Modulo 10 Impianti per la cogenerazione di energia · Oggi l’indiceutilizzato per valutare il...

Corso di Impianti Meccanici – Laurea Triennale

Modulo 10

Impianti per la cogenerazione di energia

Prof. Ing. Cesare Saccani

Prof. Ing. Augusto Bianchini

Dott. Ing. Marco Pellegrini

Dott. Ing. Michele Gambuti

Department of Industrial Engineering (DIN) - University of Bologna

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Introduzione

Cogenerazione con impianti a vapore

Agenda

Cogenerazione con motori a combustione interna

alternativi

Cogenerazione con turbine a gas

Esempio

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La cogenerazione è la generazione simultanea di energia termica ed elettrica/meccanica.

Negli impianti per la produzione di sola energia elettrica, la potenza termica trasportata dal

vapore scaricato dalla macchina motrice viene disperso (si utilizza ad esempio un

condensatore).

Gli impianti cogenerativi utilizzano solitamente sistemi di generazione tradizionali (motori a

combustione interna, turbine a vapore, turbine a gas, cicli combinati…) dove l’energia termica

scaricata viene invece recuperata e riutilizzata per usi diversi dalla generazione elettrica

(processi industriali e civili, quali teleriscaldamento, teleraffrescamento).

(da: Guida alla cogenerazione ad alto rendimento – GSE)

Introduzione

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Per dato periodo di riferimento (anno solare), il rendimento globale

dell’unità di cogenerazione vale:

ηglobale =en. elettrica + calore utile

en. di alimentazione=E + HCHP

F

La normativa in ambito cogenerazione ha subìto grandi cambiamenti ed evoluzioni.

Oggi l’indice utilizzato per valutare il risparmio di energia primaria ai fini del riconoscimento di

CAR è l’indice PES (Primary Energy Saving).

L’allegato II del DM 4 agosto 2011 identifica due diversi valori di soglia per il rendimento globale:

• 80% per unità con turbina a gas a ciclo combinato con recupero di calore e turbina a

condensazione con estrazione di vapore;

• 75% per le altre tipologie.

Se l’unità di cogenerazione è superiore o uguale rispetto al valore di soglia, tutta l’energia

elettrica prodotta nel periodo di riferimento viene considerata da cogenerazione ai fini del

calcolo del PES; in caso contrario, solo una parte dell’energia elettrica prodotta viene

riconosciuta prodotta da cogenerazione (da calcolare secondo la procedura riportata nello

stesso allegato).

Introduzione

CHP = Combined Heat Power (potenza cogenerata)

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L’indice PES è così definito: 𝐏𝐄𝐒 = 𝟏 −𝟏

𝛈𝐂𝐇𝐏 𝐇𝛈𝐑𝐞𝐟 𝐇

+𝛈𝐂𝐇𝐏 𝐄𝛈𝐑𝐞𝐟 𝐄

Si introducono i rendimenti di produzione separata di energia elettrica ηCHP E e di calore ηCHP Hed i rendimenti di riferimento ηRef E e ηRef H indicati dalla normativa (vedi tabella pagina

successiva):

ηCHP E =ECHPFCHP

, ηCHP H =HCHPFCHP

, ηRef E , ηRef H

ηglobale ≥ ηsogliaηglobale < ηsoglia

Una unità di cogenerazione viene definita ad alto rendimento (CAR) se:

• PES ≥ 0,1 per le unità con capacità di generazione almeno pari a 1 MWe (è necessario

conseguire un risparmio di energia primaria di almeno il 10% rispetto alla produzione

separata);

• PES > 0 per le unità di piccola e micro-cogenerazione (basta conseguire un risparmio di

energia primaria).

Introduzione

Le quote cogenerative di

energia elettrica ECHP e di

energia primaria FCHP

sono definite dall’allegato

II del DM 4 agosto 2011.

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I valori di riferimento per 𝛈𝐑𝐞𝐟 𝐄 variano

in funzione di:

• Combustibile impiegato;

• Anno di entrata in esercizio;

(Regolamento delegato (UE) 2015/2402 della

Commissione del 12/10/2015

IntroduzioneRendimento elettrico di riferimento 𝜼𝑹𝒆𝒇 𝐄

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Il rendimento ottenuto va corretto inoltre con appositi

fattori legati:

• Alla zona climatica, per tenere conto della diversa

temperatura media annuale rispetto al valore di

riferimento di 15°C;

• Alle perdite evitate sulla rete, per tenere conto della

tensione di collegamento alla rete (non si applica agli

impianti a legna o biogas);

Per esempio nel caso di un impianto alimentato a gas naturale

installato nel 2017 in Emilia Romagna con tensione di

collegamento alla rete pari a 15 kV autoconsumo del 75%

dell’energia elettrica prodotta si ha:

𝜂𝑅𝑒𝑓 𝐸 = 53,0 + 0,369 × 0,914 × 0,75 + 0,935 × 0,25 = 54,3%

IntroduzioneRendimento elettrico di riferimento 𝜼𝑹𝒆𝒇 𝐄

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I valori di rendimento di riferimento 𝛈𝐑𝐞𝐟 𝐇 per la

produzione separata di calore sono riportati nella

tabella seguente.

Tali valori, espressi in per cento, sono basati sul

potere calorifico inferiore e sulle condizioni ISO

standard (temperatura ambientale di 15°C, pressione

di 1,013 bar, umidità relativa del 60 %). Variano in

funzione di:

• Combustibile impiegato;

• Utilizzo del calore prodotto:

o Produzione di acqua calda o vapore;

o Uso diretto dei gas di scarico o, in ogni caso,

se T≥250°C.

IntroduzioneRendimento termico di riferimento 𝜼𝑹𝒆𝒇 𝑯

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Benefici derivanti dal riconoscimento CAR

Le unità di cogenerazione che soddisfano determinati requisiti in termini di risparmio di energia

primaria, sono riconosciute come Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR).

