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POLITECNICO DI MILANO Facoltà di Ingegneria Industriale Corso di Laurea in Ingegneria Energetica ANALISI TECNICO-ECONOMICA DI UN SISTEMA DI COGENERAZIONE ALIMENTATO A BIOMASSA PER TELERISCALDAMENTO Relatore: Prof. Federico VIGANÓ Tesi di Laurea di: Emanuele RONCONI Matr.:801133 Anno Accademico 2014 - 2015
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POLITECNICO DI MILANO
Facoltà di Ingegneria Industriale
Corso di Laurea in
Ingegneria Energetica
ANALISI TECNICO-ECONOMICA DI UN SISTEMA DI
COGENERAZIONE ALIMENTATO A BIOMASSA PER
TELERISCALDAMENTO
Relatore: Prof. Federico VIGANÓ
Tesi di Laurea di:
Emanuele RONCONI Matr.:801133
Anno Accademico 2014 - 2015
2
3
Indice
1.1 Premessa ...............................................................................................17
1.2 Camera di combustione ........................................................................18
1.3 Recupero di calore ................................................................................21
1.4 Ciclo ORC ............................................................................................25
1.4.1 Descrizione della tecnologia .........................................................25
1.4.2 Efficienza ......................................................................................28
1.4.3 Vantaggi e svantaggi dell’utilizzo di un fluido organico ..............29
1.5 Trattamento gas combusti .....................................................................30
2.1 Posizione geografica .............................................................................35
2.2 Descrizione della rete in progetto .........................................................36
2.3 Situazione in Italia ................................................................................39
2.3.1 Energia primaria ............................................................................39
2.3.2 Teleriscaldamento .........................................................................41
2.3.3 Biomassa .......................................................................................44
3.1 Premessa ...............................................................................................49
3.2 Scenario normativo attuale ...................................................................49
3.2.1 Modalità di accesso agli incentivi .................................................49
3.2.2 Tipologia di incentivi e tariffe incentivanti ...................................50
3.2.3 Definizione premi ..........................................................................53
Indice delle figure .................................................................................................7
Indice delle tabelle ................................................................................................9
Sommario ............................................................................................................13
Abstract ...............................................................................................................15
1 Centrale di produzione ................................................................................17
2 Inquadramento generale ..............................................................................35
3 Contesto normativo .....................................................................................49
4
3.3 Cogenerazione ad alto rendimento ....................................................... 54
3.3.1 Principi della cogenerazione ......................................................... 54
3.3.2 Definizione di cogenerazione ad alto rendimento ........................ 55
3.4 Incentivo sull’energia termica .............................................................. 60
4.1 Premessa .............................................................................................. 61
4.2 Rete di distribuzione ............................................................................ 62
4.3 Dimensionamento fluidodinamico ....................................................... 66
4.4 Perdite termiche ................................................................................... 71
4.5 Dimensionamento rami secondari ........................................................ 73
4.5.1 Tratto B - C ................................................................................... 74
4.5.2 Tratto D - E - F – G ...................................................................... 76
4.6 Risultati del dimensionamento ............................................................. 80
5.1 Premessa .............................................................................................. 83
5.2 Descrizione dell’impianto di cogenerazione esistente ......................... 83
5.2.1 Configurazione iniziale dell’impianto .......................................... 84
5.2.2 Caratteristiche delle componenti principali dell’impianto ........... 85
5.2.3 Modifiche all’impianto e configurazione attuale .......................... 88
5.2.4 Caratteristiche dei componenti principali aggiunti all’impianto .. 89
5.3 Carico termico ...................................................................................... 90
5.4 Funzionamento attuale ......................................................................... 94
6.1 Premessa .............................................................................................. 99
6.2 Produzione impianto a biomassa.......................................................... 99
6.2.1 Produzione senza allaccio nuove utenze..................................... 100
6.2.2 Produzione con allaccio delle nuove utenza considerate ............ 103
4 Il teleriscaldamento ..................................................................................... 61
5 Condizioni di funzionamento attuali .......................................................... 83
6 Integrazione della centrale a biomassa nel sistema di teleriscaldamento ... 99
7 Analisi economico-ambientale dell’impianto ........................................... 107
5
7.1 Premessa .............................................................................................107
7.2 Esborsi economici ..............................................................................107
7.2.1 Costi d’investimento ...................................................................107
7.2.2 Proventi annui .............................................................................108
7.2.3 Analisi costi di gestione ..............................................................109
7.3 Valutazione economica dell’investimento .........................................110
7.3.1 Analisi di sensitività al variare del costo della biomassa ............113
7.3.2 Valutazione al variare del parametro di attualizzazione .............115
7.4 Valutazione ambientale dell’investimento .........................................116
Conclusioni .......................................................................................................123
Bibliografia .......................................................................................................127
6
7
Indice delle figure
Figura 1.1 - Schema tipico di un impianto cogenerativo a biomassa. .................17
Figura 1.2 - Immagine tratta dal disegno 3D della centrale in progetto. ............18
Figura 1.3 - Combustore/griglia. .........................................................................20
Figura 1.4 - Prestazioni della caldaia UTSR. ......................................................20
Figura 1.5 - Schema caldaia a recupero di calore con sistema ad olio diatermico.
.............................................................................................................................22
Figura 1.6 - Diagramma T-Q del raffreddamento dei gas combusti. ..................25
Figura 1.7 - Ciclo termodinamico su diagramma T-S e schema delle componenti
principali di un modulo ORC Turboden. ............................................................26
Figura 1.8 - Schema P&I del circuito ORC. .......................................................27
Figura 1.9 - Bilancio energetico di un impianto ORC per cogenerazione a
biomassa. .............................................................................................................28
Figura 1.10 – Multiciclone. .................................................................................32
Figura 1.11 – Elettrofiltro. ..................................................................................33
Figura 2.1 - Vista dell’Italia settentrionale con localizzazione del comune di
Morbegno (SO). ..................................................................................................35
Figura 2.2 - Planimetria con illustrato il tratto nuovo della rete di
teleriscaldamento che collega la centrale a biomassa con il tratto di
teleriscaldamento esistente. Nella figura sono anche rappresentate le possibili
utenze censite. .....................................................................................................38
Figura 2.3 - Consumi di energia primaria in Italia. .............................................39
Figura 2.4 - Consumi primari di energia per fonte in Italia. ...............................40
Figura 2.5 – Andamento della volumetria tele riscaldata in Italia dal 1972 al
2013 in Nm3. .......................................................................................................42
Figura 2.6 - Distribuzione geografica degli impianti di TLR - volumetria in
Mm3. ....................................................................................................................42
Figura 2.7 - Diffusioni degli impianti di TLR per residente – m3/residenti. .......43
Figura 2.8 - Evoluzione della potenza e della numerosità degli impianti a
bioenergie in Italia. ..............................................................................................45
Figura 2.9 - Evoluzione della produzione di energia elettrica da bioenergie in
Italia. ....................................................................................................................46
Figura 3.1 – Macchina virtuale da considerare per suddividere l’energia prodotta
in cogenerazione (CHP) e non in cogenerazione (NON CHP). ..........................57
8
Figura 4.1 – Composizione di un tubo per il teleriscaldamento. ........................ 62
Figura 4.2 – Sezione trasversale di un tubo per la rete di teleriscaldamento...... 63
Figura 4.3 – Esempio configurazione di rete ad albero. ..................................... 64
Figura 4.4 – Esempio configurazione di rete ad anello. ..................................... 65
Figura 4.5 – Esempio configurazione di rete a maglie. ...................................... 65
Figura 4.6 – Andamento della cadente [Pa/m] funzione della temperatura, quindi
considerando le caratteristiche dell’acqua dipendenti dalla temperatura. .......... 70
Figura 4.7 – Sezione di uno scavo per la posa delle tubazioni per il
teleriscaldamento, sono presenti anche tre tubi di servizio corrugati. ................ 71
Figura 4.8. – Cartina con raffigurato il tratto B – C. .......................................... 74
Figura 4.9 – Cartina con raffigurato il tratto D – E – F – G. .............................. 77
Figura 5.1 - Panoramica dei comuni di Cosio Valtellino, Morbegno e Talamona.
In evidenza la rete di teleriscaldamento.............................................................. 83
Figura 5.2 - Centrale di cogenerazione e teleriscaldamento SEM. ..................... 84
Figura 5.3 – Schema di principio della centrale di cogenerazione esistente. ..... 88
Figura 5.4 – Profilo medio del carico giornaliero nel mese di gennaio. ............. 90
Figura 5.5 – Andamenti del carico termico giornaliero medio nei diversi mesi
dell’anno. ............................................................................................................ 91
Figura 5.6 – Grafico del carico cumulativo annuale........................................... 92
Figura 5.7 - Esempio carico giornaliero con copertura del carico. ..................... 94
Figura 5.8 - Energia termica prodotta durante l’anno divisa nelle unità di
produzione relativa al carico attuale. .................................................................. 97
Figura 6.1 - Energia termica prodotta durante l’anno divisa nelle unità di
produzione relativa al carico il nuovo tratto di rete. ......................................... 103
Figura 6.2 - Energia termica prodotta durante l’anno divisa nelle unità di
produzione relativa al carico il nuovo tratto di rete. ......................................... 106
Figura 7.1 - Andamento dei flussi di cassa attualizzati. ................................... 111
Figura 7.2- Andamento della sommatoria dei flussi di cassa nei tre casi
considerati. ........................................................................................................ 113
Figura 7.3 - Flussi di cassa attualizzati al variare del costo della biomassa. .... 115
Figura 7.4 - Flussi di cassa attualizzati al variare del parametro i. ................... 116
Figura 7.5 – Confronto emissioni tra centrale a biomassa e centrale esistente 119
Figura 7.6 - Confronto emissioni da diversi sistemi di produzione di calore. .. 120
Figura 7.7 - Emissioni di CO2 risparmiata. ...................................................... 122
9
Indice delle tabelle
Tabella 1.1 - Caratteristiche camera di combustione Schmid Tipo UTSR-6500
(LowNox). ...........................................................................................................19
Tabella 1.2 - Caratteristiche caldaia a recupero di calore con sistema ad olio
diatermico e acqua. ..............................................................................................21
Tabella 1.3 - Caratteristiche caldaia a recupero con sistema ad olio diatermico.
.............................................................................................................................23
Tabella 1.4 - Caratteristiche nominali turboalternatore ORC Turboden 10
CHP/HR. .............................................................................................................27
Tabella 1.5 - Valori limite di emissione garantite dall’impianto, equivalgono al
limite per accedere al premio sulla tariffa incentivante in atmosfera per impianti
di combustione a biomasse. .................................................................................34
Tabella 2.1 - Possibili utenze da allacciare al nuovo tratto di rete di TLR. ........36
Tabella 2.2 - Lunghezza dei vari tratti della rete di teleriscaldamento in progetto.
.............................................................................................................................37
Tabella 2.3 - Consumi di energia per fonte nel 2013. .........................................41
Tabella 2.4 –Tecnologia di produzione dell’energia termica immessa nelle reti.
.............................................................................................................................44
Tabella 2.5 - Energia termica da biomassa solida. ..............................................47
Tabella 3.1 - In figura è rappresentata la tabella con riportate vita utile e tariffa
base a seconda della potenza della fonte rinnovabile e della tipologia di
impianto. ..............................................................................................................52
Tabella 3.2 – Valori di emissione in atmosfera per impianti di combustione a
biomasse. .............................................................................................................54
Tabella 3.3 – Valori di riferimento armonizzati per la produzione separata di
calore. ..................................................................................................................58
Tabella 3.4 – Valori di riferimento armonizzati per la produzione separata di
elettricità. .............................................................................................................59
Tabella 4.1 – Caratteristiche di tubi preisolati con tubo di servizio in acciaio. ..66
Tabella 4.2 – Caratteristiche portata d’acqua immessa in rete con funzionamento
della centrale in condizioni nominali. .................................................................67
Tabella 4.3 – Valori delle perdite di carico e della velocità del fluido in funzione
del diametro nominale dei tubi utilizzando la formula di Gauckler – Strickler. .68
10
Tabella 4.4 - Valori delle perdite di carico e della velocità del fluido in funzione
del diametro nominale dei tubi utilizzando la formula di Kutter. ....................... 69
Tabella 4.5 - Valori delle perdite di carico e della velocità del fluido in funzione
del diametro nominale dei tubi utilizzando la formula di Colebrook-White. ..... 70
Tabella 4.6 – Velocità normalmente consigliate a seconda del diametro
nominale dei tubi in un impianto di teleriscaldamento. ...................................... 71
Tabella 4.7 – Valore dei coefficienti di conduttività termica utilizzati. ............. 72
Tabella 4.8 – Caratteristiche termiche al variare del diametro del tubo. Sono
rappresentati il coefficiente di scambio termico globale e le perdite termiche in
termini di potenza e di portata. ........................................................................... 73
Tabella 4.9 – Elenco delle possibili utenze per il tratto B – C. .......................... 75
Tabella 4.10 – Descrizione tratto B. ................................................................... 75
Tabella 4.11 – Descrizione tratto C. ................................................................... 76
Tabella 4.12 – Elenco delle possibili utenze per il tratto D – E – F – G. ........... 77
Tabella 4.13 – Descrizione tratto D. ................................................................... 78
Tabella 4.14 – Descrizione tratto E. ................................................................... 78
Tabella 4.15 – Descrizione tratto G. ................................................................... 79
Tabella 4.16 – Descrizione tratto F..................................................................... 79
Tabella 4.17 - Rami del tratto della rete di teleriscaldamento in progetto. ........ 80
Tabella 4.18 - Rami della rete di teleriscaldamento in progetto con relative
perdite termiche. ................................................................................................. 81
Tabella 5.1 - Dati relativi alla rete di teleriscaldamento esistente. ..................... 93
Tabella 5.2 - Dati della produzione di energia termica ed elettrica durante l'anno.
............................................................................................................................ 96
Tabella 6.1 - Dati relativi alla rete esistente più la rete in progetto. ................. 100
Tabella 6.2 - Dati sulla produzione della centrale a biomassa senza nuove
utenze. ............................................................................................................... 101
Tabella 6.3 - Dati sulla produzione della centrale esistente con il carico nuova
rete. ................................................................................................................... 102
Tabella 6.4 - Dati relativi alla rete di teleriscaldamento compreso l’allaccio delle
nuove utenze. .................................................................................................... 104
Tabella 6.5 - Dati sulla produzione della centrale a biomassa con nuove utenze.
.......................................................................................................................... 104
Tabella 6.6 - Dati sulla produzione della centrale esistente con il carico nuova
rete con utenze. ................................................................................................. 105
Tabella 7.1 - Descrizione dei costi di'investimento. ......................................... 108
Tabella 7.2 - Fatturato annuo centrale a biomassa. .......................................... 109
11
Tabella 7.3 - Costi di esercizio. .........................................................................110
Tabella 7.4 - Dati economici produzione nuova centrale biomassa. .................111
Tabella 7.5 – Dati economici produzione nuova centrale biomassa considerando
il costo di mancata produzione della centrale esistente. ...................................112
Tabella 7.6 - Valori per analisi di sensitività. ...................................................114
Tabella 7.7 - Limiti delle emissioni per garantirsi il premio sull'incentivo. .....117
Tabella 7.8 - Livelli di emissione dei principali inquinanti relativi alla centrale ai
biomassa ............................................................................................................118
Tabella 7.9 - Livelli di emissione dei principali inquinanti relativi alla centrale a
gas naturale ........................................................................................................118
Tabella 7.10 – Fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di calore per
riscaldamento. ...................................................................................................119
12
13
Sommario
Questa Tesi sintetizza il lavoro che ho svolto durante il mio tirocinio presso
l’ufficio tecnico di una società d’ingegneria, la Bertolini, a Morbegno (So).
Sono stato incaricato dell’analisi e del parziale sviluppo di un progetto per la
costruzione di un nuovo impianto a biomassa, basato sulla tecnologia ORC
(Organic Rankine Cycle), per la fornitura di calore a un’esistente rete di
Teleriscaldamento (TLR). Tale rete serve la città di Morbegno e alcuni altri
comuni limitrofi ed è attualmente alimentata da una centrale cogenerativa basata
su Motori a Combustione Interna (MCI) a gas naturale. Il nuovo impianto a
biomassa sarà situato a una distanza di qualche chilometro dalla rete TLR
esistente, sicché anche la progettazione della tubazione di collegamento tra la
nuova centrale e la rete esistente è stata parte del mio incarico.
La prima parte del lavoro è stata incentrata sulla determinazione del
dimensionamento ottimale del nuovo impianto, in connessione con la richiesta
attuale e futura di calore. Alla fine, è stato progettato un impianto con potenza di
combustione di 6973 kW (su base PCI), in grado di erogare la massima potenza
termica di 4819 kW al TLR e comprendente un modulo ORC con potenza
elettrica di taglia di 990 kW.
In seguito, il funzionamento della rete di TLR è stato simulato sia nella
configurazione attuale, sia in quella futura. In un anno termico di riferimento,
nella configurazione attuale, il 95,2% del calore fornito al TLR è prodotto dai
MCI, il 3% da una pompa di calore elettrica accoppiata ai MCI e la parte
rimanente (pari al 1,8% del totale) dalle caldaie di integrazione. Invece, nella
configurazione futura il 58% sarà fornito dalla centrale a biomassa, il 40,8% dai
MCI, lo 0,8% dalla pompa di calore e la restante parte, solo lo 0,4% dalle
caldaie.
Infine, sono state svolte alcune considerazioni di carattere economico e
ambientale.
