L’ESPERIENZA NELL ’INDUSTRIA: CARTIERE DEL GARDA · 2015-05-27 · 2 argomenti trattati 1....

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CONVEGNO FIRE

LL’’ESPERIENZA NELLESPERIENZA NELL’’INDUSTRIA:INDUSTRIA:

CARTIERE DEL GARDACARTIERE DEL GARDA

RELATORE: S. LUCCHI, DIREZIONE TECNICA DI CARTIERE DEL GARDA

MILANO, 4 DICEMBRE 2007

LA PROFESSIONE DELL’ENERGY MANAGER: ESEMPI ED OPPORTUNITA’

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ARGOMENTI TRATTATI

1. PRESENTAZIONE DELL’AZIENDA

CONVEGNO FIRE CONVEGNO FIRE -- LL’’ESPERIENZA NELLESPERIENZA NELL’’INDUSTRIA: CARTIERE DEL GARDAINDUSTRIA: CARTIERE DEL GARDA

2. PROFILO ENERGETICO DI CARTIERE DEL GARDA

4. COGENERAZIONE IN CARTIERE DEL GARDA: IL PROGETTO “AGPOWER”

5. AGPOWER E TELERISCALDAMENTO DELLA CITTA’ DI RIVA DEL GARDA

3. INTERVENTI DI RIDUZIONE DELL’IMPATTO ENERGETICO

3



Cartiere del GardaCartiere del Garda

Anno di fondazione: 1956Assetto societario: dal 1997 appartenente al gruppo Lecta, con sede in LussemburgoSettore merceologico: produzione di carta patinata senza legno (wood-free coated)Produzione: 315 kton/y (dati anno 2006)Market share in Italia: 25%Fatturato: 250 mio€/y (dati anno 2006)

Destinazione della produzione: 2/3 Italia – 1/3 EsteroN° di dipendenti: 600Estensione stabilimento: ca. 200.000 mqSede: Riva del Garda, Trento

Lectaecta GroupGroup

Produzione: 1650 kton/yFatturato: 1415 mio€/yN° di dipendenti: ca 4.500Sede: Lussemburgo

4


COLLOCAZIONE NEL TERRITORIO


5


COLLOCAZIONE NEL TERRITORIO


6


FLUSSO ENERGETICO ATTUALE


CENTRALE DI COGENERAZIONEENERGIA PRIMARIA

PROCESSO CARTIERE DEL GARDA

ENERGIA

PRIM

ARIA

ENERGIA

ELETTRIC

A

ENERGIA

TERMIC

AENERGIA ELETRICA

RETE ELETTRICA

NAZIONALE

CO2

7


PROFILO ENERGETICO ATTUALE


Consumo di energia primaria (gas naturale)Consumo di energia primaria (gas naturale): 86 Milioni di Sm3/anno855 GWh/anno10.500 Sm3/ora medi90% in generatori di vapore e turbine a gas10% direttamente nel processo

Fabbisogno di energia elettrica (in BT ed in MT)Fabbisogno di energia elettrica (in BT ed in MT)::165 GWh/anno 21 MW medi25 MW picco

Fabbisogno di energia termica:Fabbisogno di energia termica:340 GWh/anno42 MW medi65 MW picco82 % vapore a 4bar(a)10 % vapore a 6bar(a)8 % vapore a 15bar(a)

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PROFILO ENERGETICO ATTUALE


Fabbisogno di aria compressa:Fabbisogno di aria compressa:66 mio Nm3/anno8000 Nm3/oraConsumo elettrico: 7 GWh/anno

4.5% del processo

Vendita di energia elettricaVendita di energia elettrica:18 GWh/anno -> 10% del prodotto2.0 MW medi

Emissione di COEmissione di CO22:162.000 ton/anno20 ton/h medi

Bilancio Kyoto: 4.500 ton a credito

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COSTO DEL GAS NATURALE E “BOLLETTA ENERGETICA”


VARIAZIONE DEL COSTO GAS NATURALE

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

gen-

00m

ar-0

0m

ag-0

0lug

-00

set-0

0no

v-00

gen-

01m

ar-0

1m

ag-0

1lug

-01

set-01

nov-01

gen-02

mar-0

2m

ag-02

lug-0

2se

t-02

nov-0

2ge

n-03

mar

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mag

-03

lug-03

set-0

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v-03

gen-

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ar-0

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4lug

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v-04

gen-

05m

ar-0

5m

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5no

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gen-

06m

ar-0

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ag-0

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set-06

nov-06

[mesi]

