Comune di Cuneo - RAPPORTO SULLE POSSIBILI ...un primo modulo di produzione da 40–50 MW alimentato...
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COMUNE DI CUNEO RAPPORTO SULLE POSSIBILI INIZIATIVE NEL SETTORE DEL TELERISCALDAMENTO REALIZZABILI NELLA CITTA’ DI CUNEO POLITECNICO DI TORINO Dipartimento di Energetica Laboratorio Analisi e Modelli Energetici AG.EN.GRANDA Agenzia provinciale per l’energia ASSESSORATO AMBIENTE E TERRITORIO
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COMUNE DI CUNEO
RAPPORTO SULLE POSSIBILI
INIZIATIVE NEL SETTORE DEL
TELERISCALDAMENTO
REALIZZABILI NELLA CITTA’ DI
CUNEO
POLITECNICO DI TORINO Dipartimento di Energetica Laboratorio Analisi e Modelli Energetici
AG.EN.GRANDA Agenzia provinciale per l’energia
ASSESSORATO AMBIENTE E TERRITORIO
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INDICE
pag. 3. INTRODUZIONE pag. 4. IL SISTEMA ENERGETICO A SERVIZIO DEL CENTRO STORICO pag. 7. IL SISTEMA ENERGETICO DELL’ALTIPIANO: CENTRO URBANO, OSPEDALE SANTA CROCE, ZONA OVEST (COMPLETA) E ZONA
EST DELIMITATA DA PIAZZA D’ARMI
pag. 11. IL SISTEMA ENERGETICO PRINCIPALE DELL’OLTRE STURA: STABILIMENTO MICHELIN, RONCHI E MADONNA DELL’OLMO pag. 16. IL SISTEMA ENERGETICO DELL’OLTRE GESSO: ZONA INDUSTRIA-
LE, MADONNA DELLE GRAZIE, BORGO SAN GIUSEPPE, ROATA CANALE E SPINETTA
pag. 19. IL SISTEMA ENERGETICO DELNUOVO OSPEDALE, CONFRERIA E CERIALDO pag. 22. IL SISTEMA ENERGETICO SECONDARIO DELL’OLTRE STURA: AZIENDA LOCALE, SAN PIETRO DEL GALLO, PASSATORE, ROATA ROSSI E SAN BENIGNO pag. 25. TAVOLA RIASSUNTIVA DEI PROGETTI ENERGETICI, DI TELERI-
SCALDAMENTO E COGENERAZIONE, PREVISTI NEL COMUNE DI CUNEO
pag. 24. RAPPRESENTAZIONE DELLE POTENZE INSTALLATE DEGLI IMPIANTI TERMICI ESISTENTI SUDDIVISE PER ZONA pag. 27. DISTRIBUZIONE DEGLI IMPIANTI TERMICI AD OLIO COMBUSTI- BILE LOCALIZZATI NEL CENTRO URBANO pag. 28. CONSIDERAZIONI GENERALI E SPECIFICHE SUGLI STUDI DI FATTIBILITA’ pag. 28. Premessa pag. 29. L’analisi dell'utenza pag. 31. La stima della domanda termica teleriscaldabile pag. 32. L’analisi della possibilità di allacciamento a centrali pre-esistenti pag. 33. La localizzazione della centrale di produzione pag. 33. Il tracciato della rete pag. 34. Le condizioni operative e il dimensionamento della rete
pag. 35. I sistemi informativi e di georeferenzazione pag. 36. La scelta della tipologia impiantistica pag. 39. Il dimensionamento dei componenti della centrale pag. 39. La simulazione del funzionamento pag. 40. Il bilancio energetico ed ambientale pag. 44. L’analisi economica
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INTRODUZIONE Gli interventi di carattere energetico-ambientale qui presentati riguardano diversi ambiti territoriali del Comune di Cuneo, nei quali è possibile sviluppare singoli progetti finalizzati a obiettivi di risparmio di fonti primarie e di riduzione degli impatti ambientali associati alla produzione di energia per il riscaldamento degli edifici civili, industriali e del terziario, così come previsto dal Piano Energetico Ambientale Regionale approvato nel febbraio del 2004. I Progetti di Teleriscaldamento riguardano sistemi costituiti da impianti generatori sia di energia termica che di energia elettrica (cogeneratori + caldaie di integrazione e riserva) e in reti di trasporto e distribuzione di fluidi termovettori (teleriscaldamento ad acqua calda surriscaldata), per l’alimentazione di scambiatori/contabilizzatori di calore presso le utenze. I singoli Progetti si riferiscono a possibili iniziative autonome, anche se inserite in un più ampio programma di interventi in modo da garantire coerenza progettuale e complementarietà operativa; ciò consente una migliore programmazione temporale degli interventi e lo sviluppo di piani economici e finanziari singolarmente meno impegnativi. Inoltre, rende possibile procedere in modo graduale alla definizione dell’assetto gestionale dell’intero comparto energetico in ambito comunale (per quanto riguarda le attività di produzione, gestione e distribuzione). I Progetti riguardano ambiti territoriali appartenenti praticamente a tutte le zone statistiche del Comune di Cuneo e derivano dagli elementi acquisiti dalle due successive campagne di controllo e monitoraggio degli impianti termici effettuate nel territorio comunale:
- Centro Storico; - Centro urbano, zona Ovest e zona Est delimitata da Piazza d’Armi; - Ronchi e Madonna dell’Olmo; - Madonna delle Grazie, Borgo San Giuseppe, Roata Canale e Spinetta; - Confreria e Cerialdo; - San Pietro del Gallo, San Benigno, Roata Rossi e Passatore.
Nelle pagine seguenti sono anche riportate le schede che evidenziano le principali caratteristiche dei vari progetti, nonché gli schemi che li rappresentano nel RES (Reference Energy System) del Modello sviluppato per analizzare gli scenari evolutivi del sistema energetico dell’area comunale. Anche se per diversi dei progetti considerati lo schema è identico, si è scelto di riportarlo in ogni scheda di Progetto affinché ogni scheda risultasse completa e gestibile singolarmente. P.S. Vista la collocazione geografica e territoriale del Città di Cuneo è evidente che alcuni interventi potrebbero coinvolgere in estensione e funzionalmente anche porzioni importanti dei Comuni limitrofi, a partire da quello di Borgo San Dalmazzo, tramite ovviamente la stipula di accordi preliminari da attuarsi prima della fase di redazione dei singoli studi di fattibilità.
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IL SISTEMA ENERGETICO A SERVIZIO DEL CENTRO STORICO
In tale area, la potenza termica globale degli attuali impianti di riscaldamento ammonta ad un valore pari a circa 80 MW.
Il Progetto consiste nella realizzazione di:
� una centrale di cogenerazione da 15-20 MW alimentata a biomassa, con caldaie di integrazione e riserva, localizzata a nord del Pizzo;
� una rete di teleriscaldamento costituita da una dorsale principale ad anello
posizionata sui viali ciliari con chiusura presso Piazza Galimberti, nonché dalle relative penetrazioni di collegamento agli edifici del Centro Storico.
Nell’area vi è una consistente presenza di edifici di proprietà pubblica, il che dovrebbe facilitare, in sede progettuale, la definizione e la successiva acquisizione delle utenze. Nel caso venisse installata una turbina a vapore classica, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre al finale, circa 30-40 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 4.000 h/anno). Variando infatti le specifiche tecniche, può variare sostanzialmente la quantità di energia elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
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Nel caso specifico l’energia viene ottenuta consumando biomassa vegetale e quindi senza emissioni di CO2 originata da carbonio di natura fossile; le caldaie di integrazione e riserva potrebbero essere ugualmente del tipo a biomassa, oppure totalmente o parzialmente a gas naturale. Appare opportuno ribadire che la rete di distribuzione deve essere dimensionata e realizzata per servire l’intera area del Centro storico e non soltanto le utenze delle quali sia acquisito l’allacciamento nella fase di progetto; ciò per garantire la possibilità di collegamento delle ulteriori utenze senza dover operare modifiche sulla rete dorsale. Anche l’edificio che ospita gli impianti di produzione deve essere dimensionato per future configurazioni di impianto, tenendo conto del possibile inserimento di questo intervento in un più ampio Progetto riguardante tutto l’Altipiano.