Il riconoscimento CAR consente di usufruire di alcuni benefici fra cui:

• La precedenza di dispacciamento dell'energia elettrica prodotta da cogenerazione rispetto a

quella prodotta da fonti convenzionali;

• Le agevolazioni fiscali sull'accisa del gas metano utilizzato per la cogenerazione;

• La possibilità di accedere al servizio di Scambio sul Posto dell'energia elettrica prodotta da

impianti di Cogenerazione ad Alto Rendimento con potenza nominale fino a 200 kW;

• Incentivazione mediante Certificati Bianchi (C.B.) per periodo temporale che è funzione della

tipologia di intervento e dall’istante di entrata in esercizio dell’impianto. I certificati possono

essere venduti o utilizzati per raggiungere l’obiettivo quantitativo di risparmio di energia

primaria che i distributori di energia elettrica e di gas naturale sono tenuti a raggiungere

annualmente: 1 CB = 1 TEP risparmiato; in alternativa si può richiedere il ritiro al GSE dei

Certificati Bianchi cui si ha diritto;

• Agevolazioni fiscali e condizioni tecnico – economiche semplificate per la connessione alla

rete elettrica.

https://www.gse.it/servizi-per-te/efficienza-energetica/cogenerazione-ad-alto-rendimento/car-e-certificati-bianchi

Introduzione

https://www.gse.it/servizi-per-te/efficienza-energetica/cogenerazione-ad-alto-rendimento/car-e-certificati-bianchi

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Introduzione


Agenda


alternativi


Esempio

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Molte industrie producono e utilizzano vapore di

acqua a scopo tecnologico per provvedere a processi

vari quali, ad esempio, la concentrazione, la

distillazione, l’essiccamento.

Queste industrie hanno anche bisogno di energia

elettrica per cui può risultare conveniente produrre

vapore a caratteristiche potenziali molto più elevate

(40÷80 bar con surriscaldamento a 400÷500°C) e

farlo espandere fino alla pressione fissata per

l’utilizzazione in una turbina che trascina un

generatore elettrico. Si utilizza infine il vapore per

soddisfare l’utenza termica.

Per lo scambio termico si utilizza vapore saturo,

caratterizzato da elevati valori del calore di

vaporizzazione e del coefficiente di scambio termico.

Inoltre, ad una certa pressione, la temperatura a cui

avviene lo scambio è costante (fatte salve le perdite di

carico).

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Per quanto riguarda la distribuzione, l’elevato coefficiente di scambio

dà luogo a dispersioni termiche e formazione di condensa che deve

essere separata dal vapore e drenata con appositi scaricatori. Pertanto

è opportuno arrivare allo scambiatore con qualche grado di

surriscaldamento.

Negli scambiatori degli utilizzatori in genere la condensazione avviene

a pressione pu>patmosferica perché la temperatura alla quale si utilizza il

calore è più elevata di 100°C.

Dagli scaricatori di condensa si arriva al degasatore che lavora

solitamente tra i 105°C e i 130°C, e permette lo scarico degli

incondensabili presenti. Inoltre, le perdite di acqua vengono qui

reintegrate.

La pompa di alimento riporta acqua al generatore di vapore.


Il coefficiente di utilizzazione è dato da:

ηu =lavoro disponibile alla turbina + calore utile fornito agli scambiatori

calore introdotto nel fluido=

L+σ qu

qi

Con riferimento al ciclo raffigurato, si ottiene: ηu =HV−H1 + H1−H2

HV−HA=

HV−H2

HV−HA=

HV−H3

HV−HA

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Se H3 = HA (ciclo teorico in cui L + qs = qi) → ηu = 1


Nella pratica il coefficiente di utilizzazione è minore di 1 a causa delle

perdite legate alla turbina e, soprattutto, perché le condense vengono

scaricate alla pressione atmosferica. Inoltre, il liquido raccolto nel

degasatore può subire un raffreddamento portandosi a temperatura tA.

Si ha quindi un abbassamento del ηu perché è necessario fornire un

maggior apporto di calore:

Δqi = c𝑙 t2 − tA

In mancanza di informazioni più precise, per i rendimenti si possono assumere i seguenti valori:

Il coefficiente di utilizzazione reale sarà:

ηu =L ηi ηm + σqu

qi + Δqi< 1

rendimento

di scambio

rendimento

isoentropico

rendimento

meccanico

rendimento

ausiliari

rendimento

elettrico

rendimento

generatore

rendimento

degasatore

ηs ηi ηm ηa ηe ηg ηd

0,95÷0,97 0,80÷0,85 0,90÷0,95 0,96÷0,98 0,92÷0,96 0,90÷0,95 0,75÷0,90

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1) Impianto a contropressione


Si considera l’ipotesi peggiore in cui l’acqua reintegrata g venga subito dispersa all’uscita dal

generatore senza fornire potenza elettrica o termica.

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Il dimensionamento di impianti cogenerativi parte dalla

potenza termica (la più difficilmente trasportabile) richiesta

agli scambiatori degli utilizzatori. Questa infatti deve essere

distribuita entro pochi km dall’impianto a differenza della

potenza elettrica prodotta che può essere immessa in rete.

L’energia elettrica prodotta viene quindi trattata come un

prodotto secondario.

1) Dati tecnologici:

• potenza termica Q richiesta dagli utilizzatori;

• pressione pu e temperatura tu richiesta agli

scambiatori: identificano i punti (1) e (2) ed il calore

di vaporizzazione H1 – H2 .

2) La portata di vapore G è data dal bilancio:

Q = G H1 − H2 ηs


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3) Il salto entalpico Hv – H1 disponibile alla turbina dipende

dalla quantità di energia elettrica che si vuole produrre:

Pe = G Hv − H1 ηmηaηe

4) Il punto (V) viene definito una volta noto il rendimento

isoentropico ηi della turbina. Infatti, considerando un

generico punto (P), ηi permette di individuare la retta R

evidenziata sul diagramma H-s poiché deve risultare: ηi =ΤHP − H1 HP − HഥP = ΤHV − H1 HV − Hഥ1 . Da questa

si ricava Hഥ1, cui corrisponde lo stesso valore di entropia

del punto (V), di cui quindi sono note le coordinate

termodinamiche.

