Dispensa N.6 Cogenerazione e trigenerazione: dai principi ... · Produzione combinata di ... Il...

Dispensa N.6

Università degli Studi di Napoli Federico II

D.E.TE.C. - Dipartimento di Energetica, TErmofluidodinamica

applicata e Condizionamenti ambientali

Dispensa N.6

Cogenerazione e trigenerazione:

dai principi generali alle applicazioni

Gestione delle Risorse Energetiche

A.A. 2012/2013

Sommario

1. Principi generali

2. Tecnologie

3. Progettazione ed analisi di fattibilità tecnico-economica

4. Esempi di applicazione

Riferimenti bibliografici

2

1. Principi generali

3

La cogenerazione (Combined Heat and Power, CHP)

� Produzione combinata di

due diverse forme di

energia mediante un unico

processo di conversione.

� Abitualmente vengono

prodotte:

• energia elettrica (e/o

meccanica);meccanica);

• energia termica (e/o

frigorifera).

� Un’applicazione molto

comune:

4

Moto

re p

rim

o

100

40

Sistema di Cogenerazione

Energia elettrica

Centrale termoel.

40

Sistema Tradizionale

100

Efficienza energetica nella cogenerazione

Utenza

Moto

re p

rim

o

50 Energia termica

Gen. di calore50 55

A parità di energia utile, il S.T. usa 55 unità di energia in più (Risparmio di Energia Primaria = 35%)

5

Efficienza energetica nella cogenerazione

Moto

re p

rim

o

Ec =100

Ee =40

Et =50

Sistema di Cogenerazione

Energia elettrica

Energia termica

CentraleEe =40

Sistema Tradizionale (rif.)

Gen. di caloreEt =50 Ec,t= 55

Ec,e = 100

Utenza

Rendimenti

40%ee

c

E

Eη = =

,,

40%ee rif

c e

E

Eη = =

RendimenticE

50%tt

c

E

Eη = =

90%e ttot

c

E ECUC

Eη += = =

,c eE

,,

90%tt rif

c t

E

Eη = =

,, ,

58%e ttot rif rif

c e c t

E ECUC

E Eη += = =

+

,,

/ 1- 1- 35%p rifp p rif

p rif

E CUCE E

E CUC∆ = = ≈REP =

6

Il ruolo della domanda di energia termica

� In ogni centrale termoelettrica il 50% ca. dell’energia primaria in ingresso

non viene convertito in en. elettrica ed è teoricamente disponibile per

cogenerazione

� Per l’enorme potenza termica disponibile, questo potenziale può essere

sfruttato molto di rado:

– centrali termoelettriche realizzate in aree con forte presenza industriale

– reti di teleriscaldamento (complesse e costose)

Soluzione: produzione di energia elettrica localizzata dove è presente anche

una significativa domanda di energia termica => cogenerazione “diffusa”

7

Generazione diffusa e µ-grids: un modello per il futuro?

8

Potenziali vantaggi

� Riduzione del fabbisogno di energia primaria rispetto alla produzione

separata:

• utilizzo di reflui termici normalmente dispersi in ambiente

• riduzione delle perdite elettriche di trasporto e distribuzione

� Riduzione dell’impatto ambientale (N.B.: non sempre, a livello locale!)

� Risparmio sull’ammontare complessivo delle fatture per l’acquisto di

energia (aumento fattura combustibili, forte riduzione fattura energia energia (aumento fattura combustibili, forte riduzione fattura energia

elettrica)

9

Rendimenti e risparmio di energia

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

IRE

(%)

0,1

RE

P (

%)

-20,00

-10,00

0,00

0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50

Rendimento elettrico

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5Rendimento termico

REP = risparmio di energia primaria rispetto alla produzione separata

RE

P (

%)

10

Riduzione delle emissioni di gas serra

500

600

700

Fattori di emissione di gas serra

(grammi di CO2 equivalente per kWhe)

0

100

200

300

400

Media parcotermoelettrico

Ciclo combinato agas

Cogenerazionead alta efficienza

11

Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia

� Utenze con carichi elettrici e termo-frigoriferi:

• contemporanei

• stabili per almeno 3.000÷4.000 h/anno

� Approfondita analisi di fattibilità e corretta progettazione:

• valutazione delle richieste energetiche dell’utenza (diagrammi di

carico, curve di durata, ….)carico, curve di durata, ….)

• dimensionamento ottimale

� Gestione e manutenzione accurate

12

Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia:

diagrammi di carico

0

200

400

600

800

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora

Richiesta termica (kW)

Richiesta elettrica (kW)

SI’ (carichi termici ed

elettrici “in fase”)

0

100

200

300

400

500

600

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora

Richiesta termica (kW)

Richiesta elettrica (kW)

NO (carichi termici ed

elettrici “sfasati”:

sarebbero necessari

accumuli, complessi e

costosi)

13

0

200

400

600

800

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8760

Ore / anno

Durata del carico termico (kW)

Richiesta elettrica contemporanea (kW)


SI’ (carichi elettrici e soprattutto

termici caratterizzati da una

durata annua significativa: ad

ex., per 4000 h/anno la potenza

termica richiesta è superiore a

300 kW circa, pari al 43% del

picco…..)

Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia:

curve di durata (*)

0

100

200

300

400

500

600

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8760

Ore / anno


Richiesta elettrica contemporanea (kW)

NO (il carico termico dopo 2000

h/anno è già quasi nullo….)

(*) Per non perdere le necessarie informazioni sulla contemporaneità dei carichi, abitualmente per uno dei carichi (nell’ex., quello

termico) si riporta la curva di durata, per l’altro (nell’ex., quello elettrico) si riportano le potenze richieste contemporaneamente a

ciascun valore di carico della curva di durata: per esempio, considerando la figura in alto, quando la potenza termica richiesta è di

600 kW quella el. è di circa 400 kW; quando la potenza termica è di 400 kW, quella el. è di circa 300 kW, etc. etc. 14

Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia (IV)

Tra le utenze più idonee:

� ospedali

� industrie (pastifici, cartiere, laterizi, settore chimico, alimentare, etc.)

� grandi centri sportivi polifunzionali (palestre, piscine,…)

� alberghi (medio-grandi, profilo di apertura annuale, elevato fattore di � alberghi (medio-grandi, profilo di apertura annuale, elevato fattore di

occupazione)

� grandi centri commerciali polifunzionali

� teleriscaldamento di aree urbane di nuova edificazione

� …….

15

I principali ostacoli alla diffusione

della cogenerazione

� Investimenti e costi di manutenzione/gestione elevati (difficoltà per

utenze con poche ore di utilizzo annuale della potenza installata)

� Barriere amministrative (autorizzazioni, iter burocratici, scarsità di

iniziative nel settore pubblico, quadro normativo troppo complesso)

� Barriere culturali (diffidenza da parte di utenti e progettisti, anche a

causa di progetti falliti)

� Barriere tecnologiche per gli impianti di piccola e media taglia: la

tecnologia è caratterizzata da forti economie di scala (il costo specifico

degli impianti, in €/kWe, cresce al diminuire della potenza nominale,

mentre l’efficienza elettrica diminuisce) => necessità di sostegno alla

micro-cogenerazione, e di sforzi in R&D su nuove tecnolgie (Fuel Cell?)

16

2. Tecnologie2. Tecnologie

17

Le principali tecnologie disponibili

� Motori alternativi a combustione interna (MA)

� Turbine a gas (TG)

� Turbine a vapore (TV)

� Cicli combinati (CC)

� Motori alternativi a vapore (MV)

� Gasolio, gas naturale

� Gasolio, gas naturale

� Qualsiasi combustibile

� Gas naturale


Combustibile

� Motori alternativi a vapore (MV)

In futuro (attualmente in fase di R&D):

� Celle a combustibile (Fuel Cells, FC)


18

Motori alternativi a combustione interna (MA)

Recupero termico disponibile a vari livelli di

temperatura:

- BT=> olio e eventuale intercooler: Tmax ≅ 60/70 °C;

acqua di raffreddamento: Tmax ≅ 85/90 °C;

- AT=> fumi: T max 180/200 °C (possibile la

produzione di vapore BP).

N.B.: l’aliquota AT è tipicamente compresa tra il 30%

e il 50% della potenza termica totale, a seconda del

livello di temperatura (alta/media/bassa) a cui viene

effettivamente utilizzata

19


95 °C

87 °C

Fonte: GE Jenbacher

Schema con scambiatori in serie sull’acqua di raffreddamento e sui fumi

produzione di acqua calda fino a 90÷95 °C

80 °C

20


95 °C

87 °C

Fonte: GE Jenbacher

Schema con scambiatori sull’acqua in serie di raffreddamento e sui fumi

produzione di acqua calda fino a 90÷95 °C ed alimentazione di un gruppo frigorifero

ad assorbimento, in alternativa o in parallelo rispetto all’utenza termica

80 °C

21


Esempio di bilancio termico per motore da 1.000 kWe,

sovralimentato (con doppio stadio di intercooling).

22


Fonte: ABB

23

Motori alternativi a combustione interna (MA):

esempio di bilancio energetico

24

Motori alternativi a combustione interna (MA): gradi di libertà nel piano potenza elettrica (E) – potenza termica (Qu)

P = condizioni di progettoSR = Scambiatori a Recupero

La potenza termica disponibile è univocamente legata alla potenza elettrica; parzializzando il

motore, si riducono entrambi i flussi di energia in uscita => sistemi ad un grado di libertà

Fonte: Macchi, Lozza. Cogenerazione Industriale. www.treccani.it25

Parzializzazione


VANTAGGI:

� vasta disponibilità commerciale (da pochi kW

a 20 MW)

�elevata efficienza elettrica (35÷45%, a seconda

della taglia)

� buon comportamento a carico parziale (fino al

50% della potenza nominale)

� costo di investimento relativamente contenuto

(1.500÷2.000 €/kWe, a seconda della taglia)

� possibilità di funzionamento intermittente

INCONVENIENTI:

� taglia max < 20 MWe

�50÷70% dei reflui termici disponibili a

bassa temperatura (max 90/80 °C; con

recupero in serie da motore e fumi max

95/80 °C)

�basso rapporto calore/potenza (l’inverso

dell’indice elettrico)

� costi di manutenzione piuttosto elevati

(≅ 15 €/MWhe)� possibilità di funzionamento intermittente

(accensioni e spegnimenti giornalieri)

� indice elettrico (rapporto tra energia elettrica

ed energia termica disponibili) elevato (≅ 0,80

÷ 1,0)

(≅ 15 €/MWhe)

�emissioni non trascurabili (CO, NOx, anche

particolato nei motori Diesel…)

Tecnologia leader per la piccola e media cogenerazione (fino a 10÷20 MWe), in

presenza di richieste termiche (anche) a bassa temperatura

26

Turbine a gas (TG)

≅500 °C

2’

4’

27

Turbine a gas (TG)

28

Turbine a gas (TG): gradi di libertà nel piano potenza elettrica (E) –potenza termica (Qu)

P = condizioni di progetto

La potenza termica disponibile è univocamente legata alla potenza elettrica; parzializzando il

motore, si riducono entrambi i flussi di energia in uscita => sistemi ad un grado di libertà

Fonte: Macchi, Lozza. Cogenerazione Industriale.

www.treccani.it 29

Parzializzazione

Turbine a gas (TG): prestazioni in funzione della temperatura di ingresso al compressore

All’aumentare della temperatura ambiente, la potenza elettrica resa diminuisce sensibilmente

(per la minore portata massica aspirata), anche se il rendimento (“heat rate”) migliora.

