “convenzionale”, ovvero della generazione separata). Chiamando FC la
loro somma FC=FWC+FQC è allora possibile definire un “indice di risparmio
energetico” IRE come:
IRE=(FC-F)/FC, che risulta uguale a IRE=1-F/(FWC+FQC), a cui
sostituendo le definizioni date per FWC e FQC risulta uguale a IRE=1F/(W/nelC+Qu/nthC).
Questo indice esprime il risparmio del combustibile con la cogenerazione
rispetto alla produzione separata ed è il riferimento più opportuno per valutare la
convenienza energetica di un impianto autoproducentre di elettricità e calore.
6.3 TURBINA A GAS CON RECUPERO SEMPLICE
La turbina a gas in ciclo semplice è un motore costituzionalmente molto
adatto per la cogenerazione: dai suoi gas combusti è tecnicamente agevole
recuperare calore mediante una caldaia a recupero per produrre vapore o, in certi
casi, mediante un uso diretto dei gas come ad esempio in forni industriali ad alta
temperatura. Il recupero termico non altera in nessun caso le prestazioni
elettriche della turbina a gas e ciò è un aspetto importantissimo se si confronta
con un turbina a vapore per la quale invece lo spillamento porta ad una riduzione
di potenza elettrica che aumenta con la crescita della pressione a cui si effettua il
prelievo. La turbina a gas non risente minimamente, dal punto di vista elettrico,
della pressione nella caldaia a recupero; la quantità di vapore prodotto sarà
invece decrescente all’aumentare della pressione e quindi della temperatura di
evaporazione perché ad essa corrisponde una temperatura dei gas al camino più
elevata e quindi maggior perdita di calore verso l’ambiente.
La fig.n°11 illustra quantitativamente questi effetti, con riferimento una
turbina a gas e un impianto con turbina a vapore che producono la stessa potenza
termica con vapore a 5 bar.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 32 -
Figura n°11
Figura n°11 Potenze utili ed indici di valutazioni al variare della pressione
I risultati della figura sono significativi per un paragone tra turbo gas e
turbine a vapore usate per la cogenerazione; si può infatti notare che:
- aumentando la pressione, la produzione di elettricità nelle turbine a vapore
diminuisce sensibilmente mentre quella termica aumenta; per una turbo gas si
verifica solo una piccola diminuzione di potenza termica;
- la produzione elettrica della turbina a gas è comunque superiore anche per
basse pressioni di prelievo, inoltre offre un indice elettrico superiore;
- il rendimento di primo principio è sempre maggiore per la turbina a vapore
infatti le uniche perdite sono quelle relative al rendimento della caldaia, le
perdite elettromeccaniche e per gli ausiliari; per il turbo gas l’nI decresce al
crescere della pressione perché aumenta la perdita al camino aumentando la
temperatura dei gas di scarico dalla caldaia a recupero;
- in ultimo si nota che sia l’indice elettrico Ien che l’indice di risparmio
energetico IRE sono a favore della turbo gas in virtù della maggiore
produzione di elettricità.
I valori riportati sono rappresentativi di una condizione nominale
d’esercizio in cui le macchine lavorano a piena potenza e a pieno recupero
termico. Sarà importante capire come si può gestire un impianto cogenerativo
con turbina a gas in modo da soddisfare generiche richieste d’elettricità e calore,
individuabili in un piano cartesiano W-Qu, considerando lo schema tipico di un
impianto a recupero semplice.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 33 -
Figura n°12
Figura n°12 Schema di un impianto di cogenerazione con recupero semplice
Si deve stabilire un punto nominale con il turbo gas a massima potenza in
cui si produce W-des e Qu-des si può individuare una curva che rappresenta i
punti di funzionamento regolando la potenza della turbina, rappresentata in
fig.n°13, per semplicità, dalla retta des-min.
Figura n°13
Figura n°13 Campo operativo nel piano
elettricità-calore
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
- 34 -
Tuttavia l’impianto deve essere in grado di soddisfare richieste diverse e,
per offrire flessibilità, occorre dotare l’impianto di due dispositivi che sono:
- uno in grado di dissipare calore, per operare al disotto della linea di
regolazione: il modo più conveniente è quello di dotare la caldaia di un bypass in grado di deviare i gas uscenti dalla turbina o all’esterno;
- uno in grado di produrre una quota di calore addizionale rispetto a quello
recuperato, come un sistema di post-combustione che permette maggiori
rendimenti termici e minori costi di investimenti.
Questi due sistemi sono generalmente sempre usati negli impianti di
cogenerazione: nella figura precedente si può individuare la zona di by-pass al di
sotto della linea di regolazione e al di sopra di essa la zona di post-combustione.
Questa zona è limitata superiormente dalla linea di massima postcombustione, che rappresenta i limiti tecnici del sistema dovuti al
raggiungimento della combustione completa dell’ossigeno presente nei gas di
scarico della turbina, e dal raggiungimento di temperature dei gas troppo elevate
per la struttura.