Se i valori di pressione e temperatura ottenuti sono

tecnologicamente accettabili per la turbina, si sceglie il

modello commerciale che meglio si adatta alla soluzione.

5) La portata g di acqua da reintegrare è nota grazie alle

informazioni fornite dai costruttori.

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6) Noto il potere calorifico inferiore Ki del combustibile

utilizzato, si calcola il consumo di combustibile gc :

gcKiηg = G + g Hv − HA

HA è nota conoscendo la temperatura dell’acqua alla

presa del serbatoio del degasatore. Se così non fosse si

può utilizzare il bilancio al degasatore per ricavare tA e

HA(tA):

g c𝑙 tA − t0 = G H3 − HA ηd

7) Si calcola infine il coefficiente di effetto utile reale ηu :

ηu =Q + PegcKi

= ηgG H1 − H2 ηs + G Hv − H1 ηmηaηe

G + g Hv − HA


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2) Impianto a contropressione con by-pass della turbina


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Non sempre la potenza termica richiesta dalle utenze

corrisponde a quella di progetto e spesso è necessario

regolare tale potenza. Inoltre ben difficilmente i valori di

pressione e di temperatura che corrispondono a (V) sono

compresi nei limiti commerciali che rendono economico ed

accettabile l’impianto.

Se le utenze termiche necessitano di una portata G di

vapore maggiore rispetto a quella G’ di design della turbina,

si immette in turbina solo G’. Alle utenze termiche viene poi

mandata un’ulteriore portata di vapore G – G’ ottenuta dal

generatore previa riduzione della pressione da pg a pu e

desurriscaldamento del vapore che, dopo la riduzione di

pressione, avrebbe entalpia Hv e quindi sarebbe

estremamente desurriscaldato.

Questo desurriscaldamento si ottiene iniettando una parte

dell’acqua di alimento ga nel condotto di vapore con semplici

distributori o barilotti di miscelazione e può essere dosato in

maniera tale da riportare il vapore all’ingresso degli

scambiatori allo stato di vapore saturo secco (s).


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Bilanci di energia

(impianto a contropressione con by-pass della turbina)

o Utilizzatore: Q = G Hs − H2 ηs

o Turbina: Pe = G′ Hv − H1 ηmηaηe

o Desurriscaldatore:

G − G′ − ga Hv − Hs = G′ Hs − H1 + ga Hs − HA

o Degasatore: g c𝑙 tA − t0 = G H3 − HA ηd

o Generatore di vapore: gcKiηg = G + g − ga Hv − HA

Il coefficiente di utilizzazione reale ηu vale:

ηu =Q + PegcKi

= ηgG Hs − H2 ηs + G′ Hv − H1 ηmηaηe

G + g − ga Hv − HA


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Cogenerazione con impianti a vapore3) Impianto a derivazione

Se la portata G che assicura agli utilizzatori la potenza termica richiesta è inferiore rispetto alla

portata di progetto della turbina, per garantire la potenza elettrica prevista si produce nel

generatore dell’ulteriore vapore G’ che andrà esclusivamente ad espandersi in turbina.

Questo vapore viene fatto espandere il più possibile (fino a pressioni inferiori rispetto a quella

atmosferica) e la condensa viene recuperata attraverso un condensatore (che dissipa il calore

di condensazione). L’impianto presenta quindi due turbine o una turbina a derivazione dalla

quale si deriva la portata G che serve agli utilizzatori, mentre la portata G’ attraversa l’intera

macchina (o le due macchine) per poi andare al condensatore.

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Bilanci di energia (impianto a derivazione)

o Utilizzatore: Q = G H1 − H2 ηs

o Turbina: Pe = G + G′ Hv − H1 + G′ H1 − Hc ηmηaηe

o Generatore di vapore: gcKiηg = G + G′ + g Hv − HA

o Degasatore:g c𝑙 tA−t0

ηd+ G′ HA − H4 = G H3 − HA

Il coefficiente di utilizzazione reale vale:

ηu =Q + PegcKi

= ηgG H1 − H2 ηs + G Hv − H1 + G′ HV − Hc ηmηaηe

G + G′ + g Hv − HA

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Cogenerazione con impianti a vapore4) Impianto a derivazione con desurriscaldamento

Anche in questo caso l’aggiunta della tubazione di by-pass può rappresentare importante

elemento di regolazione.

Inoltre, può essere che dalla turbina non sia possibile derivare una portata superiore ad una

certa frazione φ di quella immessa. Se questa non è sufficiente a soddisfare le richieste degli

utilizzatori di energia termica, si ricorre al circuito di by-pass con riduzione della pressione e

desurriscaldatore.

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Bilanci di energia

(impianto a derivazione con desurriscaldamento)

o Utilizzatore: Q = φG′ + G Hs − H2 ηs

o Turbina: Pe = G′ Hv − H1 + 1 − φ H1 − Hc ηmηaηe

o Desurriscaldatore + mix con derivazione:

G − ga Hv − Hs = ga Hs − HA + φG′ Hs − H1

o Degasatore:g c𝑙 tA−t0

ηd+ 1 − φ G′ሺHA −

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5) Impianto a due pressioni di utilizzazione (a contropressione)

Finora si sono visti impianti con un solo utilizzatore o con più utilizzatori funzionanti alla stessa

pressione. Vediamo ora un impianto con diversi utilizzatori che funzionano con due valori della

pressione pu’ e pu’’, con pu’ > pu’’.