Fonte: Do Santos et al. World Academy of Science, Engineering and Technology 61 2012. Comparison of Different Gas Turbine

Inlet Air Cooling Methods. 30

Turbine a gas con post-combustione e iniezione di vapore: gradi di libertà nel piano potenza elettrica (E) – potenza termica (Qu)

P = condizioni

di progetto

PCPC + Iniezione

Vapore

PC + parzializzazione

� La potenza termica disponibile può essere aumentata, rispetto a quella recuperabile dai fumi,

mediante la post-combustione (=> rendim. della combustione ≅ 100% grazie all’impiego di aria

comburente già ad elevata temperatura e ancora ricca di O2 per l’elevato eccesso d’aria).

� Parte del vapore prodotto può essere iniettata in CC => controllo Nox + aumento produzione

elettrica

Fonte: Macchi, Lozza. Cogenerazione Industriale.

www.treccani.it

Sistemi a due gradi di libertà (è possibile scegliere indipendentemente i valori di E e Qu)

31

Parzializzazione

Iniezione Vapore

Turbine a gas (TG)

VANTAGGI:

� vasta disponibilità commerciale (da microTG

con Pe compresa tra 30 kW e 200 kW fino a

250 MW ed oltre)

�elevato rapporto potenza/peso

� grande affidabilità

�elevato rapporto calore/potenza

� reflui termici disponibili interamente ad alta

temperatura (≅ 500 °C) => assenza di

limitazioni nell’uso del calore recuperato

�costi relativamente contenuti (1.000÷1.500

INCONVENIENTI:

� impossibilità di funzionamento intermittente

(con accensioni e spegnimenti giornalieri):

utilizzabili solo per periodi di funzionamento

prolungati (> 5.000 h/anno)

�per impianti di piccola e media taglia (fino a

10 MWe), efficienza elettrica modesta

(25÷30%; solo in modelli a rigenerazione si

può raggiungere il 35÷38%)

�scarsa efficienza a carico parziale

� forte sensibilità delle prestazioni alla �costi relativamente contenuti (1.000÷1.500

€/kWe, ma solo per taglie multi-MW: gli

impianti più piccoli hanno ancora costi molto

elevati, > 2.000 €/kWe)

�costi di manutenzione relativamente contenuti

(≅ 10 €/MWhe)

� forte sensibilità delle prestazioni alla

temperatura esterna (resa ed efficienza

decadono all’aumentare di T ambiente)

� indice elettrico basso (≅ 0,60 ÷ 0,70)

�può essere necessaria la compressione del

metano per l’immissione in CC =>

penalizzazione dell’efficienza elettrica

Tecnologia di riferimento per applicazioni multi-MW (da 5÷10 MWe), ed in

competizione con i MA anche per taglie inferiori, in presenza di richieste

termiche esclusivamente o prevalentemente ad alta temperatura

32

Le microturbine a gas

Fonte: AEEG

33

Confronto tra le caratteristiche di parzializzazione di motori

alternativi (MA) e turbogas (TG)

80

85

90

95

100R

en

dim

en

to e

l. /

Re

nd

ime

nto

el.

a p

ien

o c

ari

co (

%)

60

65

70

75

80

50 60 70 80 90 100Re

nd

ime

nto

el.

/ R

en

dim

en

to e

l. a

pie

no

ca

rico

(%

)

Frazione del carico (%)

MA

TG (< 1 MW)

TG (> 10 MW)

34

Turbine a vapore (TV)

TV a contropressione

TV a condensazione e spillamento

35

Turbine a vapore (TV): gradi di libertà nel piano potenza elettrica (E) – potenza termica (Qu)

� Sistemi a un grado di

libertà

� L’uso del vapore riduce

l’efficienza elettrica, in

misura tanto maggiore

quanto più alta è la

temperatura a cui si

deve erogare il vapore

P = condizioni

di progetto

Parzializzazione

deve erogare il vapore

36

P = condizioni

di progetto

Parzializzazione

Minore vapore spillato

� Sistemi a due gradi di

libertà

� Si può variare il rapporto

termico/elettrico agendo

separatamente sulla

portata complessiva di

vapore (e quindi sul fuel)

e sulla portata spillata


Fonte: AEEG

37


VANTAGGI:

� vasta disponibilità commerciale (da 0,5 MW e

decine di MW)

�elevato rapporto calore/potenza

� reflui termici disponibili anche ad alta

temperatura

�costi contenuti (600÷1.000 €/kWe)

�costi di manutenzione bassi (≅ 5 €/MWhe)

�possibilità di utilizzare qualsiasi combustibile

(combustione esterna) e cascami termici

INCONVENIENTI:

�basso rapporto potenza/peso

� impossibilità di funzionamento intermittente

(con accensioni e spegnimenti giornalieri):

utilizzabili solo per periodi di funzionamento

prolungati (> 5.000 h/anno)

�efficienza elettrica molto modesta (10÷20%)

�scarsa efficienza a carico parziale

� indice elettrico molto basso (≅ 0,10 ÷ 0,20)

Tecnologia utilizzata prevalentemente in campo industriale:

- in presenza di importanti usi tecnologici del vapore, come “bottoming cycle”

(produzione di vapore a pressione più alta di quella richiesta per gli usi termici,

con sfruttamento del salto di pressione per la produz. elettrica) oppure come

“topping cycle” (produzione elettrica a valle degli usi termici), ad ex.: cartiere,

petrolchimico, …)

- in cicli combinati TG-TV (o anche, più raramente, MA-TV)

38

Ciclo combinato (TG-TV)

• Combustibile: gas naturale

• Rendimento elettrico > 50÷55% (con punte vicine al 61 % per taglie di circa 600 MW)

• Impianto complesso e costoso, di norma utilizzato solo per Pe

> 50 MW

• Recentemente sono comparse applicazioni (a biomassa) con MA accoppiate a piccole TV

a “Ciclo Rankine Organico” (ORC), con Pe,tot

anche inferiori a 10 MW

39

Ciclo combinato (TG-TV), con post-combustione: gradi di libertà nel piano potenza elettrica (E) – potenza termica (Qu)

� Sistemi a due gradi di libertà

(in presenza di post-

combustione)

� L’uso del vapore riduce

l’efficienza elettrica

complessiva (in particolare,

viene influenzato l’apporto

della TV), in misura tanto

maggiore quanto più alta è la

temperatura a cui si deve temperatura a cui si deve

erogare il vapore

40

Quadro riepilogativo delle tecnologie: indice elettrico

41

Quadro riepilogativo delle tecnologie:

rendimento elettrico

Fonte: E. Macchi. La microcogenerazione a gas naturale.42

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

IRE

(%)

0,1

T.V.*

T.G. M.A.

Rendimenti e risparmio energetico

M.A.

RE

P (

%)

-20,00

-10,00

0,00

0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50


0,1

0,2

0,3

0,4

0,5Rendimento termico

* TV a spillamento e condensazione; la TV a contropressione hanno abitualmente efficienze

elettriche inferiori al 20%

43

Quadro riepilogativo delle tecnologie:

costi di investimento

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000C

ost

o s

pe

cifi

co (€

/k

W) C.C.T.G.

0

200

400

600

800

1 10 100 1.000

Co

sto

sp

eci

fico

(

Potenza elettrica (MW)

M.A.

T.V.

44

Quadro di sintesi

Microturbine a gas Turbine a gas Motori alternativi Turbina a vaporeCiclo combinato

TG-TVRange di potenza (tipico)

30 - 250 kW 0,25 - 250 MW 0,01 MW - 20 MW 0,5 MW - 200 MW 5 MW - 350 MW


20% - 30% 25% - 40% 30% - 45% 10% -35% * 40% - 55% *

Rendimento complessivo

80% - 90% 75% - 85% 75% - 80% 80% - 85% 70% - 80%

CombustibileMetano o

combustibile gassoso

Metano, gpl,

gasolio

Metano, gpl, biogas, gasolio, dual

fuel (gasolio e gas)

Qualsiasi combustibile, calore di

recupero

Metano o combustibile

gassoso

Vantaggi

Recupero termico ad alta temperatura, elevato rapporto

potenza/peso, alta ffidabilità

Recupero termico ad alta temperatura, elevato rapporto

potenza/peso, alta affidabilità

Alta flessibilità, possibilità di arresto

giornaliero, costi contenuti, rend. el.

elevati anche a carico parziale

Possibilità di recupero di cascami termici ad

alta temperatura (vapore), costi

contenuti

Elevato rendimento elettrico, discreta

flessibilità nel modulare pot. el. e

pot. termica

LimitiRendimenti medio-bassi, costi elevati

Rendimenti medio-bassi, scarsa flessibilità

di esercizio, alimentazione da GN a 15-20 bar, costi

elevati

>50% del recupero termico disponibile a bassa temperatura,

rapporto potenza/peso inferiore rispetto alle TG

Rendimenti elettrici modesti

Costi elevati

* Il valore più alto si ottiene in caso di sola produzione di elettricità

45

“Trigenerazione”

� Accoppiamento tra un sistema di cogenerazione ed una macchina

frigorifera ad attivazione termica (tipicamente ad assorbimento)

� Vantaggi: maggiori possibilità di utilizzo dei reflui termici, in particolare

nella stagione estiva

� Inconvenienti: impianto più costoso e complesso

46

Alcuni gruppi ad assorbimento per applicazioni trigenerative

47

3. Progettazione ed analisi di fattibilità

tecnico-economica*tecnico-economica*

* Nel seguito si farà essenzialmente riferimento ad impianti alimentati a gas

naturale; per sistemi alimentati con fonti rinnovabili, la redditività è meno

influenzata dall’utilizzo dei reflui termici, per cui la progettazione e l’analisi di

fattibilità sono principalmente orientate alla produzione elettrica

48

Il costo dell’energia elettrica prodotta: stime preliminari

,

,

:

cos to del combustibile per il cogeneratore (€/kWh)*

cos to del combustibile per il gen. di calore di riferimento (€/kWh)*

= rendimento termico effettivo del cogeneratore

= rendimen

c

c rif

t

t rif

con

c

c

ηη

==

to termico del gen. di calore di riferimento

,,

tc c rif

t rifkWhe

e

c c

c M

ηηη

−≈ +

,t rif

M = oneri medi di manutenzione e gestione (€/kWh)

costo dell'energia el. prodotta dal cogeneratore,

al netto dei benefici del recupero termikWhec =

3

3

co (€/kWh)

