Cogenerazione. Romani... · 2019. 5. 10. · “Lorda" e l’energia elettrica "Alto rendimento"...

Cogenerazione

Rino [email protected]

Corso preparazione EGE Roma 07-11 gennaio 2019 1

La cogenerazione (fonte ARERA)


La cogenerazione (fonte MiSE)

L'energia elettrica prodotta dalle unità di cogenerazione oggetto dello studio è stata classificata in:• energia elettrica “Lorda": totale energia elettrica

prodotta dalle unità di cogenerazione;• energia elettrica "Alto rendimento": energia

elettrica che rispetta i criteri dell'Allegato II della Direttiva 2012/27/UE;

• energia elettrica "Basso rendimento": energia elettrica pari alla differenza tra l’energia elettrica “Lorda" e l’energia elettrica "Alto rendimento" (energia elettrica prodotta da unità che non rispettano l’Allegato II).

Figura 17 - Energia elettrica a Basso rendimento e ad Alto rendimento.

Figura 16 - Energia elettrica a Basso rendimento e Alto rendimento.



Dati sulla produzione nazionale da cogenerazione anno 2016

La Figura 1 illustra il contributo di ciascuna delle tecnologie di cogenerazione impiegate nella produzione combinata di energia elettrica ed energia termica, in termini di numero di unità, capacità totale e media di generazione elettrica



La Figura illustra il contributo di ciascuna delle tecnologie di cogenerazione impiegate nella produzione combinata di energia elettrica ed energia termica, in termini produzione totale di energia elettrica lorda e di calore utile, rapporto medio tra l’energia elettrica lorda e l’energia termica.



• Le prestazioni rilevate per le turbine a gas a ciclo combinato evidenziano un rapporto energia elettrica/calore elevato, confermando la pratica diffusa da parte degli operatori di installare tale tecnologia presso utenze caratterizzate da una ridotta richiesta termica rispetto al fabbisogno elettrico oppure, nel caso in cui l’obiettivo principale sia la produzione elettrica per l’esportazione verso la rete, con possibilità di ottimizzare l’efficienza sfruttando utenze termiche localizzate presso l’area predisposta per la produzione di energia elettrica. Ciò si traduce in un rendimento termico inferiore a quello conseguito dalle altre tecnologie e inferiore, di due punti percentuali rispetto al 2015;

• i rendimenti termici conseguiti da tutte le altre tecnologie evidenziano l’utilizzo di queste ultime principalmente al servizio di utenze con elevata richiesta termica rispetto ai fabbisogni elettrici.

La Figura illustra le prestazioni energetiche di ciascuna delle tecnologie di cogenerazione, in particolare evidenziando i rendimenti medi elettrici, termici e di primo principio (ηI principio) medi registrati per la produzione 2016.


La cogenerazione

• Per cogenerazione si intende produrre contemporaneamente energia elettrica e calore .

• Il ricorso alla cogenerazione produce a volte ritorni economici rilevanti per l’utenza finale, ma spesso ciò non avviene.

• La cogenerazione sottende un impianto complesso e la convenienza economica è fortemente dipendente dal profilo energetico dell’utenza finale.

• In fase di proposta della cogenerazione assume rilievo prima il profilo energetico dell’utenza, dopo la scelta della tecnologia e infine il dimensionamento dell’impianto


La cogenerazione

• La produzione combinata di energia elettrica e calore trova applicazione sia in ambito industriale, sia in ambito civile

• In ambito industriale il calore viene utilizzato nella forma di vapore o di altri fluidi termovettori (acqua calda, olio diatermico, …) o nella forma di aria calda. In ambito civile per riscaldamento urbano tramite reti di teleriscaldamento nonchè per il raffreddamento tramite sistemi ad assorbimento


La cogenerazione

• Le utenze privilegiate per la cogenerazione sono quelle caratterizzate da una domanda nel tempo piuttosto costante di energia termica ed elettrica:• Industrie alimentari, cartiere, chimiche, petrolchimiche, …..• In ambito civile/terziario: ospedali e case di cura, piscine e centri

sportivi, centri commerciali, ……


La cogenerazione. Quadro Normativo

• Direttiva 2004/8/CE (abrogata dalla direttiva 2012/27/UE). • Introduce: a) la definizione di energia elettrica qualificabile come

cogenerazione, a partire dalla domanda di calore utile; b) la definizione di cogenerazione ad alto rendimento.