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Cogenerazione con impianti a vaporeBilanci di energia

(impianto a contropressione a due pressioni di utilizzazione)

o Utilizzatori: Q′ = φG + Ga + ga H3 − H5 ηsQ′′ = 1 − φ G + Gb + gb H4 − H6 ηs

o Turbina: Pe = G Hv − H1 + 1 − φ H1 − H2 ηmηaηe

o Desurriscaldatori:

Ga Hv − H3 = φG H3 − H1 + ga H3 − HA

Gb Hv − H4 = 1 − φ G H4 − H2 + gb H4 − HA

o Degasatore:g c𝑙 tA − t0

ηd= φG + Ga + ga H7 − HA + 1 − φ G + Gb + gb H8 − HA

o Generatore di vapore: gcKiηg = G + Ga + Gb + g Hv − HA

Il coefficiente di utilizzazione reale vale: ηu =Q′+Q′′+Pe

gcKi

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6) Impianto a derivazione con desurriscaldamento a due pressioni di utilizzazione

Se la portata richiesta in turbina per soddisfare il fabbisogno elettrico è maggiore rispetto a

quanto richiesto dai diversi utilizzatori funzionanti a pressione differente, si adotta il seguente

schema impiantistico.

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Cogenerazione con impianti a vaporeBilanci di energia

(impianto a derivazione con desurriscaldamento a due pressioni)

o Utilizzatori: Q′ = φaG + Ga + ga H3 − H5 ηs

Q′′ = φbG + Gb + gb H4 − H6 ηs

o Turbina:

Pe = G Hv − H1 + 1 − φa H1 − H2 + 1 − φa − φb H2 − H9 ηmηaηe

o Desurriscaldatori:

Ga Hv − H3 = φaG H3 − H1 + ga H3 − HA

Gb Hv − H4 = φbG H4 − H2 + gb H4 − HA

o Degasatore:g c𝑙 tA − t0

ηd+ 1 − φa − φb G HA − H10 =

= φaG + Ga + ga H7 − HA + φbG + Gb + gb H8 − HA

o Generatore di vapore: gcKiηg = G + Ga + Gb + g Hv − HA

Il coefficiente di utilizzazione reale vale: ηu =Q′+Q′′+Pe

gcKi

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Introduzione


Agenda


alternativi


Esempio

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Anche per le turbine a gas, il recupero di calore attraverso un apposito scambiatore può dar

luogo ad un coefficiente di utilizzazione notevolmente superiore . Si riporta un esempio di

configurazione impiantistica.

Centrale di cogenerazione di Tor di Valle a servizio dell’impianto di teleriscaldamento

realizzato da Acea nel 1984 nella zona sud di Roma

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I gas di scarico provenienti da un gruppo turbogas semplice arrivano alla caldaia di recupero

(C). Questa è affiancata da caldaie normali (Ci) con funzione di riserva in caso di avaria o

manutenzione del gruppo TG, e di integrazione quando, a fronte di una modesta richiesta di

potenza elettrica, la potenza ceduta ai fumi non risulta sufficiente. Vengono altresì utilizzate in

caso di richiesta di potenza termica eccezionalmente elevata o così modesta da non giustificare

il funzionamento del gruppo TG.

Troviamo inoltre un sistema di accumulo del calore a mezzo di serbatoi cilindrici (S) in cui si

accumula acqua calda quando la TG funziona a potenza elevata mentre il riscaldamento

richiede potenza modesta.

Troviamo poi il gruppo di pompaggio (P) ed il sistema di regolazione dell’impianto di

riscaldamento con valvola miscelatrice (V).

Altre pompe (p) consentono la circolazione dell’acqua attraverso serbatoi indipendentemente

dalla circolazione attraverso gli scambiatori utilizzatori.

Si tratta di un impianto ad acqua surriscaldata con vaso chiuso assistito a gas inerte ed è inoltre

previsto un potenziamento della caldaia di recupero con post bruciatori in grado di elevarne la

potenza.


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Sono infine riportate le caratteristiche principali di alcune turbine a gas con iniezione di vapore

in camera di combustione. Da notare le elevate temperature di scarico.

Pel pertcentage increase= incremento di potenza elettrica con iniezione di vapore.

I dati si riferiscono al funzionamento con iniezione di vapore.


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Introduzione


Agenda


alternativi


Esempio

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L’energia scaricata da un motore a combustione interna, può approssimativamente considerarsi

ripartita tra energia meccanica fornita all’albero del motore, energia termica ceduta ai fumi ed

energia termica ceduta ai sistemi di raffreddamento ad acqua e ad olio.

Nell’ambito della cogenerazione si cerca di recuperare i contributi termici mediante scambiatori

di solito ad acqua calda o surriscaldata.

Per evitare problemi correlati a condense acide, i fumi vano comunque scaricati a temperature

non inferiori a 140°C.

Cogenerazione con motori a combustione interna alternativi

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Il primo schema mostra un motore che trascina un generatore elettrico e munito di scambiatori

di recupero S1 e S2 utilizzati per produrre acqua calda.

L’acqua di raffreddamento del motore, messa in circolo dalla pompa di circolazione P, cede

calore in S1. La valvola a tre vie V1, serve per ricircolare acqua calda all’ingresso del motore,

fino a che non si sia raggiunta la temperatura prescritta. L’altra valvola a tre vie V2 serve per

deviare l’acqua al radiatore R nel caso in cui l’acqua non si sia raffreddata abbastanza in S1

come conseguenza di una limitata richiesta da parte delle utenze. Al motore infatti deve

comunque essere garantito il raffreddamento.

Sul circuito dei fumi, V3 comandata dal termostato T, by-passa una parte dei fumi se la

temperatura dell’acqua per le utenze termiche supera il valore prescritto. Sono anche presenti

un indicatore visivo di temperatura e pressione, t e M, e una valvola di sicurezza Vs.

Analogo è il secondo schema, dove il recupero è al servizio di due diverse utilizzazioni: si

produce acqua calda in S1 e acqua surriscaldata in S2.

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Cogeneratore con motore a combustione interna


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P&ID di un cogeneratore con motore a combustione interna


Scambiatore

a piastre

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Il primo scambiatore all’ingresso del

cogeneratore (ritorno cogeneratore)

prevede lo scambio con l’acqua di

raffreddamento delle camicie del motore.

Nel lato primario dello scambiatore

(acqua raffreddamento motore) sono

solitamente presenti due valvole a tre vie:

una deviatrice (in uscita dal motore) ed

una miscelatrice (in ingresso al motore).