* . . : il costo in (€/kWh) è calcolato a partire da quello in (€/m ) oppure in (€/kg)

divindendo per il PCI, espresso in (kWh/m ) oppure in (kWh/kg), rispettivamente

N B

* *N.B.: il costo viene calcolato al netto delle imposte di autoconsumo, peraltro identiche a quelle di consumo,

almeno nel caso di impianti alimentati da fonte convenzionale; pertanto, nel confronto con il costo del kWh

acquistato sul mercato, anche quest’utlimo andrà calcolato al netto delle imposte49

Il costo dell’energia elettrica prodotta: stime preliminari

(in caso di trigenerazione)

,,

,

(1 ) c rif ASSc t ass ass kWhe rif

t rif rif

kWhee

c COPc f f c

COPc M

ηη

η

− − +

≈ +

,

:

frazione del recupero termico utilizzata per l'assorbitore

c costo dell'energia elettrica prelevata da rete (€/kWh)

COP del gruppo frigorifero ad assorbimento

COP del

ass

kWhe rif

ASS

rif

con

f

COP

COP

==

== gruppo frigorifero elettrico di riferimento

50

Redditività dell’investimento: stime preliminari

, kWhe e,cog eq CE ( - c ) × P × H

Pay Back Semplice (SPB) I/∆CE

Valore Attuale Netto (NPV o VAN) CE FA - I

kWhe rifc• ∆ =

• ≈• ≈ ∆ ×

eq e,cog e,cog

:

CE risparmio economico annuale

H (ore equivalenti) = E /P

I = invesimento complessivo richiesto

1 1FA fattore di annualità = 1

(1 )N

con

a a

∆ =

= × − +

51

Esempio 1: utenza civile, costo dell’impianto: 1.000 €/kWe -ηe = 0,30, ηt,rif= 0,90

7

8

9

10

Pa

y-B

ack

(a

nni)

0,1

0,2

0,3

0,4

Rendimento termico

Esempi di calcolo semplificato (I)

0

1

2

3

4

5

6

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Ore annue di esercizio (ore equivalenti a pieno carico)

Pa

y-B

ack

(a

nni) 0,4

0,5

52

6

7

8

9

10P

ay-

Ba

ck (

ann

i)0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

Rendimento termico

Esempio 2: utenza industriale o assimilata, costo dell’impianto: 1.000 €/kWe - ηe = 0,30, ηt,rif= 0,90

Esempi di calcolo semplificato (II)

0

1

2

3

4

5

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Ore annue di esercizio (ore equivalenti a pieno carico)

Pa

y-B

ack

(a

nni)

0,5

53

L’analisi di fattibilità: tipici flussi di energia

per il sistema di cogenerazione

Ec Ee,integrazioni

Et

Ee,autoconsumo

Ee,eccedenze

Caldaie di integrazione

Gruppi adassorbimento

UTENZA

Et

Ef

Gruppi el. di integrazione

54

L’analisi di fattibilità: tipici flussi di energia per

il sistema convenzionale di riferimento

Ec Ee

Ee,netta

Gruppi frigoelettrici

Caldaie

UTENZA

Et

elettrici

Ef

55

L’analisi di fattibilità: elementi del cash-flow

Sistema di cogenerazione Sistema di riferimento

COSTI FISSI (INVESTIMENTO, I), al netto di

eventuali incentivi in conto capitale

COSTI VARIABILI (A)

• Fornitura di combustibile

• Fornitura di energia elettrica di

integrazione

• Imposte di autoconsumo

• Oneri di manutenzione e gestione

COSTI (C)

• Fornitura di combustibile

• Fornitura di energia elettrica di

integrazione

• Oneri di manutenzione e gestione

Oneri di manutenzione e gestione

RICAVI (B)

• Cessione di eventuali eccedenze

elettriche

• Cessione di eventuali eccedenze

termofrigorifere a terzi

• Eventuali incentivi

Risparmio (prima delle imposte), ∆∆∆∆CE = Costi (C) – [Costi (A) – Ricavi (B)]

Calcolo indici di redditività

(ad ex.: SPB = I/∆∆∆∆CE, VAN = ∆∆∆∆CE×FA – I, IP = VAN/I, TIR)

56

I principali fattori critici

� Utilizzo effettivo dei reflui termici

� Ore di esercizio annue e giornaliere (periodi con buona contemporaneità

dei carichi)

� Eventuali eccedenze elettriche

� Costo del combustibile e dell’energia elettrica (sia per la soluzione

cogenerativa che per quella di riferimento)

Indispensabile un’accurata analisi dell’utenza:

� diagrammi di carico e curve di durata

� livelli di temperatura delle richieste di energia termica

� contratti di fornitura dei vettori energetici

57

Le principali variabili progettuali

Scelta delle modalità di esercizio:

- isola/parallelo

- punto fisso/pilotaggio

termico/pilotaggio elettrico

Dimensionamento, scelta delle

tecnologie e delle possibili

configurazioni (taglie, presenza

o meno dell’assorbitore, orari di

funzionamento, sistemi di

integrazione…..)

Analisi energetica ed economica delle

N soluzioni possibili

+

Analisi di sensibilità

Identificazione della soluzione ottimale58

Possibili modalità di esercizio (I)

� Funzionamento in isola

• vantaggi: indipendenza da fornitore e distributore, riduzione disturbi di

rete

• inconvenienti: rigidità nel dimensionamento (necessariamente Pe,cog

= Pe, picco) e nell’esercizio (necessariamente Ee,cog = Ee,richiesta),

minore livello di sicurezza nell’approvvigionamento

� Funzionamento in parallelo con la rete esterna

• vantaggi: maggiore flessibilità nel dimensionamento e nell’esercizio,

possibilità di utilizzo della rete esterna come sistema di accumulo e di

back-up

• inconvenienti: necessità di stabilire rapporti con fornitori e gestore

della rete

… ormai molto raro!

… decisamente preferibile, di norma!59

Possibili modalità di esercizio (II)

Funzionamento a pieno carico (o a punto fisso):

• vantaggi: semplicità di regolazione, massima efficienza (rendimento elettrico elevato e pari al

valore nominale)

• inconvenienti: possibilità di eccedenze (termiche e/o elettriche)

800

1000

Pt richiesta (kW)

Pt cogenerata (kW) Integrazioni da

caldaia Eccedenze

termiche

Gruppo

fermo

0

200

400

600

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora

fermo

60

Funzionamento a pilotaggio termico:

• Pt,cog ≤ Pt richiesta

• vantaggi: massima efficienza (rendimento termico elevato)

• inconvenienti: regolazione più complessa, rendimento elettrico inferiore, possibilità di eccedenze

elettriche (poco rilevante: attualmente le eccedenze possono essere collocate sul mercato senza

eccessivi problemi ai prezzi di borsa; tuttavia, per piccole e medie taglie le eccedenze non dovrebbero

superare il 30÷40%, in linea di massima, perché il prezzo di vendita è comunque inferiore al costo

evitato dell’autoconsumo, e quindi un livello di eccedenze troppo alto può incidere negativamente sulla

redditività

1000

Pt richiesta (kW)

Pt cogenerata (kW)Integrazioni da

caldaia

Possibili modalità di esercizio (III)

0

200

400

600

800

1000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora

caldaiaGruppo

fermo

Parzializzazione

61

400

500

Pe richiesta (kW) Pe cogenerata (kW)

Funzionamento a pilotaggio elettrico:

• Pe,cog ≤ Pe richiesta

• vantaggi: autoconsumo totale dell’energia el. (nell’attuale quadro normativo e tariffario, non molto

rilevante)

• inconvenienti: regolazione più complessa, rendimento elettrico inferiore (funzionamento a carico

parziale), possibilità di eccedenze termiche

Integrazioni da rete

esterna

Gruppo

fermo

Possibili modalità di esercizio (IV)

0

100

200

300

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Ora

fermo

Parzializzazione

62

Sintesi dei principali obiettivi progettuali da peseguire nel

dimensionamento del sistema

� La taglia ottimale è, di norma, la più alta (in modo da ottenere rendimenti elettrici più alti, e

sfruttare le economie di scala per ridurre l’investimento specifico, I/Pe) che sia compatibile

con le seguenti esigenze:

� Funzionamento per almeno 3.000/4.000 h/anno, possibilmente a pieno carico

� Limitate eccedenze termiche (orientativamente, max valore medio: 40÷50% per MA,

15÷20% per TG di piccola/media taglia)

� Limitate eccedenze elettriche, soprattutto in F3 (orientativamente, max valore su base

annuale: 30/40%)

Progettazione preliminare ed analisi di fattibilità:

sintesi delle principali fasi operative

1. Analisi dell’utenza (curve di durata e di carico)

2. Ipotesi su taglia e della tecnologia => più soluzioni!

3. Analisi di fattibilità => identificazione della soluzione ottimale

63

Progettazione preliminare e fattibilità: analisi dell’utenza

� Analisi delle curve di durata dei carcihi su base annuale, a partire da quella

del carico termico; quando necessario (ad ex.: carichi termici stagionali, per

poche ore/anno), può essere considerato anche il carico frigorifero

(configurazione con gruppo ad assorbimento)

� Verifica di dettaglio (orari di funzionamento, contemporaneità, continuità di

esercizio, etc.) attraverso i diagrammi di carico giornalieri (nei giorni-tipo

dell’anno: ad ex., feriale e festivo invernale, feriale e festivo estivo, feriale edell’anno: ad ex., feriale e festivo invernale, feriale e festivo estivo, feriale e

festivo mezze stagioni)

IPOTESI SULLA TAGLIA E

SULLA TECNOLOGIA DA IMPIEGARE

(anche in relazione al livello di temperatura dell’utenza termica)

INDIVIDUAZIONE DELLE VARIE SOLUZIONI TECNICAMENTE PROPONIBILI64

� Per la scelta della tecnologia, tipicamente:

• livelli di T bassi (max 90°C) o richieste “miste” (in parte a bassa T – fino

a 90÷95°C, in parte a T superiori), piccole/medie taglie (fino a 8/10

MWe) e/o funzionamento “intermittente” (on/off giornalieri) => MA;

• in altri casi, possono diventare competitive le TG:

- per taglie medio/grandi, rendim. elettrico e costi sono confrontabili con

MA, la manutenz. è meno costosa, la macchina è più affidabile per il servizio

Progettazione preliminare e fattibilità:

ipotesi su taglia e tecnologia

MA, la manutenz. è meno costosa, la macchina è più affidabile per il servizio

continuo, il rapporto peso/potenza è più basso, le emissioni minori;

- va comunque ricordato che è sconsigliabile (se non tecnicamente

impossibile, soprattutto per le grandi taglie), il funzionamento

“intermittente”, a causa degli stress termici conseguenti a spegnimenti e

riaccensioni frequenti;

• solo in applicazioni industriali, in presenza di consistenti richieste di

vapore: TV

65

Progettazione preliminare e fattibilità :

la scelta della tecnologia (I)

66

Progettazione preliminare e fattibilità :

la scelta della tecnologia (II)

67

� Per ciascuna delle possibili configurazioni individuate:

• confronto tra costi di esercizio (con e senza

cogenerazione)

• stima dell’investimento richiesto

• calcolo degli indici di redditività

Progettazione preliminare e fattibilità: analisi di fattibilità

economica e confronti

• calcolo degli indici di redditività

• analisi di sensibilità

• identificazione della soluzione ottimale (se esiste!)