Rispetto alla gestione energetica attuale, questo interevento permetterà il conseguimento dei seguenti obiettivi previsti dal Piano Energetico Ambientale del Comune, che potranno essere valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo:
• la sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
� un sicuro risparmio energetico, derivante dal miglioramento dell’efficienza energetica del servizio fornito all’utenza;
� una riduzione certa delle emissioni in atmosfera nel Centro storico, in osservanza del
Protocollo di Kyoto;
� una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
� un contributo per l’indipendenza energetica a livello territoriale.
---------------------------- Nel RES utilizzato per il modello, questo Progetto è rappresentato da vari componenti che descrivono le caratteristiche del sistema attuale, nonché dai componenti relativi al nuovo intervento:
� la tipologia degli edifici è assimilabile a residenze sia “plurifamiliari” (in maggioranza) che “monofamiliari”;
� le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi (la modalità attualmente prevalente), alimentati con gas naturale e gasolio, di tipo sia centralizzato che autonomo;
- impianti singoli (stufe a kerosene, stufette elettriche); - scambiatori/contabilizzatori di calore serviti dalla prevista rete locale di
teleriscaldamento, a sua volta alimentata da un sistema di produzione di acqua calda di medie dimensioni, che può essere composto da un cogeneratore e da caldaie di integrazione e riserva.
Nello schema è inserita anche la possibilità di integrare o sostituire l’impianto di produzione con un allacciamento ad una futura dorsale della rete generale di teleriscaldamento dell’intero Altipiano.
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IL SISTEMA ENERGETICO DELL’ALTIPIANO: CENTRO URBANO, OSPEDALE SANTA CROCE, ZONA OVEST E ZONA EST DELIMITATA DA PIAZZA D’ARMI
Gli impianti di riscaldamento a servizio del patrimonio edilizio nei quartieri: Centro, Zone Sud e Ovest, San Rocco e Zona Fluviale presentano una ampia gamma di potenze, da alcuni kW a circa 3 MW; la potenza termica totale installata risulta pari a circa 380 MW.
Valutata l’inopportunità di intervenire sia in Cuneo 2 che in altre zone servite in larga parte da sistemi di riscaldamento unifamiliari (caldaiette), si è anzitutto tenuto conto che alcuni impianti centralizzati, per una potenza installata complessiva di circa 35 MW, sono ancora alimentati ad olio combustibile (vedasi Allegato B). La necessità urgente della loro riconversione offre quindi l’opportunità di proporre a questo insieme di utenze la concreta possibilità di allacciarsi ad una rete locale di teleriscaldamento che, unitamente al collegamento dell’Ospedale Santa Croce costituirebbe la prima fase di realizzazione del Progetto di Teleriscaldamento dell’Altipiano. Tale Progetto, che abbiamo denominato “Sistema Energetico dell’Altipiano”, per le sue rilevanti dimensioni (tecnologiche e finanziarie) si può opportunamente sviluppare in almeno due fasi successive e consiste, al finale, nella realizzazione di un sistema caratterizzato da:
� una centrale di cogenerazione di tipo modulare da 90-100 MW al finale, alimentata a gas naturale e con tecnologia ancora da definire, localizzata in un area laterale, ma adiacente e sottostante all’Altipiano;
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� una rete di teleriscaldamento costituita da una o più dorsali principali che alimentano i diversi bacini di utenza, nonchè da reti locali di distribuzione, derivanti dal migliore raggruppamento in aree omogenee dell’utenza stessa.
Al di là della tecnologia che verrà utilizzata, la centrale di cogenerazione dovrebbe evolversi modularmente nel tempo, aumentando la propria capacità di produzione in base agli allacciamenti e alla richiesta energetica richiesta dal territorio. PRIMA FASE Il Sistema Energetico dell’Altipiano, dovrebbe essere inizialmente caratterizzato da:
� un primo modulo di produzione da 40–50 MW alimentato a gas naturale, con caldaie di integrazione e riserva, oppure con motori endotermici e serbatoi di accumulo inerziali, oppure ancora con un impianto a ciclo combinato;
� una rete di teleriscaldamento costituita da una dorsale principale posizionata in
modo tale da permettere, con le opportune ramificazioni, sia l’alimentazione dell’Ospedale Santa Croce che le aree dove sono concentrati gli impianti termici necessitanti di riconversione.
Nel caso venisse installata una turbina a vapore classica, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre, circa 60-70 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 4.000 h/anno). Nel caso venissero installati moduli costituiti da motori endotermici e accumuli inerziali (che, senza dover sovradimensionare l’impianto, permettono di stoccare l’energia termica recuperata dall’attività dei motori nella fase della produzione di energia elettrica per poi cederla al teleriscaldamento nel periodo di maggior picco di richiesta termica), oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 50-60 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (anche in questo caso sono state considerate 4.000 h/anno). Nel caso, invece, a partire dall’allacciamento dell’utente principale rappresentato dall’Ospedale e tramite l’introduzione di modalità di raffrescamento, il tempo di funzionamento della centrale di co-produzione si avvicinasse alle 8.000 h/anno si potrebbero produrre circa 100 GWh/anno di energia elettrica. In un quadro diverso, ove venisse preventivamente installato un impianto a ciclo combinato, dimensionato al finale, già nella prima fase, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 130-150 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 8.000 h/anno). E’ evidente che variando le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo. SECONDA FASE La centrale di co-produzione dovrebbe essere caratterizzata al finale da:
� un impianto di produzione da 100 MW termici, evidentemente realizzato con coerenza rispetto alla tecnologia utilizzata nella prima fase.
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Nel caso si utilizzassero le tecnologie illustrate in precedenza, fatta salva la quota di energia termica utilizzabile per il teleriscaldamento, i GWh/anno di energia elettrica risulterebbero raddoppiati. Questa soluzione “modulare” consente di progettare e realizzare i singoli tratti della dorsali principali nella loro configurazione definitiva, ma altresì di realizzare le singole reti di distribuzione in modo progressivo, in relazione al piano di sviluppo degli allacciamenti. Inoltre, è possibile disaccoppiare la realizzazione delle rete e le sue prime fasi operative dalla costruzione dell’impianto centrale di generazione, utilizzando eventualmente uno o più moduli generatori mobili in container disposti opportunamente lungo la dorsale.
Rispetto alla gestione energetica attuale, questo interevento permetterà il conseguimento dei seguenti obiettivi previsti dal Piano Energetico Ambientale del Comune, che potranno essere valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo complessivo:
� un sicuro risparmio energetico, derivante dal miglioramento dell’efficienza energetica del servizio fornito all’utenza;
� una riduzione certa delle emissioni in atmosfera su tutto l’Altipiano, in osservanza del
Protocollo di Kyoto;
� una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
� un notevole contributo per l’indipendenza energetica a livello territoriale.
---------------------------------- Nel RES utilizzato per il modello, questo Progetto è rappresentato da vari componenti che descrivono le caratteristiche del sistema attuale, nonché dai componenti relativi al nuovo intervento:
� la tipologia degli edifici è assimilabile a residenze sia “plurifamiliari” (in maggioranza) che “monofamiliari”;
� le tecnologie in competizione sono:
- impianti fissi (la modalità attualmente prevalente), alimentati con gas naturale e gasolio, di tipo sia centralizzato che autonomo;
- impianti singoli (stufe a kerosene, stufette elettriche); - scambiatori/contabilizzatori di calore serviti dalla prevista rete locale di
teleriscaldamento, a sua volta alimentata da un sistema di produzione di acqua calda di medie dimensioni, che può essere composto da un cogeneratore e da caldaie di integrazione e riserva.
Nello schema sono evidenziati gli impianti che potrebbero realizzare la prima fase di intervento (destinata prevalentemente all’area ove sono localizzati gli impianti a olio combustibile). Inoltre, è anche stata inserita la possibilità di integrare o sostituire l’impianto di produzione con un allacciamento ad una futura dorsale della rete generale di teleriscaldamento dell’intero Altipiano. Nell’ipotesi di generatori mobili in container, l’alimentazione sarebbe a gas naturale.
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IL SISTEMA ENERGETICO PRINCIPALE DELL’OLTRE STURA: STABILIMENTO MICHELIN, MADONNA OLMO E RONCHI
Le frazioni Ronchi e Madonna dell’Olmo, sulla base dei dati ricavati dal censimento degli impianti termici, dispongono di una potenza termica installata pari a circa 60 MW.