Dal punto di vista economico, data la remunerazione dell’elettricità cogenerata
dal nuovo impianto (270,72 €/MWh), l’investimento presenta un TIR (Tasso
Interno di Ritorno) del 22,77%, corrispondente a un tempo di ritorno del capitale
di 4,76 anni al tasso d’attualizzazione del 4%. Queste prestazioni economiche
particolarmente attraenti risultano marginalmente ridotte prendendo in
considerazione anche la perdita di profitto dovuta alla riduzione del calore
prodotto dalla centrale cogenerativa esistente. Tuttavia, anche in questo caso di
ottengono ancora risultati positivi, con un TIR complessivo del 17,91% e un
tempo di ritorno di 6,15 anni al tasso d’attualizzazione del 4%.
Dal punto di vista ambientale, l’analisi condotta mostra che il passaggio dalla
configurazione esistente a quella futura implica un aumento nelle emissioni
14
locali di NOx di 2,3 t/a (circa l’11%) e un aumento nelle emissioni locali di
particolato di 1,4 t/a (considerando nulla l’emissione della centrale esistente).
Circa le emissioni di gas serra, che possono essere ragionevolmente valutate
solo su scala globale, il risultato complessivo ammonta a +/- 10.900 t/a per la
produzione di calore e 1.300 t/a per la produzione di energia elettrica.
Parole chiave: cogenerazione, biomassa, rete di teleriscaldamento, ciclo
Rankine organico (ORC), analisi economica-ambientale.
15
Abstract
This Thesis summarizes the work that I carried out during my internship, at the
technical office of an engineering company, Bertolini, in Morbegno (So). I have
been committed to analyze and partly develop a project for the construction of a
new biomass-fired plant, based on the ORC (Organic Rankine Cycle)
technology, for the supply of heat to an exixting district heating network. Such a
network serves the city of Morbegno and some other municipalities nearby, and
is currently fed by a cogeneration plant based on natural gas-fired Internal
Combustion Engines (ICEs). The new plant will be located few kilometres away
from the existing district heating network, thus the design of the connecting
pipeline was also part of the work that I carried out.
The first part of the work was focused on determining the correct sizing of the
power plant in connection with the existing and future heat demands. At the end,
a plant with a combustion power of 6973 kW (on LHV basis) was designed, able
of providing up to 4819 kW of thermal power to the district heating network,
inclusive of an ORC module featuring a maximum electric power output of 990
kW.
Then, the functioning of the district heating network has been simulated both in
the current and future configurations. In a reference thermal year, with the
current configuration, 95,2% of the heat supplied to the network is provided by
the ICEs, 3% by an electric-driven heat pump coupled with the ICEs, and the
remaining part (1,8%%) by the integration boilers. Instead, in the future
configuration, 58% of the heat supplied by a new biomass-fired plant, 40,8% by
the ICEs, 0,8% by the electric-driven heat pump and 0,4% by the integration
boilers.
Finally, some economic and environmental considerations have been drawn.
From the economic point of view, given the remuneration of the electricity
cogenerated by the new plant (270,72 €/MWh), the investment features an IRR
(Internal Rate of Return) of 22,77%, corresponding to a PBT (Pay Back Time)
of 4,76 years at 4% discount rate. These very good economic performances are
marginally lowered by accounting for the loss of profit due to the reduced heat
generation from the existing cogeneration plant. However, still good figures are
achieved, with an overall IRR of 17,91% and a PBT of 6,15 years at 4%
discount rate.
From the environmental standpoint, the analysis carried out showed that the
switch from the current configuration to the future one will imply a increase in
the local emissions of NOx of 2,3 t/y (= 11%), and an increase in the local
Particulate Matter (PM) emissions of 1,4 t/y. For the greenhouse gas emissions,
which make sense only on a global scale, the overall result is +/- 10.900 t/y for
the heat production and 1.300 t/y for the electric energy.
16
Keywords: cogeneration, biomass, district heating network, organic Rankine
cycle, economic environmental analysis
17
1 Centrale di produzione
1.1 Premessa
L’impianto in progetto consiste in una centrale termoelettrica di cogenerazione
alimentata a biomassa legnosa. Il combustibile è composto da un mix di cippato
di legno, segatura, corteccia e ramaglie ed è bruciato in una camera di
combustione che sprigiona circa 7000 kW di potenza termica. Il calore prodotto
viene trasmesso attraverso un circuito a olio diatermico ad un fluido organico.
Questo è il fluido di lavoro di un ciclo Rankine ORC (Organic Rankine Cycle)
che produce energia elettrica. Il fluido organico utilizzato per questa tecnologia
è olio siliconico.
Il calore recuperato dal ciclo organico, dal raffreddamento dei fumi e da altri
scambiatori di calore è utilizzato per scaldare acqua da immettere in una rete di
teleriscaldamento.
I turbogeneratori basati sul Ciclo Rankine a fluido organico sono una soluzione
molto promettente per la cogenerazione a biomassa, con potenza nominale tra
400 e 1500 kW elettrici [1]. Questa tecnologia abbinata alla caldaia ad olio
diatermico presenta numerosi vantaggi in termini di disponibilità, costi di
manutenzione contenuti e funzionamento completamente automatico senza
intervento di personale.
La Figura 1.1 mostra uno schema tipo di un impianto cogenerativo a biomassa.
Figura 1.1 - Schema tipico di un impianto cogenerativo a biomassa.
18
Le valutazioni economiche basate sulle esperienze delle precedenti installazioni
di questa tecnologia dimostrano che questi impianti sono adatti alla produzione
economicamente competitiva di energia [2]. Inoltre l’utilizzo di questi
turbogeneratori può essere legato anche ad altre fonti rinnovabili, come solare
termico e geotermia, e recuperando calore di scarto da processi industriali.
Per quanto riguarda l’impianto considerato la potenza elettrica nominale è di
990 kWe e la potenza termica recuperata è di circa 4800 kWth.
L’impianto sarà installato all’interno di una struttura di nuova realizzazione
della quale si ha un’immagine in Figura 1.2. Il layout della struttura è legato
imprescindibilmente alle necessità della parte impiantistica che deve contenere.
Tuttavia nella progettazione si è cercato di trovare una declinazione
architettonica in grado di inserirsi in modo coerente nel paesaggio naturale e
costruttivo che circonda il lotto.
Figura 1.2 - Immagine tratta dal disegno 3D della centrale in progetto.
1.2 Camera di combustione
L’impianto verrà alimentato prevalentemente con cippato di legno ma potrà
bruciare anche segatura, cortecce, scarti di potatura in miscele predefinite.
Il combustibile sarà stoccato all’interno di un capannone con capacità di 3500
mc di cippato, sufficiente per circa un mese di marcia dell’impianto al carico
massimo. Dal deposito il combustibile viene trasportato mediante carroponte al
silo giornaliero da dove, tramite estrattore a rastrelli, viene inviato allo spintore
idraulico che alimenta il forno secondo la richiesta.
19
In Tabella 1.1 sono elencate le caratteristiche tecniche della camera di
combustione [3].
Tabella 1.1 - Caratteristiche camera di combustione Schmid Tipo UTSR-6500 (LowNox).
Camera di combustione
Potenza del combustibile 6973 MW
Umidità di riferimento combustibile 50 %
Umidità max. 60 % Portata di riferimento combustibile 3141 Kg/h Principio di camera di combustione griglia mobile orizzontale Direzione fiamma controcorrente
Regolazione potenza focolare 30-100 % N. zone aria di combustione 3 N. volte di irraggiamento 2 Movimentazione griglia idraulica
Potenza dell’attuatore 1,5 kW
Il forno ha un sistema per il focolare a griglia mobile orizzontale per
l’essicazione, gassificazione e per ottenere una distribuzione omogenea di
combustibile nelle braci. Questa tipologia di forni è relativamente “onnivora” in
quanto si può usare come combustibile miscele diverse di biomasse legnose con
elevata umidità, dimensioni variabili ed elevato contenuto di cenere, per la
generazione di potenza.
Si tratta di un forno a griglia con flusso in controcorrente, ha la caratteristica di
avere una fiamma che si propaga in direzione opposta alla direzione del
combustibile. La direzione della fiamma in controcorrente è particolarmente
indicata per combustibili a basso potere calorifico (corteccia umida, chips di
legno, segatura); infatti la fiamma passando sulla corteccia fresca e umida ne
consente un relativo essiccamento.
La struttura della camera di combustione ha tre zone di aria per avere un
processo Low-NOx (con una formazione di ossidi di azoto ridotta), Grazie a
questa configurazione è possibile realizzare la combustione in più stadi,
riducendo la produzione di NOx, è presente una areazione a scalini. L’impianto
prevede la dotazione di un sistema SNCR, che serve ad abbattere ulteriormente
le emissioni di ossidi di azoto. Questa dotazione non complica l’impiantistica
del sistema in quanto la camera di combustione è dotata di una predisposizione
per l’aggiunta di questo elemento.
Le ceneri residue vengono estratte dal forno da un sistema automatico e
convogliate al cassone di raccolta ceneri.
La griglia ha un sistema di raffreddamento e il calore è recuperato dall’acqua del
teleriscaldamento.
20
Figura 1.3 - Combustore/griglia.
Dal forno escono i fumi della combustione a circa 930°C dopodiché vanno in
una caldaia a recupero dove vengono raffreddati cedendo calore al circuito a
olio diatermico.
La camera di combustione può essere modulata e quindi funzionare a carico
ridotto. La regolazione permette di variare la potenza dal 100% fino al 30% del
carico nominale. In Figura 1.4 è illustrato il diagramma delle prestazioni della
USTR-6500, si vede che c’è un ampio campo di funzionamento. La regolazione
avviene variando la portata di combustibile che viene alimentata alla camera di
combustione.
Figura 1.4 - Prestazioni della caldaia UTSR.
21
Il campo di funzionamento oltre dalla modulazione della portata di combustibile
è dato anche dalle caratteristiche dello stesso. Il forno può bruciare diversi mix
di biomassa e con umidità diverse. Questo fa si che il mix di combustibile abbia
un contenuto energetico variabile.
1.3 Recupero di calore
I fumi che escono dalla camera di combustione, prima di entrare nella caldaia ad
olio diatermico, subiscono un trattamento SNCR per la riduzione delle emissioni
di NOx.
Dopo aver subito il processo di abbattimento degli ossidi di azoto i fumi entrano
nella caldaia a recupero con una temperatura di 930 °C e da qui percorrono
diversi stadi di raffreddamento. In ognuno di questi si recupera calore che viene
trasferito all’olio diatermico. Sono presenti due circuiti ad olio diatermico uno
ad alta temperatura (HT) e uno a bassa temperatura (LT). In Tabella 1.2 sono
riportati i dati relativi al percorso di raffreddamento dei gas combusti. Ci sono le
temperature di ingresso e di uscita dai vari componenti e le temperature relative
ai fluidi che recuperano calore dai fumi, i circuiti ad olio diatermico e acqua del
teleriscaldamento.
Tabella 1.2 - Caratteristiche caldaia a recupero di calore con sistema ad olio diatermico e acqua.
Caldaia a recupero
Temperatura fumi ingresso/uscita caldaia 930/370 °C Temperatura fumi uscita ECO 1 287 °C Temperatura fumi uscita ECO 2 190 °C Temperatura fumi uscita ECO acqua 130 °C Temperatura olio ingresso/uscita caldaia 261/313 °C Temperatura olio HT ingresso/uscita ECO 1 253/261 °C Temperatura olio LT ingresso/uscita ECO 2 133/253 °C Temperatura di esercizio, impianto a olio diatermico max 330 °C Pressione di esercizio, impianto a olio diatermico max 10 bar Temperatura acqua ingresso/uscita ECO 90/92
Temperatura di esercizio acqua max 99 °C Pressione di esercizio acqua max 10 bar Contenuto olio diatermico dell'impianto 12500 Litri Contenuto d'olio diatermico del serbatoio di raccolta 12600 Litri
Il primo componente attraversato dai fumi è la caldaia FH-T X SF dove vengono
raffreddati fino a 370°C. Si recuperano 4185 kW termici cedendo potenza al
circuito ad olio HT che passa da 261°C a 313°C.
Dopo la caldaia i gas combusti passano nell’economizzatore 1 dove, cedendo
ancora calore al circuito ad olio HT, si raffreddano ulteriormente fino a 287°C.
22
La potenza scambiata è di 600 kW e serve per scaldare l’olio HT alzando la sua
temperatura da 253°C a 261°C prima di entrare in caldaia.
Successivamente è presente un secondo economizzatore dal quale i gas escono a
190°C scambiando 660 kW. Lo scambio di calore avviene sempre con olio
diatermico, che passa da 133°C a 253°C, ma con il circuito a bassa temperatura.
L’ultimo passaggio di raffreddamento dei fumi avviene scambiando 350 kWth
con l’acqua del teleriscaldamento che subisce un innalzamento di temperatura
da 90°C a circa 92°C.
I fumi escono a 130°C, una parte della portata viene rimandata alla camera di
combustione attraverso un ricircolo mentre la restante parte attraversa la linea
finale di trattamento dei fumi che è fatta da un ciclone separatore, dove viene
trattenuta la maggior parte delle polveri contenute, e da un elettrofiltro dove si
completa l’abbattimento delle polveri fino ai valori di legge.
All’uscita dell’elettrofiltro, attraverso un ventilatore, i fumi vengono inviati al
camino.
La caldaia, gli economizzatori, il ciclone e l’elettrofiltro hanno sistemi
automatici di estrazione ceneri che convogliano le stese al cassone di raccolta.
Figura 1.5 - Schema caldaia a recupero di calore con sistema ad olio diatermico.
La Figura 1.5 rappresenta lo schema di principio dell’impianto, si osservano i
percorsi dei vari circuiti, quello dei fumi che attraversa le unità di
23
raffreddamento e i due circuiti dell’olio diatermico. Si vede anche la cessione
del calore all’acqua del teleriscaldamento, la maggior parte avviene dal circuito
ORC, in piccola parte si recupera anche dal raffreddamento della griglia dove
avviene la combustione e dall’ultima fase del raffreddamento dei fumi.
Il componente LUVO serve per preriscaldare l’aria comburente. Si recuperano
200 kW scambiando calore con l’olio diatermico.
Tabella 1.3 - Caratteristiche caldaia a recupero con sistema ad olio diatermico.
Dati di base richieste Turboden TC-10
Dati del progetto
Caldaia 4784 4185 HT-ECO kW
600
LT-ECO kW 459 660
LUVO kW
-200 Σ Potenza termica circuito olio kW 5243 5245
Produzione ORC kWel 990 990 kWth 4219 4219
Potenza termica totale olio kW 5243 5445 Raffreddamento griglia max kW 280 280 NWT-3200 kW 0 352 Potenza termica recuperata dal raffreddamento fumi
kW 5523 6077
Combustibile umidità W50 W50 Temperatura fumi in caldaia °C 930 930 Temperatura fumi out ECO 2 °C 215 187 Temperatura fumi out ECO acqua °C
130
Contenuto energetico kWh/kg 2,22 2,22 Quantità combustibile kg/h 3110 3141 Rendimento recupero termico % 80,0 87,1 Potenza di combustione kW 6904 6973 Potenza al focolare kW 7173
In Tabella 1.3 sono riportati tutti i dati relativi al recupero di calore, dalla
potenza al focolare fino al calore ceduto all’acqua del teleriscaldamento.
Sono paragonate le richieste nominali da parte di Turboden (produttore del
circuito a fluido organico) che l’impianto deve avere per interfacciarsi con il
circuito ORC, con i dati nominali di progetto dell’intero impianto, integrando il
turboalternatore con la parte di combustione e recupero calore.
I dati delle potenze scambiate e delle temperature dei fluidi si hanno con il
dimensionamento fatto a pieno regime e sono dipendenti da diversi fattori. La
24
potenza al focolare, il grado di sporcamento delle superfici di scambio (che
dipende dal tempo di funzionamento dell’impianto) e la qualità del combustibile
influenzano il valore dei dati riportati [4].
Per i dati di progetto sono state utilizzate delle grandezze di riferimento, si
considera una portata di combustibile consumato pari a 3141 kg/h con un
contenuto energetico di 2,22 kWh/kg corrispondente a 7,92 MJ/kg.
I circuiti ad olio diatermico recuperano 5445 kWth dal percorso di
raffreddamento dei gas combusti. Considerando il calore utilizzato per
preriscaldare l’aria di combustione, al circuito ORC sono disponibili 5245
kWth. Inoltre si recupera energia termica dal raffreddamento della griglia della
camera di combustione e dall’ultima unità di raffreddamento dei fumi,
rispettivamente 280 kWth e 350 kWth. Considerando dunque tutte le unità di
scambio termico per il raffreddamento dei gas combusti la potenza termica
recuperata è 6077 kW.
Utilizzando i valori di riferimento presi in considerazione, in ingresso alla
camera di combustione ci sono 7173 kW considerando anche i 200kW
recuperati dal LUVO per il preriscaldamento dell’aria.
Quindi l’energia disponibile per produrre energia elettrica e scaldare l’acqua del
teleriscaldamento considerando tutte le componenti dove c’è recupero di calore
è 6075 kW. Quindi la caldaia (considerando tutto l’insieme, dal raffreddamento
griglia all’NWT-3200) ha un rendimento del l’87% rispetto al contenuto
energetico del combustibile che è di 6973kW.
La Figura 1.6 rappresenta il diagramma di raffreddamento dei fumi. In ascisse è
riportata la potenza scambiata mentre sull’asse delle ordinate la temperatura dei
fluidi considerati. Le potenze sono riportate in modo cumulativo partendo
dall’ingresso dei fumi in caldaia fino all’uscita dal NWT-3200.