Date le caratteristiche di funzionamento nel piano W-Qu di un impianto è
necessario chiedersi come far funzionare la macchina per una generica coppia di
valori chiesta dall’utenza. Nella figura seguente, si possono individuare cinque
possibili funzionamenti, nell’ipotesi che si possa cedere elettricità all’ENEL.
Figura n°14
Figura n°14 Possibili punti operativi di un
impianto di cogenerazione
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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Analizziamoli uno alla volta:
- turbo gas a massima potenza: l’elettricità prodotta è superiore alla richiesta
per cui l’eccedenza verrà ceduta; anche la produzione termica è in eccesso per
cui verrà esclusa tramite il by-pass in atmosfera;
- turbo gas a potenza tale da soddisfare la richiesta termica (“termico segue”) e
produzione elettrica in eccedenza;
- turbo gas a potenza tale da soddisfare la potenza elettrica (“elettrico segue”),
di fatti non ci sarà alcuno scambio di energia ma occorrerà ricorrere alla postcombustione per soddisfare l’utenza termica;
- turbina a minima potenza per cui bisogna acquistare elettricità e ricorrere alla
post-combustione;
- impianto fermo per cui bisogna acquistare elettricità e produrre calore con
una caldaia ausiliaria.
La scelta di queste modalità operative dipende essenzialmente dal costo
dell’energia elettrica sia che venga acquistata sia che venga venduta, infatti è
noto che il prezzo può variare considerevolmente nelle ore piene o vuote in
dipendenza del contesto tariffario. In particolare il primo e il secondo contesto
saranno convenienti se è possibile cedere elettricità a un prezzo sostenuto, la
terza modalità sarà tipica di una situazione in non è conveniente vendere energia
ma il costo di produzione dell’elettricità è minore del prezzo d’acquisto
dall’ENEL, in fine il quarto e il quinto caso, possono risultare convenienti
quando l’elettricità è a basso costo come ad esempio nelle ore vuote.
Per cui la scelta del punto d’esercizio di un impianto di cogenerazione
deriva da una valutazione dei costi e degli eventuali ricavi in ogni significativo
punto di lavoro: per cui si sceglierà il punto di lavoro che permetterà di
soddisfare le utenze con il minino costo marginale d’esercizio.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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6.4 TURBINA A GAS CON INIEZIONE DI VAPORE
Una turbina a gas con iniezione di vapore non è niente altro una turbina in
cui il vapore prodotto nella caldaia a recupero può essere inviato all’utenza
termica o all’iniezione in camera di combustione, a seconda se si voglia
privilegiare la produzione termica o quella elettrica. Ciò consente una grande
flessibilità di funzionamento dell’impianto.
Figura n°15
Figura n°15 Campo operativo nel piano elettricità-calore di un impianto di cogenerazione a
iniezione di vapore
Si può notare, rispetto allo schema della turbina a recupero semplice, che è
presente una nuova linea operativa (des-max) che rappresenta il funzionamento
della turbina a gas mantenuta a massima potenza mentre si varia l’iniezione di
vapore da zero al massimo. Il punto “max” riguarda il funzionamento in sola
produzione elettrica, cioè dove tutto il vapore viene iniettato nel combustore e
per tanto non vi è produzione termica, mentre il punto “des” tutto il vapore è
inviato all’utenza e la turbina funziona a ciclo semplice: la linea che unisce i due
punti rappresenta, ovviamente, i punti intermedi di funzionamento mentre la
linea “min-des” rappresenta la regolazione della turbina in assenza di iniezione di
vapore.
Gli impianti di cogenerazione in cartiera
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Figura n°16
Figura n°16 Impianto di cogenerazione con turbina a gas a iniezione di vapore
Si può notare che la zona sottostante la linea “min-des-max” non è più
caratterizzata da una brutale dissipazione termica, infatti un impianto ad
iniezione di vapore non comprende il camino di by-pass, ed i suoi punti sono
ottenibili con un adeguata regolazione della macchina sia in termini di portata di
combustibile che di vapore iniettato: il sistema diviene per tanto notevolmente
più efficiente a carichi ridotti. Inoltre nella fig.n°15 viene riportata la zona che
può essere coperta con la post-combustione aumentando così la produzione
termica senza alterare quella elettrica.
La scelta del punto operativo più economico diviene ancora più ampia che
nel caso della turbo gas a recupero semplice, poiché si ha un ulteriore grado di
libertà consentito dalla quantità di vapore da iniettare in turbina.
6.5 MERCURY 50
La Mercury 50 nasce da un programma di ricerca iniziato nel 1991 negli
U.S.A., denominato ATS “Advantaced Turbine Sistem”, orientato verso lo
sviluppo di una serie di nuovi prodotti ad elevato contenuto tecnologico.