• DLgs. 8 febbraio 2007, n.20.• Per definire la CAR utilizza il criterio basato sull’indice PES (Primary

Energy Saving) che rappresenta il risparmio di energia primaria che la cogenerazione permette di ottenere rispetto alla produzione separata.



• DLgs. 3 marzo 2011, n 28• Il comma 4 dell’art. 29 «Certificati Bianchi» prevede un regime di

sostegno per gli impianti cogenerativi entrati in esercizio dopo il 1°aprile 1999 e prima dell’entrata in vigore del DLgs. 8 febbraio 2007, n.20

• Decreto MiSE del 4 agosto 2011.• Esplicita le metodologie e i criteri da utilizzare per la valutazione del

funzionamento di una unità come CAR



• Decreto MiSE 5 settembre 2011• Stabilisce le condizioni e le procedure per l’accesso della

cogenerazione al regime di sostegno legato al meccanismo dei Certificati Bianchi.

• Linee guida per l’applicazione del decreto 5 sett. 2011.• Sono redatte dal MiSE e hanno lo scopo di esemplificare i metodi di

calcolo delle grandezze rilevanti ai fini del riconoscimento CAR e l’accesso al meccanismo dei Certificati Bianchi



• DLgs 4 luglio 2014, n. 102• Attua la direttiva 2012/27/UE e non apporta modifiche rispetto alla

normativa in vigore.• Regolamante delegato UE 2015/2402 del 12 ottobre 2015.

• ha rivisto i valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di energia elettrica e di calore ai fini del calcolo e della verifica dell’indice PES. I nuovi rendimenti, differenziati in funzione della tipologia di combustibile in ingresso all’unità e della data di entrata in esercizio della stessa, sono da applicare a partire dalla produzione dell’anno 2016.



• Decreto MiSE del 4 agosto del 2016• definisce condizioni e modalità per il riconoscimento di una maggiore

valorizzazione dell’energia da CAR, ottenuta a seguito della riconversione di esistenti impianti a bioliquidi sostenibili che alimentano siti industriali o artigianali.

• Decreto MiSE 16 marzo 2017.• si applica agli impianti di microcogenerazione ad alto rendimento, così

come definiti dal Decreto Legislativo n. 20 del 2007, e agli impianti di microcogenerazione alimentati da fonti rinnovabili. Lo scopo del decreto è di minimizzare l’onere a carico dei produttori e razionalizzare lo scambio di informazioni tra Comuni, gestori di rete e GSE nell’ambito delle attività che comprendono la realizzazione, la connessione e l’esercizio di questa particolare tipologia di impianto


La cogenerazione

• Produrre simultaneamente energia elettrica e calore comporta che nel caso di inferiori richieste di uno dei due vettori si ha un eccesso di disponibilità dell’altro. 1. Eccesso di disponibilità di energia elettrica: a) vendita alla rete ad un prezzo del kWh

inferiore al costo di produzione; b) accumulo in rete da recuperare al momento opportuno, in sede di conguaglio si dovrà riconoscere un onere per il servizio goduto.

2. Eccesso di disponibilità di energia termica: a) riversata in ambiente. Nel caso questa modalità si prolunghi per periodi significativi confermerebbe il sovradimensionamento della sezione termica del cogeneratore (maggiore investimento con diretta influenza sul bilancio economico) ; b accumulo termico. Aumenta la flessibilità dell’impianto ma comporta un aggravio economico. La maggior parte degli impianti di cogenerazione non prevedono l’accumulo termico.