La realizzazione di un nuovo grande impianto di cogenerazione alimentato a gas naturale, costruito dalla Elyo Italia, (Società operante nel settore dei servizi energetici) a servizio dello Stabilimento Michelin, risponde efficacemente alle indicazioni ed aspettative previste dal Piano Energetico Ambientale del Comune. Infatti, nei confronti della produzione convenzionale separata oggi esistente, permette il conseguimento dei seguenti obiettivi:
� un notevole risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie (da 143,9 a 100 unità di combustibile in ingresso);
� un nettissimo miglioramento dell’efficienza energetica dell’industria (un rendimento dello
85%, anziché del 41,5%);
� una sensibile riduzione delle emissioni in atmosfera (da 79 a 67 t/anno di NOX, da 79 a 67 t/anno di CO, da 162.438 a 136.772 t/anno di CO2), in osservanza del Protocollo di Kyoto;
� una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
� un considerevole grado di indipendenza energetica a livello territoriale.
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La centrale, che entrerà in funzione nel 2007, è costituita da:
• una macchina cogeneratrice TAG LM 6000 DLN, da 43 MWe;
• un sistema TAV spillamenti/condense, da 5 MW;
• una caldaia HRSG, da 39 t/ora a 64 bar + 16 t/ora a 7 bar;
• due caldaie ausiliarie, da 40 t/ora a 22 bar e 64 bar;
• un sistema di demineralizzazione, Osmosi inversa da 44 mc/ora;
• due compressori di gas 12000Nm3/ora - 30b/45/bar:
E permetterà di produrre:
� tutta l’energia termica a servizio dello stabilimento, pari a 241,3 GWh/anno;
� una quantità di energia elettrica nettamente superiore al fabbisogno, pari a 320,4 GWh/anno, così ripartita: 132,4 GWh/anno utilizzati dallo stabilimento e 188 GWh/anno a disposizione del territorio, da immettere nella rete nazionale, oppure da utilizzare a livello locale.
Nonché di utilizzare, tramite accordi con il Comune:
� alcuni MW termici, per così dire sovrabbondanti, utili per alimentare una rete locale di teleriscaldamento a servizio del territorio circostante.
Va notato che, in un primo tempo, a causa della diversa scelta di localizzazione della centrale - prevista dapprima all’esterno dello stabilimento, ma ora all’interno - non era sembrato possibile addivenire ad una conclusione che permettesse l’aggiunta di una ulteriore sezione cogenerativa in detta centrale, per rendere disponibili i MW termici necessari ad alimentare anche l’utenza di Madonna dell’Olmo. Ma, a seguito della presentazione ufficiale del progetto e dell’introduzione delle nuove norme in materia, la Elyo ha dichiarato la sua disponibilità in tal senso. Pertanto, per introdurre il teleriscaldamento in quella parte di città, si ipotizza:
� un utilizzo dI 15-20 MW termici, derivanti dalla nuova centrale Michelin;
� la realizzazione di una rete di teleriscaldamento, costituita da una dorsale principale e dalle relative ramificazioni atte al collegamento dell’utenza di Madonna dell’Olmo e della frazione Ronchi.
Si tratta di una utenza particolarmente interessante, che certamente non può essere ignorata. Nel caso venisse installata un modulo aggiuntivo, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre, circa 30 GWh/anno di energia elettrica in più,. a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 8.000 h/anno).
----------------------------------- Nel RES utilizzato per il modello, questo Progetto viene descritto attraverso i componenti indicati in figura; per questa parte del territorio comunale:
� la tipologia delle abitazioni è sia “monofamiliare” che “plurifamiliare”;
� le tecnologie in competizione sono: - impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna; - impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche);
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- e, in prospettiva, gli scambiatori / contabilizzatori di calore serviti dalla rete locale di teleriscaldamento (che potrebbe essere di materiale plastico, in conseguenza della ridotta pressione di esercizio) che disporrà dell’acqua calda fornita dall’impianto cogenerativo collocato in area Michelin e di competenza di tale società.
In tale schema il costo dell’acqua calda fornita alla rete costituisce una variabile esterna al pari degli altri parametri che caratterizzano lo scenario.
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IL SISTEMA ENERGETICO DELL’OLTRE GESSO: ZONA INDUSTRIALE, MADONNA DELLE GRAZIE, BORGO SAN GIUSEPPE, ROATA CANALE E SPINETTA
Le diverse frazioni dispongono oggi di una potenza termica installata di circa 90 MW così ripartita: Borgo San Giuseppe 24,5 MW - Spinetta 19 MW - Roata Canale 26,5 MW - Madonna delle Grazie 21 MW.
Sulla falsariga della esperienza Michelin, questo Progetto consiste nella eventuale realizzazione di un impianto di cogenerazione ad uso prevalentemente industriale, ma anche civile, per alimentare una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle frazioni Borgo San Giuseppe, Spinetta, Roata Canale e Madonna delle Grazie (con eventuale estensione a Bombonina). Tutto dipende, ovviamente, dalle scelte che verranno operate dalle più importanti Aziende ivi localizzate (GLAVERBEL, SOL, BOTTERO, ecc.), in materia di interventi atti al miglioramento dell’efficienza energetica ed alla indipendenza di produzione della medesima. Il Progetto consisterebbe in:
� una centrale di cogenerazione con moduli alimentati a gas naturale, per 25–30 MW complessivi, localizzata nella zona industriale, più altri moduli di caldaie per la sola produzione di calore (per la domanda di picco e la riserva), eventualmente alimentati a biomasse;
� una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle frazioni.
17
Quanto sopra, in relazione all’ipotesi di allacciare anche buona parte dei fabbricati industriali e del terziario presenti nella zona, nonché le abitazioni delle frazioni circostanti. Nel caso venissero installati motori endotermici a gas, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 160 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono stati considerate 8.000 h/anno). Variando infatti le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
La realizzazione di un nuovo impianto di cogenerazione alimentato prevalentemente a gas naturale ed eventualmente, solo in parte, a biomasse, costruito nell’area industriale dell’Oltre Gesso, risponderebbe anch’esso alle indicazioni ed aspettative previste dal Piano Energetico Ambientale del Comune. Infatti, nei confronti della produzione convenzionale separata oggi esistente, permetterebbe il conseguimento dei seguenti obiettivi, che potranno essere valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo complessivo:
� un notevole risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie;
• la sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
� un nettissimo miglioramento dell’efficienza energetica dell’industria;
� una sensibile riduzione delle emissioni in atmosfera, in osservanza del Protocollo di Kyoto;
� una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
� un considerevole grado di indipendenza energetica a livello territoriale.
-----------------------------------
Nel RES utilizzato per il modello, questo progetto è descritto attraverso i componenti indicati in figura, che presentano le particolari caratteristiche del sistema attuale, nonché quelle del futuro intervento:
� la tipologia delle abitazioni è prevalentemente “monofamiliare”;
� le tecnologie in competizione sono: - impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna; - impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche); - scambiatori di calore serviti da una rete locale di teleriscaldamento (che potrebbe
essere realizzata in materiale plastico, se si riesce a garantire una gestione della rete con ridotta pressione di esercizio), alimentata dal sistema di generazione (da collocarsi in contiguità con installazioni industriali, a loro volta potenziali utenti del sistema).
La componente cogenerativa dell’impianto e quella costituita dalle caldaie di integrazione e riserva possono essere alimentate sia da combustibili tradizionali (gas naturale) che da biomassa vegetale (cippato), proveniente da varie fonti (scarti di lavorazione del legno, potature, colture finalizzate).
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IL SISTEMA ENERGETICO DEL NUOVO OSPEDALE: CONFRERIA E CERIALDO
In queste due frazioni è attualmente installata una potenza termica di poco inferiore a 40 MW. così ripartita: Confreria 24,1 MW - Ospedale Carle 2,5 MW - Cerialdo 14,4 MW
La sede del Nuovo Ospedale sarà dotata di un impianto di cogenerazione autonomo, alimentato prevalentemente a gas naturale, in grado di fornire energia termica anche una rete locale di teleriscaldamento per le frazioni di Confreria e Cerialdo. Nel caso specifico questo Progetto consiste in:
� una centrale di cogenerazione da 15-20 MW alimentata in modo misto, a gas naturale ed a biomassa, localizzata nell’area dell’Ospedale Carle, con caldaie di integrazione e riserva;
� una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle grandi utenze delle frazioni.