[€/m

ese

- %

]

0,00

0,20

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[€/S

m3

- %

]

[€/mese - %]

[€/Sm3 - %]

ca. 2mio€/mese

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RAFFRONTO TRA COSTO DELL’ENERGIA ELETTRICA ACQUISTATA EQUELLA AUTOPRODOTTA MEDIANTE COGENERAZIONE (anno 2006)


0

20

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FASCIA 1 FASCIA 2 FASCIA 3 FASCIA 4

[€/M

Wh

- %

]

0

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100

120

[€/M

Wh

- %

]

ACQUISTO RETE

AUTOPRODUZIONE

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IN CARTIERE DEL GARDA

3.A: INTERVENTI FINALIZZATI ALLA RIDUZIONE CONSUMO ENERGIA DI PROCESSO


BENCHMARKING INTERNO & ESTERNO

MONITORAGGIO DEL CONSUMO ENERGETICO

ELABORAZIONE DEL PIANO DI INTERVENTO

PAY-BACK < 1 ANNO

1 ANNO < PAY-BACK < 2 ANNI

2 ANNO < PAY-BACK < 3 ANNI

ELETTRICO

TERMICO

PRIMARIO

IMPLEMENTAZIONE

MISURAZIONE E VERIFICA

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3.A: INTERVENTI FINALIZZATI ALLA RIDUZIONE CONSUMO ENERGIA DI PROCESSO


CONSUMO ENERGIA PRIMARIA

CONSUMO ELETTRICO

CONSUMO TERMICO

� CONTROLLO COMPOSIZIONE DEI PRODOTTI DI COMBUSTIONE� INTENSIFICAZIONE DELLA MTZ ED UPGRADE DEI BRUCIATORI� OTTIMIZZAZIONE DEL PROCESSO

� INTERVENTI SU IMPIANTI DI ILLUMINAZIONE � RI-DIMENSIONAMENTO PRINCIPALI UTENZE ELETTRICHE� INSTALLAZIONE DI INVERTER PER UTENZE A CARICO VARIABILE� GRADUALE SOSTITUZIONE DEI MOTORI A BASSA EFFICIENZA� RIDUZIONE DEL COSTO DI PRODUZIONE ARIA COMPRESSA� OTTIMIZZAZIONE DEL PROCESSO

� ELIMINAZIONE PERDITE FLUIDO VETTORE (VAPORE/CONDENSA) � UTILIZZO IN “CASCATA” DELL’ENERGIA TERMICA DISPONIBILE� LIMITAZIONE DELLE PERDITE TERMICHE (COIBENTAZIONE)� OTTIMIZZAZIONE DEL PROCESSO

ESEMPIO 1

ESEMPIO 2

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3.A.1 ESEMPIO: RIDUZIONE DELL’ENERGIA DI RAFFINAZIONE DELLA CELLULOSA


ITER DI PROGETTOITER DI PROGETTO

ANALISI DELLA DOMANDA OTTIMALE DI ENERGIA SPECIFICA DI RAFFINAZIONE

VALUTAZIONE DELL’INCIDENZA DI ENERGIA A VUOTO RISPETTO ALL’ENERGIA UTILE DI RAFFINAZIONE

IMPLEMENTAZIONE MANUALE DELL’ARRESTO DELLE LINEE DI RAFFINAZIONE QUANDO PORTATA CELLULOSA < PORTATA LIMITE

IMPLEMENTAZIONE AUTOMATICA DELL’ARRESTO DELLE LINEE DI RAFFINAZIONE QUANDO PORTATA CELLULOSA < PORTATA LIMITE

VERIFICA DEL MANTENIMENTO DELLA QUALITA’ DEL PROCESSO DI RAFFINAZIONE

PRODUZIONE

PRODUZIONE

SERVIZI TECNICI

PRODUZIONE

PRODUZIONE

PRODUZIONE

SERVIZI TECNICI

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RAPPRESENTAZIONE DEI RISULTATIRAPPRESENTAZIONE DEI RISULTATI

0

20

40

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Genna

io 20

05

Febbr

aio 2

005

Mar

zo 2

005

Aprile

200

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Mag

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2005

Giugn

o 20

05Lu

glio

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Sette

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05Otto

bre

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Novem

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2005

Dicem

bre

2005

Genna

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Aprile

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06Lu

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6

Sette

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06Otto

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Novem

bre

2006

Dicem

bre

2006

Genna

io 20

07

Febbr

aio 2

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Mar

zo 2

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Aprile

200

7

Mag

gio

2007

Giugn

o 20

07Lu

glio

200

7

Sette

mbr

e 20

07Otto

bre

2007

[ kW

h el

/ to

n ca

rta ]