68

4. Esempi di applicazione

69

Esempi di dimensionamento e analisi tecnico-economica di impianti CHP:

utenza industriale, energia termica richiesta sotto forma di vapore a 10 bar (180 °C)

3.000

4.000

5.000

6.000

Pot

enze

ric

hies

te (k

W)

Richiesta termica

Richiesta frigorifera

Richiesta elettrica (inclusa alimentazione gruppi frigo)

Curva cumulata del carico termico e curva dei carichi elettrico e

frigorifero contemporanei

0

1.000

2.000

3.000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Pot

enze

ric

hies

te (k

W)

Ore/anno

70

Diagrammi di carico per giorno tipo

feriale invernale (in alto) ed estivo

(in basso)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

P (

kW

)

Ora del giorno

Elettrico

Termico AT

0

500

1000

1500

2000

2500

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

P (

kW

)

Ora del giorno

Elettrico

Termico AT

Frigo

71

… scelta di una possibile configurazione…

Le potenze elettriche e termiche in gioco suggeriscono l’adozione di una soluzione con

motore alternativo, in cui i reflui a bassa temperatura potranno essere utilizzati per un

assorbitore a singolo effetto, mentre quelli ad alta temperatura (fumi) saranno utilizzati

per produrre vapore (prevalentemente; in caso di bassa richiesta da parte dell’utenza

termica, possono essere in linea di principio impiegati per produrre altra acqua calda utile

per l’alimentazione dell’assorbitore), ad esempio (soluzione 1: MA da 1.000 kWe):

DESCRIZIONE QUALITATIVA DELLA CENTRALE

Numero gruppi: 1 17.000

Tecnologia: Motore alternativo 0,90Rendimento gen. calore integrazione:

Potenza termica gen. di calore integrazione (kW):

Potenza elettrica netta gruppi (kW): 1.000 0,90

Potenza termica gruppi (kW): 1.200 Potenza frigorifera gruppi elettrici di integrazione (kW): 1.200

di cui A.T.* 600 5,00

B.T. 600 3,00

Rendimento elettrico gruppi:

100%: 0,400 Poteza termica pompe di calore (kW): 0

75%: 0,390 4,00

50%: 0,380 5,00

Numero gruppi frigo ad assorbimento: 1

Potenza frigorifera assorbitori (kW): 700 0

Tecnologia assorbitori: singolo effetto 0,010

Alimentazione assorbitori: acqua calda Stima investimento complessivo (€): 1.550.000

COP medio assorbitori: 0,70 Eventuale finanziamento a fondo perduto (%): 30* Utilizzata per la produzione di vapore a media pressione

Rendimento gen. calore integrazione AT:

COP gruppi frigo elettrici integrazione (inverno):

COP gruppi frigo elettrici integrazione (estate):

COP pompe di calore (inverno):

Maggiori oneri personale (€/anno):

COP pompe di calore (estate):

Incidenza oneri manutenzione (€/kWhe):

72

Utenza industriale, soluzione 1 (MA da 1.000 kWe)

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000P

oten

ze ri

chie

ste

(kW

)Richiesta elettrica con cogen. (inclusa alimentazione gruppi frigo)

Produzione en. elettrica in cogen.

Curva cumulata del carico elettrico e copertura CHP

0

200

400

600

800

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Pot

enze

rich

iest

e (k

W)

Ore/anno

73


3.000

4.000

5.000

6.000P

oten

ze ri

chie

ste

(kW

)Richiesta termica


Produzione en. termica cogen.

Produzione en. frigo in cogen.

Curva cumulata del carico termico, carico frigo contemporaneo

e copertura CHP

0

1.000

2.000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Pot

enze

rich

iest

e (k

W)

Ore/anno

74


MESE

Energia elettrica richiesta (kWh)

Energia termica richiesta (kWh)

Energia frigo richiesta (kWh)

Consumi gas naturale (Smc)

GENNAIO 655.797 2.202.023 0 254.864FEBBRAIO 580.141 2.027.516 0 234.666MARZO 638.705 2.008.087 0 232.417APRILE 607.549 1.120.516 0 129.689MAGGIO 659.500 964.644 118.969 111.649GIUGNO 869.264 650.137 221.493 75.247LUGLIO 924.513 597.404 322.288 69.144AGOSTO 943.379 479.102 277.493 55.452

SISTEMA DI RIFERIMENTO - ENERGIA RICHIESTA E FORNITA

AGOSTO 943.379 479.102 277.493 55.452SETTEMBRE 785.380 586.025 223.212 67.827OTTOBRE 634.811 1.380.031 0 159.726NOVEMBRE 643.006 1.703.652 0 197.182DICEMBRE 681.838 1.679.536 0 194.391

TOTALE ANNO 8.623.882 15.398.673 1.163.456 1.782.254

3.084

7.526

SISTEMA DI RIFERIMENTO - FABBISOGNO DI ENERGIA PRIMARIA (tep/anno)

SISTEMA DI RIFERIMENTO - EMISSIONI DI GAS SERRA (t/anno di CO2 equivalente)

75


1

MESE

Energia elettrica erogata in cogen. (kWh)

Energia elettrica autoconsumata (kWh)

Energia elettrica in eccedenza (kWh)

Energia elettrica da rete (kWh)

Energia termica erogata in cogen.

(kWh)

Energia frigo erogata in cogen. (kWh)

Consumi gas cogen. (Smc)

Consumi gas gen. calore

integrazione (Smc)

Consumi gas totali (Smc)

GENNAIO 580.000 510.023 69.977 145.774 348.000 0 151.042 214.875 365.917FEBBRAIO 675.000 570.832 104.168 9.309 405.000 0 175.781 187.791 363.572

MARZO 744.000 628.389 115.611 10.316 446.400 0 193.750 180.722 374.472 APRILE 720.000 599.236 120.764 8.313 432.000 0 187.500 79.559 267.059MAGGIO 744.000 609.703 134.297 10.080 276.187 119.149 193.750 79.683 273.433 GIUGNO 718.000 702.000 16.000 95.221 127.196 212.523 186.979 60.460 247.439LUGLIO 743.000 729.165 13.835 101.732 84.265 253.075 193.490 59.380 252.870AGOSTO 423.000 416.670 6.330 462.360 57.856 136.906 110.156 48.747 158.904

SETTEMBRE 719.000 676.172 42.828 36.786 126.354 213.442 187.240 53.156 240.396OTTOBRE 744.000 624.935 119.065 9.876 446.400 0 193.750 108.241 301.991

NOVEMBRE 720.000 628.597 91.403 14.409 432.000 0 187.500 147.231 334.731DICEMBRE 744.000 661.805 82.195 18.668 446.400 0 193.750 142.666 336.416

TOTALE ANNO 8.274.000 7.357.526 916.474 922.845 3.628.058 935.094 2.154.687 1.362.513 3.517.201

F1 F2 F3 F4 Tot

283.835 189.456 443.182 0 916.474

ENERGIA RICHIESTA E FORNITASISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N.

Energia elettrica ceduta alla rete (kWh/anno)

Commento: fattibilità condizionata alla disponibilità di

finanziamenti; la soluzione è penalizzata soprattutto

dall’impossibilità di utilizzare integralmente i recuperi a bassa

temperatura, nonché dalla presenza di un assorbitore con poche ore

di esercizio annue

(calcoli economici basati su tariffe 2009, omessi per brevità: esempi

completi saranno forniti in seguito)

283.835 189.456 443.182 0 916.474

3.076

3.255

179 5,5%

7.126

7.966

840 10,5%

FABBISOGNO EN. PRIMARIA SIST. DI RIF. CORRETTO CON ECCEDENZE (tep/anno)

EMISSIONI DI GAS SERRA SISTEMA DI COG. (t/anno di CO2 equiv.)

EMISSIONI EVITATE DI GAS SERRA SISTEMA DI COGEN. (t/anno di CO2 equiv)


FABBISOGNO EN. PRIMARIA SISTEMA DI COG. (tep/anno)

EMISSIONI DI GAS SERRA SISTEMA DI RIF. CORRETTO CON ECCEDENZE (t/anno di CO2 equiv.)

RISPARMIO DI EN. PRIMARIA SIST. DI COGEN. (tep/anno)

SISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N. 1

Caso baseCon finanziamento a fondo perduto

(30%)

Investimento complessivo (€)1.550.000 1.085.000

Pay-Back semplice (anni)8,7 6,1

Valore Attuale Netto, tasso = 5%, 10 anni (€)-178.513 286.487

Indice di Profitto = VAN/Investimento-0,115 0,264

INDICI DI REDDITIVITA' DELL'INVESTIMENTO

76


DESCRIZIONE QUALITATIVA DELLA CENTRALE

Numero gruppi: 1 17.000

Tecnologia: Motore alternativo 0,90

Potenza elettrica netta gruppi (kW): 1.500 0,90

Potenza termica gruppi (kW): 1.600 Potenza frigorifera gruppi elettrici di integrazione (kW): 1.200

di cui A.T.* 800 5,00

B.T. 800 3,00

Rendimento elettrico gruppi:


Rendimento gen. calore integrazione AT:

COP gruppi frigo elettrici integrazione (inverno):

Rendimento gen. calore integrazione:

Potenza termica gen. di calore integrazione (kW):

COP gruppi frigo elettrici integrazione (estate):


75%: 0,405 4,00

50%: 0,390 5,00

Numero gruppi frigo ad assorbimento: 1

Potenza frigorifera assorbitori (kW): 700 0

Tecnologia assorbitori: singolo effetto 0,010

Alimentazione assorbitori: acqua calda Stima investimento complessivo (€): 1.850.000

COP medio assorbitori: 0,70 Eventuale finanziamento a fondo perduto (%): 30* Utilizzata per la produzione di vapore a media pressione

COP pompe di calore (inverno):

Maggiori oneri personale (€/anno):

COP pompe di calore (estate):

Incidenza oneri manutenzione (€/kWhe):

77


1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000P

oten

ze ri

chie

ste

(kW

)Richiesta elettrica con cogen. (inclusa alimentazione gruppi frigo)

Produzione en. elettrica in cogen.