P&ID: sezione di raffreddamento acqua motore Valvola deviatrice

Valvola miscelatrice

La valvola deviatrice in ingresso al motore consente di bypassare lo scambiatore durante

l’avviamento in maniera da portare più rapidamente in temperatura l’olio motore (caratterizzato

da una certa viscosità) ed è controllata da un trasduttore di temperatura in ingresso al motore.

La valvola miscelatrice invece consente di inviare una certa frazione di portata all’interno di un

dissipatore termico (cooler) che si comporta come un vero e proprio radiatore. Infatti, nel caso

in cui l’utenza non richiedesse potenza termica, si avrebbe un aumento della temperatura

dell’acqua di raffreddamento che non può superare un certo valore indicato dal costruttore del

cogeneratore.

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Cilindri motore

Scambiatore

acqua di

raffreddamento

Dissipatore a

servizio

dell’impianto di

cogenerazione

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L’acqua del circuito secondario (utenze) esce

dallo scambiatore a piastre (raffreddamento

acqua motore) ad una temperatura massima di

83 – 85 °C. Salire ulteriormente con la

temperatura significherebbe far lavorare il

motore a temperature molto elevate.

Il secondo scambio termico dunque avviene

all’interno di uno scambiatore fumi (solitamente

a tubi di fumo) che consente il recupero

termico dai fumi di combustione che si trovano

a temperature elevate (>450 °C) e che

altrimenti sarebbero dissipati in atmosfera.

P&ID: sezione fumiValvola bypass

In caso di assenza di richiesta termica da parte dell’utenza, una valvola deviatrice a tre vie bypassa i fumi

direttamente in atmosfera. La frazione bypassata è regolata in funzione della temperatura dell’acqua in

uscita dal cogeneratore con apposito trasduttore di temperatura.

Infine all’uscita del gruppo è presente un silenziatore che consente di ottemperare ai requisiti di legge in

termini di emissione sonora.

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Valvola di

bypass

Scambiatore fumi

Silenziatore

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All’interno del cogeneratore è solitamente

presente anche uno scambio termico a bassa

entalpia non sfruttabile tal quale per lo scambio

termico con l’acqua nel circuito secondario

(utenze).

All’interno del circuito circola una miscela di

acqua e glicole etilico (20 – 30% in vol.) che

consente di asportare calore alla miscela di

aria e gas in ingresso alla camera di

combustione. Infatti la miscela di aria e gas

dopo essere stata compressa è caratterizzata

da un’elevata temperatura che rischierebbe di

provocare detonazione nella successiva

combustione.

P&ID: sezione raffreddamento a bassa entalpia

Valvola deviatrice

In alcuni cogeneratori anche il contributo dell’olio di lubrificazione viene continuamente smaltito attraverso lo

scambio con la miscela acqua – glicole che circola in questo circuito. Questo è fatto per garantire il

mantenimento delle condizioni di idoneità del lubrificante pena grossi danni al motore.

Nel circuito è inoltre solitamente presente una valvola deviatrice a tre vie controllata da un trasduttore di

temperatura in ingresso al motore che bypassa (temperatura inferiore al valore soglia – fase di avviamento)

o meno il dissipatore termico presente.

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Analisi economica

Costo dei moduli cogenerativi ≃ 50÷60 %

Progettazione ≃ 5 %

Opere civili e isolamenti acustici ≃ 10 %

Strumentazione, regolazione e controllo ≃ 15 %

Assemblaggi ≃ 5 %

Ausiliari ≃ 5÷10 %

Installazione e consegna ≃ 5 %

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Introduzione


Agenda


alternativi


Esempio

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Esempio

In molte realtà industriali sono presenti richieste termiche, elettriche e frigorifere. In questi casi è opportuno valutare

l’implementazione di un impianto trigenerativo (cogeneratore + assorbitore).

Al fine di proporre un impianto che si possa integrare al meglio nel contesto produttivo aziendale, nel caso in oggetto si

sono analizzati i consumi energetici rilevando:

1. Consumo di energia elettrica: utilizzazione annuale e derivante dalle attività produttive pari a circa 1.400.000

kWh/anno;

2. Consumo di energia termica: utilizzazione stagionale e necessaria per il riscaldamento degli ambienti di lavoro

pari a circa 931.000 kWh/anno;

3. Consumo di energia frigorifera: utilizzazione annuale per scopi di processo (7 – 12 °C) e stagionale per la

climatizzazione estiva. Complessivamente si è stimata una richiesta di 450.000 kWh/anno.

Data la natura dei consumi si è valutata l’implementazione di un impianto di trigenerazione per la produzione di energia

elettrica, energia termica e frigorifera finalizzato al:

1. Miglioramento dell’efficienza energetica;

2. Riduzione dell’impatto ambientale;

3. Risparmio economico.

Date le temperature del freddo richieste si adotta un assorbitore a bromuro di litio. Nel caso in cui le temperature fossero

state inferiori a (7 – 12 °C) si sarebbe adottato un assorbitore ad ammoniaca (fino a – 60 °C)

Caso applicativo: implementazione di un sistema trigenerativo per scopi industriali

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Esempio

Dall’analisi delle bollette elettriche a disposizione si è

calcolato che l’energia media mensile consumata è

compreso fra 110.000 e 120.000 kWh. Il mese di agosto è

caratterizzato da un valore nettamente inferiore in relazione

alla chiusura dell’azienda per due settimane.

Sempre dalle bollette è stato possibile calcolare il costo del

kWh al netto delle imposte, delle quote fisse e delle

quote di potenza risultato pari a 0,1619 Euro/kWh.

Complessivamente, dunque, si stima un esborso annuale

per acquisto di energia elettrica pari a circa 220.000

Euro/anno

Quantificazione consumi elettrici a consuntivo

Oltre ai consumi complessivi di energia, è importante definire anche i consumi di potenza elettrica

istantanei.

Per lo scopo si sono identificate le principali apparecchiature responsabili del consumo elettrico

caratterizzandole in termini di corrente acquisita, tensione di alimentazione e fattore di utilizzazione. La

potenza elettrica caratteristica di ciascun dispositivo può essere calcolata come:

𝑃𝑒𝑙 = 3 × 𝑉 × 𝐼 × cosሺ𝜑)

Dove cosφ rappresenta il fattore di potenza assunto pari a 0,9 (valore tipico). Le misure di corrente sono

eseguite con pinza amperometrica.