La cogenerazione e la produzione separata

Energiatermica

Utenza

Energiaelettrica

Sistema di cogenerazione Sistema tradizionale riferimento

Mot

ore

prim

o

Ec = 100

Ee = 40

Et = 50

Ee = 40

Et = 50

Centrale

Gen. calore

Ec,e = 100

Ec,t= 55


Il principio fisico

• In un ciclo di potenza c’è sempre una quantità di calore di «scarto» (Q2) che viene restituita all’ambiente a bassa temperatura (T2). Indicando con (L) il lavoro meccanico prodotto si ha:

• Se si recupera il calore di «scarto» per soddisfare un’utenza, si ha:

𝜂𝜂= 𝑸𝑸𝟏𝟏−𝑸𝑸𝟐𝟐

𝑸𝑸𝟏𝟏= 𝑳𝑳

𝑸𝑸𝟏𝟏

𝜂𝜂𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜𝐜 = 𝑳𝑳+𝑸𝑸𝟐𝟐

𝑸𝑸𝟏𝟏> 𝑳𝑳

𝑸𝑸𝟏𝟏


L’Indice elettrico

• E’ un indice molto usato che evidenzia la produzione di energia elettrica di un impianto di cogenerazione

• varia tra 0 (per sistemi che generano solo calore) e 1 (per sistemi che generano solo energia elettrica)

• rappresenta, solo e soltanto, una caratteristica del «motore primo cogenerativo»

• è il riferimento a cui si ricorre all’atto della scelta e del dimensionamento del cogeneratore

Iel=𝐸𝐸𝑒𝑒

𝐸𝐸𝑡𝑡+𝐸𝐸𝑒𝑒= 𝜂𝜂𝑒𝑒

𝜂𝜂𝑡𝑡+𝜂𝜂𝑒𝑒


Risparmio di Energia Primaria

Energiatermica

Utenza

Energiaelettrica

Sistema di cogenerazione Sistema tradizionale riferimento

Mot

ore

prim

o

Ec = 100

Ee = 40

Et = 50

Ee = 40

Et = 50

Centrale

Gen. calore

Ec,e = 100

Ec,t= 55


Risparmio di Energia Primaria

ηRef elettrico ηRef termico0,4 0,9


Risparmio di Energia Primaria (PES)Il PES (Primary Energy Saving) è un indice introdotto dalla Direttiva 2004/8/EC (recepita dal MiSE con decreto del 5 settembre 2011) sulla base del quale sono calcolati gli incentivi per gli impianti di cogenerazione

• CHP H𝜂𝜂: rendimento termico del cogeneratore, rapporto tra calore utile diviso il combustibile usato per produre il calore utile e l’elettricità da cogenerazione

• CHP E𝜂𝜂: rendimento elettrico del cogeneratore, rapporto tra energia elettrica cogeneratadiviso il combustibile usato per produre il calore utile e l’elettricità da cogenerazione

• Ref H𝜂𝜂: rendimento termico di riferimento per la produzione separata di elettricà e calore• Ref E𝜂𝜂:rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata di elettricità e calore • Ref H𝜂𝜂 e Ref E𝜂𝜂 sono valori determinati secondo i parametri indicati nell’allegato V(es. gas

naturale 90%) e IV (es. gas naturale 52,5%) del D.M. 5 settembre 2011.


Risparmio di Energia Primaria (PES)

• Più alto il PES più conveniente è la cogenerazione dal punto di vista delle sfruttamento dell’energia primaria

• Le unità di cogenerazione per ottenere la qualifica CAR (Cogenerazione ad Alto Rendimento) devono soddisfare le seguenti condizioni


Calcolo dell’incentivo per gli impianti riconosciti CAR

• L’incentivo è parametrato sulla base dei risparmi di energia tra un’unità di cogenerazione ad alto rendimento (CAR) e un’unità tradizionale con produzione separata di energia elettrica e calore

𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅 = 𝐸𝐸𝑒𝑒,𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐

𝜂𝜂𝑒𝑒,𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟+𝐸𝐸𝑡𝑡,𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐

𝜂𝜂𝑡𝑡,𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟-𝐸𝐸𝐸𝐸

• 𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹 è il risparmio di energia primaria, espresso in MWh, realizzato dall’unità di cogenerazione. • 𝑬𝑬𝒆𝒆, 𝒄𝒄𝒄𝒄𝒄𝒄

è l’energia elettrica, espressa in MWh, prodotta dall’unità di cogenerazione. • 𝑬𝑬𝒕𝒕, 𝒄𝒄𝒄𝒄𝒄𝒄 è l’energia termica utile, espressa in MWh, prodotta dall’unità di cogenerazione. • 𝜼𝜼𝒆𝒆, 𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓

è il rendimento medio convenzionale del parco di produzione elettrica italiano, assunto pari a 0,46: Tale valore deve essere corretto per le perdite di rete evitate con gli stessi coefficienti e la medesima procedura adottata per il calcolo del PES. La percentuale di energia elettrica autoconsumata da tenere in conto è quella riferita alla produzione totale in regime CAR.