Curva cumulata del carico elettrico e copertura CHP

0

200

400

600

800

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Pot

enze

rich

iest

e (k

W)

Ore/anno

78

3.000

4.000

5.000

6.000P

oten

ze ri

chie

ste

(kW

)Richiesta termica


Produzione en. termica cogen.

Produzione en. frigo in cogen.


Curva cumulata del carico termico, carico frigo contemporaneo

e copertura CHP

0

1.000

2.000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Pot

enze

rich

iest

e (k

W)

Ore/anno

79

2

MESE

Energia elettrica erogata in cogen. (kWh)

Energia elettrica autoconsumata (kWh)

Energia elettrica in eccedenza (kWh)

Energia elettrica da rete (kWh)

Energia termica erogata in cogen.

(kWh)

Energia frigo erogata in cogen. (kWh)

Consumi gas cogen. (Smc)

Consumi gas gen. calore

integrazione (Smc)

Consumi gas totali (Smc)

GENNAIO 870.000 522.273 347.727 133.524 464.000 0 215.774 201.449 417.223FEBBRAIO 1.012.500 580.141 432.359 0 540.000 0 251.116 172.166 423.282 MARZO 1.116.000 638.705 477.295 0 595.200 0 276.786 163.500 440.285 APRILE 1.080.000 607.549 472.451 0 576.000 0 267.857 62.892 330.750MAGGIO 1.116.000 619.783 496.217 0 420.839 119.149 276.786 62.940 339.726 GIUGNO 1.077.000 791.788 285.212 3.630 251.352 221.538 267.113 46.090 313.203LUGLIO 1.114.500 817.205 297.295 3.957 159.144 301.753 276.414 50.714 327.128AGOSTO 634.500 478.269 156.231 396.759 101.790 156.915 157.366 43.662 201.029

SETTEMBRE 1.078.500 711.046 367.454 0 242.679 223.002 267.485 39.693 307.178OTTOBRE 1.116.000 634.811 481.189 0 595.200 0 276.786 91.019 367.805

NOVEMBRE 1.080.000 643.006 436.994 0 576.000 0 267.857 130.564 398.422DICEMBRE 1.116.000 680.473 435.527 0 595.200 0 276.786 125.444 402.230

TOTALE ANNO 12.411.000 7.725.049 4.685.951 537.870 5.117.404 1.022.357 3.078.125 1.190.135 4.268.260

F1 F2 F3 F4 Tot

1.435.327 1.083.617 2.167.008 0 4.685.951

ENERGIA RICHIESTA E FORNITASISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N.



3.624

3.960

335 8,5%

8.368

9.775

1.407 14,4%

FABBISOGNO EN. PRIMARIA SIST. DI RIF. CORRETTO CON ECCEDENZE (tep/anno)

EMISSIONI DI GAS SERRA SISTEMA DI COG. (t/anno di CO2 equiv.)

EMISSIONI EVITATE DI GAS SERRA SISTEMA DI COGEN. (t/anno di CO2 equiv)

FABBISOGNO EN. PRIMARIA SISTEMA DI COG. (tep/anno)

EMISSIONI DI GAS SERRA SISTEMA DI RIF. CORRETTO CON ECCEDENZE (t/anno di CO2 equiv.)

RISPARMIO DI EN. PRIMARIA SIST. DI COGEN. (tep/anno)

SISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N. 2

Caso baseCon finanziamento

a fondo perduto (30%)

Investimento complessivo (€)1.850.000 1.295.000

Pay-Back semplice (anni)6,3 4,4

Valore Attuale Netto, tasso = 5%, 10 anni (€)406.829 961.829

Indice di Profitto = VAN/Investimento0,220 0,743

INDICI DI REDDITIVITA' DELL'INVESTIMENTO

Commento: gli indici economici migliorano, grazie alla maggiore

efficienza elettrica e al minore costo specifico del gruppo.

N.B.: RIPETENDO LE SIMULAZIONI NELL’IPOTESI DI CARICHI TERMICI

A BASSA TEMPERATURA, si ottiene un SPB di 4,0 anni (2,8 anni con

finanziamenti)

(calcoli economici basati su tariffe 2009, omessi per brevità: esempi

completi saranno forniti in seguito) 80

Obiettivo: dimensionare in modo ragionevole un impianto CHP a servizio di una

prefissata utenza, di cui siano note le curve di durata annuale dei carichi (saranno

omessi, per brevità, i diagrammi di carico nei giorni tipo), e stimare il risparmio

energetico ed economico conseguibile rispetto alla produzione separata.

Ipotesi comuni e criteri da adottare

1) Obiettivo: individuare un gruppo (MA oppure TG), di taglia significativa rispetto alle richieste

energetiche dell’utenza (ovvero, in grado di coprire almeno il 20÷30% delle richieste

termiche), che possa funzionare per almeno 4.000 h/anno (meglio se ancora più a lungo!)

possibilmente senza produrre più del 30÷40% di eccedenze termiche (20% per TG) e più del

Esempi di dimensionamento e analisi tecnico-economica di impianti CHP

possibilmente senza produrre più del 30÷40% di eccedenze termiche (20% per TG) e più del

30% di eccedenze elettriche (20% per TG)

2) Selezionare il modello (MA oppure TG) tra quelli riportati in Appendice; per i costi di

investimento, si faccia riferimento anche in questo caso a quanto riportato in Appendice; per

la manutenzione, si ipotizzerà un extra-costo di 0,015 €/kWhe per MA e 0,010 €/kWhe per TG)

3) Funzionamento a punto fisso (ipotizzando per semplicità rendimenti elettrici costanti, anche

per TG)

4) Soluzione di riferimento per la produzione separata:

• rete elettrica pubblica per l’energia elettrica (rendim. el. convenzionale = 0,46);

• caldaie con rendimento = 0,90 per l’energia termica;

• chiller elettrici con COP medio = 3,0 per l’energia frigorifera.

81

6) Fattori di emissione di gas serra (CO2 equiv.): 0,20 kg/kWh per l’energia primaria da gas

naturale; 0,48 kg/kWhe per l’energia elettrica prelevata da rete

7) Utilizzare preferibilmente:

• MA, in presenza di una richiesta termica almeno in parte a bassa temperatura

(max 95 °C) e per potenze elettriche fino a 6÷8 MW

• TG, in presenza di richieste termiche esclusivamente ad alta temperatura (> 95 °C)

e/o per potenze elettriche superiori a 8÷10 MW (*)

8) Formulare varie ipotesi di dimensionamento:

• preferibilmente senza prevedere l’accoppiamento con gruppi frigo ad

assorbimento (salvo utilizzarli in caso di dimensionamento non soddisfacente)

Esercizi sul dimensionamento e l’analisi preliminare di impianti CHP

assorbimento (salvo utilizzarli in caso di dimensionamento non soddisfacente)

• partendo dal gradino più basso della curva di durata del carico elettrico, per poi

eventualmente aumentare la taglia di tentativo

9) Nel caso sia previsto l’inserimento di un gruppo ad assorbimento, ipotizzare per

semplicità che sia destinato a coprire interamente il fabbisogno frigorifero dell’utenza,

prevedendo quindi anche la possibilità di alimnetarlo mediante energia termica

prodotta in caldaia (e non solo mediante i reflui termici del cogeneratore) => eliminare

dalla configurazione proposta i gruppi frigo elettrici presenti in quella di riferimento.

10) Per l’eventuale assorbitore, assumere COP = 0,70 per singolo effetto, 1,20 per doppio

effetto.

(*) Anche se, per brevità, negli esempi non si considerano tra i dati di input i diagrammi di carico giornalieri, va ricordato che le TG non

dovrebbero mai essere gestite in funzionamento intermittente (ON/OFF giornalieri), per cui , soprattutto per questa tecnologia,

andrebbe effettuata anche una verifica sugli orari giornalieri di esercizio del gruppo 82

11) Nelle analisi economiche, tener conto del fatto che il combustibile usato per produrre

energia elettrica, calcolato convenzionalmente in proporzione ai flussi di en. el. (Ee) e

termica (Et) erogati, è defiscalizzato:

fraz. del consumo di combustibile del cogeneratore attribuito alla produz.

di energia elettrica e quindi defiscalizzata, fdef = Ee/(Ee + Et) = ηe/(ηe + ηt)

12) Per il costo delle forniture elettriche e gas e i prezzi di cessione eccedenze el., utilizzare I

valori riportati in Appendice (per i costi dell’energia elettrica, assumere per semplicità che il

consumo mensile sia uniforme per 12 mesi, e che lo stesso valga per il picco mensile della

potenza prelevata)

13) In particolare, per le imposte gas:


13) In particolare, per le imposte gas:

• per il sistema di cogenerazione (da applicare solo alla fraz. non defiscalizzata):

� se Ee,cog/Ec,totale ≥ 0,10 => assumere il valore di 0,0187 €/Sm3 (*)

� in caso contrario, il regime fiscale è quello civile

• per il sistema di rif.:

� nel caso di utenze con regime fiscale civile => a scaglioni (≅ 0,181 € /Sm3)

� nel caso di utenze con regime fiscale industriale (e quindi anche alberghi, centri

commerciali, centri sportivi gestiti senza fini di lucro, etc.) => 0,0187 € /Sm3

(*) Se l’energia elettrica prodotta in cog. è almeno pari al 10% del consumo totale di gas naturale presso la

centrale (comprese le caldaie integrative), la centrale cogenerativa, per quanto riguarda la fiscalità sul gas, viene

considerata come utenza di tipo industriale, purché il gestore della stessa sia diverso dall’utente finale

dell’energia (ipotesi che si assumerà valida per default) => v. “Quadro normativo e incentivazioni”) 83

14) Una volta scelta (tra le varie possibili) la soluzione da analizzare, verificare IN VIA

PRELIMINARE che, nelle ore di fascia 3 (*), il costo dell’energia prodotta sia inferiore a

quello dell’energia acquistabile dalla rete pubblica; quest’ultimo, on base alle tariffe

elettriche di riferimento per gli esempi, potrà essere ipotizzato pari a 0,075 €/kWh, al

netto delle imposte.