La linea blu rappresenta il raffreddamento dei gas combusti, ogni punto indica la
fine di uno stadio e l’inizio di quello successivo. Si deve leggere la curva da
sinistra verso destra, il punto a temperatura più elevata corrisponde all’ingresso
dei fumi nella caldaia. L’ultimo punto rappresenta l’uscita dei fumi a 130°C,
prima del ricircolo.
Ogni tratto ha la pendenza uguale in quanto si tratta dello stesso flusso, che
attraversa i vari scambiatori, e mantiene una portata costante dall’ingresso in
caldaia fino all’uscita dall’ultimo componente.
L’altra linea spezzata rappresenta sempre lo scambio termico con i fumi ma
dalla parte dei fluidi che ricevono energia termica. In questo caso la curva va
letta da destra verso sinistra in quanto i fluidi in questione aumentano la loro
temperatura nel passaggio dagli scambiatori.
Analogamente alla retta dei gas combusti ogni spezzata equivale allo scambio
termico che avviene in un componente con la differenza che in questo caso non
25
tutti sono attraversati dallo stesso flusso. Si vede dalla pendenza delle curve che
caldaia ed economizzatore 1 sono attraversati dal medesimo circuito (olio
diatermico HT) mentre economizzatore 2 e NWT-3200 da due diversi
(rispettivamente olio diatermico LT e acqua teleriscaldamento).
Si nota dal grafico che lo scambio termico in caldaia avviene con una differenza
di temperatura notevole tra i due fluidi vettori, mentre negli altri componenti
questa differenza è meno marcata. Questo fatto ci porta a pensare che in questo
componente ci siano le maggiori perdite di calore dovute alle irreversibilità che
sono più marcate tanto più lo scambio termico avviene a differenze di
temperature elevate.
Figura 1.6 - Diagramma T-Q del raffreddamento dei gas combusti.
1.4 Ciclo ORC
1.4.1 Descrizione della tecnologia
Il turbogeneratore ORC è l’elemento chiave del sistema di cogenerazione a
biomassa, permette la generazione di elettricità con buon rendimento e
affidabilità a partire dall’olio diatermico a temperatura relativamente bassa,
circa 300°C. Questo componente si basa su di un ciclo chiuso (ciclo Rankine),
realizzato adottando come fluido di lavoro un adatto fluido organico.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Tem
pe
ratu
re [
°C]
Calore scambiato [kW]
Raffreddamento gas combusti
gas combusti
Caldaia
Eco 1
Eco 2
NWT-3200
26
In Figura 1.7 sono riportati il ciclo termodinamico T-S (temperatura-entropia) e
lo schema funzionale di un tipico ciclo Rankine con fluido organico.
Il turbogeneratore utilizza l’olio diatermico ad alta temperatura per preriscaldare
e vaporizzare il fluido organico nell’evaporatore (8 3 4 Figura 1.7). Il vapore
organico espande nella turbina (4 5), che è direttamente collegata al generatore
elettrico attraverso un giunto elastico. Il vapore passa attraverso il rigeneratore
(5 9) e in questo modo preriscalda il fluido organico (2 8). Il vapore viene poi
condensato nel condensatore (9 6 1), grazie allo scambio termico con l’acqua. Il
liquido organico viene infine pompato (1 2) nel rigeneratore e da qui
nell’evaporatore, completando così la sequenza di operazioni nel circuito chiuso.
Figura 1.7 - Ciclo termodinamico su diagramma T-S e schema delle componenti principali di un
modulo ORC Turboden.
Inoltre è presente una valvola di by-pass dopo il punto 4 che permette il
recupero di energia termica dall’circuito dell’olio a quello dell’acqua senza il
funzionamento della turbina e quindi senza produzione di energia elettrica.
Questo è molto utile durante l’avviamento del turbogeneratore o nel caso in cui
il turbogeneratore debba essere tenuto fuori servizio per qualsiasi ragione.
Questa descrizione del ciclo rappresenta un allestimento tipo di un circuito ORC
[5]. Entrando nel dettaglio della centrale in progetto il ciclo a fluido organico
presenta delle piccole differenze.
Sono presenti due circuiti ad olio diatermico uno ad alta temperatura ed uno a
bassa temperatura. Il circuito ad alta temperatura è analogo a quello descritto in
precedenza quindi cede calore al fluido organico dopo il rigeneratore cedendo
calore al preriscaldatore e all’evaporatore (punti 8 3 4).
27
Figura 1.8 - Schema P&I del circuito ORC [6].
La differenza sta nell’aggiunta del circuito a bassa temperatura che si inserisce
nel ciclo in parallelo al rigeneratore. Come illustrato nella Figura 1.8 dopo la
pompa, attraverso uno split, il liquido viene diviso in due parti. Una parte va al
rigeneratore e una parte entra in uno scambiatore dove prende energia termica
dal circuito ad olio diatermico LT.
Tabella 1.4 - Caratteristiche nominali turboalternatore ORC Turboden 10 CHP/HR.
Turboalternatore
Potenza ai morsetti del generatore 990 kW Temperatura olio HT ingresso/uscita 313/253 °C Temperatura olio LT ingresso/uscita 253/133 °C Portata olio circuito HT 31,8 kg/s Portata olio circuito LT 1,8 kg/s Temperatura acqua ingresso/uscita condensatore 65/90 °C Portata acqua al condensatore 40.3 kg/s Temperatura di esercizio acqua max 99 °C Pressione di esercizio acqua max 10 bar Tipo di generatore asincrono
Frequenza 50 Hz Velocità nominale 3000 giri/minuto
In Tabella 1.4 sono riportati i dati relativi al turboalternatore ORC. Sono
riportate le temperature di ingresso e uscita dei fluidi che si interfacciano con il
28
circuito a fluido organico, i due circuiti ad olio diatermico e l’acqua che passa
nel condensatore. Ci sono anche caratteristiche riguardanti il generatore.
Come visto nella Figura 1.5 e in Tabella 1.3 in ingresso al ciclo ci sono 5240
kW di energia termica, scambiati dall’olio diatermico. Il ciclo Rankine produce
990 kW elettrici ai morsetti del generatore e in cogenerazione 4219 kW di calore
scambiati dall’acqua di raffreddamento del condensatore che va al
teleriscaldamento.
1.4.2 Efficienza
I turbogeneratori ORC per la cogenerazione a biomassa, descritti nel precedente
paragrafo, che utilizzano l’olio siliconico come fluido di lavoro, hanno
dimostrato un’efficienza elettrica netta del 18% circa, quando operano in
condizioni nominali. Per quanto riguarda il calore cogenerato, viene ceduta
all’acqua di raffreddamento circa l’80% della potenza termica in ingresso con
olio diatermico, mentre le perdite elettriche e termiche stimate ammontano a
solo il 2%. Questo significa che il rendimento di primo principio è di circa il
98%. In Figura 1.9 è riportato un diagramma di flusso energetico nell’ORC.
Figura 1.9 - Bilancio energetico di un impianto ORC per cogenerazione a biomassa.
L’ORC può funzionare senza problemi fino al 10% del carico nominale ed ha
un’eccellente efficienza a carico parziale con rendimento pressoché costante per
carichi fino al 50% del carico nominale.
29
Il rendimento complessivo del sistema dipende dall’efficienza della caldaia ad
olio diatermico e dalla presenza dell’economizzatore. Il rendimento della caldaia
ad olio diatermico ha un efficienza del 85%. Questo porta ad un rendimento
elettrico globale del 14,2%. L’efficienza generale dell’impianto è di circa 83.3%
in quanto la potenza disponibile, derivante dal combustibile in ingresso, è di
6973 kW mentre la potenza utile è 5809 kW, dei quali 4819 kW sono l’energia
termica che va al teleriscaldamento mentre 990 kW è la potenza elettrica
generata.
1.4.3 Vantaggi e svantaggi dell’utilizzo di un fluido organico
L’utilizzo di un fluido organico come fluido vettore del ciclo Rankine al posto
dell’acqua, come avviene nelle centrali termoelettriche tradizionali, è dovuto dal
fatto che si deve sfruttare calore a temperature relativamente basse (da 100 a
300C°). L’acqua a basse temperature perde gran parte della sua utilità,
risultando poco idonea e dando spazio a fluidi basso-bollenti di tipo organico,
come detto in precedenza nel caso in questione si tratta di olio siliconico. A tali
basse temperature, un ciclo a vapore d’acqua risulterebbe assai inefficiente a
causa degli enormi volumi che si avrebbero alle ridotte pressioni (e temperature)
alle quali sarebbe necessario far condensare il fluido.
Gli impianti ORC risultano dunque estremamente vantaggiosi rispetto ai
tradizionali sistemi a vapore d’acqua soprattutto in [7]:
applicazioni di piccola taglia con potenze che vanno da pochi kW ad
alcuni MW;
applicazioni dedicate allo sfruttamento di sorgenti di calore a
temperature comprese tra 70°C e 400°C.
I fluidi organici hanno elevata massa molare e alta complessità molecolare, di
conseguenza presentano alta densità che comporta lavori di espansione piccoli.
Quindi in turbina si hanno piccoli salti entalpici da elaborare il che, mantenendo
lo stesso salto entalpico a cavallo del singolo stadio rispetto agli altri fluidi di
lavoro, fa si che ci siano pochi stadi di turbina, (talvolta solamente uno). Questo
riduce la complessità della macchina e di conseguenza il suo costo. Inoltre il
fatto di avere un lavoro di espansione piccolo comporta la possibilità di poter
elaborare portate massiche grandi e più lente, con maggior diametro della
turbina garantendo un rendimento migliore. Le portate più lente permettono di
ridurre le velocità periferiche della macchina, questo porta ad avere minori
sollecitazioni meccaniche.
Si ha minore usura nel tempo rispetto all’acqua, che è composta da molecole
piccole che viaggiano ad alta velocità, con la conseguente erosione di parti
metalliche e delle palette della turbina.
30
Un altro aspetto lo si nota osservando il ciclo termodinamico in Figura 1.7, la
curva di transizione di fase dei fluidi organici è retrograda. Questa caratteristica
fa si che durante l’espansione in turbina il fluido resti sempre in condizioni di
vapore, senza la formazione di gocce di condensato. Il fatto che non ci sia del
condensato durante l’espansione è molto vantaggioso in quanto le gocce
impattando sulle palettature creano degli effetti di erosione che riducono la vita
della turbina, oltre a ridurne il rendimento. Anche per questo motivo non c’è
bisogno di surriscaldamento, ma si lavora con vapore saturo.
Ragionando in similitudine per le turbomacchine il salto entalpico minore
genera una diminuzione della velocità periferica. Questo permette di avere una
macchina meno carica meccanicamente per le basse forze centrifughe e permette
di non utilizzare un riduttore di giri (che invece è usato nelle turbine a vapore),
infatti c’è il collegamento diretto al generatore.
Oltre ai vantaggi tecnici esposti in precedenza ci sono anche dei vantaggi
operativi. L’impianto è caratterizzato da delle procedure di avviamento semplici
e da un funzionamento automatico e continuo. L’elevata affidabilità (più di 7000
ore di funzionamento annue, affidabilità >98%) fa si che ci sia una richiesta
minima di manutenzione e di personale.
1.5 Trattamento gas combusti
Gli impianti di combustione presentano sempre una linea di trattamento fumi,
allo scopo di ricondurre le emissioni degli inquinanti, sottoposti a normative di
legge, al di sotto dei valori limite. In caso contrario si rischia di incorrere in
pesanti sanzioni che potrebbero addirittura portare alla chiusura degli impianti
stessi.
Le emissioni di inquinanti da impianti di combustione possono essere
classificati come dipendenti da combustibile, combustione anomala e
combustione normale:
Combustibile: se questo contiene una sostanza inquinante che rimane
inalterata o se contiene una sostanza che a seguito della combustione si
trasforma producendo composti inquinanti quali ossidi di azoto (NOx),
ossidi di zolfo (SOx), acido cloridrico (HCl);
Combustione anomala: quando la combustione è incompleta e si
generano sostanze non completamente ossidate (ad es. CO, idrocarburi
incombusti) o la combustione non è ben controllata e si può avere
formazione di ossidi di azoto di origine termica (alta temperatura delle
fiamme;
31
Combustione normale: anche se la combustione risulta essere normale si
ha emissione di acqua (H2O), anidride carbonica (CO2) e particolato
(PM).
Vi sono numerosi componenti atti alla depurazione dei fumi e diverse
configurazioni impiantistiche possono essere adottate. Schematicamente le
tecniche adottate sono le seguenti [8]:
Rimozione particolato: attraverso filtri elettrostatici (ESP), filtri a
maniche, cicloni;
Rimozione gas acidi: sistemi a secco (il cui reagente è calce o
bicarbonato di sodio), sistemi a semisecco (utilizzanti come reagente
latte di calce) e sistemi ad umido (con reagente soda);
Riduzione ossidi di azoto (sistemi DeNOx): tramite azione selettiva
catalitica (SCR) o non catalitica (SNCR).
Le possibili soluzioni impiantistiche sono molteplici e inlinea di massima tutte
valide. Di seguito si descrive la soluzione adottata per l’impianto in progetto.
All’interno del progetto è previsto un unico punto di emissione in atmosfera
(E1) corrispondente al camino del forno. Per quanto riguarda i componenti di
depurazione si prevede l’utilizzo del SNCR per l’abbattimento degli ossidi di
azoto, un multiciclone e un elettrofiltro per la riduzione del particolato.
Il sistema SNCR viene inserito in corrispondenza della camera di combustione
dove è presente un apposita predisposizione per inserire il componente per
l’abbattimento di NOx.
La riduzione di ossidi di azoto avviene sfruttando le seguenti reazioni [9]:
4 NH3 + 4 NO 4 N2 + 6 H2O
CO(NH2)2 + 2 NO + ½ O2 2 N2 + CO2 + 2 H2O
Operativamente il sistema consiste in un’iniezione di una soluzione acquosa di
reagente (urea o ammoniaca) all’interno del generatore di vapore, non vi è la
presenza di un catalizzatore e per questo la temperatura dei gas combusti deve
essere compresa tra gli 850 e i 1050 °C. Il sistema SNCR è caratterizzato da una
bassa complessità impiantistica e gestionale con costi accettabili. I livelli di
abbattimento riscontrati variano tra il 50 e il 70 %.
32
Inoltre la rimozione degli ossidi di azoto è garantita dallo stesso forno che è di
tipo LowNox. Infatti la progettazione accurata dei sistemi di combustione
permette di diminuire considerevolmente la produzione di ossidi di azoto:
Eliminare punti caldi in camera di combustione;
Ridurre il rapporto aria/combustibile;
Ricircolazione dei fumi in caldaia;
Iniezione di acqua o vapore.
Per quanto riguarda la riduzione di particolato l’impianto di filtrazione prevede
un multiciclone e un elettrofiltro. Questi due componenti sono posti alla fine del
recupero termico e dopo il ricircolo. I gas ci arrivano prima di andare al camino
con una temperatura di circa 130 °C.
I cicloni sono dei condotti, opportunamente sagomati, efficienti soprattutto con
le particelle più pesanti, che separano le ceneri sfruttando l’inerzia, si usano
come primi sistemi di rimozione. Le polveri fini attraverso la geometria del
filtro vengono messe in rotazione tangenziale e eliminate quasi totalmente dai
gas di scarico e convogliate nel recipiente apposito con chiusura speciale stagna.
Come si vede in Figura 1.10 il multiciclone è dotato di cicloni piccoli messi in
parallelo su file, permettendo un grande abbattimento delle polveri fini
contenute nei fumi.
Figura 1.10 – Multiciclone.
33
Il multiciclone è caratterizzato da un efficienza tra l’80 e il 90 %, è adatto per
particelle fino a 5 μm circa. Rispetto a un ciclone singolo consente di trattare
portate elevate ed operare su particelle abbastanza fini.
Dopo essere passati dal multiciclone i fumi passano da un elettrofiltro. Questo è
composto da varie piastre caricate elettricamente dove passano i gas combusti,
periodicamente viene nebulizzata acqua la quale cattura le particelle di polvere
che vengono attratte sulle piastre. Ad ogni ciclo dei martelletti percussori
scuotono le piastre e fanno cadere le polveri per gravità verso il sistema di
evacuazione. Una valvola stellare determina la separazione pneumatica.
Gli elettrofiltri sono sistemi molto diffusi, in particolare per generatori a
combustibile solido. Questi filtri sono caratterizzati da un alta efficienza (fino al
99%). I vantaggi principali sono le ridotte perdite di carico che subiscono i fumi
nel passare in queste componenti e che sono efficaci anche su particelle fini. La
Figura 1.11 è rappresenta la struttura di un elettrofiltro.
Figura 1.11 – Elettrofiltro.
Dopo il passaggio dall’elettrofiltro i fumi vengono mandati al camino e scaricati
in atmosfera.
Come detto in precedenza l’impianto in progetto è dotato di Sistema per il
controllo della Combustione (SCC) al fine di ottimizzare i rendimenti di
combustione; tale sistema installato all’uscita della camera di combustione,
garantisce la misura e la registrazione dei parametri più significativi della
34
combustione (CO o CO+H2, O2, temperatura), per avere la regolazione
automatica della stessa.
Al fine di beneficiare del premio sulla tariffa incentivante, per quanto riguarda
l’emissioni, si prevede l’installazione di un Sistema di Monitoraggio in
Continuo delle Emissioni (SME).
Per quanto riguarda le ceneri pesanti, cadono direttamente sotto la griglia di
combustione e tramite un trasportatore a catena vengono trasportate in un
container esterno. Per evitare la ricaduta e dispersione di polveri da cenere
nell’aria è predisposto un cono di caduta in gomma elastica che si adatta
perfettamente al container. Quando si sostituisce il container il trasporto ceneri
viene temporaneamente e anticipatamente fermato, in modo che non cadano
ceneri quando questo non sia installato.