Elementi questi che, pur tenendo conto del generale sovra-dimensionamento degli impianti termici esistenti e delle carenze del censimento da cui i dati sono tratti, dovrebbero permettere di allacciare almeno il 50 % delle utenze, come elemento addizionale rispetto alle esigenze primarie dell’Ospedale. Nel caso venisse installata una turbina a vapore classica, oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre, circa 50-60 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 8.000 h/anno).
20
Nel caso venissero invece installati motori endotermici e accumuli inerziali (che, senza dover sovradimensionare l’impianto, permettono di stoccare l’energia termica recuperata dall’attività dei motori nella fase della produzione di energia elettrica per poi cederla al teleriscaldamento nel periodo di maggior picco di richiesta termica), oltre al fabbisogno di energia termica, la centrale di cogenerazione potrebbe produrre circa 40-50 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (anche in questo caso sono state considerate 8.000 h/anno). Variando infatti le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
La realizzazione di questo nuovo impianto di cogenerazione alimentato in modo misto, a gas naturale ed a biomasse, risponderebbe anch’esso alle indicazioni ed aspettative previste dal Piano Energetico Ambientale del Comune. Infatti, permetterebbe il conseguimento dei seguenti obiettivi, che potranno essere valutati con sufficiente precisione al termine della stesura del Progetto definitivo complessivo:
� un sicuro risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie;
• la sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
� un miglioramento dell’efficienza energetica del sistema a servizio dell’utenza dell’Oltre Stura;
� una riduzione delle emissioni in atmosfera, in osservanza del Protocollo di Kyoto;
� una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
� un contributo all’indipendenza energetica a livello territoriale.
---------------------------------
Nel RES utilizzato per il modello, questo progetto è descritto attraverso i componenti indicati in figura, che presentano le particolari caratteristiche del sistema attuale, nonché quelle del futuro intervento:
� la tipologia delle abitazioni è prevalentemente “monofamiliare”;
� le tecnologie in competizione sono: - impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna; - impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche); - scambiatori di calore serviti da una rete locale di teleriscaldamento (che potrebbe
essere realizzata in materiale plastico, in conseguenza della ridotta pressione di esercizio), a sua volta alimentata dall’impianto cogenerativo collocato in area Ospedale.
La componente cogenerativa dell’impianto può essere alimentata da combustibili tradizionali (gas naturale), mentre le caldaie di integrazione e riserva potrebbero utilizzare anche biomassa vegetale (cippato), proveniente da varie fonti (scarti di lavorazione del legno, potature, colture finalizzate). La gestione dell’intero sistema dovrebbe essere di competenza dell’Ospedale o di una Società costituita ad hoc. Eventualmente, la distribuzione dell’acqua calda potrebbe essere scorporata e gestita a parte.
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IL SISTEMA ENERGETICO SECONDARIO DELL’OLTRE STURA: AZIENDA LOCALE, SAN PIETRO DEL GALLO, PASSATORE, ROATA ROSSI E SAN BENIGNO
Attualmente, la situazione delle potenze termiche delle caldaie installate è la seguente: Passatore 9,6 MW - Roata Rossi 12,1 MW - San Pietro del Gallo 5 MW - San Benigno 7,2 MW.
Questo progetto prevede la realizzazione di un impianto cogenerativo per usi prevalentemente industriali che alimenta una rete locale a servizio delle quattro frazioni. La rete, in relazione alle caratteristiche del sistema (edifici di altezza ridotta, lunghezza limitata della rete), potrebbe essere realizzata con tubi di plastica, per i quali si dispone di esperienze operative tali da garantirne l’affidabilità. Il notevole minor costo della rete conseguente a tale soluzione rende economicamente fattibile il progetto nonostante il valore relativamente basso della densità territoriale delle utenze. Tenendo anche in questo caso conto, sia del generale sovra-dimensionamento degli impianti che delle carenze del censimento da cui i dati sono tratti, nell’ipotesi di allacciare almeno il 50 % delle utenze, questo Progetto dovrebbe essere costituito da
� una centrale di cogenerazione da 15-20 MW alimentata a gas naturale, oppure a biomassa, localizzata presso l’industria interessata, con caldaie di integrazione e riserva;
� una rete locale di teleriscaldamento a servizio delle grandi utenze delle frazioni..
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La collocazione dell’impianto dovrebbe essere in corrispondenza di una Azienda al fine di sviluppare sinergie sia per la gestione dell’impianto che per l’utilizzazione dei suoi prodotti (energia elettrica e calore a bassa temperatura). Nel caso l'energia venisse prodotta con un sistema di cogenerazione costituito da motori endotermici, si potrebbero anche produrre circa 40–50 GWh/anno di energia elettrica a seconda del tempo di funzionamento (in questo caso sono state considerate 4.000 h/anno). Variando infatti le specifiche tecniche, può variare totalmente la quantità di energia elettrica prodotta, per cui il dato sopra definito è da considerarsi puramente indicativo.
La realizzazione di questo nuovo impianto di cogenerazione alimentato a gas naturale, oppure a biomassa, risponderebbe anch’esso alle indicazioni ed aspettative previste dal Piano Energetico Ambientale del Comune. Infatti, permetterebbe il conseguimento dei seguenti obiettivi, che potranno essere valutati con precisione soltanto al termine della stesura del Progetto definitivo complessivo:
� un sicuro risparmio energetico nell’utilizzo delle fonti primarie;
• l’eventuale sostituzione di una quota di fonti primarie fossili, con una fonte di energia rinnovabile;
� un miglioramento dell’efficienza energetica del sistema a servizio dell’utenza dell’Oltre
Stura;
� una riduzione delle emissioni in atmosfera, in osservanza del Protocollo di Kyoto;
� una possibile sinergia con altri settori di utilizzo;
� un contributo all’indipendenza energetica a livello territoriale.
--------------------------------- Nel RES utilizzato per il modello, questo progetto viene descritto attraverso i componenti indicati in figura:
� la tipologia delle abitazioni è prevalentemente “monofamiliare”;
� le tecnologie in competizione sono: - impianti fissi, alimentati con gas naturale, GPL, gasolio e legna; - impianti singoli (stufe a kerosene, legna,.., stufette elettriche); - scambiatori di calore serviti da una rete locale di teleriscaldamento (di materiale
plastico, in conseguenza della ridotta pressione di esercizio), a sua volta alimentata da un sistema di produzione di acqua calda di medie dimensioni, che può essere composto da un cogeneratore e da caldaie di integrazione e riserva. Questo impianto può essere alimentato da combustibili tradizionali nonché da biomassa vegetale (cippato), proveniente da varie fonti (scarti di lavorazione del legno, potature, colture finalizzate, ..).
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TAVOLA RIASSUNTIVA DEI PROGETTI ENERGETICI, DI TELERISCALDAMENTO E COGENERAZIONE, PREVISTI NEL COMUNE DI CUNEO
26
RAPPRESENTAZIONE DELLE POTENZE INSTALLATE DEGLI IMPIANTI TERMICI ESISTENTI NEL COMUNE DI CUNEO, SUDDIVISE PER ZONA
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Riduzione per sovradim. impianti (50%)
Riduzione per parziale
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(50%)
Progetto Frazioni
Passatore 9.6 5 2
Roata Rossi 12.1 6 3
San Pietro del Gallo 5 3 1
San Benigno 7.2 4 2
Totale 34 17 8
Progetto Michelin
Madonna dell'Olmo 58 29 15
Ronchi 9.1 5 2
Totale 67 34 17
Progetto Confreria-Cerialdo
Confreria 24.1 12 6
Cerialdo 14.4 7 4
Totale 39 19 10
Progetto Centro storico 80 40 20
Porgetto Cuneo Altipiano
Cuneo centro 224 112 56
Cuneo sud 104 52 26
Cuneo ovest 56 28 14
Cuneo fluviale 4 2 1
San Rocco 45 23 11
Totale 433 217 108
Progetto Borgo San Giuseppe
Borgo San Giuseppe 24.5 12 6
Spinetta 19 10 5
Roata Canale 26.5 13 7
Madonna delle Grazie 21 11 5
Totale 91 46 23
TOTALE GLOBALE 744 372 186
27
DISTRIBUZIONE DEGLI IMPIANTI TERMICI AD OLIO COMBUSTIBILE LOCALIZZATI NEL CENTRO URBANO
28
CONSIDERAZIONI GENERALI E SPECIFICHE SUGLI STUDI DI FATTIBILITA’ 1. PREMESSA
Lo Studio di fattibilità di ogni singolo Progetto, può essere suddiviso in varie fasi che pur potendo essere ordinate secondo una sequenza logica sono di fatto interagenti.