• 𝜼𝜼𝒕𝒕, 𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓𝒓 è il rendimento medio convenzionale del parco di produzione termico italiano, assunto pari a 0,82 nel caso di utilizzo diretto dei gas di scarico; 0,90 nel caso di produzione di vapore / acqua calda;

• 𝑬𝑬𝒄𝒄 è l’energia, espressa in MWh, del combustibile utilizzato dall’unità di cogenerazione.


Turbina a vapore

Ciclo RankineLa produzione di potenza elettrica con turbine a vapore utilizza impianti basati sul ciclo Rankine che sfrutta il cambiamento di fase dell’acqua o di altri fluidiIl ciclo comprende 5 trasformazioni: una compressione in fase liquida (1-2), un riscaldamento a pressione costante (2-3), un passaggio di stato o evaporazione(3-4), un’espansione in zona bifase (4-5) e un nuovo passaggio di stato o condensazione per riportare il fluido alle condizioni iniziali

4

3 PT

Q1 52

Pp Q2

1

Turbina a vapore

C

T

GV generatore di vapore T turbinaC condensatore

GV

T

3 4

2

1 5

S


Turbina a vapore

• Gli impianti a vapore hanno un rendimento elettrico in assetto cogenerativo compreso tra il 15% e il 30% e un rendimento termico che può arrivare fino al 60%

• L’energia termica è messa a disposizione sotto forma di vapore a pressioni anche dell’ordine di decine di bar

• Negli impianti a vapore è possibile impiegare qualsiasi combustibile • Sono impianti adatti ad applicazioni in ciclo combinato e nel settore

industriale nelle lavorazioni che richiedono grosse quantità di vapore (es. produzione della carta, ….)


Turbina a vapore

Turbina a vapore a spillamento

Aria

Combustibile

UtenzaSc

GT

GV generatore di vaporeT turbinaG generatoreSc scambiatore

GV


Ciclo Rankyne a fluido Organico (ORC)

• Sono basati sul ciclo a vapore (ciclo Rankyne)• Tecnologia consolidata• Il calore viene introdotto per combustione esterna

in una caldaia e trasferito al fluido di lavoro tramite uno scambiatore

• Possibilità di utilizzare calore scaricato da TG e MCI• I cicli ORC consentono di superare alcuni limiti

imposti dall’utilizzo del vapore d’acqua


Turbina a gas – Ciclo Brayton

• Il ciclo termodinamico Brayton è composto da quattro trasformazioni principali: compressione, riscaldamento, espansione e raffreddamento

• I COMPONENTI PRINCIPALI DELL’IMPIANTO SONO:

• COMPRESSORE

• COMBUSTORE

• TURBINA

1-2 COMPRESSIONE ADIABATICA (ISOENTROPICA NEL CICLO IDEALE)2-3 COMBUSTIONE ISOBARA3-4 ESPANSIONE ADIABATICA (ISOENTROPICA NEL CICLO IDEALE)4-1 SCARICO IN ATMOSFERA (= RAFFREDDAMENTO)

Il fluido di lavoro è l’aria che compie le prime tre trasformazioni e poi viene scaricata all’estero (dal punto di vista termodinamico lo scarico all’esterno equivale al raffreddamento della trasformazone 4-1 del ciclo chiuso


Turbina a gas – Ciclo Brayton


Turbina a gas a recupero

• Tecnologia consolidata• Bassi pesi e ingombri• Tempi di avviamento fermata rapidi• Utilizzo di combustibili puliti• Alti rendimenti per taglie elevate• Disponibilità di taglie da 30 kW a 250 MW



• Il calore da recuperare è concentrato nei fumi e può essere a alta temperatura (450 °C)

• Prestazioni della turbina non influenzate dal recupero termico

• Flessibilità di funzionamento • Interessante per applicazioni industriali

(vapore alta temperatura, gas caldi)


Turbina a gas


Motori alternativi a combustione interna

Vantaggi• Taglie da pochi kW a circa 5MW• Tecnologia matura e ampiamente diffusa• Elevata affidabilità • Costi d’investimento contenuti• Elevata flessibilità di esercizio