Nel caso ci siano anche eccedenze da vendere al mercato, il valore di riferimento con cui

confrontarsi andrà calcolato come media pesata tra il prezzo di acquisto

precedentemente fissato (0,075 €/kWh) e quello di cessione, che si ipotizzerà pari a

0,064 €/kWh. In questa analisi, inoltre, adottare i seguenti valori (indicativi) del costo del

gas naturale:


gas naturale:

• prezzo totale del combustibile, compresi servizi di rete (al netto delle imposte) ≅0,43 €/Sm3

• imposte gas per il sistema di cogenerazione ≅ (1 – fdef)⋅0,0187 €/Sm3

(dove ηt,corrente è il rendimento termico riferito alle specifiche ore di fascia F3 per le

quali si sta effettuando l’analisi; il valore tiene conto del fatto che il comb. “usato

per produrre en. elettrica” è defiscalizzato)

(*) La verifica può essere effettuata, con modalità analoghe, anche nelle altre fasce, soprattutto quando, a

causa di un basso rendimento termico, si ha il dubbio che il costo dell’energia prodotta in cogenerazione

possa essere eccessivo; negli esempi presentati, queste analisi saranno però omesse, per brevità.84

Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera

Diagrammi di carico

Considerazioni preliminari:

• carichi a bassa temperatura => MA

• carico termico significativo e di buona

durata annua => non necessario chiller ad

assorbimento

85

Ipotesi N. 1

In base al “gradino” più basso del diagramma

di carico termico => Pt ≅ 600 kW (8760 h/anno)

MA Jenbacher 312

Pe ≅ 600 kW


Ipotesi 1

Pe ≅ 600 kW

Pt ≅ 730 kW

ηe = 38,9%

Pi ≅ 600/0,389 = 1540 kW

86

In base al secondo “gradino” del diagramma di

carico termico => Pt ≅ 1000/1200 kW

(presumibilmente per 5500 h/anno: dopo le

dissipazioni termiche diventerebbero significative; in

ogni caso, l’eventuale esercizio dopo le le 5500

h/anno sarà valutato)


Ipotesi 2

MA Jenbacher 320

Pe ≅ 1060 kW

Pt ≅ 1250 kW

ηe = 39,9%

Pi ≅ 1060/0,399 = 2650 kW

87

In base all’ulteriore “gradino” del diagramma

di carico termico => Pt ≅ 1600/1800 kW

(presumibilmente per 5000/5500 h/anno: dopo

le dissipazioni termiche diventerebbero

significative)

MA Jenbacher 612 (oppure 420…..)


Ipotesi 3

MA Jenbacher 612 (oppure 420…..)

Pe ≅ 1860 kW

Pt ≅ 1800 kW

ηe = 42,2%

Pi ≅ 1860/0,422 = 4408 kW

Le eccedenze elettriche sono considerevoli!

Anche le dissipazioni di calore sono suignificative.

Possibile miglioramento (per ridurre le dissipazioni

di energia termica; quelle elettriche

aumenteranno): gruppo frigo ad assorbimento =>

ipotesi N. 488

MA Jenbacher 612

Pe ≅ 1860 kW

Pt ≅ 1800 kW

ηe = 42,2%

Pi ≅ 1860/0,422 = 4408 kW

+

Gruppo frigorifero ad assorbimento a singolo effetto

(teoricamente utilizzabile anche un doppio effetto:

sarebbe però necessaria la produzione di vapore solo

per questo scopo, con aggravio di costi e complicazioni


Ipotesi 4

per questo scopo, con aggravio di costi e complicazioni

impiantistiche…); COPASS = 0,70.

Nell’ipotesi di lavoro che debba coprire comunque tutto

il carico frigorifero (ovviamente nella realtà andrebbe

verificata la convenienza effettiva di questa scelta),

sarà un gruppo da 900 kWf.

Grazie a questa stessa ipotesi, diventa indifferente la

scelta di usare il reflui termici prioritariamente per

l’utenza calore (ipotesi adottata nell’esempio) o

piuttosto per alimentare il chiller ad assorbimento.

N.B.: il carico elettrico per il sistema proposto

CAMBIERA’, rispetto a quello di partenza, per la

scomparsa dei chiller elettrici (ovviamente si trascura

il consumo el. dell’assorbitore)89


Ipotesi 4Ulteriori dettagli sull’ipotesi N. 4

1) Correzione del carico elettrico: nelle ore in cui è presente richiesta frigorifera, va sottratto al consumo

elettrico complessivo quello dei chiller elettrici, non più presenti nel sistema proposto.

Ad esempio, tra 500 e 1500 h/anno I chiller elettrici richiedevano una potenza pari a:

Pf/COP = 900/3,0 = 300 kW

2) Calcolo dell’energia frigorifera producibile da chiller ad assorbimento alimentato dai reflui termici del

cogeneratore: nell’ipotesi di priorità al termico, si deve calcolare la potenza frigo disponibile come

prodotto della potenza temrica del cogeneratore non richiesta dall’utenza termica per il COP prodotto della potenza temrica del cogeneratore non richiesta dall’utenza termica per il COP

dell’assorbitore: il valore minimo tra questo valore e la richiesta frigorifera effettiva darà la potenza

frigo effettivamente erogata dal chiller ad assorbimento in assetto cogenerativo.

Ad esempio, tra 500 e 1500 h/anno c’è una potenza termica CHP non utilizzata dall’utenza termica

pari a:

(1860-1200) = 660 kW

E’ quindi disponibile una potenza frigo mediante uso dei recuperi termici pari a:

660 ⋅ 0,70 ≅ 460 kWf

Tale potenza, nell’intervallo temporale considerato, è interamente utilizzabile, perché la richiesta

effettiva dell’utenza è superiore….

90


Ipotesi 2 - Analisi ore F3

A titolo di esempio, si analizza l’Ipotesi N. 2, a partire dall’analisi preliminare sull’eventuale funzionamento

in fascia F3.

Analisi F3

� I intervallo: 2000-2800 h/anno:

in queste ore, il rendimento termico (potenza termica utile recuperata/potenza immessa) è:

Pt,cog/Pimmessa = MIN[Pt_cog,Pt_richiesta]/Pimmessa = 1200/2650 = 0,469 =>

=> fdef = 0,399 / (0,399 + 0,469) =0,460 =>

[ ] ( )M

icifc

cGNu

tesenzaimposGNu

rift

tGNudef

tesenzaimposGNu

cog

)1( ,,,

,,

=++⋅−⋅−+

=ηη

( ) ( )kWh

MIPC

ce

riftcogkWh

/€ 069,0015,0399,059,9

0187,043,090,0469,0

0187,054,043,0

,

=+⋅

+⋅−⋅+=

=+⋅

=η

L’energia elettrica è integralmente autoconsumata, quindi il valore va confrontato con il prezzo di

acquisto della stessa energia (ipotizzato pari a 0,075 €/kWh).

Il margine di risparmio, per quanto molto esiguo, può considerarsi accettabile (anche se l’opzione di

spegnimento del gruppo in queste ore andrebbe presa in considerazione).

91


Ipotesi 2 - Analisi ore F3Analisi F3

� II intervallo: 5500-8760 h/anno:


Pt,cog/Pimmessa = Min(Pt_cog,Pt_richiesta)/Pimmessa = 600/2650 = 0,226=>

=> fdef = 0,399 / (0,399 + 0,226) =0,638 =>

[ ] ( )

( ) ( )

MIPC

icifc

ce

GNutesenzaimpos

GNurift

tGNudef

tesenzaimposGNu

cogkWh

0187,043,0226,0

0187,0362,043,0

)1( ,,,

,,

+⋅−⋅+

=+⋅

+⋅−⋅−+=

ηηη

( ) ( )kWh/€ 0997,0015,0

399,059,9

0187,043,090,0226,0

0187,0362,043,0=+

⋅

+⋅−⋅+=

L’energia elettrica è autoconsumata al 30%, quindi il valore ottenuto va confrontato con la media pesata tra il

prezzo di acquisto della stessa energia (0,075 €/kWh) e il prezzo di cessione delle eccedenze (ipotizzato pari a

0,060 €/kWh):

Prezzo medio di rif. = 0,30⋅0,075+0,70 ⋅ 0,064= 0,067 €/kWh .

Il costo di produzione è largamente superiore a quello di riferimento (acquisto/cessione), quindi l’impianto

andrà spento => ipotesi: esercizio limitato alle prime 5500 h/anno

F1 2600

F2 2100

F3 800

TOT 5500

Ore annue funzionamento

92

Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera: Risultati

(Flussi di Energia Sistema Proposto)

6,64

3,54

10,18 (1)

3,93 (A)

Bilancio Energia Termica

Recuperata dai gruppi di cogenerazione

Fornita da caldaie

TOTALE

ENERGIA RESA (10^6 kWh)

ENERGIA UTILIZZATA (solo caldaie) (10^6 kWh)

Consumo Caldaie

Bilancio Energia Frigorifera


F1 F2 F3 TOT

Erogata 2,76 2,23 0,85 5,83

Autocons. 2,51 1,27 0,80 4,58

Eccedenze 0,25 0,96 0,05 1,25 (Ecc)

Integraz. 0,51 0,00 0,99 1,50

0,74

6,59 (3)Resa all'utenza (EE erogata + integrazioni - EE per frigo el.)

EE per frigo el. (E frigo / COPel)

Bilancio Energia Elettrica


ENERGIA UTILIZZATA (10^6 kWh)

93

(Consumo gas caldaie + consumo gas ass. + consumo gruppi

cog.)⋅0,20 + EE integraz.⋅ 0,48 = 4429 t

0,00

0,00

2,22

2,22 (2)

0,00 (B)

Ass. al imentati da recuperi

Ass. al imentati da caldaia

Gruppi frig. Elettrici


TOTALE

ENERGIA UTILIZZATA (solo combustibili) (10^6 kWh)

Consumo gas ass. da caldaia

Consumo gruppi cogen. 14,61

Consumo centrale el. rif. per integrazioni 3,26

17,87 ( C )

18,99 10^6 kWh

21,81 10^6 kWh

0,871

4429 t

TOTALE

BILANCIO COMPLESSIVO

Energia resa (1+2+3)

Energia primaria consumata (A+B+C)

CUC sistema proposto

Emissioni CO2


Esempio N. 1 – Utenza

Ospedaliera: Risultati

(Flussi di Energia Sistema

di Rif. e confronti)

10,18 (1')

11,31 (A')

2,22 (2')

F1 F2 F3 TOT

TOTALE 3,02 1,27 1,79 6,08 (EE tot)

5,34 (3')



Resa all 'utenza (EE tot- EE per frigo el. = EE tot - Efrigo/COPel)


Consumo Caldaie



SISTEMA DI RIFERIMENTO



Fornita da caldaia


94

Consumo centrale rif. = EE tot/rendim. el . rif. 13,22 (C')

17,74 10^6 kWh

24,53 10^6 kWh

18,99 10^6 kWh

0,697

5781 t

CONFRONTO

S. Proposto S. Riferimento Differenza Risp. %

EP (tep) 21,81 27,25 5,44 20,0%

CO2 (t) 4429 5781 1352 23,4%

Energia resa (1'+2'+3')

Energia primaria consumata (A'+C')

Emissioni CO2

En. Resa corretta con ecced. S.P. (1'+2'+3' +Ecc)

CUC sistema di rif. (corretto con le eccedenze del SP)

En. primaria corretta con consumo per eccedenze S.P.