CON OTT

SENZA OTT

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CALCOLO DEL RITORNO DI INVESTIMENTOCALCOLO DEL RITORNO DI INVESTIMENTO

COSTO DI RIFERIMENTO ENERGIA ELETTRICA: 75 €/MWh

CONSUMO SPECIFICO EN. ELETTRICA DI RAFFINAZIONE GEN 05: 142 kWh/ton

COSTO SPECIFICO EN. ELETTRICA DI RAFFINAZIONE GEN 05: 11 €/ton

CONSUMO SPECIFICO EN. ELETTRICA DI RAFFINAZIONE OTT 07: 94 kWh/ton

COSTO SPECIFICO EN. ELETTRICA DI RAFFINAZIONE OTT 07: 7 €/ton

COSTO IMPLEMENTAZIONE DELLA OTTIMIZZAZIONE DI PROCESSO:10 k€

RIDUZIONE CONSUMO ELETTRICO MEDIANTE OTTIMIZZAZIONE: -20 GWh/anno

RIDUZIONE CONSUMO ELETTRICO MEDIANTE OTTIMIZZAZIONE: -1,5mio€/anno

PAY-BACK SEMPLICE DELL’OTTIMIZZAZIONE: <<< 1 ANNO

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3.A.2 ESEMPIO: RIDUZIONE DEL COSTO DI PRODUZIONE DELL’ARIA COMPRESSA


Febbraio 2006: analisi consumi aria in centrale compressione esistente

Maggio 2006: acquisto di nuovo interfaccia DCS di stabilimento

Giugno-Agosto 2006: - spostamento della centrale di produzione aria compressa- separazione dell’alimentazione ai vari reparti produttivi- contabilizzazione separata ai vari reparti produttivi

Luglio 2006: modifica pannello controllo dei compressori per interfacciamento DCS di stabilimento

Agosto 2006: - avviamento della centrale nella nuova configurazione e con nuovo sistema di controllo e monitoraggio integrato “Ottimizzatore”

Febbraio 2007: valutazione condizioni di garanzia (-3% consumo elettrico)

Marzo 2007: certificazione del superamento delle condizioni di garanzia

CRONOPROGRAMMA DI PROGETTOCRONOPROGRAMMA DI PROGETTO

17





0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

ago-06 set-06 ott-06 nov-06 dic-06 gen-07 feb-07 mar-07 apr-07 mag-07 giu-07 lug-07 ago-07 set-07 ott-07

MESI

[kW

h/N

mc]

RAPPRRESENTAZIONE DEI RISULTATIRAPPRRESENTAZIONE DEI RISULTATI

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COSTO DI RIFERIMENTO ENERGIA ELETTRICA: 75 €/MWh

COSTO DI PRODUZIONE ARIA COMPRESSA SENZA “OTTIMIZZATORE”: 590 k€/anno

COSTO DI IMPLEMENTAZIONE “OTTIMIZZATORE”: 30 k€

COSTO DI PRODUZIONE ARIA COMPRESSA CON “OTTIMIZZATORE”: 525 k€/anno

RIDUZIONE COSTO IN SEGUITO “OTTIMIZZATORE”: 65 k€/anno

PAY-BACK SEMPLICE DELL’INVESTIMENTO “OTTIMIZZATORE”: < 1 ANNO

CALCOLO DEL RITORNO DI INVESTIMENTOCALCOLO DEL RITORNO DI INVESTIMENTO

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3.B INTERVENTI FINALIZZATI ALLA RIDUZIONE COSTO DI PRODUZIONE DELL’ENERGIA


CENTRALE T.E.