Svantaggi• Elevati costi di manutenzione (8-25 €/MWh)• Elevati valori di emissioni (Nox e CO)• Rumorosità



Caso Esempio


Cicli combinati

I cicli combinati nascono dall’idea di recuperare il calore contenuto nei fumi scaricati dalle turbine a gas per convertirlo, attraverso un opportuno ciclo termodinamico, in ulteriore potenza elettrica. Il ciclo combinato accoppia una turbina a gas ad un ciclo a vapore d’acqua: il calore entrante in quest’ultimo si ottiene dal recupero termico effettuato sui gas combusti scaricati dalla turbina a gas.


Cicli combinati

Nei cicli combinati esiste la possibilità di effettuare una post-combustione dei gas di scarico del turbogas.

Ciò avviene con l’utilizzo di bruciatori posti a monte della sezione di scambio termico della caldaia ed è possibile grazie all’elevato contenuto di ossigeno presente nei gas di scarico .

La combustione nelle turbine a gas avviene infatti con elevati eccessi di aria per cui nei fumi di scarico il contenuto di ossigeno è compreso tra il 12% e il 16%


Cogenerazione: rendimenti


Cogenerazione: dati caratteristici


Cogenerazione: Utenza

• L’utenza deve presentare una contemporanea domanda di elettricità e calore per un certo numero di ore anno

• Al di sotto di 3500-4000 ore anno il ritorno economico non è scontato• Se l’energia termica è utilizzata solo per il riscaldamento degli

ambienti la domanda è limitata al solo periodo invernale• Nel caso della climatizzazione degli ambienti il numero di ore di

funzionamento può essere ampliato avvalendosi di impianti di assorbimento per la produzione di energia frigorifera


Cogenerazione: Curve di carico giornaliere


Cogenerazione: Curve di carico


Cogenerazione: Curva di carico elettrica


Cogenerazione: Curve di carico


Cogenerazione: Valutazioni ECOMAX 8consumo 223,1 Sm3/hPotenza elettrica 851 kWPotenza termica rec. Acqua 347 kWPotenza termica rec. Vapore 441 kW

contemporaneità 11 h dalle 06,00 - alle 16,00giorni settimana 6 nsettimane anno 47 nore annuali di funzinamento 3102 henergia elettrica prodotta 2.639.802 kWh(annoConsumo di gas evitato 254.808 Sm3/anno

Consumo annuale di gas cog. 691.990 Sm3/annoMaggior consumo gas 437.183 Sm3/annocosto metano 0,3 Sm3

maggiore spesa per gas cog 131.155 €/annomaggiore spesa per manuten. 21.118 €/anno

costo energia elettrica 0,16 €/kWhminore spesa per elettricità 422.368 €/anno

risparmio economico 270.095 €/anno

interesse 4% %durata impianto 15 anniFattore di annualità 11,1

Investimento che annulla il VAN 3.003.021,8 € Corso preparazione EGE Roma 07-11 gennaio 2019 53

Cogenerazione: Valutazioni ECOMAX 10

consumo 277,0 Sm3/hPotenza elettrica 1067 kWPotenza termica rec. Acqua 347 kWPotenza termica rec. Vapore 515 kW

contemporaneità 11 h dalle 06,00 - alle 16,00giorni settimana 6 nsettimane anno 47 nore annuali di funzinamento 3102 henergia elettrica prodotta 3.309.834 kWh(annoConsumo di gas evitato 278.736 Sm3/anno

Consumo annuale di gas cog. 859.168 Sm3/annoMaggior consumo gas 580.431 Sm3/annocosto metano 0,3 Sm3

maggiore spesa per gas cog 174.129 €/annomaggiore spesa per manuten. 26.479 €/anno

costo energia elettrica 0,16 €/kWhminore spesa per elettricità 529.573 €/anno

risparmio economico 328.965 €/anno

interesse 4% %durata impianto 15 anniFattore di annualità 11,1

Investimento che annulla il VAN 3.657.564,9 € Corso preparazione EGE Roma 07-11 gennaio 2019 54

Cogenerazione: Analisi economica


Cogenerazione: Valutazioni

Grazie per l’attenzione


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