Figura 1
DIAGRAMMA DI FLUSSO DI UNO STUDIO DI FATTIBILITA’
29
Nella Figura 1 della pagina precedente viene illustrato il diagramma di flusso di uno Studio di fattibilità articolato per fasi con l'ordine logico (frecce continue) e le interazioni che portano ad una riconsiderazione delle fasi precedenti (frecce con linea tratteggiata). Detta Figura ha uno scopo esemplificativo. Nei paragrafi seguenti si argomenteranno le interazioni con maggiori dettagli. 2. L’ANALISI DELL'UTENZA L’analisi dell’utenza da teleriscaldare è la fase principale dello Studio di fattibilità. Metodologicamente non è possibile considerare questa fase come a se stante dalle altre perché è fortemente condizionata da altri punti che verranno approfonditi nei successivi paragrafi, quali:
• l’analisi delle possibilità di recupero di calore da impianti esistenti;
• la localizzazione della centrale di produzione;
• la stima del tracciato della rete di teleriscaldamento. Questi punti sono relativi ai vincoli di estensione economica della rete di teleriscaldamento, cioè alla definizione delle aree servibili. Per semplicità di esposizione consideriamo già definita l’area teleriscaldabile oggetto dello studio, e quindi noti tutti gli edifici che ricadono nell’area.
LA RACCOLTA DATI Le informazioni da raccogliere relativamente agli edifici sono:
1) la volumetria riscaldata; 2) l’età degli edifici, tipologia edilizia; 3) la collocazione su mappa, al fine di determinare le densità abitative; 4) gli impianti di riscaldamento esistenti, differenziati per tipologia (autonomo, centralizzato)
e combustibile (gas naturale, gasolio, legna, ecc.); 5) le serie storiche di consumi di combustibile; 6) la tipologia d’uso (residenziale, terziario uso uffici o commerciale, ospedaliero,
industriale); 7) il regime di proprietà (privato, pubblico).
GLI OBIETTIVI DELLA RACCOLTA DATI Gli obiettivi della raccolta dati relativamente all’analisi dell’utenza riguardano:
• la stima della domanda termica nell’area considerata;
• la stima delle possibilità reali di acquisizione al teleriscaldamento (percentuali di penetrazione massima, tasso annuo di acquisizione), e quindi della domanda termica teleriscaldabile.
I dati sugli impianti sostituiti verranno utilizzati anche successivamente per effettuare la stima delle emissioni evitate e del risparmio energetico (bilancio energetico-ambientale).
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LA STIMA DELLA DOMANDA TERMICA NELL’AREA La stima della domanda termica può essere effettuata attraverso due modalità:
• la prima, desunta in base a dati di consumo di combustibile (le informazioni relative agli impianti sono utili per stimare l’efficienza media stagionale e quindi la richiesta termica netta);
• la seconda, ricostruita in base alle caratteristiche dell’edificio (rapporto superficie
disperdente / volume, area superfici vetrate, tipo di isolamento, ecc.), tipologia d’uso e condizioni climatiche della località.
Questa stima va effettuata per tutti gli edifici nell’area considerata. La grandezza di interesse è l’energia richiesta nel periodo di riscaldamento. La potenza termica massima, altro parametro di progetto, verrà determinata successivamente:
� in maniera aggregata per le utenze medio-piccole;
� ed in maniera specifica per le grandi utenze (vedere paragrafo successivo).
LE UTENZE PARTICOLARI Le utenze ad alta richiesta termica sono da considerare con studi specifici. Utenze particolari sono:
• gli ospedali, • i grandi edifici pubblici, • le piscine, i centri sportivi, • i centri commerciali, • le industrie che richiedono calore di processo.
Oltre all’identificazione del quantitativo di energia termica richiesta nell’anno, per queste utenze occorre:
• effettuare la disaggregazione almeno mensile della domanda di energia; • conoscere la potenza massima richiesta.
Per le utenze industriali occorre un approfondimento di indagine sul livello entalpico del calore richiesto. Se il livello entalpico dell’utenza industriale è maggiore di quello ottimo stimato per la distribuzione tramite la rete allora l’utenza non va presa in considerazione (a meno che l’utenza non sia così consistente da portare ad un ridisegno delle condizioni operative della rete, cioè ad un aumento della temperatura di erogazione).
PIANI DI ESPANSIONE EDILIZIA
Di particolare interesse sono i Piani di espansione edilizia. In fase di urbanizzazione di nuove aree la posa delle condutture è facilitata. L’andamento temporale degli allacci è meno soggetto ad incertezze perché l’acquisizione dell’utenza può essere definita in maniera aggregata con le imprese di costruzione.
31
Inoltre si può definire una progettazione integrata teleriscaldamento / impiantistica lato utenza. Se gli edifici adottano sistemi di riscaldamento a bassa temperatura l’economia del servizio di teleriscaldamento migliora (aumento del delta di temperatura nella cessione del calore, quindi aumento della capacità di trasporto della rete a parità di altre condizioni). 3. LA STIMA DELLA DOMANDA TERMICA TELERISCALDABILE La stima della penetrazione del teleriscaldamento va effettuata scorporando la domanda termica in base alle seguenti caratteristiche dell’utenza:
• il regime proprietario (privato o pubblico, per questa utenza l’allacciamento alla rete di teleriscaldamento discende da decisioni amministrative concertate);
• l’età degli impianti esistenti (maggiori possibilità di allacciamento per gli impianti che
dovranno comunque essere sostituiti perché stanno raggiungendo la fine della loro vita utile).
• la tipologia di impianto (maggiori possibilità di allacciamento per gli impianti
centralizzati).
• la tipologia di combustibile utilizzato. Si ottiene così una matrice della domanda termica che va incrociata con le stime di acquisizione dell’utenza. Essendo il progetto di teleriscaldamento sensibile ai risultati di questa fase occorrerà procedere con un approccio per scenari. Si definirà quindi uno scenario principale e almeno altri due scenari (situazione peggiore / migliore). Risultati di questo livello di analisi sono, per gli scenari considerati:
• il totale dell’energia termica che sarà richiesto in rete.
• le potenze massime delle utenze particolari.
CONDIZIONI CLIMATICHE DELLA CITTÀ CONSIDERATA Sono da ricercare i gradi-giorno della località di interesse. Per una analisi più approfondita sono di interesse i profili di temperatura ambientale oraria per giorno medio mensile per la durata del periodo di riscaldamento. Queste informazioni sono utilizzate (insieme ai dati sulle caratteristiche degli edifici da teleriscaldare) come input per la determinazione del diagramma di carico termico dell’utenza.
COSTRUZIONE DEL DIAGRAMMA ORARIO DI DOMANDA TERMICA Lato centrale di produzione l’insieme delle utenze allacciate determina la domanda di calore che varia ora per ora durante i mesi di riscaldamento. La variazione della domanda è determinata principalmente dalle condizioni climatiche (temperatura esterna, irraggiamento solare, ventosità).
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In fase di Studio di fattibilità occorre stimare l’andamento orario della potenza termica richiesta in rete per il giorno medio nei mesi di funzionamento del riscaldamento nella località considerata. Sono utili allo scopo i dati dell’anno meteorologico medio per la località considerata. È così possibile definire la potenza massima richiesta in rete dalle utenze residenziali e medio-piccole. Questo dato va sommato a quello stimato per le utenze particolari.