Il sistema di trattamento dei fumi appena descritto permette di abbattere molto le
emissioni degli inquinanti che inevitabilmente si formano nella combustione
della biomassa. Questo permette non solo di soddisfare i termini di legge ma
anche di accedere al premio sulla tariffa incentivante.
I valori di emissione in progetto rispettano i limiti previsti dalla normativa
vigente. Tali valori sono riportati in Tabella 1.5 [10].
Tabella 1.5 - Valori limite di emissione garantite dall’impianto, equivalgono al limite per accedere al
premio sulla tariffa incentivante in atmosfera per impianti di combustione a biomasse.
VALORI DI EMISSIONE IN ATMOSFERA PER IMPIANTI DI COMBUSTIONE A BIOMASSE
Inquinante Limite [mg/Nm3]
NOx (espressi come NO2) 150
NH3 5
CO 150
SO2 150
COT 20
Polveri 10
I valori sopra esposti sono riferiti ad una percentuale di ossigeno libero
nell’effluente gassoso pari al 11% su base secca.
35
2 Inquadramento generale
2.1 Posizione geografica
La centrale di produzione descritta nel capitolo 1 verrà realizzata nel comune di
Cosio Valtellino. L’impianto in questione sarà collegato ad una rete di
teleriscaldamento esistente che si sviluppa nei comuni vicini di Morbegno e
Talamona. La rete esistente è alimentata da una centrale cogenerativa posta nel
comune di Morbegno. L’impianto e la rete esistenti saranno descritti nel
capitolo 1. Come si vede in Figura 2.1 il comune di Morbegno, e di
conseguenza gli altri due comuni in questione, si trovano in Valtellina
(provincia di Sondrio).
Figura 2.1 - Vista dell’Italia settentrionale con localizzazione del comune di Morbegno (SO).
L’impianto in progetto, quello esistente e la rete del teleriscaldamento sono di
proprietà SEM Società Elettrica in Morbegno.
36
Il comune di Morbegno ha circa 12100 abitanti si trova in zona climatica F con
3042 gradi giorno ad un altitudine di 262 m.s.l.m. Il comune di Cosio Valtellino
è limitrofo a quello di Morbegno, caratterizzato da circa 5500 abitanti si trova in
zona climatica F con 3013 gradi giorno e si trova a 231 m.s.l.m di altitudine. Il
comune di Talamona, anche questo limitrofo al comune di Morbegno, ha circa
4800 abitanti, si trova in zona climatica F con 3064 gradi giorno e ad un
altitudine di 285 m.s.l.m [11].
Come detto precedentemente la descrizione del teleriscaldamento esistente sarà
effettuata nel capitolo 1 ed in particolare in Figura 5.1 si può osservare la
panoramica dei tre comuni interessati con indicata la traccia della rete.
2.2 Descrizione della rete in progetto
La realizzazione del nuovo impianto andrà ad integrare il teleriscaldamento
esistente permettendo di soddisfare la richiesta di base del carico termico con
una fonte rinnovabile caratterizzata da alti rendimenti e anche cogenerativa.
Il sito designato per la costruzione del nuovo impianto si trova, nel punto più
vicino, a circa 1600 m dalla rete esistente. Oltre alla funzione di collegamento
della centrale alla rete, lungo il percorso si può prevedere l’allacciamento di
nuove utenze, molte sono ancora alimentate da vecchie caldaie a gasolio.
Sono stati presi in considerazione gli edifici comunali, visto che esiste un
accordo con il comune di Cosio per allacciare le proprie utenze al
teleriscaldamento. Inoltre sono state interpellate alcune utenze che si trovano sui
percorsi pensati per la dorsale principale e per raggiungere le strutture comunali.
Tabella 2.1 - Possibili utenze da allacciare al nuovo tratto di rete di TLR.
Utenze Potenza installata. kW
Scuola media - palasport 698
Municipio 233
Scuola Materna 242,4
Scuola elementare 186
Poste - sala consiglio 70,5
Banca credito valtellinese 82
Banca BPS 68
Condominio "Le stelline" 70
Condominio "Neresina" 71
Totale 1720,9
In Tabella 2.1 sono riportate le utenze considerate per la realizzazione della rete
del teleriscaldamento con le potenze installate attualmente. Si tratta di cinque
37
edifici comunali più altri quattro privati, due di questi sono banche perciò con
una funzione di ufficio mentre gli altri due sono dei condomini residenziali.
La centrale di cogenerazione a biomassa verrà costruita in via Streccia comune
di Cosio Valtellino. La posizione dell’impianto è rappresentata dal pallino rosso
in Errore. L'origine riferimento non è stata trovata., in questa è
rappresentato il percorso della rete di nuova costruzione (tratto rosso) che
attraversando la frazione di Regoledo (comune di Cosio Valtellino) arriva fino
alla rete esistente, rappresentata con una linea azzurra. Nella figura sottostante
sono rappresentati anche gli edifici elencati in Tabella 2.1. La dorsale principale
è chiamata Tratto A.
Percorrendo la rete dalla centrale si arriva alla prima utenza comunale che sono
le scuole medie e l’adiacente palasport, rappresentati in blu nella Figura 2.2.
Dopo la prima struttura si dirama un tratto secondario composto da Tratto B che
collega la dorsale con il Municipio e la Banca Popolare. Il ramo prosegue,
Tratto C, fino a raggiungere l’edificio Poste-Sala consiglio.
Un secondo ramo secondario si stacca da quello principale a circa 608 metri di
distanza dalla centrale di produzione. Questo tratto è composto da Tratto D che
raggiunge la scuola elementare, Tratto E F e G. L’edificio verde rappresenta la
scuola materna, quello in viola scuro la Banca Credito e quello fucsia il
condominio “le stelline”.
Lungo la rete si incontra un'altra utenza, rappresentata in fucsia, che corrisponde
al condominio “neresina”.
In Tabella 2.2 sono riportati i tratti descritti in precedenza con le relative
lunghezze. Primo nodo rappresenta il punto di stacco del ramo secondario B-C
mentre secondo nodo il punto di stacco del ramo D-E-F-G.
Tabella 2.2 - Lunghezza dei vari tratti della rete di teleriscaldamento in progetto.
Caratteristiche nuova rete
Tratto A 1598 m
Tratto B 227 m
Tratto C 64 m
Tratto D 57 m
Tratto E 73 m
Tratto F 37 m
Tratto G 11 m
Distanza centrale - primo nodo 504 m
Distanza centrale - secondo nodo 608 m
38
Figura 2.2 - Planimetria con illustrato il tratto nuovo della rete di teleriscaldamento che collega la
centrale a biomassa con il tratto di teleriscaldamento esistente. Nella figura sono anche
rappresentate le possibili utenze censite.
39
2.3 Situazione in Italia
2.3.1 Energia primaria
In Italia i consumi di energia primaria hanno mostrato un trend in crescita dal
2000 al 2005 (con un incremento del 6,4%), e nel 2005 è stato raggiunto il
livello record di consumi, pari a 197.776 ktep [12].
Figura 2.3 - Consumi di energia primaria in Italia.
Osservando la Figura 2.3 dal 2005 si osserva un calo costante dei consumi che
non accenna ad arrestarsi. Nel 2009 si osserva una flessione dei consumi molto
rilevante, pari al 5,7% rispetto al 2008, imputabile principalmente alla crisi
economica che ha investito i Paesi industrializzati e che ha fortemente
influenzato il settore energetico. Dopo una lieve crescita dei consumi di energia
nel 2010 (pari al 2,7% rispetto al 2009) a partire dal 2011 si assiste a un nuovo
calo dei consumo primari di energia.
Analizzando in particolare i consumi primari di energia per fonte, riportati in
Figura 2.4, è possibile notare che dal 2000 al 2013 il consumo di petrolio è
diminuito del 35,8%. Questa diminuzione, particolarmente marcata nel secondo
quinquennio (15,4%), è dovuta principalmente alle scelte energetiche del nostro
Paese, che hanno privilegiato il gas naturale come fonte primaria di energia per
il settore civile e la generazione elettrica. Infatti, dal 2000 al 2005 i consumi di
gas naturale sono aumentati del 22%, registrando un picco proprio nel 2005 con
71.169 ktep.
40
Dal 2005 si osserva una flessione anche per i consumi di gas (decrescita
comunque inferiore a quella del petrolio nello stesso periodo) che è stata
particolarmente significativa a partire dalla crisi economico-finanziaria.
Figura 2.4 - Consumi primari di energia per fonte in Italia.
Infatti, nel 2013 si è registrato un calo dei consumi di gas pari al 23,6% rispetto
al 2005. Le fonti che, pur in presenza di una crisi economica, hanno mostrato un
andamento crescente nel periodo di riferimento sono le rinnovabili, che dai
12.904 ktep del 2000 hanno raggiunto i 30.783 ktep, registrando un incremento
del 138,5%. Ciò detto, occorre ribadire che il loro contributo alla copertura dei
consumi resta, nel mix energetico complessivo, ancora marginale.
Possiamo, infine, osservare che la dipendenza dalle importazioni di energia
elettrica è rimasta tendenzialmente costante nell’arco degli anni di riferimento.
In Tabella 2.3 si hanno i dati relativi ai consumi primari di energia nel 2013
divisi per fonte. Risulta evidente l’importanza dei combustibili fossili come
fonte primaria di energia. Il petrolio e il gas naturale, infatti, contribuiscono per
il 68% alla copertura dei consumi italiani di energia. Come si può osservare
dalla tabella, le rinnovabili e i combustibili solidi vengono impiegati quasi
totalmente nella produzione di energia elettrica (area verde chiaro), mentre per
il gas naturale e il petrolio predomina l’area gialla corrispondente ai consumi
finali di energia.
È importante sottolineare che nel 2013 per la prima volta il contributo delle
rinnovabili alla produzione di energia elettrica è superiore a quello del gas
naturale; rispettivamente, infatti, coprono il 43% e il 31% della produzione di
energia elettrica.
41
Le importazioni di energia elettrica in Italia coprono il 5% dei consumi primari
di energia, mentre i combustibili solidi e le fonti di energia rinnovabile
contribuiscono rispettivamente per il 9% e per il 18% alla copertura dei consumi
energetici primari.
Tabella 2.3 - Consumi di energia per fonte nel 2013.
2.3.2 Teleriscaldamento
Il primo impianto di teleriscaldamento in Italia nasce nel 1971 a Modena e da
allora questa tecnologia ha continuato a svilupparsi. Al 31 dicembre 2013 il
parco edilizio allacciato a reti di teleriscaldamento censite in Italia ha raggiunto
la volumetria di 302,1 milioni di m3 (circa 2,6 volte la volumetria allacciata
nell’anno 2000). In Figura 2.5 si nota che il trend, ormai consolidato ed
evidenziato nel grafico, mostra una crescita media del 12 % annuo nel periodo
2000-2013 [13].
Come si osserva dal grafico in Figura 2.6 la distribuzione territoriale degli
impianti di teleriscaldamento in Italia, in termini di volumetria allacciata alle
reti risulta concentrata nell’Italia settentrionale. Nelle regioni meridionali,
invece, lo sviluppo è limitato perché economicamente non favorevole, a causa
del basso utilizzo degli impianti di riscaldamento.
42
Figura 2.5 – Andamento della volumetria tele riscaldata in Italia dal 1972 al 2013 in Nm3.
La quasi totalità della volumetria tele riscaldata circa 296 milioni di m3, pari al
98% della volumetria totale) è localizzata in sei regioni: Lombardia, Piemonte,
Emilia Romagna, Veneto, Trentino Alto Adige e Valle d’Aosta.
La Lombardia risulta avere il maggior volume riscaldato con 130 milioni di
metri cubi e il 43% del totale nazionale, seguita dal Piemonte con 78,4, milioni
di metri cubi, Emilia Romagna con 39,1 milioni di metri cubi e Trentino Alto
Adige con 28, 4 milioni di metri cubi.
Figura 2.6 - Distribuzione geografica degli impianti di TLR - volumetria in Mm3.
43
Osservando Figura 2.7 prendendo in considerazione il rapporto tra i metri cubi
riscaldati e la popolazione residente, la regione che offre le migliori prestazioni
è il Trentino Alto Adige, con una media di 27 m3/residente, seguita dal
Piemonte con 17 m3/residente e dalla Lombardia con 13 m3/residente. Seguita a
pochissima distanza dalla Valle d’Aosta con 12 m3 di volume riscaldato per
residente.
Figura 2.7 - Diffusioni degli impianti di TLR per residente – m3/residenti.
Scendendo a livello locale è il Comune di Torino a presentare la maggior
volumetria tele riscaldata con 54,5 milioni di m3, seguito da Brescia 41,6 e
Milano con 35 milioni di m3.
Nel 2013, le centrali al servizio di reti di teleriscaldamento in esercizio in Italia
hanno prodotto 6.930 GWh elettrici, 10.966 GWh termici. L’energia utile, cioè
al netto delle perdite di rete ad autoconsumi di centrale, ammonta
rispettivamente a 6.560 GWhe (95% della produzione), a 9.200 GWht (84%
dell’energia immessa nelle reti). Nella produzione elettrica prima indicata è
compresa sia quella delle centrali cogenerative dedicate sia quella “associata” al
calore prelevato da altre centrali cogenerative (centrali termoelettriche,
termovalorizzatori RSU).
Dalla Tabella 2.4 si vede che l’energia termica prodotta in cogenerazione
costituisce il 54,2% dell’energia totale immessa in rete. L’energia di
integrazione prodotta a mezzo di caldaie semplici costituisce il 23,2% , mentre
il restante 22,6% è costituito da fonti rinnovabili.
44
Tabella 2.4 –Tecnologia di produzione dell’energia termica immessa nelle reti.
Tecnologia di produzione GWh %
Cogenerazione fossile 5.942 54,2%
Produzione semplice fossile 2.538 23,2%
Cogenerazione rinnovabile 1.526 13,9%
Produzione semplice rinnovabile 640 5,8%
Geotermia 240 2,2%
Recupero (industria) 6 0,1%
Pompa di calore 67 0,6%
Totale 10.959 100%
I dati del teleriscaldamento in Italia appaiono assai più interessanti se si
considera quanta strada ancora si potrebbe fare nel nostro Paese in termini di
sviluppo di questa tecnologia. Secondo i dati analizzati solo il 7,7% della
popolazione residente nelle 11 regioni prese in considerazione è servita da reti
di teleriscaldamento. Da AIRU è stato possibile studiare il potenziale di
sviluppo per il nostro Paese pari a 1.111 milioni di m3 riscaldabili attraverso reti
di teleriscaldamento. Secondo l’indagine conoscitiva sul settore del
teleriscaldamento svolta da AGCM (2014), in Italia sono oltre 5.300 i comuni in
cui è possibile realizzare impianti di teleriscaldamento, ovvero tutti quelli
compresi nelle fasce climatiche E ed F, pari al 66% del totale dei comuni
italiani. Inoltre di questi il 14 % non risulta raggiunto da rete di distribuzione del
gas metano.
2.3.3 Biomassa
La fonte energetica delle biomasse è un’alternativa sempre più interessante ai
combustibili fossili, e negli ultimi anni ha visto una notevole diffusione nel suo
sfruttamento.
2.3.3.1 Settore elettrico
La maggior parte degli impianti alimentati con bioenergie (biomasse, biogas,
bioliquidi) installati in Italia a fine 2013 è di piccole dimensioni, con potenza
inferiore a 1 MW [14].
La potenza degli impianti alimentati con le bioenergie rappresenta l’8,0% di
quella relativa all’intero parco impianti rinnovabile. Nel corso del 2013 la
produzione da bioenergie è stata pari a 17.090 GWh, il 15% della produzione
totale da fonti rinnovabili.
45
In Figura 2.8 si vede la crescita di potenza installata da impianti a bioenergie in
Italia. Alla fine del 2013 sono 2.409, il 9,5% in più rispetto all’anno precedente.
In termini di potenza, dei 4.033 MW totali, il 39,8% viene alimentato con
biomasse solide, il 34,4% con biogas e il restante 25,8% con bioliquidi. Gli
impianti a biogas hanno potenza istallata media pari a meno di 1 MW mentre
quelli a biomasse solide arrivano a circa 6 MW di media.
Figura 2.8 - Evoluzione della potenza e della numerosità degli impianti a bioenergie in Italia.
Tra il 2000 e il 2013 la potenza installata degli impianti a biomasse è aumentata
secondo un tasso medio annuo del 14,6%.
Per quanto riguarda la produzione da bioenergie la produzione lorda nel 2013 è
aumentata del 36,9%, passando dai 12.487 GWh del 2012 ai 17.090 GWh (il
15,3% della generazione elettrica da fonti rinnovabili nel 2013). Nel 2013 la
produzione da biomasse solide è aumentata di oltre 1 TWh, passando da 4.746
GWh a 5.885 GWh.
Osservando il grafico in Figura 2.9 si osserva che tra il 2000 e il 2013
l’elettricità generata con le bioenergie è cresciuta mediamente del 26,6% l’anno
passando da 1.505 GWh a 17.090 GWh.
46
Figura 2.9 - Evoluzione della produzione di energia elettrica da bioenergie in Italia.
2.3.3.2 Settore termico da biomassa solida
Il 92% dell’energia termica viene consumata in modo diretto; il restante 8%
rappresenta la produzione di calore derivato, principalmente attraverso reti di
teleriscaldamento. La quantità maggiore del calore derivato (89%) è prodotta in
impianti che operano in assetto cogenerativo, mentre il restante 11% è prodotto
in impianti destinati alla sola produzione di calore.