La SOLAR, società americana con sede a San Diego in California, ha
sviluppato tra il 1991 ed il 1998 una serie di studi ed il lancio, nel 1998 appunto,
di un prodotto in grado di sposare affidabilità e prestazioni elevate con costi
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iniziali di investimento contenuti, ovvero di una turbina a gas di tipo mono albero
a ciclo rigenerativo.
La Mercury 50 usa un metodo di lavoro molto noto per incrementare il
rendimento e prevede l’inserimento di uno scambiatore di calore, che viene detto
“recuperatore” in quanto recupera una parte del calore contenuto nei fumi di
scarico per elevare la temperatura dell’aria, già compressa, prima di entrare in
camera di combustione. Le particolari caratteristiche dello scambiatore utilizzato
per la Mercury 50 danno risultati molto buoni dal punto di vista energetico: si
tratta di un recuperatore la cui flessibilità alle variazioni di temperatura è dovuta
alla sua forma costruttiva.
Figura n°17
Figura n°17 Particolare di un recuperatore di una Mercury 50
L’area della superficie primaria, in contatto diretto con i fumi di scarico
della turbina e dall’altra con l’aria compressa è formata da accoppiamento di più
moduli in modo da formare celle d’aria: le caratteristiche che lo hanno preferito
ad altri tipi di recuperatori sono le dimensioni ridotte, l’elevata efficienza di
scambio (maggiore del 90%), la flessibilità d’installazione e di manutenzione, la
forte capacità d’adattamento agli stress termici e l’abbattimento di emissioni
sonore.
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Figura n°18
Figura n°18 Particolare di una Mercury 50
La turbina porta con se le caratteristiche della gamma SOLAR per quanto
riguarda gli aspetti legati all’impatto ambientale: in generale per ridurre il
contenuto d’ossidi d’azoto dalla combustione del metano nelle turbine si può
intervenire nella camera di combustione prevenendo la formazione degli ossidi o
intervenire prima della camera di combustione mediante catalizzatori o reagenti
chimici. Nella Mercury 50 per contenere gli inquinanti (NOx) e stata adottato il
sistema di combustione brevettato dalla stessa casa americana chiamato
“SoLoNOx”: tale sistema realizza una ottimizzazione della combustione.
Poiché il tasso di formazione di Nox dipende in modo esponenziale dalla
temperatura, la riduzione della temperatura di fiamma all’interno della camera di
combustione diventa fortemente efficace nel ridurre le emissioni; fino ad oggi
tale riduzione veniva ottenuta tramite iniezione nella camera stessa di acqua
demineralizzata o vapore ma entrambi questi sistemi comportavano costi non
irrilevanti e riducevano la vita del turbogeneratore.
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Il sistema SoLoNOx consiste in una ottimizzazione a secco della
combustione mediante quella che in gergo viene detta “combustione premiscelata
magra” che riduce la conversione di azoto atmosferico ad NOx all’interno di un
combustore di una turbina perché riduce la temperatura di fiamma.
Figura n°19
Figura n°19 Schema del sistema di combustione SoLoNOx
La riduzione della temperatura di fiamma è ottenuta in due modi: in primo
luogo, la zona di combustione primaria viene fatta lavorare ad una temperatura
più bassa di quella abituale e tale condizione è ottenuta aumentando il flusso di
aria nella zona primaria e conseguentemente riducendo il flusso nella zona di
diluizione; il flusso di aria totale e la temperatura con cui lo stesso abbandona il
combustore rimangono inalterati e quindi non hanno variazioni nelle altre
caratteristiche della turbina quali la potenza o il consumo.
In secondo luogo, nella combustione premiscelata magra, i processi di
miscelazione e combustione sono disaccoppiati; infatti il combustibile e l’aria
della zona primaria sono miscelati prima della zona in cui avviene la
combustione; la premiscelazione produce una temperatura di fiamma molto più
uniforme e ciò previene la formazione di NOx all’interno del combustore
assicurando il raggiungimento dei più severi limiti sulle emissioni.
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BIBLIOGRAFIA
“INDUSTRIA DELLA CARTA”
ANNO 35 N°4 ......................................................................... LUGLIO-AGOSTO 1997
ANNO 35 N°5 ................................................................ SETTEMBRE-OTTOBRE 1997
ANNO 36 N°1 ................................................................... GENNAIO-FEBBRAIO 1998
ANNO 36 N°2 ........................................................................... MARZO-APRILE 1998
ANNO 37 N°1 ................................................................... GENNAIO-FEBBRAIO 1999
ANNO 37 N°6 ................................................................................... DICEMBRE 1999
ANNO 38 N°1 ................................................................................... FEBBRAIO 2000
Ing. FABBRI .................................... DISPENSE DELLA “STC COLENCO S.p.A.”
Ing. Cosmo DI FEO........... DOCUMENTAZIONE CARTIERA “MAURO BENEDETTI”
Sig. Cipriano PIDATELLA ...................... “CORSO DI MACCHINE” - ZANICHELLI
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- BIBLIOGRAFIA -