47/67

Esempio

Quantificazione consumi elettrici – stima della potenza impegnata

Dispositivo

Corrente

assorbita media,

A

Fattore di

contemporaneità,

fc

Potenza media

assorbita, kWNote

Macchina produzione 11.07 0.8 4.6 Sono presenti 21 macchine nello stabilitmento

Frigorifero tipo 1 22.1 0.7 13.1 Potenza frigo: 59 kW

Frigorifero tipo 2 16.0 0.7 9.5 Potenza frigo: 39 kW

Compressore aria 61.3 1 36.3Nell’impianto di distribuzione dell’aria compressa

potrebbero essere presenti perdite a giustificazione del

fattore di utilizzazione unitarioCompresso aria 74.1 1 43.9

Altri carichi 312.3 1 185

La potenza elettrica media consumata per la sola attività produttiva è stata calcolata pari a:

𝑃𝑒𝑙 =

𝑖=1

𝑁𝑒𝑙

𝑃𝑒𝑙,𝑖 × 𝑓𝑐,𝑖 = 21 × 4.6 × 0.8 + 13.1 × 0.7 + 9.5 × 0.7 + 36.3 × 1 + 43.9 × 1 + 185 × 1 = 358 𝑘𝑊

48/67

Esempio

Nel caso dei consumi termici non è stato possibile utilizzare i

consumi a consuntivo poiché tutta la produzione sarà

trasferita in un nuovo stabilimento. Di conseguenza i consumi

energetici futuri saranno diversi da quelli attuali.

Attraverso i dati di consumo nominali in condizioni di progetto

e ai dati di temperatura media mensile nella località (UNI

10349) si sono stimati i consumi di potenza termica e

frigorifera media mensile richiesta per la climatizzazione degli

edifici.

Durante la stagione invernale si è ipotizzata la presenza di

riscaldamento per tutta la giornata; in particolare al di fuori dei

turni di lavoro si è assunto una richiesta termica pari ai ¾ delle

condizioni nominali. L’impianto durante le ore notturne, infatti,

non viene spento ma semplicemente viene ridotto il set point.

Inoltre per la parte di stabilimento si è scelta una

configurazione a pannelli radianti (Tacqua = 30 – 40 °C) mentre

per gli uffici si è pensato ad una soluzione con ventilconvettori

(Tacqua = 50 – 60 °C).

La potenza frigorifera richiesta per il processo è considerata

pari a 100 kW. Il valore misurato è stato moltiplicato per un

fattore di sicurezza (10 – 20 %) che tiene conto di eventuali

espansioni aziendali nel futuro.

Quantificazione dei consumi termici e frigoriferi

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

Pote

nza te

rm

ica m

edia

m

en

sil

e, [k

W]

Riscaldamento Capannone Riscaldamento uffici

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Pote

nza fr

igorif

era m

edia

m

en

sil

e,

[kW

]

Raffreddamento stampi Raffrescamento Capannone Raffrescamento ufficiProcesso

49/67

Esempio

L’impianto proposto è un impianto di trigenerazione che prevede l’integrazione di un cogeneratore a motore

a combustione interna (MCI) e di un assorbitore a bromuro di litio (LiBr) date le temperature relativamente

elevate richiesta all’impianto frigorifero.

L’impianto inoltre dovrà poter beneficiare della qualifica di Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) e

dunque di:

Certificati bianchi;

Defiscalizzazione del gas;

Scambio sul posto.

Per garantire il rispetto dei vincoli per la definizione di CAR occorre che il rendimento totale (𝜂𝑡𝑜𝑡 )

dell’impianto e il Primary Energy Savings (PES) siano rispettivamente maggiori di 0,75 e 0.1 (produzione

elettrica < 1 MWel)

𝐏𝐄𝐒 = 𝟏 −𝟏



≥ 𝟎, 𝟏 ηglobale =en. elettrica + calore utile

en. di alimentazione=E + HCHP

F

𝜂𝐶𝐻𝑃 𝐸 , 𝜂𝑅𝑒𝑓 𝐸 , 𝜂𝐶𝐻𝑃 𝐻 , 𝜂𝐶𝐻𝑃 𝐻 sono rispettivamente il rendimento elettrico del cogeneratore, il rendimento elettrico di

riferimento per la produzione separata di energia elettrica (0,476), il rendimento termico dell’impianto ed il rendimento

termico di riferimento per la produzione separata di energia termica (0,92).

Impianto proposto

50/67

Esempio

Impianto proposto: P&ID sezione generazione termica

Caldaia di integrazione e

soccorso

Trasduttore di temperatura per il controllo

dell’accensione della caldaia

51/67

Esempio

La scelta della taglia del cogeneratore deve essere

effettuata sulla base del fatto che il cogeneratore deve

funzionare il meno possibile in dissipazione. In caso

contrario, infatti, si rischierebbe di non vedersi riconosciuta

tutte l’energia elettrica prodotta come CAR.

Per lo scopo, dunque, occorre stimare la richiesta termica

dell’utenza al fine di scegliere la tipologia di impianto che

meglio si adatta alle esigenze. Occorre dunque realizzare la

curva di durata del carico con in ordinata le potenze

termiche ed in ascissa il numero di ore per le quali è logico

attendersi quella richiesta termica nell’anno.

Occorre inoltre sottolineare che il cogeneratore prima di

dissipare energia termica parzializza il proprio carico.

Solitamente, nel caso dei cogeneratori a combustione

interna si un intervallo di regolazione fino al 50% della

potenza nominale.

Date le curve a disposizione si è preliminarmente

considerato un cogeneratore da 200 kW el. e 340 kW th. In

grado di parzializzare fino al 50% del carico (170 kW th.) e

dunque funzionare per circa 5.500 h/anno.