Considerando sia i consumi diretti che il calore derivato prodotto, le fonti
rinnovabili più utilizzate in Italia sono le biomasse solide.
In Tabella 2.5 sono riassunti i dati relativi alla energia consumata da impianti a
biomassa solida nel 2012 e nel 2013. Nel 2013 l’energia termica complessiva
ottenuta in Italia dallo sfruttamento della biomassa solida per riscaldamento
ammonta a circa 307.000 TJ, corrispondenti a circa 7,3 Mtep.
L’incremento del 2013 rispetto al 2012 è legato principalmente alle variazioni
climatiche tra i due anni solari e all’incremento delle importazioni di pellet.
Gran parte della biomassa solida è utilizzata nel settore residenziale.
I consumi di calore derivato ammontano nel 2013 a 25.151 TJ; di questi 3.092
TJ sono prodotti da impianti di sola generazione termica, i restanti 22.059 da
impianti che operano in assetto cogenerativo.
47
Tabella 2.5 - Energia termica da biomassa solida.
48
49
3 Contesto normativo
3.1 Premessa
Il DM 6 luglio 2012 stabilisce le modalità di incentivazione della produzione di
energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diverse da quella
solare fotovoltaica, con potenza non inferiore a 1 kW.
Gli incentivi previsti dal Decreto si applicano agli impianti nuovi, integralmente
riconosciuti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o rifacimento, che
entrano in esercizio dal 1° gennaio 2013.
La normativa nazionale, recependo quella europea, definisce la biomassa come:
“la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura
(comprendente sostanze vegetali e animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie
connesse, compresa la pesca e l’acquacoltura, gli sfalci e le potature provenienti
dal verde urbano nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani”.
3.2 Scenario normativo attuale
3.2.1 Modalità di accesso agli incentivi
Il Decreto definisce quattro diverse modalità di accesso agli incentivi, a seconda
della potenza dell’impianto e della categoria di intervento (art. 4):
1. Accesso diretto, nel caso di interventi di nuova costruzione, integrale
ricostruzione, riattivazione o potenziamento con potenza non superiore
ad un determinato limite (art.4 comma 3), per determinare tipologie di
fonte o per specifiche casistiche;
2. Iscrizione a registri, in posizione tale da rientrare nei contingenti annui di
potenza incentivabili (art. 9 comma 4), nel caso di interventi di nuova
costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento con
potenza superiore a quella massima ammessa per l’accesso diretto agli
incentivi e non partecipazione a procedure di aste competitive al ribasso.
Il Soggetto Responsabile dovrà richiedere al GSE l’iscrizione al Registro
informatico relativo alla fonte e alla tipologia di impianto per il quale
intende accedere agli incentivi;
3. Iscrizione a registri per gli interventi di rifacimento, in posizione tale da
rientrare nei relativi contingenti annui di potenza incentivabile (art. 17
comma 1); nel caso di rifacimenti di impianti la cui potenza successiva
50
all’intervento è superiore a quella massima ammessa per l’accesso
diretto. Il Soggetto Responsabile dovrà richiedere al GSE l’iscrizione al
Registro informatico per gli interventi di rifacimento, relativo alla fonte e
alla tipologia di impianto per il quale intende richiedere gli incentivi;
4. Aggiudicazione degli incentivi partecipando a procedure competitive di
Aste al ribasso, gestite dal GSE esclusivamente per via telematica, nel
caso di interventi di nuova costruzione, integrale ricostruzione,
riattivazione o potenziamento con potenza superiore a un determinato
valore di soglia (10 MW per gli impianti idroelettrici, 20 MW per gli
impianti geotermoelettrici e 5 MW per gli altri impianti a fonti
rinnovabili);
Si precisa che, in caso di interventi di potenziamento, per determinare la
modalità di accesso agli incentivi, la potenza da considerare corrisponde
all’incremento di potenza a seguito dell’intervento.
3.2.2 Tipologia di incentivi e tariffe incentivanti
Gli incentivi sono riconosciuti sulla produzione di energia elettrica netta
immessa in rete dall’impianto. La produzione netta immessa in rete è il minor
valore tra la produzione netta dell’impianto e l’energia elettrica effettivamente
immessa in rete dallo stesso. L’energia elettrica autoconsumata non ha accesso
agli incentivi.
Il Decreto prevede due distinti meccanismi incentivanti, individuati sulla base
della potenza, della fonte rinnovabile e della tipologia dell’impianto:
una tariffa incentivante omnicomprensiva (To) per gli impianti di
potenza fino a 1 MW, determinata dalla somma tra una tariffa
incentivante base – il cui valore è individuato per ciascuna fonte,
tipologia di impianto e classe di potenza nell’Allegato 1 (Tabella 3.1) del
Decreto – e l’ammontare di eventuali premi (es. riduzione emissioni,
cogenerazione ad alto rendimento). L’energia immessa in rete dagli
impianti che accedono alla tariffa omnicomprensiva risulta nella
disponibilità del GSE e non del produttore.
La tariffa incentivante omnicomprensiva To è determinata secondo la
formula di seguito indicata:
To = Tb + Pr
(3.1)
dove:
51
Tb è la tariffa incentivante base ricavata per ciascuna fonte e
tipologia di impianto dalla tabella 1.1 dell’allegato 1 del decreto
(Tabella 3.1);
Pr è l’ammontare totale degli eventuali premi a cui ha diritto
l’impianto;
un incentivo (I) per gli impianti di potenza superiore a 1 MW e per quelli
di potenza fino a 1 MW che non optano per la tariffa omnicomprensiva,
calcolato come differenza tra la tariffa incentivante base – a cui vanno
sommati eventuali premi a cui ha diritto l’impianto – e il prezzo zonale
orario dell’energia (riferito alla zona in cui è immessa in rete l’energia
elettrica prodotta dall’impianto). L’energia prodotta dagli impianti che
accedono all’incentivo (I) resta nella disponibilità del produttore.
L’incentivo I è determinato secondo la formula seguente:
I = Tb + Pr − Pz
(3.2)
dove:
Tb è la tariffa incentivante base ricavata per ciascuna fonte e
tipologia di impianto dalla tabella 1.1 dell’allegato 1 del decreto
(Tabella 3.1);
Pr è l’ammontare totale degli eventuali premi a cui ha diritto
l’impianto;
Pz è il prezzo zonale orario, della zona in cui è immessa in rete
l’energia elettrica prodotta dall’impianto.
Nel caso in cui il valore dell’incentivo risulti negativo esso è posto pari a
zero.
L’accesso agli incentivi stabiliti dal DM 6 luglio 2012 è alternativo ai
meccanismi dello scambio sul posto e del ritiro dedicato.
Inoltre il Decreto stabilisce che il costo indicativo cumulato di tutte le tipologie
di incentivo riconosciute agli impianti a fonte rinnovabile diversi dai
fotovoltaici, non può superare complessivamente il valore di 5,8 miliardi di euro
annui.
52
Tabella 3.1 - In figura è rappresentata la tabella con riportate vita utile e tariffa base a seconda della
potenza della fonte rinnovabile e della tipologia di impianto.
53
Il DM 6 luglio 2012 [15] individua, per ciascuna fonte, tipologia di impianto e
classe di potenza, il valore delle tariffe incentivanti base (Tb) di riferimento. Il
valore della tariffa incentivante base spettante è quello vigente alla data di
entrata in esercizio dell’impianto. La tariffa omnicomprensiva o l’incentivo,
calcolati dal valore della tariffa incentivante base, saranno erogati dal GSE a
partire dalla data di entrata in esercizio commerciale.
Gli incentivi hanno durata pari alla vita media utile convenzionale della
specifica tipologia di impianto. La vita utile degli impianti è riportata nella
Tabella 3.1. Il DM prevede che dalla tariffa base venga decurtato un 2% l’anno
per gli impianti che entrano in servizio dopo il 2013.
3.2.3 Definizione premi
Il decreto definisce anche una serie di premi (Pr) che si possono aggiungere alla
tariffa base, ai quali possono accedere particolari tipologie di impianti che
rispettano determinati requisiti di esercizio. I vari premi sono riportati negli
articoli 8, 26, 27, nell’allegato 1 e nella tabella 1.1 del Decreto DM 6 luglio
2012.
Di seguito saranno riportate le voci del Decreto dove sono riportati i premi
sfruttabili dall’impianto in progetto, ovvero quelle che riguardano impianti a
Biomassa e impianti di cogenerazione ad alto rendimento.
Art 8 comma 6: alla tariffa di riferimento per gli impianti alimentati da
biomasse di cui al comma 4, lettere a) e b), di potenza non inferiore a 1
MW e non superiore a 5 MW ovvero di potenza superiore a 1MW per
impianti oggetto di intervento di rifacimento, qualora siano rispettate le
condizioni di seguito riportate, possono essere aggiunti e tra loro
cumulati i premi di seguito indicati:
a) l’esercizio degli impianti dà luogo a una riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra rispetto ai valori obiettivo indicati
nel decreto di cui al comma 9: 10 €/MWh;
b) gli impianti sono alimentati da biomasse da filiera ricomprese fra
le tipologie indicate in Tabella 1.B: 20 €/MWh.
Art 8 comma 7: alla tariffa di riferimento per gli impianti alimentati da
biomasse di cui al comma 4, lettere a) e b), di qualsiasi potenza, anche
oggetto di rifacimento, spetta un incremento di 30 €/MWh qualora gli
impianti soddisfino i requisiti di emissione in atmosfera di cui
all’Allegato 5 (Tabella 3.2);
54
Art 8 comma 8: alla tariffa di riferimento per gli impianti a biomasse,
biogas e bioliquidi sostenibili operanti in cogenerazione ad alto
rendimento, spetta un premio così differenziato:
a) 40 €/MWh, per impianti alimentati dalle tipologie di cui al
comma 4, lettera a), e da bioliquidi sostenibili;
b) 40 €/MWh, per impianti a biomasse di cui al comma 4, lettera
b), qualora il calore cogenerato sia utilizzato per
teleriscaldamento;
c) 10 €/MWh per gli altri impianti.
Il premio di cui all’articolo 8, comma 7 è corrisposto nel caso in cui la media
mensile dei parametri di emissione in atmosfera descritti in Tabella 3.2 e riferiti
ad una percentuale di ossigeno libero nell’effluente gassoso pari all’11%, risulti
uguale o inferiore ai valori indicati.
Tabella 3.2 – Valori di emissione in atmosfera per impianti di combustione a biomasse.
3.3 Cogenerazione ad alto rendimento
3.3.1 Principi della cogenerazione
La cogenerazione è la produzione combinata, di energia elettrica – o meccanica
– e energia termica (calore) ottenute in appositi impianti utilizzanti la stessa
energia primaria. La cogenerazione utilizza sistemi di generazione tradizionali
(ad es. motori a combustione interna, turbine a vapore, turbine a gas, cicli
combinati, caldaie a biomassa…) dove l’energia termica prodotta viene
recuperata e riutilizzata per usi diversi dalla generazione elettrica (ad es. usi
industriali, teleriscaldamento, etc…) [16].
Per produrre la sola energia elettrica si utilizzano generalmente centrali
termoelettriche che disperdono parte dell’energia nell’ambiente: questa è
energia termica di scarso valore termodinamico essendo a bassa temperatura.
55
Per produrre la sola energia termica si usano tradizionalmente delle caldaie che
convertono l’energia primaria contenuta nei combustibili, di elevato valore
termodinamico, in energia termica di ridotto valore termodinamico.
Se un’utenza richiede contemporaneamente energia elettrica ed energia termica,
anziché installare una caldaia e acquistare energia elettrica dalla rete, si può
pensare di realizzare un ciclo termodinamico per produrre energia elettrica
sfruttando i livelli termici più alti, cedendo il calore residuo a più bassa
temperatura per soddisfare le esigenze termiche. Da questo punto di vista la
cogenerazione può dare un risparmio energetico che però non è scontato: si
tratta allora di valutare quando è davvero vantaggiosa e rispetto a quale
alternativa. L’obiettivo fondamentale che si vuole perseguire con la
cogenerazione è quello di sfruttare al meglio l’energia contenuta nel
combustibile: a ciò consegue un minor consumo di combustibile e di
conseguenza un minor impatto ambientale.
Rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e
calore, la produzione combinata, se efficace comporta:
un risparmio economico conseguente al minor consumo di combustibile;
una riduzione dell’impatto ambientale, conseguente sia alla riduzione
delle emissioni sia al minor rilascio di calore residuo nell’ambiente
(minore inquinamento atmosferico e minore inquinamento termico);
minori perdite di trasmissione e distribuzione per il sistema elettrico
nazionale, conseguenti alla localizzazione degli impianti in prossimità
dei bacini di utenza o all’autoconsumo dell’energia prodotta;
la sostituzione di modalità di fornitura del calore meno efficienti e più
inquinanti (caldaie, sia per usi civili sia industriali), caratterizzate da più
bassi livelli di efficienza, elevato impatto ambientale e scarsa flessibilità
relativamente all’utilizzo di combustibili.
3.3.2 Definizione di cogenerazione ad alto rendimento
Per il riconoscimento della condizione di Alto Rendimento (CAR) delle unità di
cogenerazione, bisogna fare riferimento ai criteri stabiliti dal DM 4 agosto 2011,
validi a partire dal 1° gennaio 2011, che ha completato il recepimento della
Direttiva 2004/8/CE, iniziato con il Decreto n. 20 del 2007.
Per essere considerati impianti di cogenerazione ad alto rendimento e per avere
tutta l’energia prodotta considerata in regime di cogenerazione, il rendimento
globale (ηglobale) deve essere superiore di un determinato valore. Il valore di
riferimento equivale al 80% per le sezioni con turbina a gas a ciclo combinato
56
con recupero di calore e per le sezioni con turbina di condensazione a estrazione
di vapore, al 75% per tutti gli altri tipi di unità di cogenerazione.
ηglobale =E + Hchp
F
Dove:
E: energia elettrica prodotta
Hchp: energia termica utile cogenerata ed effettivamente utilizzata in un
processo a valle. Tale grandezza nella spirito della direttiva, per ogni tipo
di unità, condiziona le altre due variabili: l’energia prodotta in regime di
cogenerazione e l’energia termica fornita dal combustibile anche’essa in
regime di cogenerazione.
F: energia termica immessa nell’unità da fonti esterne all’area
dell’impianto di cogenerazione, con esclusione dell’apporto di energia
del combustibile NON CHP da fonti esterne all’area dell’impianto di
cogenerazione utilizzata per produrre solo energia termica utile. Tale
energia può essere immessa attraverso un combustibile o, come in alcuni
casi, attraverso gas caldi o vapore provenienti da un processo di
lavorazione posto a monte.
Qualora le condizioni descritte non siano rispettate si assume che parte
dell’energia elettrica/meccanica non sia prodotta in regime di cogenerazione ed
entra in gioco la macchina virtuale sinteticamente illustrata nella Figura 3.1,
dove una stessa unità fisica è scomposta in due macchine virtuali: l’una
cogenerativa (CHP) e l’altra non cogenerativa (NON CHP).
57
Figura 3.1 – Macchina virtuale da considerare per suddividere l’energia prodotta in cogenerazione
(CHP) e non in cogenerazione (NON CHP).
Inoltre la cogenerazione ad alto rendimento per essere considerata tale deve
rispondere ai seguenti requisiti:
per le unità con capacità di generazione di almeno 1 MWe, permette di
conseguire un risparmio di energia primaria, calcolato in conformità ai
criteri espressi all’interno del DM 4 agosto 2011, pari almeno al 10%;
per le unità con capacità di generazione inferiore a 1 MWe (piccola e
micro-cogenerazione) permette di conseguire un risparmio di energia
primaria, sempre calcolato in conformità al medesimo decreto.
La condizione da soddisfare per riconoscere che una data unità funzioni in CAR
consiste, quindi, nel raggiungimento di un risparmio di energia primaria (PES)
superiore ad un valore minimo prestabilito, differenziato in funzione della classe
di potenza dell’unità cogenerativa. Tale condizione viene di seguito espressa in
formule:
PES ≥ 0.1 (10%) per le unità di cogenerazione con capacità di
generazione almeno pari a 1 MWe;
PES > 0 per le unità di piccola e micro-cogenerazione.
Si definisce, quindi “unità di piccola cogenerazione” l’unità di cogenerazione
caratterizzata da una capacità di generazione o potenza dell’unità minore di 1
MWe.
58
Si definisce inoltre “unità di micro-cogenerazione” l’unità di cogenerazione
caratterizzata da una capacità di cogenerazione o potenza dell’unità minore di 50
kWe.
La formula per il calcolo del PES è la seguente:
PES =
(
1 −1
CHP HηREF Hη
+ CHP EηREF Eη)
∗ 100
Dove:
CHP Hη: rendimento termico della produzione mediante cogenerazione
definito come il rapporto tra il calore utile (Hchp) diviso per il
combustibile di alimentazione (Fchp) usato per produrre la somma del
calore utile e dell’energia elettrica da cogenerazione.
REF Hη: valore di rendimento per la produzione separata di calore
secondo i parametri indicati nell’allegato V del DM 5 settembre 2011
(Tabella 3.3).
CHP Eη: rendimento elettrico della produzione mediante cogenerazione
definito come il rapporto tra l’energia elettrica prodotta in cogenerazione
(Echp) ed il combustibile di alimentazione (Fchp) utilizzato per produrre la
somma del calore utile e dell’energia elettrica da cogenerazione.
REF Eη: valore di riferimento per la produzione separata di energia
elettrica secondo i parametri indicati nell’allegato IV del DM 5
settembre 2011 (Tabella 3.4). Il valore di riferimento deve essere
corretto in funzione della temperatura ambiente media del sito di
istallazione, della tensione di rete e del rapporto tra energia auto
consumata ed immessa in rete secondo le direttive indicate negli allegati
VI e VII DM 5 settembre 2011.