(A'+C'+Ecc/ηηηηel,rif) 27,25 10^6 kWh



1.933.771 Smc

Tariffa Vendita Metano

Regime imposte gas => rapporto EE/EC = 0,314 =>Industriale

Fattore Defiscalizzazione CHP 0,468

Consumo CHP defiscalizzato 712.327

Materia prima 676.820€

Uso delle reti 200.377€

Imposte 22.712€

PARZIALE 899.909€ (1)

Autoconsumata 4,58 10^6 kWh

5,83 10^6 kWh

0,015 €/kWh

87.450€ (2)

F1 F2 F3 TOT

0,51 0,00 0,99 1,50Da rete (kWh*10^6)

Consumo Annuo di Metano

Oneri Manutenzione

EE DI INTEGRAZIONE

METANO

ENERGIA ELETTRICA

Prodotta



(Flussi Economici Sistema

Proposto)

= [(A) + (B) + Consumo CHP]/PCI =

= (3,93+0+14,61)⋅106/9,59

0,51 0,00 0,99 1,50

Potenza impegnata 340 kW

Corrispettivo Potenza 10.200€

Corrispettivo Energia 145.650€

Parziale senza imposte 155.850€ (3)

Consumo Mensile 0,51 10^6 kWh

46.208€ (4)

TOTALE COSTI EE (3+4) 202.058€

F1 F2 F3 TOT

Venduta (10^6 kWh) 0,25 0,96 0,05 1,25

Prezzo (e/kWh) 0,090 0,080 0,064

Ricavi 22.140€ 76.480€ 3.072€ 101.692€ (5)

1.087.725€ COSTO NETTO (1+2+3+4-5)

Da rete (kWh*10^6)

Benefici Cessione

Imposte Autoconsumo e integrazioni

95

fDEF= Ee,cog/(Ee,cog+ Et,cog+ Ef,cog/COPASS)=

=5,83/(5,83+6,64+0)

Consumo CHP def. = (consumo CHP/PCI)⋅fDEF== (14,61 ⋅106/9,59) ⋅0,468



(Flussi Economici Sistema di Rif. e

Confronto)

1.179.469 Smc

Regime imposte gas Civile

Materia prima 412.814€


Imposte 176.866€

PARZIALE 713.663€ (1')

F1 F2 F3 Tot

Prelievo 3,02 1,27 1,79 6,08

Potenza Impegnata 1400 kW


METANO

ENERGIA ELETTRICA (GWh)


96


Corrispettivo Energia 696.750€

Parziale senza imposte 738.750€ (2')


46.208€ (3')

TOTALE COSTI EE (3'+4') 784.958€

COSTO NETTO (1'+2'+3') 1.498.621€

Imposte

410.896€

1.252.626€

3,05

€ 1.919.493

1,53

RISPARMIO ANNUO SOLUZIONE PROPOSTA

INVESTIMENTO COMPLESSIVO

PAY-BACK SEMPLICE

VAN

INDICE DI PROFITTO

3,0

3,2

3,4

3,6

SP

B (

ann

i)

Prezzo del gas naturale

Prezzo dell'energia elettrica

Energia termica effettivamente richiesta ed erogata

Energia elettrica effettivamente richiesta ed erogata

Esempio N. 1 –

Utenza

Ospedaliera: Analisi

di sensibilità

2,6

2,8

-10 -5 0 5 10

Variazione della grandezza considerata rispetto al caso di rif. (%)

Da osservare:

1) variazioni dei costi di combustibile ed energia elettrica hanno effetti opposti sulla redditività della

cogenerazione

2) nel caso in esame, si può ritenere comunque il risultato piuttosto “robusto”, ovvero poco sensibile

alle principali variabili di influenza

97

Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera: alcune osservazioni sul procedimento di calcolo

I valori dei vari flussi di energia resa all’utenza sono banalmente ottenuti calcolando, a partire dai diagrammi di carico,

le aree di volta in volta corrispondenti.

Ad esempio:

Bilancio di energia termica S.P.:

- energia resa in cogenerazione = (1250⋅ 500 + 1200 ⋅ 1500 + ….. + 1000 ⋅ 500 ) = 6,64 GWh

- energia termica totale richiesta = (2100 ⋅ 500 + 1200 ⋅ 1500 +…. +600 ⋅ 3260) = 10,18 GWh

- energia di integrazione mediante caldaia = per differenza tra il totale richiesto e l’energia resa dal cogen.

- l’energia termica resa in cogen. può considerarsi gratuita (attribuiremo convenzionalmente il consumo del motore

alla produzione elettrica), quindi il consumo di energia primaria in questo bilancio è solo quello delle eventuali caldaie

di integrazione

Bilancio di energia frigorifera S.P.:

si procede analogamente; l’energia elettrica consumata dai chiller elettrici (se presenti) verrà contabilizzata nel si procede analogamente; l’energia elettrica consumata dai chiller elettrici (se presenti) verrà contabilizzata nel

bilancio dell’energia elettrica, per cui gli eventuali consumi da attribuire alla produzione di energia frigo saranno solo

quelli associati alla presenza di gruppi frigo ad assorbimento da alimentare mediante caldaie.

Bilancio di energia elettrica S.P.:

si procede analogamente; come energia elettrica resa, si dovrà considerare tutta quella prodotta dal cogeneratore,

più quella di integrazione prelevata dalla rete; a tale valore, andranno però sottratti I consumi degli eventuali chiller

elettrici (Efrigo/COP), in quanto non rappresentano un consumo finale (viene contabilizzata come energia resa quella

frigo).

Bilanci per il S.R..:

si procede analogamente (e rapidamente: le energie rese sono uguali a quelle del S.P., con la sola eccezione di quella

elettrica, che può essere diversa in presenza di eccedenze prodotte dal sistema di cogenerazione; in questo caso, il

valore di energia resa calcolato per il S.R. va “corretto” sommando tali eccedenza (che, pur non essendo erogate

all’utenza, sono comunque utilmente prodotte e saranno consumate da terzi), così coem il consumo di energia

primaria andrà corretto sommando al valore effettivo del S.R. i consumi del parco termoelettrico necessari per

ottenere un’energia pari alle eccedenze elettriche del cogeneratore.98


Per il calcolo dei flussi economici, vanno applicate le tariffe gas ed energia elettrica ipotizzate e riportate in

appendice.

Va solo osservato che, ai fini del calcolo delle imposte elettriche:

1) l’energia autoconsumata e quella integrata dalla rete, nel sistema proposto, si sommano, essendo del tutto

equivalenti ai fini fiscali;

2) in mancanza dei dati relativi ai consumi mensili, si è proceduto con il seguente calcolo approssimato:

a. Ee,mese = Ee,anno/12

b. Se Ee,mese ≤ 200.000 kWh => tutto il consumo viene pagato all’aliquota massimab. Se Ee,mese ≤ 200.000 kWh => tutto il consumo viene pagato all’aliquota massima

c. Se Ee,mese > 200.000 kWh:

Accise =[ (Ee,mese-200.000)⋅ (aliquota minima) + 200.000 ⋅ (aliquota massima) ] ⋅ 12

Inoltre, come già specificato tra le ipotesi di lavoro, si ipotizza che il picco mensile di potenza elettrica sia

costante nei 12 mesi, e pari al picco annuale.

99


Esercizi da svolgere autonomamente:

1) ripetere i calcoli per il modello JE 320, prevedendo che l’impianto CHP non funzioni

neanche nelle ore F3 tra 2.000 e 2.800 h/anno (=> SPB ≅ 3,2 anni)

2) ripetere i calcoli per il modello JE 320, prevedendo la presenza di un gruppo ad

assorbimento a singolo effetto (=> SPB ≅ 4,7 anni)

3) ripetere i calcoli per MA di taglia minore (ad ex: JE 312 da 600 kWe => SPB ≅ 2,6 anni,

oppure Jolly 200 => SPB ≅ 11,6 anni ) e maggiore (ad ex., JE 420 => SPB ≅ 3,7 anni)

Soluzione penalizzata dal

mancato accesso al regime

fiscale industriale (Ee

prodotta troppo piccola)

100

Esempio N. 2 – Utenza Industriale

Diagrammi di carico

Considerazioni preliminari:

• carichi ad alta temperatura, elevati e di

durata annua significativa => TG

• carico termico con forte stagionalità,

importante carico frigorifero => opportuno

chiller ad assorbimento (a doppio effetto,

vista la disponibilità di reflui ad alta

temperatura)temperatura)

101

Per brevità, si considera un’unica ipotesi

TG Mercury 50

Pe ≅ 4.600 kW

Pt ≅ 4.700 kW

ηe = 38,5%

Pi ≅ 4.600/0,389 = 11.950 kW


Pi ≅ 4.600/0,389 = 11.950 kW

+ gruppo ad assorbimento a doppio effetto

da 9.000 kWf

Esempio di copertura carichi nell’ipotesi che i

reflui termici alimentino prioritariamente i

gruppi ad assorbimento (si escludono

senz’altro le ore di esercizio successive a 7000

h/anno, caratterizzate dall’assenza di carichi

termici)

102


Analisi ore F3

Analisi F3

� I intervallo: 500-700 e 6000-7000 h/anno:


Pt,cog/Pimmessa = valore nominale = 0,393 =>

=> fdef = 0,385 / (0,385 + 0,393) =0,495 =>

[ ] ( )M

IPC

icifc

ce

GNutesenzaimpos

GNurift

tGNudef

tesenzaimposGNu

cogkWh

)1( ,,,

,,

=+⋅

+⋅−⋅−+=

ηηη

( ) ( )kWh/€ 076,0010,0

385,059,9

0187,043,090,0393,0

0187,0505,043,0=+

⋅

+⋅−⋅+=

Tra 500 e 700 h/anno, l’energia elettrica è integralmente autoconsumata, quindi il valore va confrontato con il

prezzo di acquisto della stessa energia (ipotizzato pari a 0,075 €/kWh).

Il costo di produzione è leggermente superiore a quello di acquisto dalla rete => gruppo spento (a meno di

problemi di intermittenza, nel qual caso, dato il limitato numeor di ore, il funzionamento è tollerabile).