FORNITURA GASTARIFFA

RETE ELETTRICA NAZTARIFFE ORARIE ACQUISTOTARIFFE ORARIE VENDITA

PROTOCOLLO DI KYOTOCOSTO CO2 EMESSA

LIMITI EMISSIONI IN ATMOSFERA

EMISSIONI A LAGO

PROCESSO

Energia Elettrica

Energia Termica

SW DIOTTIMIZZAZIONE

€/KWhel

€/KWhth

COSTO DI INVESTIMENTO: 400 k€

RITORNO DI INVESTIMENTO: < 1 ANNO

20



3.C INTERVENTI FINALIZZATI AL MIGLIORAMENTO DELLA COGENERAZIONE


COGENERAZIONE ATTUALE

NR. TURBINE A GAS: 4

NR. GENERATORI DI VAPORE A RECUPERO: 3

NR. GENER.VAPORE BACK-UP MODULANTI: 2

TEMPERATURA FUMI USCITA CAMINO: 150-200 °C

UTENZE: � PROCESSO DI PRODUZIONE CARTARIA

COGENERAZIONE FUTURA: “AGPOWERAGPOWER”

NR. TURBINE A GAS: 1

NR. GENERATORI DI VAPORE A RECUPERO: 1 IN FRESH AIR

NR. GENER.VAPORE BACK-UP MODULANTE: 0

TEMPERATURA FUMI USCITA CAMINO: 75-110 °C

UTENZE: � PROCESSO DI PRODUZIONE CARTARIA� TELERISCALDAMENTO CIVILE

NR. TURBINE A VAPORE: 2 NR. TURBINE A VAPORE: 1

RENDIMENTO ELETTRICO: 25%

RENDIMENTO TERMICO: 46%

RENDIMENTO GLOBALE: 71% RENDIMENTO GLOBALE: 85%

RENDIMENTO TERMICO: 44%

RENDIMENTO ELETTRICO: 41%

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4. COGENERAZIONE IN CARTIERE DEL GARDA:

IL PROGETTO “AGPOWER”

ANALISI ASSORBIMENTO ELETTRICO INDUSTRIALE “CARTIERE DEL GARDA” E CIVILE RIVA DEL GARDA


0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

12.10 .00 AM

12.40 .00 AM

1.10.00 AM

1.40. 00 AM

2.10. 00 AM

2.40. 00 AM

3.10.00 AM

3.40. 00 AM

4.10. 00 AM

4.40.00 AM

5.10.00 AM

5.40. 00 AM

6.10. 00 AM

6.40.00 AM

7.10. 00 AM

7.40. 00 AM

8.10.00 AM

8.40.00 AM

9.10. 00 AM

9.40. 00 AM

10.10 .00 AM

10.40 .00 AM

11.10 .00 AM

11.40 .00 AM

12.10 .00 PM

12.40 .00 PM

1.10. 00 PM

1.40. 00 PM

2.10.00 PM

2.40. 00 PM

3.10. 00 PM

3.40. 00 PM

4.10.00 PM

4.40. 00 PM

5.10. 00 PM

5.40.00 PM

6.10.00 PM

6.40. 00 PM

7.10. 00 PM

7.40.00 PM

8.10. 00 PM

8.40. 00 PM

9.10.00 PM

9.40.00 PM

10.10 .00 PM

10.40 .00 PM

11.10 .00 PM

11.40 .00 PM

[ore]

[MW

]

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Garda1

Garda2

A REGIME TRANSITORIO

22



ANALISI ASSORBIMENTO TERMICO INDUSTRIALE “CARTIERE DEL GARDA” E CIVILE RIVA DEL GARDA


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

01/0

1/20

0615

/01/

2006

29/0

1/20

0612

/02/

2006

26/0

2/20

0612

/03/

2006

26/0

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0609

/04/

2006

23/0

4/20

0607

/05/

2006

21/0

5/20

0604

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2006

18/0

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2006

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/07/

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0624

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2006

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0/20

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2006

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2006

03/1

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0617

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2006

31/1

2/20

06

[giorni]

[kW

th]

TLR

GARDA

23



SOLUZIONE IMPIANTISTICA: SCHEMA DI PRINCIPIO CICLO COMBINATO


24



SOLUZIONE IMPIANTISTICA: FLUSSO ENERGETICO GLOBALE


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INSERIMENTO NEL CONTESTO ARCHITETTONICO - PAESAGGISTICO


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PROFILO ENERGETICO FUTURO


Consumo di energia primaria (gas naturale)Consumo di energia primaria (gas naturale): 116 Milioni di Sm3/anno1110 GWh/anno13.600 Sm3/ora medi92.5% in generatori di vapore e turbine a gas7.5% direttamente nel processo