Tabella 3.3 – Valori di riferimento armonizzati per la produzione separata di calore.
59
Per quanto riguarda la Tabella 3.3 e la Tabella 3.4 i valori di riferimento sono
basati sul potere calorifico inferiore e sulle condizioni ISO standard
(temperatura ambiente di 15 °C, pressione di 1,013 bar, umidità relativa del
60%).
Tabella 3.4 – Valori di riferimento armonizzati per la produzione separata di elettricità.
60
3.4 Incentivo sull’energia termica
Per quanto riguarda le reti di teleriscaldamento alimentate a biomassa esiste un
credito di imposta per l’utente finale. Il credito è risarcito in seguito dallo stato
alla società che eroga il servizio del teleriscaldamento.
La legge finanziaria 2001 (L.23/12/2000 n.388, art. 29) ha introdotto un
contributo per gli utenti che si allacciano alle reti di teleriscaldamento alimentate
da biomassa. Si tratta di un credito d’imposta, del valore di € 20,66 per ogni kW
di potenza impegnata, che è trasferito all’utente finale attraverso uno sconto,
operato dalla società che eroga il servizio calore, nella bolletta del cliente. Lo
Stato provvede poi al rimborso alla società.
La legge finanziaria 2009 (L. 22/12/2008 n. 203, art. 2) ha, inoltre confermato
un’ulteriore agevolazione sulla fornitura di calore mediante reti di
teleriscaldamento alimentate da biomassa, pari a € 25,80 per ogni MWh termico
fornito. Si tratta ancora una volta di un’agevolazione in forma di credito
d’imposta, che viene trasferita sul prezzo di cessione del calore all’utente finale.
61
4 Il teleriscaldamento
4.1 Premessa
Il teleriscaldamento (più correttamente riscaldamento urbano a rete, traduzione
dell’originario termine inglese District Heating), è un servizio energetico
presente nei centri urbani ubicati in aree climatiche fredde. Con il termine
teleriscaldamento si intende anche il trasporto a distanza, rispetto al luogo di
produzione, di energia termica per gli usi connessi alla climatizzazione invernale
(e talvolta estiva, per mezzo d’impianti ad assorbimento) e per la produzione di
acqua calda sanitaria.
L’energia termica immessa nelle reti di teleriscaldamento può avere diverse
provenienze:
da una centrale termica convenzionale di grosse dimensioni
da una centrale di produzione combinata elettricità-calore
dall’incenerimento dei rifiuti solidi urbani
da processi industriali (calore di scarto a bassa temperatura)
da fonte geotermica a bassa, media e alta temperatura
da fonti rinnovabili come biomasse, biogas da discariche, scarti di
lavorazioni, ecc
Nel caso considerato, come visto nella descrizione della centrale in progetto, la
generazione di energia termica viene ottenuta mediante il recupero dalla centrale
alimentata a biomassa e per quanto riguarda la parte già esistente da una centrale
termica, anche questa cogenerativa, che verrà descritta nel paragrafo 5.2.
Il trasporto avviene tramite una rete di distribuzione coibentata percorsa dal
fluido vettore che può essere acqua calda, acqua surriscaldata o vapore.
Nel caso trattato il fluido vettore è acqua calda che ha una temperatura in
mandata di circa 90°C e di ritorno in centrale di circa 60°C
62
4.2 Rete di distribuzione
La rete di distribuzione è costituita da due tubazioni affiancate, una di mandata e
una di ritorno. Sono tubazioni preisolate, formate da un tubo di servizio e da una
copertura. Il tubo di servizio è realizzato in acciaio ed è rivestito dall’isolante
poliuretano espanso. Il tutto è racchiuso da una guaina nera in polietilene. La
Figura 4.1 mostra la configurazione descritta, si distinguono i tre strati da cui
sono composte le tubazioni.
Figura 4.1 – Composizione di un tubo per il teleriscaldamento.
La scelta dei diametri è soggetta alle dimensioni standard presenti in
commercio. Normalmente, nella progettazione delle reti di teleriscaldamento la
scelta del diametro della tubazione tende ad essere quella successiva arrotondata
per eccesso, spesso aumentata di un valore pari al 30% di quella reale. Si prende
questa decisione perché le reti realizzate possono essere soggette a continue
espansioni, quindi si deve permettere l’allacciamento di nuove utenze senza
modificare la dorsale principale esistente.
In Figura 4.2 è riportata la sezione di una condotta dove si mostra la
distribuzione dei diversi materiali. Nello strato di poliuretano espanso sono
presenti dei cavi di controllo. Sono cavi di rame che servono per il rilevamento
di eventuali perdite lungo la tubazione.
63
Figura 4.2 – Sezione trasversale di un tubo per la rete di teleriscaldamento.
La distribuzione di calore in una rete di teleriscaldamento può essere di tipo
diretto o indiretto. Nel primo caso esiste un solo circuito idraulico che collega la
centrale di produzione con le utenze, il fluido in uscita dalla centrale rappresenta
il fluido termovettore che alimenta direttamente gli edifici allacciati. In questo
modo si hanno i vantaggi di avere minori perdite di calore e costi di
investimento inferiori.
Il tipo indiretto prevede la realizzazione di due circuiti separati , uno in uscita
dalla centrale che raggiunge tutte le utenze, l’altro è un circuito proprio di ogni
singola utenza e sono in contatto tra loro tramite uno scambiatore a piastre
tramite il quale c’è lo scambio di calore dal circuito principale a quello che serve
le utenze. Questo tipo di scelta impiantistica è soggetta a maggiori perdite di
calore e costi di investimento più elevati ma presenta diversi vantaggi:
semplificazione della manutenzione
individuazione immediata di eventuali perdite
uso di componenti a bassa pressione per l’impianto del cliente
regolazione più efficiente
maggiore rigore nella contabilizzazione del calore
In Italia si sfruttano maggiormente gli impianti indiretti mentre nelle zone
dell’Europa Orientale della Germania si usano di più quelli diretti.
Una rete di teleriscaldamento può avere tre tipi di configurazione [17]:
ad albero, o ramificata
ad anello
a maglie
64
La struttura ad albero, rappresentata in Figura 4.3, prevede che la dorsale
principale percorra le zone contigue alle utenze maggiori per poi diramarsi in
diversi sottopercorsi destinati al raggiungimento delle utenze minori.
Figura 4.3 – Esempio configurazione di rete ad albero.
La Figura 4.4 rappresenta una rete di teleriscaldamento con configurazione ad
anello. È presente un unico anello chiuso che può essere percorso in entrambi i
sensi. Il circuito di mandata e di ritorno sono in parallelo e in ogni punto
dell’anello si possono fare partire le diramazioni per raggiungere le utenze. Con
questa configurazione si ha il vantaggio di una maggior affidabilità e la
possibilità di realizzare estensioni future. Un ulteriore vantaggio è il fatto che
nel caso si verifichi un problema la fornitura del servizio non è sospesa ma
l’acqua viene fatta fluire nel senso opposto.
65
Figura 4.4 – Esempio configurazione di rete ad anello.
La terza tipologia è quella a maglia ed è mostrata in Figura 4.5, è costituita da
più anelli chiusi in contatto tra loro in punti diversi e alimentata da un minimo di
due centrali di produzione, in funzione dell’estensione della rete. Essa presenta
un’affidabilità maggiore della precedente configurazione e la possibilità di
ulteriori ampliamenti. Lo svantaggio sta nei costi di investimento maggiori.
Figura 4.5 – Esempio configurazione di rete a maglie.
66
4.3 Dimensionamento fluidodinamico
Il nuovo tratto di rete va ad integrarsi alla rete del teleriscaldamento esistente
andando a formare una configurazione a maglia, quindi deve essere
dimensionato in modo che possa essere percorso in entrambi i sensi.
Per questo motivo il dimensionamento viene fatto come se la portata massima
uscente dalla centrale debba percorrere tutto il tratto fino alla rete esistente.
Nella tabella sottostante si riportano le caratteristiche e le misure standard dei
tubi preisolati che vengono normalmente utilizzati per la realizzazione delle reti
di teleriscaldamento [18].
Tabella 4.1 – Caratteristiche di tubi preisolati con tubo di servizio in acciaio.
Tubi di servizio preisolati
diametro in pollici 4 5 6 8 10 12
DN - diametro nominale 100 125 150 200 250 300
di - tubo servizio (mm) 107,1 132,5 160,3 210,1 263 312,7
de - tubo servizio (mm) 114,3 139,7 168,3 219,1 273 323,9
t - spessore tubo servizio (mm) 3,6 3,6 4 4,5 5 5,6
Di - tubo guaina (mm) 193,6 218 242,2 305,2 387,4 436
De - tubo guaina (mm) 200 225 250 315 400 450
e - spessore guaina (mm) 3,2 3,5 3,9 4,9 6,3 7
peso tubo preisolato [kg/m] 13,2 16,1 20,9 31,1 45 58,3
contenuto acqua (l/m) 9 13,8 20,2 34,7 54,3 76,8
Il primo passo è calcolare la portata d’acqua che viene immessa in rete
considerando il funzionamento della centrale in condizioni nominali.
Q =
P
cs ∗ ΔT∗ Vs
(4.1)
Dopo aver calcolato la portata si procede con il dimensionamento del tratto di
rete. Ci sono diverse equazioni che si possono utilizzare, di seguito sono
riportati i procedimenti per calcolare le perdite di carico. Sono state utilizzate tre
diverse formulazioni, in questo modo si può avere un riscontro sui risultati
ottenuti.
In Tabella 4.2 seguente sono riportati i dati utilizzati e il valore della portata
calcolata.
67
Tabella 4.2 – Caratteristiche portata d’acqua immessa in rete con funzionamento della centrale in
condizioni nominali.
Acqua teleriscaldamento
Potenza [kW] 4819
Tin [°C] 60
Tout [°C] 90
cs [KJ/Kg°C] 4,187
Vs (75°C;10bar) [m^3/Kg] 0,001025373
Portata [m^3/h] 75°C 141,6175898
Portata [m^3/s] 75°C 0,039338219
Portata [kg/s] 38,36477987
La prima equazione che consideriamo è la relazione empirica di Chezy
sviluppata per calcolare la velocità in un condotto, sia in pressione che a pelo
libero:
v = χ ∗ √R ∗ J (4.2)
Dove:
v: velocità media [m/s];
χ: coefficiente di scabrezza [m1/2/s];
R: raggio idraulico;
J: cadente piezometrica [m/m].
Per le condotte circolari, si può esprimere la seguente equazione:
J =
Δh
m= β
r∗Q2
di5
(4.3)
Dove:
βr: parametro in funzione al coefficiente di scabrezza [s2/m];
Q: portata [m3/s];
di: diametro tubo.
A questo punto si calcola il valore del parametro βr. Sono state usate due
formule diverse per il calcolo del parametro in funzione al coefficiente di
scabrezza.
68
Formula di Gauckler – Strickler:
βr=
10.3
C2 ∗ di13⁄
(4.4)
Il valore di C è stato considerato pari a 90 m0.33/s-1.
In Tabella 4.3 sono riportati i valori delle perdite distribuite per il tratto di rete in
progetto a seconda del diametro nominale dei tubi di servizio, calcolati con
l’equazioni (4.3) e (4.4)(4.3). Ci sono sia le perdite per metro di tubo che quelle
totali su tutto il percorso, dall’uscita della centrale all’allaccio con la rete
esistente. Inoltre si è calcolato anche la velocità di percorrenza dell’acqua al
variare del diametro del tubo.
Tabella 4.3 – Valori delle perdite di carico e della velocità del fluido in funzione del diametro
nominale dei tubi utilizzando la formula di Gauckler – Strickler.
Dimensionamento fluidodinamico
DN v [m/s] Δh/l [m/m] i [Pa/m] Δh [m] ΔP [Pa]
100 4,3666 0,294061 2813,168 939,702 8989760,6
125 2,8529 0,094514 904,180 302,029 2889397,5
150 1,9492 0,034224 327,412 109,368 1046276,6
200 1,1347 0,008086 77,351 25,838 247183,6
250 0,7241 0,002441 23,351 7,800 74621,0
300 0,5122 0,000970 9,277 3,099 29644,4
Formula di Kutter:
βr= 0.000648 ∗ (1 +
2 ∗ m
√di)
2
(4.5)
Il valore di m è stato considerato 0.15 m0,5.
La Tabella 4.4 è formata dalle stesse grandezze della precedente tabella con la
sola differenza di aver usato la formula di Kutter invece che quella di Gauckler
– Strickler per il calcolo di βr.
69
Tabella 4.4 - Valori delle perdite di carico e della velocità del fluido in funzione del diametro
nominale dei tubi utilizzando la formula di Kutter.
Dimensionamento fluidodinamico
DN v [m/s] Δh/l i [Pa/m] Δh [m] ΔP [Pa]
100 4,3666 0,261436 2501,051 835,443 7992359,7
125 2,8529 0,081706 781,647 261,099 2497829,8
150 1,9492 0,028991 277,346 92,644 886287,6
200 1,1347 0,006705 64,145 21,427 204982,6
250 0,7241 0,002002 19,153 6,398 61204,8
300 0,5122 0,000792 7,575 2,530 24206,5
Dopo aver calcolato il parametro βr con due formule differenti si è preso in
considerazione un’espressione diversa dalla (4.2) per ricavare la cadente
piezometrica J. L’equazione (4.6) rappresenta la relazione di Darcy-Weisbach
[19].
J =
λ ∗ v2
2 ∗ g ∗ di
(4.6)
Dove:
v: velocità media [m/s];
g: accelerazione di gravità:
λ: coefficiente adimensionale di resistenza, funzione della scabrezza del
tubo e del numero di Reynolds.
Per il calcolo di λ si utilizza la formula di Colebrook-White:
1
√λ= −2 ∗ log (
2.51
Re ∗ √λ+
εdi⁄
3.71)
(4.7)
considerando che:
Re =
ρ ∗ D ∗ v
μ
(4.8)
Dove D è il diametro del condotto mentre ρ e μ sono rispettivamente la densità e
la viscosità dell’acqua.
Per calcolare il valore di λ e quindi della cadente piezometrica si utilizza la
funzione risolutore di excel, oppure un metodo iterativo.
70
La tabella seguente è uguale alle Tabella 4.3 e (4.4) con i valori calcolati usando
le formule di Darcy-Weisbach e di Colebrook.
Tabella 4.5 - Valori delle perdite di carico e della velocità del fluido in funzione del diametro
nominale dei tubi utilizzando la formula di Colebrook-White.
Formula Colebrook
DN v [m/s] Δh/l i [Pa/m] Δh [m] ΔP [Pa]
100 4,3666 0,253482 2424,965 810,028 7749217,4
125 2,8529 0,082459 788,857 263,507 2520872,0
150 1,9492 0,030253 289,420 96,677 924871,6
200 1,1347 0,007313 69,961 23,369 223566,7
250 0,7241 0,002260 21,625 7,224 69105,8
300 0,5122 0,000918 8,780 2,933 28057,1
Nello svolgimento del calcolo con la formula (4.7) si è provato a tenere conto
della variazione delle caratteristiche dell’acqua, viscosità cinematica e volume
specifico, rispetto alla temperatura.
Figura 4.6 – Andamento della cadente [Pa/m] funzione della temperatura, quindi considerando le
caratteristiche dell’acqua dipendenti dalla temperatura.
Si nota dalla Figura 4.6 che il valore di J varia in maniera sensibile solamente
per il tubo DN 100 e in quantità trascurabile. Quindi si considera che la cadente
non varia in modo rilevante al variare della temperatura.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 50 60 70 80 90 100
i [P
a/m
]
Temperatura [°C]
Cadente i [Pa/m]
DN100
DN125
DN150
DN200
DN250
DN300
71
La Tabella 4.6 raccoglie le velocità normalmente consigliate per una rete di
teleriscaldamento derivate in modo tale da avere un trade-off tra perdite di
carico e portata circolante [20]:
Tabella 4.6 – Velocità normalmente consigliate a seconda del diametro nominale dei tubi in un
impianto di teleriscaldamento.
DN v (m/s)
< = 100 1
125 - 250 1 - 2
300 - 350 2 - 2,5
> = 400 3
Per il ramo principale si è scelto la tubazione DN 200.
4.4 Perdite termiche
Nella progettazione di un impianto di teleriscaldamento, oltre al
dimensionamento fluidodinamico, si procede alla valutazione delle perdite di
calore considerando gli spessori del materiale coibente presente all’interno delle
tubazioni preisolate. La perdita di calore per una coppia di tubazioni (mandata e
ritorno) dipende dalla profondità di posa alla quale i tubi vengono installati,
dalla distanza fra le due tubazioni, dalle temperature di mandata e di ritorno e
dalle caratteristiche isolanti dei materiali componenti il sistema.
In Figura 4.7 è illustrata una sezione dello scavo per la posa dei tubi di servizio.
In questo caso oltre ai tubi DN 200 per il trasporto dell’acqua sono presenti
anche tre tubi corrugati DN 125, per cavidotti, che non hanno nessuna funzione
per la rete del teleriscaldamento.
Figura 4.7 – Sezione di uno scavo per la posa delle tubazioni per il teleriscaldamento, sono presenti
anche tre tubi di servizio corrugati.