Grafico 1
ORE ANNUE PER UNA DATA RICHIESTA TERMICA IN RETE
4. L’ANALISI DELLA POSSIBILITA’ DI ALLACCIAMENTO A CENTRALI PRE - ESISTENTI Uno dei punti di forza del teleriscaldamento è rappresentato dalla possibilità di rendere utile il calore di scarto originato da processi che hanno altre finalità. Prima di considerare una nuova centrale di produzione per la rete di teleriscaldamento è necessario indagare sulla possibilità, nelle vicinanze dell’area considerata, di un recupero di calore:
• dalle industrie; • dagli inceneritori di combustibile derivato dai rifiuti (CDR); • dalle centrali elettriche.
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Metodologicamente risulta chiaro come questa indagine di fatto avviene in parallelo con le prima fasi dello Studio di fattibilità, anzi la conoscenza di una possibilità di questo genere a volte è motivo dello studio stesso. Questa analisi orienta lo studio in quanto:
• rende “candidate” le aree vicine agli impianti che erogheranno il calore di scarto; • ridimensiona (o azzera) l’ipotesi di una nuova centrale di produzione.
L’analisi deve definire:
• la quantità e modalità di erogazione del calore (potenza massima, periodo di disponibilità, livello entalpico);
• le condizioni contrattuali ed economiche della fornitura; • la stima della disponibilità sul medio-lungo periodo (definizione dell’orizzonte temporale).
5. LA LOCALIZZAZIONE DELLA CENTRALE DI PRODUZIONE La scelta della localizzazione della centrale di produzione è un problema di ottimizzazione che deve raggiungere obiettivi che possono essere in contrasto tra loro:
• la minimizzazione del percorso medio del calore dalla centrale alle utenze (quindi posizione baricentrica rispetto all’area considerata).
• la minimizzazione dell’impatto ambientale (emissioni, rumore) per gli abitanti (questo
dipende dalla scelta tecnologia, dalla taglia dell’impianto, dal tipo di input energetico considerato, dalla presenza e dal tipo di tecnologie di abbattimento degli inquinanti, dalle caratteristiche microclimatiche dell’area).
• la minimizzazione dei costi di approvvigionamento dell’input energetico; è un
problema solo nel caso di fonti quali le biomasse (onerosità del trasporto e dello stoccaggio) e la geotermia (vincolo territoriale rispetto al campo geotermico).
Si fa presente che per semplicità di esposizione si parla di centrale di produzione, ma le centrali possono essere più di una. Analogamente all’analisi delle possibilità di recupero di calore da impianti esistenti, la localizzazione della centrale di produzione avviene in parallelo e interagisce con l’analisi dell’utenza perché le aree edificate vicine alla centrale ipotizzata sono quelle servibili ad un costo minore. 6. IL TRACCIATO DELLA RETE Anche questa fase dell’analisi non va considerata a se stante in quanto va in parallelo con la scelta della localizzazione della centrale di produzione: infatti la minimizzazione del percorso medio del calore dipende da una stima del tracciato della rete. Inoltre ci sono altre interrelazioni con le altre fasi dello Studio di Fattibilità, come si spiegherà in seguito. Occorre disaggregare il tracciato dalla centrale (o dalle centrali) di produzione all’utenza in:
• rete primaria (la dorsale);
• rete secondaria.
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È preferibile che i diversi scenari di acquisizione dell’utenza impattino solo sull’estensione della rete secondaria. Sempre in questa fase viene decisa la tipologia di rete (a maglia o ad albero). Ai vari rami della rete si associa il dato di potenza massima da erogare. Questa informazione serve per il dimensionamento dei rami. 7. LE CONDIZIONI OPERATIVE E IL DIMENSIONAMENTO DELLA RETE Il dimensionamento della rete dipende oltre che dalla previsione della potenza massima anche dalle condizioni operative scelte. La scelta delle condizioni operative (temperatura e pressione) dipende:
• dalla dimensione complessiva della rete;
• dall’ipotesi su eventuali estensioni future della rete (analisi degli scenari);
• dalla scelta della tecnologia nella centrale di produzione che definisce il livello entalpico massimo del calore recuperabile;
• dalla caratteristica delle utenze (come si è detto a proposito delle utenze industriali).
Una volta dimensionata la rete (per i vari scenari) si calcolano delle tabelle di sintesi che evidenziano la disaggregazione del percorso complessivo in base ai diametri nominali scelti (come esempio vedere grafico 2 seguente). Queste informazioni saranno utilizzate nell’analisi dell’investimento.
Grafico 2
LUNGHEZZA DELLA RETE (DOPPIO TUBO) AGGREGATA PER DIAMETRO NOMINALE - CASO DI UNA RETE DI PICCOLA ESTENSIONE
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Occorrerà anche associare la dimensione temporale in modo da poter effettuare l’analisi del flusso di cassa: infatti la costruzione della rete secondaria può anche avere un orizzonte temporale più lungo (sincronizzazione degli investimenti con i piani di acquisizione). Il dimensionamento della rete in base alla domanda e alle condizioni operative definisce anche le caratteristiche e il dimensionamento del sistema di pompaggio. Il sistema di pompaggio è una ulteriore voce di costo nell’analisi dell’investimento e le sue caratteristiche (consumi energetici specifici e manutenzione) determinano dei costi di esercizio per la rete di calore. 8. I SISTEMI INFORMATIVI E DI GEOREFERENZAZIONE I dati raccolti possono essere organizzati con software tipo database o foglio elettronico.
Figura 2
ESEMPIO DELLO STUDIO DI UNA RETE DI TLR SUPPORTATO DA GIS
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E’ importante comunque collegare i dati con un sistema informativo geografico (GIS). Così può essere facilmente analizzata la densità territoriale dei parametri caratteristici dell’utenza quali la volumetria teleriscaldabile, la domanda di calore stimata, ecc.. Come si è già detto, le fasi dell’analisi dell’utenza, localizzazione centrale (ed analisi delle possibilità di recupero da impianti esistenti), stima del tracciato della rete sono interagenti e risolvibili solo con un approccio integrato e iterativo. Il GIS collegato con uno strumento di calcolo e con la base dati permette di analizzare la complessità del problema riducendo i tempi. Lo strumento di calcolo può essere un software dedicato, o un foglio elettronico al variare della complessità e dimensione dell’intervento studiato. 9. LA SCELTA DELLA TIPOLOGIA IMPIANTISTICA
LE FONTI DI ENERGIA PRIMARIA La scelta preliminare riguarda il tipo di input energetico per la centrale di produzione, ed essenzialmente occorre valutare la possibilità dell’uso di una fonte rinnovabile. Le fonti rinnovabili sono territorialmente definite quindi richiedono una specifica analisi territoriale. Nel caso in cui non esiste la possibilità di un utilizzo delle fonti rinnovabili (o nel caso in cui non sia sufficiente per soddisfare l’intera domanda) si passa a valutare la cogenerazione da fonti fossili. Tra le fonti fossili il gas naturale ha i maggiori vantaggi per i sistemi di teleriscaldamento data l’esigenza di inserire la centrale in un contesto urbano (fattore di accettazione sociale).
FOCALIZZAZIONE SUL CASO DELLA COGENERAZIONE La tipologia di teleriscaldamento più diffusa è quella basata sulla cogenerazione. Pertanto nel seguito del presente documento la descrizione delle fasi dello Studio di fattibilità sarà riferita al caso della cogenerazione. Nell’ambito della cogenerazione i fattori che influenzano la scelta impiantistica sono:
• la taglia del sistema di teleriscaldamento;
• il livello entalpico nella distribuzione del calore;
• il posizionamento rispetto al sistema elettrico. Nello Studio di fattibilità si può optare per la costruzione di nuovi scenari basati sulla scelta tecnologica oltre che sulla stima dell'acquisizione dell'utenza.
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LA TAGLIA DEL SISTEMA Dopo aver effettuato la stima del tracciato della rete e determinato le sue caratteristiche si può effettuare il calcolo delle dispersioni della rete di calore. Le dispersioni della rete vanno aggiunte al diagramma orario della domanda termica dell’utenza. Si ottiene così il diagramma della domanda termica in centrale (vedasi Grafico 3). Questo diagramma è utilizzato per posizionare la taglia delle unità cogenerative. In prima approssimazione la potenza termica derivata dal modulo cogenerativo viene posizionata al 50% del picco di domanda (che si riscontra nel mese di gennaio, vedere grafico seguente).