Surplus di energia termica:Surplus di energia termica:143 GWh/anno10 MW medi

Surplus di energia elettricaSurplus di energia elettrica:212 GWh/anno25 MW medi

Emissione di COEmissione di CO22:220.000 ton/anno20 ton/h medi

+ 35%

+ 1000%

+ 150%

+ 35%

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5. AGPOWER E TELERISCALDAMENTO DI RIVA DEL GARDA

PLANIMETRIA DELLA RETE DI TELERISCALDAMENTO


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DATI DI PROGETTODATI DI PROGETTO


POPOLAZIONE: 15.000 residente, 40.000 in periodi di alta stagione turisticaALTEZZA SLM: 73mZONA CLIMATICA: E

GRADI GIORNO: 2276PERIODO DI RISCALDAMENTO ANNUO: 183 giorniMINIMA TEMPERATURA ESTERNA: -12°CTIPOLOGIA DI UTENZA: EDIFICI RESIDENZIALI CON IMPIANTO DI RISCALDAMENTO

CENTRALIZZATO, HOTEL E RESIDENCE, EDIFICI PUBBLICI

LUNGHEZZA RETE: FASE INIZIALE: 5000m -> FASE FINALE: 15000m

FABBISOGNO DI PUNTA: 45MW

FABBISOGNO MEDIO: ca.20MWFABBISOGNO ENERGETICO ANNUO: 60 GWh/anno

DATI ASSORBIMENTO ENERGETICODATI ASSORBIMENTO ENERGETICO

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FASI ESECUTIVA: CRONOPROGRAMMA E POSA IN OPERA 1FASI ESECUTIVA: CRONOPROGRAMMA E POSA IN OPERA 1°° STEPSTEP


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SCHEMA DI GENERAZIONE IN AGPOWER DEL CALORE PER IL TLRSCHEMA DI GENERAZIONE IN AGPOWER DEL CALORE PER IL TLR


31


APPROFONDIMENTO TECNICO: POMPA DI CALORE 1APPROFONDIMENTO TECNICO: POMPA DI CALORE 1


CIRCUITO CHIUSO RAFFTOAUSILIARI AGPOWER

40°C

CIRCUITO CHIUSO RAFFTOAUSILIARI AGPOWER

35°C

1000 kWt

180 mc/h

ENERGIA

ELETTRICA

300 kWel

POMPA DI

CALORE

COP = 4,00

1300 kWt

RETE

TELERISCALDAMENTO

78°C

RETE

TELERISCALDAMENTO

65°C

90 mc/h

32




RETE

TELERISCALDAMENTO

PROCESSO

CARTARIO

ACQUA DI

FALDA

RAFFREDDAMENTO

AUSILIARI CICLO COMBINATO

AGPOWER

POMPA DI CALORE 1

1,3 MWth

SCAMBIATORE DI

INTEGRAZIONE E BACK-UP

1-2,2 MWth

2,2 MWth

0.3 MWel

33




ACQUA DI POZZO

18°C

ACQUA DI POZZO

12°C

4000 kWt

600 mc/h

ENERGIA

ELETTRICA

1935 kW

POMPA DI

CALORE

COP = 3,00

5800 kWt

RETE

TELERISCALDAMENTO

78°C

RETE

TELERISCALDAMENTO

65°C

390 mc/h

34




RETE

TELERISCALDAMENTO

CICLO COMBINATO

AGPOWER

ACQUA DI

FALDA

PROCESSO

CARTARIO

5,8 MWth

2,0 MWth

POMPA DI CALORE 2

CONDENSATORE

FREDDO

2,0 MWth

36


APPROFONDIMENTO TECNICO: CHILLER AD ASSORBIMENTOAPPROFONDIMENTO TECNICO: CHILLER AD ASSORBIMENTO


MANDATA

TELERISCALDAMENTO

RITORNO

TELERISCALDAMENTO ACQUA DI

FALDA

RETE

TELERAFFRESCAMENTO

PROCESSO

PROCESSO

CARTARIO

2,6 MWth 1,75 MWth

4,36 MWth

CHILLER AD ASSORBIMENTO

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