72
La perdita di calore è calcolata per coppia di tubi utilizzando la seguente
formula
Ppersa_metro = U[(Tmandata + Tritorno) − 2 ∗ Tterreno] (4.9)
Dove U è il coefficiente globale di scambio termico che considera le diverse
resistenze termiche:
U =
1
(Risolante + Rtubo di servizio + Rguaina + Rterreno + Rtubo_tubo
(4.10)
Considerando la configurazione riportata nella Figura 4.7 e le caratteristiche dei
tubi di servizio in Tabella 4.1 si procede con il calcolo delle resistenze termiche:
Risolante =
1
2 ∗ π ∗ kisolanteln (
Dide)
(4.11)
Rtubo di servizio =
1
2 ∗ π ∗ ktubo di servizioln (dedi)
(4.12)
Rguaina =
1
2 ∗ π ∗ kguainaln (DeDi)
(4.13)
Rterreno =
1
2 ∗ π ∗ kterrenoln (4 ∗ ZcDe
) (4.14)
Rtubo_tubo =
1
4 ∗ π ∗ kterrenoln [1 + (
2 ∗ ZcC)2
] (4.15)
Tabella 4.7 – Valore dei coefficienti di conduttività termica utilizzati.
Conducibilità termica isolante 0,03 [W/m°C]
Conducibilità termica tubo di servizio 55 [W/m°C]
Conducibilità termica guaina 0.35 [W/m°C]
Conducibilità termica terreno 1.5 [W/m°C]
Per C si considera la distanza fra gli assi delle due tubazioni. Con Zc si intende la
profondità virtuale di posa:
Zc = Z + R0 ∗ kterreno (4.16)
73
Il valore R0 è la resistenza di transizione superficiale pari a 0.0685 m2°C/W.
La profondità effettiva di posa Z e C dipendono dal diametro nominale, i valori
sono riportati in Tabella 4.8.
Tabella 4.8 – Caratteristiche termiche al variare del diametro del tubo. Sono rappresentati il
coefficiente di scambio termico globale e le perdite termiche in termini di potenza e di portata.
DN Z [m] C[m] U [W/m°C] Potenza persa [W/m] m persa [kg/s/m]
15 1,255 0,29 0,125244 16,282 0,000130
20 1,255 0,29 0,148238 19,271 0,000153
25 1,255 0,29 0,180176 23,423 0,000186
32 1,245 0,31 0,184195 23,945 0,000191
40 1,245 0,31 0,211068 27,439 0,000218
50 1,2875 0,325 0,234729 30,515 0,000243
65 1,28 0,34 0,275100 35,763 0,000285
80 1,27 0,36 0,283762 36,889 0,000294
100 1,3 0,40 0,296548 38,551 0,000307
125 1,2875 0,425 0,342918 44,579 0,000355
150 1,325 0,45 0,404034 52,524 0,000418
200 1,3425 0,515 0,441257 57,363 0,000457
250 1,4 0,6 0,428824 55,747 0,000444
300 1,425 0,65 0,491508 63,896 0,000509
La Tabella 4.8 riporta i risultati dei calcoli per trovare le perdite termiche. Con
“U” si indica il coefficiente di scambio termico globale, “P” la potenza persa per
metro di tubo e con “m persa” vengono intese le perdite in termini di portata
d’acqua aggiuntiva per unità di lunghezza da immettere nella rete per sopperire
alla diminuzione di temperatura che il fluido subisce durante il suo corso.
4.5 Dimensionamento rami secondari
Per quanto riguarda il dimensionamento dei rami secondari si adotta un
procedimento diverso rispetto a quello usato per la dorsale principale, questo
perché la portata che deve percorrere il tratto deve essere quella necessaria per
soddisfare la richiesta termica delle utenze presenti.
Si procede con un calcolo a ritroso partendo dall’utenza più lontana fino ad
arrivare allo stacco con la dorsale principale. In questo modo conoscendo la
richiesta termica di ogni struttura e quindi la portata d’acqua che deve fluire nei
74
condotti, aumentata delle perdite termiche, si risale al diametro che devono
avere le tubazioni. Il dimensionamento viene fatto sul picco di carico che si può
avere sul ramo che si sta considerando, altrimenti si potrebbe avere un
sottodimensionamento e non essere in grado di soddisfare la richiesta.
4.5.1 Tratto B - C
Il ramo B-C, illustrato nella figura sottostante, ha lo stacco dalla dorsale
principale a 504 m di distanza dalla centrale e si estende per 291 m.
Figura 4.8. – Cartina con raffigurato il tratto B – C.
Il tratto B va dal ramo principale fino al municipio e alla banca popolare,
rispettivamente l’utenza rossa e marrone in Figura 4.8. Il tratto C è una
continuazione di quello precedente e raggiunge le poste, edificio azzurro.
Di seguito sono riportate le utenze del ramo B-C con la rispettiva potenza
nominale, portata richiesta considerando il carico massimo e la distanza dal
tratto principale della rete.
75
Tabella 4.9 – Elenco delle possibili utenze per il tratto B – C.
Utenze presenti
edifici potenza [kW] m_richiesta [kg/s] Distanza da tratto principale [m]
Municipio 233 1,854947854 227,1685
Banca popolare 68 0,541358172 227,1685
Poste 70,5 0,561261046 290,8868
Si procede con il calcolo della velocità della portata di acqua considerando la
portata che deve raggiungere le utenze, tenendo conto delle perdite termiche
calcolate in precedenza. Si fa il calcolo per i vari diametri delle tubazioni per poi
scegliere la più adatta al tratto considerato.
Tratto B:
Tabella 4.10 – Descrizione tratto B.
DN m_persa [kg/s]
m_richiesta [kg/s]
m_utenza [kg/s]
di [m] Ai [m^2] v [m/s]
15 0,02945 2,95757 2,98701 0,0161 0,0002036 15,044
20 0,03485 2,95757 2,99242 0,0217 0,0003698 8,297
25 0,04236 2,95757 2,99993 0,0285 0,0006379 4,822
32 0,04331 2,95757 3,00087 0,0372 0,0010869 2,831
40 0,04962 2,95757 3,00719 0,0431 0,0014590 2,113
50 0,05519 2,95757 3,01275 0,0545 0,0023328 1,324
65 0,06468 2,95757 3,02225 0,0703 0,0038815 0,798
80 0,06671 2,95757 3,02428 0,0825 0,0053456 0,580
100 0,06972 2,95757 3,02729 0,1071 0,0090088 0,345
125 0,08062 2,95757 3,03819 0,1325 0,0137886 0,226
150 0,09499 2,95757 3,05256 0,1603 0,0201817 0,155
200 0,10374 2,95757 3,06131 0,2101 0,0346691 0,091
250 0,10082 2,95757 3,05839 0,2630 0,0543252 0,058
300 0,11556 2,95757 3,07312 0,3127 0,0767972 0,041
76
Tratto C:
Tabella 4.11 – Descrizione tratto C.
DN m_persa [kg/s]
m_richiesta [kg/s]
m_utenza [kg/s]
di [m] Ai [m^2] v [m/s]
15 0,00826 0,56126 0,56952 0,0161 0,000204 2,868
20 0,03485 0,56126 0,59611 0,0217 0,000370 1,653
25 0,04236 0,56126 0,60362 0,0285 0,000638 0,970
32 0,04331 0,56126 0,60457 0,0372 0,001087 0,570
40 0,04962 0,56126 0,61088 0,0431 0,001459 0,429
50 0,05519 0,56126 0,61645 0,0545 0,002333 0,271
65 0,06468 0,56126 0,62594 0,0703 0,003882 0,165
80 0,06671 0,56126 0,62798 0,0825 0,005346 0,120
100 0,06972 0,56126 0,63098 0,1071 0,009009 0,072
125 0,08062 0,56126 0,64188 0,1325 0,013789 0,048
150 0,09499 0,56126 0,65625 0,1603 0,020182 0,033
200 0,10374 0,56126 0,66500 0,2101 0,034669 0,020
250 0,10082 0,56126 0,66208 0,263 0,054325 0,012
300 0,11556 0,56126 0,67682 0,3127 0,076797 0,009
Si sceglie il diametro considerando la velocità dell’acqua e seguendo il criterio
visto in Tabella 4.6. Inoltre è consigliabile sovrastimare il diametro piuttosto che
sottostimarlo, in modo tale si è sicuri di soddisfare la richiesta anche a fronte di
un picco superiore a quello considerato e inoltre si lascia la possibilità di
allacciare nuove utenze sul tratto di rete.
4.5.2 Tratto D - E - F – G
Il ramo D-E-F-G, illustrato nella figura sottostante, ha lo stacco dalla dorsale
principale a 608 m di distanza dalla centrale ed è lunga 177 m.
77
Figura 4.9 – Cartina con raffigurato il tratto D – E – F – G.
Il tratto D collega la dorsale con la scuola elementare, edificio giallo. Dalla
scuola elementare si ha il tratto E che si dirama nei tratti G e F. Il percorso G
serve la scuola materna, edificio verde, mentre F la banca Credito, edificio viola,
e uno dei due condomini Casamica, edificio fucsia.
Di seguito sono riportate le utenze del ramo D-E-F-G con la rispettiva potenza
nominale, portata richiesta considerando il carico massimo e la distanza dal
tratto principale della rete.
Tabella 4.12 – Elenco delle possibili utenze per il tratto D – E – F – G.
Utenze presenti
edifici potenza [kW]
m_richiesta [kg/s] Distanza da tratto principale [m]
Scuola elementare 186 1,480773824 57,136
Scuola materna 242,4 1,929782661 140,663
Banca Credito 82 0,652814266 166,780
Condominio Casamica 70 0,557280471 166,780
In modo analogo al tratto B-C si trovano i seguenti risultati per i tratti del ramo
che si sta considerando
78
Tratto D:
Tabella 4.13 – Descrizione tratto D.
DN m_persa [kg/s]
m_richiesta [kg/s]
m_utenza [kg/s]
di [m] Ai [m^2] v [m/s]
15 0,00741 4,62065 4,62806 0,0161 0,000204 23,310
20 0,00877 4,62065 4,62942 0,0217 0,000370 12,835
25 0,01065 4,62065 4,63131 0,0285 0,000638 7,444
32 0,01089 4,62065 4,63154 0,0372 0,001087 4,370
40 0,01248 4,62065 4,63313 0,0431 0,001459 3,256
50 0,01388 4,62065 4,63453 0,0545 0,002333 2,037
65 0,01627 4,62065 4,63692 0,0703 0,003882 1,225
80 0,01678 4,62065 4,63743 0,0825 0,005346 0,890
100 0,01754 4,62065 4,63819 0,1071 0,009009 0,528
125 0,02028 4,62065 4,64093 0,1325 0,013789 0,345
150 0,02389 4,62065 4,64454 0,1603 0,020182 0,236
200 0,02609 4,62065 4,64674 0,2101 0,034669 0,137
250 0,02536 4,62065 4,64601 0,263 0,054325 0,088
300 0,02906 4,62065 4,64972 0,3127 0,076797 0,062
Tratto E:
Tabella 4.14 – Descrizione tratto E.
DN m_persa [kg/s]
m_richiesta [kg/s]
m_utenza [kg/s]
di [m] Ai [m^2] v [m/s]
15 0,00945 3,13988 3,14932 0,0161 0,000204 15,862
20 0,01118 3,13988 3,15106 0,0217 0,000370 8,736
25 0,01359 3,13988 3,15347 0,0285 0,000638 5,069
32 0,01389 3,13988 3,15377 0,0372 0,001087 2,975
40 0,01592 3,13988 3,15580 0,0431 0,001459 2,218
50 0,01770 3,13988 3,15758 0,0545 0,002333 1,388
65 0,02075 3,13988 3,16063 0,0703 0,003882 0,835
80 0,02140 3,13988 3,16128 0,0825 0,005346 0,606
100 0,02237 3,13988 3,16224 0,1071 0,009009 0,360
125 0,02586 3,13988 3,16574 0,1325 0,013789 0,235
150 0,03047 3,13988 3,17035 0,1603 0,020182 0,161
200 0,03328 3,13988 3,17316 0,2101 0,034669 0,094
250 0,03234 3,13988 3,17222 0,2630 0,054325 0,060
300 0,03707 3,13988 3,17695 0,3127 0,076797 0,042
79
Tratto G: Tabella 4.15 – Descrizione tratto G.
DN m_persa [kg/s]
m_richiesta [kg/s]
m_utenza [kg/s]
di [m] Ai [m^2] v [m/s]
15 0,00138 1,92978 1,93116 0,0161 0,000204 9,727
20 0,00163 1,92978 1,93142 0,0217 0,000370 5,355
25 0,00199 1,92978 1,93177 0,0285 0,000638 3,105
32 0,00203 1,92978 1,93181 0,0372 0,001087 1,823
40 0,00233 1,92978 1,93211 0,0431 0,001459 1,358
50 0,00259 1,92978 1,93237 0,0545 0,002333 0,849
65 0,00303 1,92978 1,93282 0,0703 0,003882 0,511
80 0,00313 1,92978 1,93291 0,0825 0,005346 0,371
100 0,00327 1,92978 1,93305 0,1071 0,009009 0,220
125 0,00378 1,92978 1,93356 0,1325 0,013789 0,144
150 0,00445 1,92978 1,93424 0,1603 0,020182 0,098
200 0,00486 1,92978 1,93465 0,2101 0,034669 0,057
250 0,00473 1,92978 1,93451 0,2630 0,054325 0,037
300 0,00542 1,92978 1,93520 0,3127 0,076797 0,026
Tratto F: Tabella 4.16 – Descrizione tratto F.
DN m_persa [kg/s]
m_richiesta [kg/s]
m_utenza [kg/s]
di [m] Ai [m^2] v [m/s]
15 0,00477 1,21009 1,21486 0,0161 0,000204 6,119
20 0,00564 1,21009 1,21574 0,0217 0,000370 3,371
25 0,00686 1,21009 1,21695 0,0285 0,000638 1,956
32 0,00701 1,21009 1,21710 0,0372 0,001087 1,148
40 0,00803 1,21009 1,21813 0,0431 0,001459 0,856
50 0,00893 1,21009 1,21903 0,0545 0,002333 0,536
65 0,01047 1,21009 1,22056 0,0703 0,003882 0,322
80 0,01080 1,21009 1,22089 0,0825 0,005346 0,234
100 0,01128 1,21009 1,22138 0,1071 0,009009 0,139
125 0,01305 1,21009 1,22314 0,1325 0,013789 0,091
150 0,01537 1,21009 1,22547 0,1603 0,020182 0,062
200 0,01679 1,21009 1,22689 0,2101 0,034669 0,036
250 0,01632 1,21009 1,22641 0,2630 0,054325 0,023
300 0,01870 1,21009 1,22880 0,3127 0,076797 0,016
80
Il diametro dei tubi per i vari tratti si sceglie come per il tratto B-C,
considerando gli stessi criteri.
4.6 Risultati del dimensionamento
Per quanto riguarda il ramo principale, sfruttando la logica detta in precedenza,
si scelgono i tubi DN200 per garantire il trasporto su tutto il tratto del massimo
della volumetria riscaldata uscente dalla centrale in quanto deve essere possibile
alimentare il nuovo tratto anche prendendo acqua calda dalla rete esistente e per
permettere di sfruttare tutta la potenza prodotta dalla centrale per tutta la rete
esistente. La scelta è stata fatta sfruttando le velocità consigliate, per i diversi
diametri, date dai costruttori che sono calcolate cercando un ottimo tra perdite di
carico e costo di installazione della rete.
Per quanto riguarda i rami secondari sono dimensionati per soddisfare le utenze
che servono mantenendo un margine di sicurezza per permettere l’allaccio di
nuove utenze anche su questi tratti senza dover cambiare le tubazioni, cosa che
comporterebbe ulteriori costi e altri disagi per i cittadini.
Tabella 4.17 - Rami del tratto della rete di teleriscaldamento in progetto.
Rami lunghezza
[m] DN
Tratto A 1598 200
Tratto B 227 65
Tratto C 64 32
Tratto D 57 80
Tratto E 73 65
Tratto F 37 40
Tratto G 11 50
In Tabella 4.17 sono riportati i rami del tratto di rete in progetto, sono riportate
le lunghezze dei vari tratti con il diametro nominale scelto dopo il
dimensionamento. Il criterio è sempre quello di avere una velocità ottimale
dell’acqua nel tubo.
Sfruttando i calcoli fatti in precedenza in questo capitolo si può calcolare la
perdita termica della nuova rete. In Tabella 4.18 sono riportati di nuovi i tratti
della rete con le rispettive lunghezze e i rispettivi diametri nominali. Inoltre ci
sono le perdite relative ai diametri nominali scelti per unità di lunghezza del
tratto e il valore delle perdite lungo l’intero tratto.
81
Sommando i risultati per i singoli tratti di rete si ha che il nuovo tratto
disperderà circa 107 kW termici.
Tabella 4.18 - Rami della rete di teleriscaldamento in progetto con relative perdite termiche.
Rami lunghezza [m]
DN Perdite relative [W/m]
Perdite tratto [W]
Tratto A 1598 200 57,363 91666
Tratto B 227 65 35,763 8118
Tratto C 64 32 23,945 1532
Tratto D 57 80 36,889 2103
Tratto E 73 65 35,763 2611
Tratto F 37 40 27,439 1015
Tratto G 11 50 31,515 347
83
5 Condizioni di funzionamento attuali
5.1 Premessa
La centrale a biomassa ed il tratto di rete descritti in precedenza andranno ad
integrarsi ad una rete di teleriscaldamento esistente che si estende per più di 35
chilometri [21]. Questa è alimentata da una centrale di cogenerazione
funzionante con motori a combustione interna alimentati a gas.
Figura 5.1 - Panoramica dei comuni di Cosio Valtellino, Morbegno e Talamona. In evidenza la rete di
teleriscaldamento.