Grafico 3
ANDAMENTO DELLA RICHIESTA TERMICA IN RETE E RELATIVA COPERTURA DA COGENERAZIONE IN PERCENTUALE RISPETTO AL PICCO
Con questo valore di potenza termica cogenerata si ottiene il valore di potenza elettrica. Il calcolo viene effettuato in base al rapporto termico/elettrico della tecnologia considerata. E’ possibile definire quattro intervalli di taglia elettrica (Pe) così caratterizzati in termini di scelte tecnologiche:
1) Pe < 5 MW - i motori alternativi sono predominanti.
2) 5 MW < Pe < 10 MW - la scelta è tra motori alternativi e turbine a gas.
3) 10 MW < Pe < 20 MW - le turbine a gas sono predominati, e si possono valutare i cicli ombinati gas/vapore.
4) Pe > 20 MW - i cicli combinati gas/vapore sono predominanti.
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Bisogna considerare come la situazione sia in evoluzione per le potenze medio piccole (Pe < 10 MW) per l’introduzione di microturbine, celle a combustibile, turbine a gas aeroderivate ad alta efficienza elettrica.
IL LIVELLO ENTALPICO NELLA DISTRIBUZIONE La scelta di un livello entalpico alto nella distribuzione porta ad escludere i motori alternativi a gas. Anche per i cicli combinati esiste un effetto negativo dovuto alla diminuzione del rendimento elettrico all’aumentare dell’entalpia del calore recuperato. Non esistono, invece, problemi per le turbine a gas che costituiscono la scelta principale per la cogenerazione con domanda di calore a media entalpia.
IL POSIZIONAMENTO RISPETTO AL MERCATO ELETTRICO La produzione elettrica del modulo di cogenerazione ha come sbocco il sistema elettrico. Il livello di remunerazione per l’elettricità prodotta è determinante per l’economia dell’iniziativa. La scelta della tecnologia cogenerativa è importante al riguardo perché definisce:
• il costo di investimento per potenza elettrica installata;
• il rendimento elettrico, e quindi l’incidenza della voce combustibile nei costi di esercizio;
• i costi di manutenzione, e quindi ancora i costi di esercizio per kWh prodotto.
Questi parametri dipendono dalla tecnologia e dalla taglia. Le opzioni strategiche relative all’esercizio della centrale elettrica sono essenzialmente due:
1) il funzionamento in esclusivo assetto cogenerativo, quindi accensioni e spegnimenti definiti dalla richiesta termica e per il periodo della stagione di riscaldamento, le ore annue di utilizzo del modulo cogenerativo variano tra le 2000 e le 3000 ore equivalenti (3).
2) il funzionamento in assetto misto (cogenerativo e non), le ore annue di
funzionamento sono maggiori rispetto a quelle in assetto cogenerativo che sono limitate alla stagione di riscaldamento.
------------------------------- (3) Quanto detto non vale se il sistema di teleriscaldamento funziona anche come teleraffrescamento con recupero di calore da cogenerazione nel periodo estivo. ------------------------------- L’opzione 2 porta ad una minore incidenza della quota capitale nei costi dell’iniziativa (maggiore fattore di utilizzo) ma è una strategia percorribile solo se si adotta una tipologia di centrale che garantisce la competitività rispetto al mercato elettrico anche in assenza del ricavo proveniente dalla vendita del calore recuperato. Per soddisfare questa esigenza occorrono bassi costi di manutenzione e alta efficienza elettrica.
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Ad oggi le tecnologie adatte sono i cicli combinati gas / vapore e alcuni tipi di turbine a gas aeroderivate. 10. IL DIMENSIONAMENTO DEI COMPONENTI DELLA CENTRALE Effettuata la scelta tecnologica (o le scelte nel caso di un approccio per scenari multipli) si passa al dimensionamento dei componenti della centrale. Il dimensionamento nell'ambito dello Studio di fattibilità non raggiunge il livello di dettaglio della progettazione esecutiva, anche perché, ai fini della decisione iniziale (fare / non fare), ciò risulterebbe irrilevante. In questa si affronta anche la scelta della eventuale suddivisione del modulo cogenerativo in più unità. La scelta di un sistema modulare permette di:
• ridurre i rischi relativamente ai piani di acquisizione dell'utenza dilazionando nel tempo gli investimenti in base agli allacci effettivi;
• migliorare la capacità di adattamento alle variazioni del carico.
Il dimensionamento preliminare che è stato utilizzato per la scelta della tipologia impiantistica viene rifinito confrontandolo con l'offerta commerciale dei produttori. È possibile così definire i principali parametri caratteristici della centrale. Per il modulo di cogenerazione:
• la potenza termica recuperabile (suddivisa eventualmente per intervalli entalpici); • la potenza elettrica; • il rendimento termico; • il rendimento elettrico; • i fattori di emissione (CO2, SO2, NOx, particolato).
Per le caldaie di integrazione e riserva:
• la potenza termica: • il rendimento termico; • i fattori di emissione.
Per gli ausiliari di centrale:
• la capacità dell'accumulo termico. 11. LA SIMULAZIONE DEL FUNZIONAMENTO A questo punto dell'analisi sono stati definiti tutti gli input necessari per la simulazione del funzionamento del sistema ipotizzato. Per la simulazione ci si avvale di un software dedicato o di un modello appositamente realizzato con un foglio di calcolo.
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Gli input sono:
• il diagramma orario di domanda termica in centrale (maggiore di quella dell'utenza per le perdite di rete);
• i parametri caratteristici del sistema come definiti nelle fasi di scelta della
tipologia e dimensionamento dei componenti;
• il diagramma accensioni e spegnimenti nel caso in cui viene valutata l'opportunità del funzionamento anche in assetto non cogenerativo. Se, invece, viene valutata solamente l'opzione di funzionamento in assetto cogenerativo il diagramma accensioni/ spegnimenti è derivato dal diagramma di richiesta termica (nota la capacità dell'accumulo).
La simulazione del funzionamento per un anno tipico produce i seguenti output:
• i consumi di combustibile (valori mensili differenziati in base all'utilizzo nel modulo di cogenerazione o nel sistema di integrazione);
• l’elettricità prodotta;
• l’elettricità ceduta alla rete;
• il calore prodotto (da cogenerazione e da integrazione);
• il calore erogato alle utenze;
• le emissioni.
12. IL BILANCIO ENERGETICO ED AMBIENTALE Al riguardo del Bilancio Energetico ed Ambientale di un Sistema di Teleriscaldamento occorre operare una prima distinzione tra:
1) Il teleriscaldamento da fonte rinnovabile e/o cogenerazione con centrale dimensionata sulla potenza termica richiesta dalla rete e funzionamento in esclusivo assetto cogenerativo.
2) Il teleriscaldamento con calore prodotto da una centrale che ha altri obiettivi
prioritari come la produzione elettrica e/o la produzione di calore per uso industriale.
In entrambi i casi va definito il cosiddetto "sistema convenzionale di riferimento", il che presenta pochi problemi metodologici. Nel secondo caso, invece, il metodo di calcolo per i bilanci energetico-ambientali presenta maggiori difficoltà metodologiche. Nei paragrafi seguenti si spiegano i punti citati. Il risultato di questa fase dell'analisi è sintetizzabile con dei grafici (esempi riportati nei Grafici 4 e 5 della pagina successiva) per un sistema tipo.
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Grafico 4
BILANCIO ENERGETICO
Grafico 5
BILANCIO AMBIENTALE RELATIVO ALLE EMISSIONI DI CO2
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IL SISTEMA CONVENZIONALE DI RIFERIMENTO Il sistema convenzionale di riferimento è costituito da quell’insieme di impianti (e relative fonti di energia) che vengono sostituiti per l'introduzione del sistema di teleriscaldamento. Si distinguono due casi:
1) il teleriscaldamento non cogenerativo, gli impianti sostituiti sono quelli di produzione termica decentrata (le caldaie di edificio e d'appartamento);
2) il teleriscaldamento cogenerativo, gli impianti sostituiti sono quelli di produzione
termica decentrata e quelli di produzione elettrica centralizzata.
GLI IMPIANTI TERMICI SOSTITUITI I dati necessari sono le efficienze medie stagionali ed i combustibili utilizzati. Questi dati derivano dall'analisi dell'utenza. Se nella fase di analisi dell'utenza queste informazioni non sono state raccolte si può ovviare con i dati medi tipici del settore (l'errore è minimo).