Scelta del cogeneratore

0

100

200

300

400

500

600

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Po

tenza

ter

mic

a, [

kW

]

Durata, [h/anno]

Curva di durata del carico

52/67

Esempio


Cogeneratore scelto: Rec2 200

Spazi per manutenzione

Circa 240.000 Euro

53/67

Esempio


𝜼𝒕𝒉 = 𝟓𝟔, 𝟔%𝜼𝒆𝒍 = 𝟑𝟑, 𝟐%

54/67

Esempio


55/67

Al processo

Dal processo

Esempio

Impianto proposto: P&ID sezione generazione freddo

Gruppo frigorifero ad assorbimento a

bromuro di litio (LiBr)

Gruppi frigoriferi

attualmente

utilizzati per

integrazione e

supporto

Torre di

raffreddamento

56/67

Esempio

Per quanto riguardo l’assorbitore a LiBr si

propone di adottare un assorbitore a LiBr di

potenza frigorifera pari a 400 kW.

La scelta di questa taglia è dovuta alla

seguente ragione:

• Tecnico – economiche: l’assorbitore scelto

potrà sopperire da solo il carico massimo

presente nella stagione estiva evitando di

acquistare due assorbitori ad un prezzo

specifico (€/kW) maggiore. Inoltre

l’assorbitore non ha problemi a regolare la

potenza frigorifera prodotta, potendo

semplicemente bypassare la potenza

termica in ingresso, mantenendo costanti le

proprie prestazioni.

Essendo attualmente presenti degli impianti

frigoriferi a compressioni, si ritiene di poter

installare questi nel circuito con funzione di

integrazione e back – up.

Scelta dell’assorbitore

Circa 90.000 Euro

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Esempio

Scelta dell’assorbitore

𝑪𝑶𝑷 =𝑸𝒆𝒗

𝑸𝒕𝒉=

𝟑𝟕,𝟖×𝟒,𝟏𝟖𝟔×ሺ𝟏𝟐−𝟕)

𝟐𝟕×𝟒,𝟏𝟖𝟔×ሺ𝟗𝟎−𝟖𝟎)= 𝟎, 𝟕

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Esempio

Scelta dell’assorbitorePart number Componente

1 Assorbitore

2 Evaporatore

3 Condensatore

4 Generatore

5 Scambiatoe di calore

6 Centralina

7 Pompa di circolazione

8 Pompa refrigerante

9 Pompa spray soluzione

10 Serbatoio di spurgo

11 Pompa di spurgo

59/67

Esempio

Torre di raffreddamento

Circa 20.000 Euro

Part number Componente

1 Sistema motoventilante assiale

2 Pannello in vetroresina

3 Sistema di distribuzione in PVC

con ugelli a larghi passaggi in PP,

inintasabili

4 Pacco di riempimento con

passaggio aria – acqua

5 Vasca con fondo inclinato in

vetroresina

La torre di raffreddamento è dimensionata a supporto

dell’impianto ad assorbimento. In particolare la potenza

termica da smaltire nominale è pari a:

𝑄𝑡ℎ,𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 𝑄𝑐𝑜𝑛𝑑 + 𝑄𝑎𝑠𝑠 = 𝑄𝑔𝑒𝑛 + 𝑄𝑒𝑣 = 400 + 550 = 950 kW

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Esempio

Studio di fattibilità: metodo del Valore Attuale Netto (VAN)

La prima verifica da effettuare è che la configurazione di impianto proposto rispetti le condizioni per la

definizione di Cogenerazione ad Alto Rendimento. La produzione energetica annuale stimata nei punti

precedenti è ripartita rispettivamente:

• Energia termica prodotta da cogeneratore: 𝐸𝑡ℎ,𝑐𝑜𝑔 = 1.400 𝑀𝑊ℎ/anno;

• Energia termica prodotta da caldaia: 𝐸𝑡ℎ,𝑐𝑎𝑙𝑑𝑎𝑖𝑎 = 180.000 𝑘𝑊ℎ/anno;

• Energia elettrica prodotta da cogeneratore: 𝐸𝑒𝑙,𝑐𝑜𝑔 = 850.000 𝑘𝑊ℎ/anno;

• Energia immessa con il combustibile nel cogeneratore: 𝐸𝑓𝑢𝑒𝑙,𝑐𝑜𝑔 = 2.560 MWh/anno.

Considerando i rendimenti elettrici e termici di riferimento (𝜂𝑒𝑙,𝑟𝑖𝑓=0,476; 𝜂𝑡ℎ,𝑟𝑖𝑓=0,92) si ottiene:

ηglobale =E + HCHP

F=850.000 + 1.400.000

2.560.000= 0,88

Il sistema può essere definito come Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR) e come tale può usufruire

dei vantaggi fiscali:

Scambio sul posto;

Defiscalizzazione del gas metano;

Certificati bianchi.

𝐏𝐄𝐒 = 𝟏 −𝟏



= 𝟏−𝟏

𝟎, 𝟓𝟒𝟕𝟎, 𝟗𝟐 +

𝟎, 𝟑𝟑𝟐𝟎, 𝟒𝟕𝟔

= 𝟎, 𝟐𝟑 ≥ 𝟎, 𝟏

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Esempio

Studio di fattibilità: calcolo dell’investimento

L’investimento economico è confrontato con la soluzione attualmente prevista che prevede

l’installazione di un dispositivo per la produzione termica di tipo tradizionale. In tal modo è

possibile confrontare correttamente l’investimento.

# Voce di costo Quantità Costo specifico, [Euro] Costo totale [Euro ]

1 Cogeneratore 1 240.000 240.000

2 Frigorifero ad assorbimento LiBr 1 90.000 90.000

3 Torre di raffreddamento 2 20.000 40.000

4 Scambiatori, pompe e piping 1 50.000 30.000

5 Costo opere accessorie e posa in

opera

1 30.000 30.000

6 Ingegneria, direzione lavori e

collaudo

1 80.000 80.000

7 Mancato acquisto generatori

tradizionali (valore stimato)

1 - 50.000 -50.000

8 Mancata ingegneria, direzione lavori

e collaudo pompe di calore (valore

stimato)

1 -5.000 -5.000

Totale 455.000

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Esempio

Studio di fattibilità: mancati esborsi annuali ( = ricavi)

Nel caso in esame i mancati esborsi dovuti alla maggiore efficienza energetica sono considerati come ricavi.