A maggior ragione l’esercizio va escluso nell’intervallo tra 6000 e 7000 h/anno, in cui parte dell’energia

(3600/4600 = 78,2%) sarebbe ceduta alla rete, per cui il valore economico per il confronto sarebbe:

(0,782 ⋅ 0,075 + 0,218 ⋅ 0,064) = 0,073 €/kWh

103


Analisi ore F3Analisi F3

� II intervallo: 5000-6000 h/anno:


(Pt,cog + Pf,cog/COPass)/Pimmessa = (1600 + 3600/1,20)/11.950 = 0,385=>

=> fdef = 0,385 / (0,385 + 0,385) =0,500 =>

[ ] ( )

( ) ( )

MIPC

icifc

ce

GNutesenzaimpos

GNurift

tGNudef

tesenzaimposGNu

cogkWh

0187,043,0385,0

0187,0500,043,0

)1( ,,,

,,

+⋅−⋅+

=+⋅

+⋅−⋅−+=

ηηη

Il costo di produzione è largamente superiore a quello di riferime nto, quindi l’impianto andrà spento => ipotesi:

esercizio limitato alle ore F1 e F2, quindi le prime 5000 h/anno (con esclusione di quelle comprese tra 500 e

700 h/anno) => 4800 h/anno

( ) ( )kWh/€ 077,0010,0

385,059,9

0187,043,090,0385,0

0187,0500,043,0=+

⋅

+⋅−⋅+=

F1 2800

F2 2000

F3 0

TOT 4800

Ore annue funzionamento

104


Diagramma di carico con copertura CHP

(finale)

105

Esempio N. 2 – Utenza Industriale: Risultati

(Flussi di Energia Sistema Proposto)

7,99

18,89

26,88 (1)

20,99 (A)

17,48

13,12


Recuperata dai gruppi di cogenerazione

Fornita da caldaia

TOTALE


ENERGIA UTILIZZATA (solo caldaie) (10^6 kWh)

Consumo Caldaie


Ass. al imentati da recuperi



F1 F2 F3 TOT

Erogata 12,88 9,20 0,00 22,08

Autocons. 12,88 9,20 0,00 22,08

Eccedenze 0,00 0,00 0,00 0,00 (Ecc)

Integraz. 6,50 1,00 11,99 19,49

0,00

41,57 (3)

Consumo gruppi cogen. 57,35





Resa all'utenza (EE erogata + integrazioni - EE per frigo el.)

EE per frigo el. (E frigo / COPel)

106

13,12

0

30,60 (2)

12,14 (B)



TOTALE

ENERGIA UTILIZZATA (solo combustibili) (10^6 kWh)

Consumo gas ass. da caldaia


99,72 ( C )

99,05 10^6 kWh

132,85 10^6 kWh

0,746

27451 tEmissioni CO2


Energia resa (1+2+3)

Energia primaria consumata (A+B+C)

CUC sistema proposto

TOTALE


Industriale: Risultati

(Flussi di Energia Sistema

di Rif. e Confronti)

26,88 (1')

29,87 (A')

30,60 (2')

F1 F2 F3 TOT

TOTALE 22,68 15,30 13,79 51,77 (EE tot)

41,57 (3')


SISTEMA DI RIFERIMENTO



Fornita da caldaia


Consumo Caldaie





Resa all 'utenza (EE tot- EE per frigo el. = EE tot - Efrigo/COPel)

107

Consumo centrale rif. = EE tot/rendim. el. rif. 112,54 (C')

99,05 10^6 kWh

142,41 10^6 kWh

99,05 10^6 kWh

0,696

30822 t

CONFRONTO

S. Proposto S. Riferimento Differenza Risp. %

EP (tep) 132,85 142,41 9,56 6,7%

CO2 (t) 27451 30822 3371 10,9%



Energia resa (1'+2'+3')

Energia primaria consumata (A'+C')

Emissioni CO2

En. Resa corretta con ecced. S.P. (1'+2'+3' +Ecc)

CUC sistema di rif. (corretto con le eccedenze del SP)

En. primaria corretta con consumo per eccedenze S.P.

(A'+C'+Ecc/ηηηηel,rif) 142,41 10^6 kWh



(Flussi Economici Sistema

Proposto)

9.435.243 Smc

Tariffa Vendita Metano

Regime imposte gas => rapporto EE/EC = 0,24 =>Industriale

Fattore Defiscal izzazione CHP 0,4946

Consumo CHP defiscal izzato 2.957.976

Materia prima 3.302.335€

Uso del le reti 960.111€

Imposte 89.461€

PARZIALE 4.351.908€ (1)

Autoconsumata 22,08 10^6 kWh

22,08 10^6 kWh

0,010 €/kWh

220.800€ (2)

F1 F2 F3 TOT

6,50 1,00 11,99 19,49Da rete (kWh*10^6)


Oneri Manutenzione

EE DI INTEGRAZIONE

METANO

ENERGIA ELETTRICA

Prodotta

108

6,50 1,00 11,99 19,49

Tariffa MTA3

Potenza impegnata 5100 kW


Corrispettivo Energia 1.919.100€

Parziale senza imposte 2.072.100€ (3)

Consumo Mensi le 3,46 10^6 kWh

22.320€ (4)

TOTALE COSTI EE (3+4) 2.094.420€

F1 F2 F3 TOT

Venduta (10^6 kWh) 0,00 0,00 0,00 0,00

Prezzo (€/kWh) 0,090 0,080 0,064

Ricavi -€ -€ -€ -€ (5)

6.667.128€ COSTO NETTO (1+2+3+4-5)

Da rete (kWh*10^6)

Benefici Cessione

Imposte Autoconsumo e integrazioni



(Flussi Economici Sistema di Rif. e

Confronto)

.. soluzione penalizzata dal costo di

investimento elevato, dalla presenza

dell’assorbitore (con integrazioni da

caldaia), dalle poche ore di esercizio,

dal basso costo dell’en. el. e dal

fatto che il regime fiscale per il sist.

di rif. è industriale, anche senza

3.114.355 Smc

Regime imposte gas Industriale

Materia prima 1.090.024€


Imposte 46.752€

PARZIALE 1.456.721€ (1')

F1 F2 F3 Tot

Prelievo 22,68 15,30 13,79 51,77

Tariffa MTA3

Potenza Impegnata 9000 kW


Corrispettivo Energia 5.892.300€

METANO

ENERGIA ELETTRICA (GWh)


Esercizi da svolgere

autonomamente:

1) Ripetere i calcoli con

ipotesi di funzionamento

per le prime 7000 h/anno

2) Ripetere i calcoli per MA

accoppiati a gruppo frigo a

singolo effetto (di varia

taglia)

109

di rif. è industriale, anche senza

cogenerazione.Parziale senza imposte 6.162.300€ (2')


22.320€ (3')

TOTALE COSTI EE (3'+4') 6.184.620€

COSTO NETTO (1'+2'+3') 7.641.341€

Imposte

974.213€

6.826.295€

7,01

€ 694.632

0,10

RISPARMIO ANNUO SOLUZIONE PROPOSTA

INVESTIMENTO COMPLESSIVO

PAY-BACK SEMPLICE

VAN

INDICE DI PROFITTO

Alcuni riferimenti bibliografici

Siti internet

� www.autorita.energia.it

� www.gsel.it

� www.fire-italia.it

� www.energy.saving.it

Testi

� Cogenerazione industriale. E. Macchi, S.

Lozza. www.treccani.it.

� La microcogenerazione a gas naturale. E.

Macchi, S. Campanari, P. Silva, Edizioni

Polipress, Milano, 2005. www.energy.saving.it

� www.cpl.it

� www.ge-energy.com

� www.cat.com

� www.cogen.org

� Impianti di cogenerazione. M. Vio, Editoriale

Delfino, 2007. Nota: include SW per la

valutazione economica ed energetica.

� Il gas naturale nella climatizzazione e nella

cogenerazione: stato dell'arte, analisi e

prospettive. F. Calise, M. Dentice d’Accadia,

R. Vanoli, CUEN, Napoli, 2005.

110

APPENDICE ACaratteristiche tecniche di alcuni gruppi di cogenerazione con motore

alternativo e turbina a gas – MA Jenbacher

MA JENBACHER

MODELLO Pe (kW) rend. el. Pt (kW) rend. ter. rend. tot.

JE

208 330 0,380 360 0,415 0,795

312 600 0,389 730 0,473 0,862

316 800 0,390 970 0,473 0,863

320 1.060 0,399 1.250 0,471 0,870

420 1.420 0,420 1.490 0,441 0,861420 1.420 0,420 1.490 0,441 0,861

612 1.800 0,422 1.860 0,436 0,858

616 2.390 0,422 2.450 0,433 0,855

620 3.000 0,416 3.100 0,430 0,846

N.B.: per calcolare l’aliquota ad alta temperatura, se necessario, si assuma che stessa sia pari

al 40% del totale per produzione di acqua surriscaldata o vapore a bassa pressione (120÷140

°C), e al 30% del totale per produzione di vapore a 150÷180 °C (a parità di potenza termica

totale recuperata) (*)

(*) Ipotesi verosimile, a condizione che i reflui termici siano comunque sfruttati in modo ottimale, con opportuni economizzatori

in grado di utilizzare per utenze a bassa temperatura anche l’energia dei fumi non impiegabile per quelle a media/alta

temperatura; in caso contrario, ovviamente anche la potenza termica totale recuperata si riduce (tipicamente del 10÷15%)

111


alternativo e turbina a gas – MA AB Energy (gamma Ecomax)

Ridurre del Ridurre del

25% ca., in

caso di usi a

media/alta

temperatura

112


alternativo e turbina a gas – MA Berica

113


alternativo e turbina a gas – TG Caterpillar (serie Solar)

114

APPENDICE BTariffe utilizzate negli esempi numerici

Corrispettivi di potenza 2,70 €/kW/mese

Corr. Energia, F1 0,150 €/kWh



Accise 0,0121 €/kWh

Cessione

F1 0,090 €/kWh

Gas naturale

Energia elettricaServizi Servizi

di vendita di rete

Quota energia

(€/Sm3)

Sm3/anno: da 0 a 120 0,049341 0,3993

da121 a 480 0,224672 0,5747

da 481 a 1.560 0,197103 0,5471

da 1.561 a 5.000 0,192703 0,5427

da 5.001 a 80.000 0,155578 0,5056

CLIENTI NON DOMESTICI

TOTALE

0,3500

IMPOSTE GAS

Usi civili

Fascia di consumo annuo

fino a 120 m3 da 120 a 480 m3

da 480 a 1.560

m3 oltre 1.560 m3

ACCISA 0,038 0,135 0,12 0,15

ADDIZIONALE

REGIONALE 0,019 0,031 0,031 0,031

TOT 0,057 0,166 0,151 0,181

Usi industriali

TOT 0,0187 fino a 1.200.000 m3/mese

0,0127 oltre 1.200.000 m3/mese

F1 0,090 €/kWh

F2 0,080 €/kWh

F3 0,070 €/kWh

da 5.001 a 80.000 0,155578 0,5056

da 80.001a 200.000 0,101278 0,4513

Quota fissa (€/anno) 55,4 34,88 90,28

115

APPENDICE CCosti indicativi di investimento per gruppi di cogenerazione con MA e TG e

per gruppi frigoriferi ad assorbimento

m

P

PII

⋅=

00 Si utilizzi la seguente equazione (con i valori delle costanti I

0, P

oe m

riportati in tabella):

116

Dispensa N.6 Cogenerazione e trigenerazione: dai principi ... · Produzione combinata di ... Il...

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