LE CENTRALI ELETTRICHE SOSTITUITE L'individuazione delle centrali elettriche sostituite può essere affrontata in modi diversi, il riferimento può essere:
1) il mix complessivo del sistema elettrico nazionale (compresa la quota di fonti rinnovabili);
2) il mix termoelettrico da fonti fossili (escludendo quindi le rinnovabili);
3) la centrale termoelettrica meno efficiente esistente;
4) la centrale termoelettrica più efficiente esistente;
5) la centrale termoelettrica più efficiente tra quelle di cui si prevede l'entrata in esercizio nel breve termine.
Questi diversi riferimenti hanno diverse conseguenze sul Bilancio Energetico Ambientale del sistema di cogenerazione - teleriscaldamento (vedesi la Tabella 6 di sintesi della pagina che segue). Un altro approccio possibile (che è il preferito dagli autori del presente lavoro) è il seguente:
� l’analisi sul ciclo di vita dell'iniziativa sulla base di uno scenario di riferimento “business as usual”.
Il Bilancio Energetico Ambientale ha senso in riferimento agli obiettivi nazionali in materia. Uno dei principali obiettivi ambientali è costituito dalla diminuzione delle emissioni climalteranti (gas serra) nella misura del 6,5% nel periodo 2008-2012 rispetto al livello di emissioni del 1990 (Protocollo di Kyoto).
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Tabella 3
SINTESI DEGLI EFFETTI DEI DIVERSI RIFERIMENTI PER IL SISTEMA CONVENZIONALE SUL BILANCIO ENERGETICO-AMBIENTALE
Questo obiettivo è stato definito sulla base di uno “scenario businness as usual” delle emissioni di gas serra (scenario BAU). Lo scenario BAU è stato presentato dall'Italia nella seconda comunicazione nazionale sui cambiamenti climatici. Lo scenario BAU è disaggregato per settori, tra cui il settore elettrico. Il metodo proposto consiste nel valutare le emissioni (e le efficenze) del sistema elettrico sostituito pari a quelle previste nello scenario BAU (relativamente al sub-settore termoelettrico). I vantaggi sono i seguenti:
• l’uniformità della metodologia rispetto agli obiettivi nazionali di politica energetico-ambientale;
• la possibilità dell'analisi sul ciclo di vita dato che si ha a disposizione un
andamento nel tempo dei parametri di efficienza ed emissioni specifiche. Si fa presente come i parametri individuati del sistema elettrico sostituito debbano considerare l'effetto di risparmio energetico indotto dal passaggio dalla produzione centralizzata ad una produzione decentralizzata (minori perdite sulla rete di trasmissione e distribuzione dell'elettricità).
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Grafico 6
ESEMPIO DELL'ANDAMENTO PREVISTO DALLO SCENARIO BAU PER LE EMISSIONI SPECIFICHE DI CO2 NEL SISTEMA TERMOELETTRICO
(dati per produzione lorda, netta e netta in Media Tensione)
PROBLEMI METODOLOGICI DEL CALCOLO DEL RISPARMIO ENERGETICO Come si è detto precedentemente, il calcolo del risparmio energetico di un intervento di cogenerazione urbana non presenta particolari problematicità quando la centrale di cogenerazione funziona in esclusivo assetto cogenerativo. Quando, invece, il calore che alimenta la rete di Teleriscaldamento è prodotto da una centrale che ha altri obiettivi prioritari come la produzione elettrica e/o la produzione di calore per uso industriale si presentano delle difficoltà metodologiche nella valutazione del risparmio energetico. Chiameremo:
� il primo caso “progetto di teleriscaldamento con centrale dedicata”;
� ed il secondo caso “progetto di teleriscaldamento con centrale mista industriale / civile”, dove con l’attributo industriale si intendono gli assetti produzione elettrica e/o produzione di calore per utenza industriale.
13. L’ANALISI ECONOMICA L'analisi economica è la fase che conclude lo Studio di fattibilità perché necessità dei dati calcolati e stimati nelle altre fasi. Ovviamente è una fase di verifica decisiva ai fini della realizzabilità e interagisce sulle principali scelte di dimensionamento effettuate, portando, eventualmente, ad una riconsiderazione del progetto.
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La stima dell'investimento viene effettuata sulla base del confronto con l'offerta commerciale delle apparecchiature individuate. È importante la disaggregazione temporale dell'investimento (andamento nel corso degli anni).
COSTI Le principali voci di costo sono:
• il combustibile; • la manutenzione e gestione della centrale; • la manutenzione e gestione della rete di trasmissione del calore.
I costi hanno una componente fissa ed una variabile con la produzione (calore ed elettricità, nel caso cogenerativo). Anche l'andamento temporale dei costi dipende quindi dai piani di acquisizione dell'utenza.
RICAVI I ricavi dell'iniziativa sono proporzionali alla vendita di calore ed elettricità (nel caso cogenerativo). I ricavi per la vendita di calore dipendono dalle tariffe praticate. Le tariffe del teleriscaldamento sono posizionate in modo da generare una convenienza economica per l'utenza rispetto ai sistemi convenzionali (caldaie ed acquisto di combustibile). Quindi dipendono dalle condizioni generali del settore dei combustibili distribuiti all'utente finale.
FLUSSO DI CASSA Il flusso di cassa è calcolato anno per anno come la differenza tra i ricavi e la somma delle uscite (costi di esercizio e spese in conto capitale). L'andamento del flusso di cassa nel tempo determina gli indici di convenienza dell'investimento. La grandezza più utilizzata è il VAN (Valore Attuale Netto) che rappresenta l'attualizzazione del flusso di cassa tramite un tasso di sconto deflazionato. La formula del VAN necessita, oltre che dell'andamento del flusso di cassa nel tempo, della scelta di un tasso di sconto e di un periodo di tempo in base al quale effettuare il calcolo. Indici relativi al metodo dell'attualizzazione del flusso di cassa sono, ad esempio:
• il TIR - tasso interno di rendimento (4);
• il TRA - tempo di ritorno attualizzato (5). ------------------------------- (4) IL TIR è definito come quel tasso di sconto che rende nullo il VAN, ovvero VAN(TIR) = 0. Viene utilizzato per confrontare gli investimenti in base alla redditività stimata. (5) Il TRA è il tempo in cui il VAN diventa nullo, ovvero passa da negativo a positivo. Valuta il tempo di ritorno dell'investimento considerando l'aspetto finanziario. ----------------------------- L'analisi può essere rifinita con il calcolo degli indici al netto delle imposte (valutazione comprensiva dei fattori fiscali).
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Grafico 7
ANDAMENTI TIPICI DEI PRINCIPALI PARAMETRI ECONOMICI DEL TELERISCALDAMENTO URBANO
INFLUENZA DELL'EVOLUZIONE DEI MERCATI ENERGETICI L’analisi della convenienza economica di un impianto di cogenerazione presenta una elevata sensibilità alle condizioni di interfaccia con il sistema elettrico e con quello del gas naturale (tariffe, prezzi, tipologie di contratto, etc.). Dati i cambiamenti (liberalizzazione e privatizzazione) che stanno interessando i settori dell’elettricità e del gas naturale non è possibile fare previsioni certe per il futuro. Comunque si possono fare le seguenti considerazioni:
• la liberalizzazione del settore elettrico porterà ad una diminuzione dei costi nella generazione elettrica, quindi a prezzi minori per l'elettricità prodotta;
• la liberalizzazione del settore gas porterà sicuramente a migliori condizioni di
acquisto per gli impianti di cogenerazione che hanno un maggiore consumo rispetto agli impianti convenzionali e che comunque sono definiti come "clienti idonei" indipendentemente dalla taglia; inoltre la prevista concorrenza tra operatori del settore gas e del settore elettrico porterà ad un impegno dei primi a favorire la generazione diffusa.
Occorre sempre considerare che i prezzi e le tariffe del settore energetico in Italia dipendono fortemente dagli andamenti dei mercati internazionali sottoposti a cicliche turbolenze; scegliere il risparmio energetico permette di passare ad una bolletta energetica meno oscillante nel tempo. Gli aumenti della bolletta energetica coincidono con fasi economiche negative e quindi l’impatto risulta maggiore.
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