#Voci di ricavo o mancato esborso Valore UdM

1 Mancato esborso per acquisto di

energia elettrica

137.332 Euro/anno

2 Mancato esborso per produzione di

energia termica per riscaldamento

50.257 Euro/anno

3 Mancato esborso per acquisto energia

el. per raffreddamento stampi

17.023 Euro/anno

4 Mancato esborso per climatizzazione

estiva uffici e capannone

3.342 Euro/anno

5 Certificati bianchi (per i primi 10 anni) 10.495 Euro/anno

Totale ricavi o mancati esborsi 218.538 Euro/anno

63/67

Esempio

Studio di fattibilità: voci di costo annuali

Per le portate di gas consumato si è considerato un Potere Calorifico Inferiore (PCI) pari a

50.000 kJ/kg (analisi conservativa).# Voci di costo variabile Valore UdM

1Consumo complessivo di gas metano nel

cogeneratore

279.487 m3/anno

2Consumo complessivo di gas in caldaia 20.318 m3/anno

3 Costo del combustibile con accise 0.4051 Euro/m3

4 Quota di gas ad aliquota ridotta 186.616 Sm3/anno

Voci di costo

5 Costo totale combustibile 121.451 Euro/anno

6Accisa sull’energia elettrica

autoconsumata

10.603 Euro/anno

7Oneri di sistema e accisa

sull’autoconsumo

1.911 Euro/anno

8 Defiscalizzazione -2.307 Euro/anno

9Manutenzione cogeneratore (3%

investimento iniziale)

7.290 Euro/anno

10 Manutenzione assorbitore 3.750 Euro/anno

11Manutenzione torre di raffreddamento 1.000 Euro/anno

Totale costi variabili 143.698 Euro/anno

64/67

Esempio

Studio di fattibilità: ammortamenti

La possibilità di ammortare i dispositivi acquistati consente di ridurre la quota dovuta all’erario. Per il caso in

esame si considera la possibilità di sfruttare il superammortamento a quote costanti in 10 anni. Il

superammortamento attualmente in vigore permette di detrarre il 130% dell’investimento in beni strumentali.

# Voce Valore UdM

1 Capitale da ammort 455.000 Euro

2 Numero di anni per ammortamento 10 anni

3 Ammortamento (al 130%) 59.150 Euro / anno

Con le informazioni a disposizione è possibile calcolare il VAN:

𝑉𝐴𝑁 =

𝑘=0

𝑁𝐹𝑘

1 + 𝑖 𝑘

Dove N è l’intervallo temporale rispetto a cui facciamo l’analisi, i rappresenta il tasso di interesse assunto pari al 1,7% e Fk

rappresenta il flusso di cassa del k-esimo anno, calcolato come:

𝐹𝑘 = 𝑅𝑘 − ሺ𝐶𝑘 + 𝑇𝑘)

Dove Rk sono i ricavi, Ck i costi e Tk le tasse dovute nell’anno k all’erario. In particolare:

𝑇𝑘 = ሺ𝑅𝑘−𝐶𝑘 − 𝐴𝑘) × 𝛼

Dove Ak è l’ammortamento e α è l’aliquota fiscale dell’azienda assunta pari al 31,4% (IRAP e IRES)

65/67

Esempio

Studio di fattibilità: ammortamenti

L’investimento ha un tempo di ritorno in circa 7 anni.

-600.000

-400.000

-200.000

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Eu

ro

Tempo, [anni]

VAN

VAN

VAN= 435.000

66/67

Esempio

Impatto ambientale

La maggiore efficienza energetica dell’impianto si ripercuote anche sulle emissioni di CO2 in atmosfera.

Considerando la reazione di combustione del gas metano:

𝐶𝐻4 + 2𝑂2 ⟶ 𝐶𝑂2 + 2𝐻2𝑂

In particolare per ogni kg di metano CH4 che viene combusto si ha la produzione di 2.75 kg di anidride

carbonica emessa. Considerando di dover produrre l’energia termica ed elettrica con dispositivi tradizionali

si avrebbe un consumo di combustibile pari a:

𝑄𝑓𝑢𝑒𝑙,𝑡𝑟𝑎𝑑 =𝐸𝑡ℎ

𝜂𝑅𝑒𝑓,𝐻+

𝐸𝑒𝑙𝜂𝑅𝑒𝑓,𝐸

=1580

0,92+

850

0,476= 3503,1 𝑀𝑊ℎ

Il risparmio è:

𝑅𝐼𝑆𝑃 = 𝑄𝑓𝑢𝑒𝑙,𝑡𝑟𝑎𝑑 − 𝑄𝑓𝑢𝑒𝑙,𝑝𝑟𝑜𝑝 = 3503 − 2560 = 943 𝑀𝑊ℎ

Considerando un PCI di 50.000 kJ/kg e una densità del metano a 15 C e 1 atm di 0,6582 kg/m3 si ha:

𝐺𝑟𝑖𝑠𝑝 =𝑅𝐼𝑆𝑃

𝑃𝐶𝐼×

3600

0,6582× 1000 = 103.154 𝑘𝑔

Ossia:

𝐺𝑟𝑖𝑠𝑝,𝐶𝑂2 = 𝐺𝑟𝑖𝑠𝑝 × 2,75 = 284 𝑡𝑜𝑛 /𝑎𝑛𝑛𝑜

Corso di Impianti Meccanici – Laurea Triennale

Modulo 10

Impianti per la cogenerazione di energia

Prof. Ing. Cesare Saccani

Prof. Ing. Augusto Bianchini

Dott. Ing. Marco Pellegrini

Dott. Ing. Michele Gambuti

Department of Industrial Engineering (DIN) - University of Bologna

Modulo 10 Impianti per la cogenerazione di energia · Oggi l’indiceutilizzato per valutare il...

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