La Figura 5.1 rappresenta la panoramica dei comuni di Cosio Valtellino,
Morbegno e Talamona. Le centrali sono raffigurate dai due pallini colorati,
quello blu indica la centrale esistente mentre quello verde la centrale a biomassa
in progetto. Le linee raffigurano i tratti della rete del teleriscaldamento, quella
rossa è la rete esistente che si estende per la maggior parte nel comune di
Morbegno, ed una parte minore serve il comune di Talamona. La linea gialla,
interamente sul comune di Cosio Valtellino, rappresenta il tratto in progetto che
collega la nuova centrale alla rete esistente.
5.2 Descrizione dell’impianto di cogenerazione esistente
La centrale di cogenerazione e teleriscaldamento SEM, rappresentata è situata a
Morbegno in provincia di Sondrio. La Figura 5.2 seguente riporta un immagine
fotografica della centrale in questione.
84
Figura 5.2 - Centrale di cogenerazione e teleriscaldamento SEM.
5.2.1 Configurazione iniziale dell’impianto
L’impianto è stato avviato nel 2006 con la seguente configurazione: la centrale è
costituita da quattro sezioni di generazione identiche, gruppi motori-generatori
alimentati a gas della potenza nominale di 3555 kW elettrici ciascuno.
Ogni generatore ha un trasformatore elevatore dedicato che eleva la tensione di
generazione di 6,3 kV fino alla tensione di rete di 15,5 kV [22].
Ogni gruppo ha un sistema di recupero calore, dal circuito di raffreddamento
delle camicie del motore e dai fumi del motore stesso. Il calore delle camicie del
motore viene trasferito dall’olio di raffreddamento, attraverso uno scambiatore a
piastre, a un circuito chiuso intermedio. Il calore recuperato dai fumi viene
ceduto allo stesso circuito intermedio attraverso una caldaia a recupero a tubi
d’acqua.
Nel circuito intermedio viene fatta circolare acqua mediante 3 pompe (ognuna
dimensionata per il 50%) in parallelo. Per primo viene attraversato lo
scambiatore di recupero calore delle camicie del motore, successivamente la
caldaia a recupero sui fumi. Dopo questi passaggi l’acqua viene inviata agli
scambiatori di interfaccia con il circuito di teleriscaldamento e quindi torna ai
sistemi di recupero dei gruppi. Lo schema dell’impianto descritto si vede in
Figura 5.3 con l’aggiunta di alcune componenti che verranno descritte nel
paragrafo 5.2.3.
In parallelo agli scambiatori per il recupero di calore dalle camicie è installato
un sistema di raffreddamento ad aria che permette il funzionamento del gruppo a
pieno carico senza recupero di calore.
85
Per ogni gruppo è presente anche un circuito chiuso, a bassa temperatura, che
serve per il raffreddamento di olio e aria. Il calore di questo circuito è dissipato
attraverso una torre evaporativa.
Attraverso gli scambiatori di interfaccia il calore viene ceduto alla rete di
teleriscaldamento e con un sistema di pompaggio costituito da 5 pompe si invia
l’acqua della rete alle utenze finali.
Sono inoltre presenti due caldaie di integrazione della potenza nominale di 7500
kWt ognuna, alimentate a gas.
5.2.2 Caratteristiche delle componenti principali dell’impianto
5.2.2.1 Gruppo motore-generatore
Il gruppo motore-generatore di fornitura Rolls Royce Bergen Engines ha le
seguenti caratteristiche:
Motore
Numero di unità installate 4
Costruttore Rolls Royce Bergen Engines
Numero di cilindri 18
Diametro cilindro 250 mm
Corsa 300 mm
Cilindrata 265 litri
Alimentazione Gas metano
Sovralimentato con 2 stadi di raffreddamento
Numero di giri 1000 giri/minuto
Potenza nominale al sito 3555 kWe
Capacità black start Sì
Consumo specifico al carico massimo (rif.PCI) 8390 kJ/kWh
Calore recuperabile (acqua + fumi ) 3665 kW
Portata gas di scarico motore 22500 kg/h
Temperatura gas di scarico motore 445 °C
Emissioni di NOx riferite a 5% O2 250 mg/Nmc
Emissioni di CO riferite a 5% O2 300 mg/Nmc
Generatore
Numero di unità installate 4
Costruttore AVK
Potenza nominale 4445 kVA
Tensione nominale 6300 V
86
Frequenza nominale 50 Hz
Numero di paia poli 3
5.2.2.2 Trasformatore elevatore
Numero di unità installate 4
Costruttore TESAR
Tipo Trifase
Isolamento Resina
Potenza nominale 4500 kVA
Tensione primaria 6300 V
Tensione secondaria 15000 V
Frequenza 50 Hz
Collegamento avvolgimento AT Stella
Collegamento avvolgimento BT Triangolo
5.2.2.3 Torre di raffreddamento circuito bassa temperatura motore
Numero di unità installate 4
Fornitore EVAPCO
Tipo Assiale a circuito
chiuso ad aria forzata
Potenza termica nominale 765 kWt
Temperatura bulbo umido di progetto 25 °C
Numero ventilatori 1
5.2.2.4 Radiatore dissipativo a secco circuito alta temperatura motore
Numero di unità installate 4
Fornitore DECA
Tipo Ad aria forzata
Potenza termica nominale 965 kWt
Temperatura aria di progetto 40 °C
Numero ventilatori 3
5.2.2.5 Scambiatore recupero calore circuito alta temperatura motore
Numero di unità installate 4
Fornitore Alfa Laval Nordic AS
Tipo A piastre
Potenza termica nominale 965 kWt
Superficie di scambio 92,4 mq
Temperatura ingresso lato motore 90 °C
Temperatura uscita lato motore 82,6 °C
Portata acqua lato motore 117 mc/h
Temperatura ingresso lato anello intermedio 68 °C
87
Temperatura uscita lato anello intermedio 75,5 °C
Portata acqua lato anello intermedio 120 mc/h
5.2.2.6 Caldaia a recupero
Numero di unità installate 4
Fornitore UNITERM
Tipo A tubi d’acqua alettati
Potenza termica nominale 2706 kWt
Superficie di scambio 829 mq
Temperatura uscita fumi 75,5 °C
Temperatura ingresso fumi 95 °C
Portata fumi 22500 kg/h
Temperatura ingresso acqua 60 °C
Temperatura uscita acqua 91,5 °C
Portata acqua 120 mc/h
5.2.2.7 Scambiatori interfaccia teleriscaldamento
Numero di unità installate 4
Fornitore UNEX
Tipo A piastre
Numero di apparecchi 2
Potenza termica nominale 3670 kWt
Superficie di scambio 103,09 mq
Temperatura ingresso lato anello intermedio 95 °C
Temperatura uscita lato anello intermedio 66,5 °C
Portata acqua lato anello intermedio 120 mc/h
Temperatura ingresso lato teleriscaldamento 60 °C
Temperatura uscita lato teleriscaldamento 91,5 °C
Portata acqua lato teleriscaldamento 100 mc/h
5.2.2.8 Pompe di circolazione anello intermedio
Numero di unità installate 6
Fornitore Grundfoss
Tipo Centrifughe a giri variabili
Portata 120 mc/h
Prevalenza 42 m
Potenza di targa motore 30 kW
5.2.2.9 Pompe di circolazione rete teleriscaldamento
Numero di unità installate 5
Fornitore Grundfoss
Tipo Centrifughe a giri variabili
88
Portata 300 mc/h
Prevalenza 82 m
Potenza di targa motore 110 kW
5.2.2.10 Caldaie di integrazione
Numero di unità installate 2
Fornitore FERROLI
Tipo A tubi da fumo,
tre giri e fondo bagnato
Combustibile Gas metano
Potenza termica utile nominale 7500 kWt
Superficie di scambio 829 mq
Rendimento ( riferito al PCI ) 92 %
5.2.3 Modifiche all’impianto e configurazione attuale
Nell’anno 2010 sono state effettuate delle modifiche all’impianto con lo scopo
di massimizzare l’efficienza.
È stata effettuata l’installazione di 6 accumulatori e di una pompa di calore che
permette di recuperare calore dal circuito di raffreddamento a bassa temperatura
dei motori.
Figura 5.3 – Schema di principio della centrale di cogenerazione esistente.
Il sistema di accumulo permette di conservare il calore in esubero recuperato dai
motori quando la richiesta delle utenze del teleriscaldamento è inferiore alla
89
produzione. Il calore accumulato viene poi ceduto al teleriscaldamento quando
la domanda è superiore alla potenza recuperabile, in questo modo si ha un
aumento dell’efficienza dell’impianto e si limita il funzionamento delle caldaie.
Questo sistema è composto da 6 serbatoi atmosferici da 166,6 mc utili ciascuno
per una capacità totale di 1000 mc.
Gli accumulatori hanno al proprio interno due diffusori, uno collegato alla
tubazione di ingresso/uscita in basso e uno collegato alla tubazione di
ingresso/uscita in alto per assicurare la corretta stratificazione dell’acqua.
Il lato freddo dei serbatoi, in basso, è collegato al ritorno della rete di
teleriscaldamento a 60°C mentre il lato caldo, in alto, è collegato
sull’aspirazione delle pompe del teleriscaldamento a 90°C.
La capacità totale di accumulo è pari a 30 MWht, inoltre i 6 accumulatori
possono garantire una volumetria riscaldata di 150 m3/h che con i dati presi in
considerazione corrispondono a 4500 kW di potenza erogabile.
La pompa di calore permette di recuperare la potenza termica dal circuito di
raffreddamento dei motori a bassa temperatura che nella configurazione iniziale
veniva dissipata tramite torri evaporative.
L’acqua del circuito a bassa temperatura viene inviata all’evaporatore della
pompa di calore a 46°C, viene raffreddata a 40°C e ritorna ai motori. Il
condensatore della pompa è alimentato dal ritorno della rete del
teleriscaldamento a 60°C, riscalda questo flusso fino a 84°C e lo restituisce
sull’aspirazione del teleriscaldamento.
5.2.4 Caratteristiche dei componenti principali aggiunti all’impianto
5.2.4.1 Accumulatori
Numero di unità installate 6
Fornitore Delta-Ti Impianti
Pressione di esercizio Atmosferica
Temperatura di esercizio max 99°C
Capacità di accumulo nominale 5000 kWht
Volume utile 166,6 mc
Altezza 13000 mm
Diametro 4000 mm
5.2.4.2 Pompa di calore
Numero di unità installate 1
Fornitore Friotherm AG , Winterthur
Tipo UNITOP 33C-6106U
Modello compressore Uniturbo T33CX
Numero di giri 13776 rpm
90
Potenza termica nominale 3764 kWt
COP 4,196
Potenza motore compressore 897 kW
Portata acqua ingresso evaporatore 470 mc/h
Temperatura acqua ingresso evaporatore 46 °C
Temperatura acqua uscita evaporatore 40 °C
Portata acqua ingresso condensatore 137 mc/h
Temperatura acqua ingresso condensatore 60 °C
Temperatura acqua uscita evaporatore 84 °C
5.3 Carico termico
Il carico termico della rete di teleriscaldamento ha un andamento variabile
rispetto ai mesi dell’anno e alle ore del giorno. Prendendo in considerazione i
dati dell’energia immessa in rete, reperiti da SEM, si può tracciare un
andamento tipo della richiesta termica al variare delle ore giornaliere. In Figura
5.4 è rappresentata la curva di carico media nel mese di gennaio. Per tracciare la
curva sono stati utilizzati i dati relativi agli anni 2014, 2013 e 2012 in quanto in
questi ultimi tre anni la potenza allacciata non ha visto un grosso incremento. Ci
sono stati solamente alcuni nuovi allacciamenti relativi a utenze residenziali
private che hanno incrementato il carico in modo trascurabile.
Figura 5.4 – Profilo medio del carico giornaliero nel mese di gennaio.
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
t
ora giorno
carico medio Gennaio
carico medio Gennaio
91
In questo modo si riesce a considerare la dipendenza del carico dai gradi giorno
che variano sia nel corso del mese che in anni diversi.
Dal grafico si osserva che c’è una base circa costante fino alle sei del mattino
dopodiché c’è un incremento della richiesta fino ad un picco, alle otto del
mattino. In seguito al picco la richiesta decresce fino al carico di base verso le
22. Durante la giornata si notano due piccoli incrementi del carico, tra
mezzogiorno e le 13 ed intorno alle 18.
Il profilo appena descritto è simile per tutti i mesi dell’anno, con la differenza
della quantità di energia termica immessa in rete. Lo stesso discorso vale per la
differenza tra giorni feriali e festivi dove il profilo è molto simile con una
riduzione dei valori assoluti.
In Figura 5.5 sono riportate le curve di carico medie giornaliere per ogni mese
dell’anno. Si osserva che il profilo della richiesta è simile in ogni mese.
Figura 5.5 – Andamenti del carico termico giornaliero medio nei diversi mesi dell’anno.
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
t
ora giorno
Carichi medi mensiliGennaio Febbraio Marzo Aprile
Maggio Giugno Luglio Agosto
Settembre Ottobre Novembre Dicembre
92
Il mese con la richiesta termica più elevata risulta essere gennaio con febbraio e
dicembre che hanno un carico simile ma leggermente minore. I mesi delle
stagioni intermedie hanno un carico diverso tra loro con valori di richiesta
compresi tra quelli dei mesi invernali ed estivi.
Per quanto riguarda i mesi che vanno da maggio a settembre, compresi, si
osserva che il carico termico è praticamente il medesimo, perché in questo
periodo non c’è richiesta di energia termica per far funzionare gli impianti di
riscaldamento ma la potenza immessa in rete serve per soddisfare la richiesta di
acqua calda sanitaria e per sopperire alle perdite di calore a cui è soggetta la rete
per tenere l’acqua alla temperatura di novanta gradi.
Figura 5.6 – Grafico del carico cumulativo annuale.
Il grafico riportato nella Figura 5.6 rappresenta la curva cumulata della potenza
immessa in rete nell’arco delle ore dell’anno, ci si riferisce alla media dei dati
degli ultimi tre anni (2012-2013-2014). Si osserva che per tutte le ore dell’anno
c’è un minimo di potenza di circa 2 MWt immessi in rete che serve per
sopperire alle perdite di calore a cui è soggetta la rete, per mantenere la
temperatura dell’acqua a novanta gradi per tutto l’anno, in modo tale che le
utenze possano avere disponibile istantaneamente acqua calda, sia per il
riscaldamento che sanitaria. Il picco di potenza immessa in rete è stato di circa
0
5
10
15
20
25
30
35
0 2000 4000 6000 8000
Po
ten
za M
Wt
Ore anno
Carico cumulativo annuo
Caricocumulatoore anno
93
31 MWt, registrato nel mese di gennaio nell’ora tra le 7.00 alle 8.00 dove si ha il
picco del carico giornaliero, come visto in precedenza.
Sommando tutti i carichi giornalieri su tutti i giorni dell’anno si ha che l’energia
termica immessa in rete nel corso dell’anno solare è di 54.098,177 MWh.
Il carico e i profili appena descritti si riferiscono all’energia immessa in rete che
non corrisponde a quella effettivamente consegnata alle utenze. La differenza sta
nelle perdite termiche della rete che sono di circa 2 MW. Questo valore è circa
costante per tutto il corso dell’anno perché la differenza di temperatura tra acqua
nel tubo del teleriscaldamento e il terreno varia in modo trascurabile.
In Tabella 5.1 è riportata l’energia immessa in rete e quella effettivamente data
alle utenze. I dati si riferiscono al totale su ogni mese dell’anno, è riportato
anche il rendimento della rete nei vari mesi. Avendo delle perdite circa costanti
nei mesi estivi queste pesano molto di più sul rendimento della rete perché
l’energia immessa e utilizzata dalle utenze è molto inferiore rispetto ai mesi
invernali. Per questo motivo il rendimento della rete varia molto al variare dei
mesi dell’anno.
La somma dell’energia data alle utenze è di 36.578,177 MWh in un anno che mi
corrisponde a un rendimento complessivo della rete del 68%.
Tabella 5.1 - Dati relativi alla rete di teleriscaldamento esistente.
ET data alle utenze MWh
ET immessa in rete MWh
Rendimento %
Gennaio 7739,723 9227,723 83,87
Febbraio 6486,457 7830,457 82,84
Marzo 3864,344 5352,344 72,20
Aprile 1970,587 3410,587 57,78
Maggio 689,484 2177,484 31,66
Giugno 620,851 2060,851 30,13
Luglio 541,454 2029,454 26,68
Agosto 541,454 2029,454 26,68
Settembre 572,668 2012,668 28,45
Ottobre 1646,524 3134,524 52,53
Novembre 4525,657 5965,657 75,86
Dicembre 7378,973 8866,973 83,22
TOTALE 36578,177 54098,177
94
5.4 Funzionamento attuale
Il carico, attualmente, viene soddisfatto dalla centrale descritta in questo
capitolo. Prendendo in considerazione il profilo in Figura 5.4 il funzionamento
della centrale di produzione avviene nel seguente modo.
Nelle ore notturne, il carico di base è soddisfatto dai motori che producono più
energia termica rispetto alla richiesta per provvedere al riempimento degli
accumulatori. Dopo le sei del mattino la richiesta comincia a salire fino ad
arrivare al picco verso le 8 qui il carico è coperto dai motori, dagli accumulatori
e la restante parte dalla pompa di calore e dalle caldaie di integrazione. Nella
restante parte della giornata la copertura della richiesta avviene nello stesso
modo, sempre utilizzando l’energia presente negli accumulatori come priorità
rispetto a pompa di calore e caldaie fino a che vengono svuotati.
In Figura 5.7 è riportato qualitativamente l’esempio del profilo di un carico
giornaliero nel mese di gennaio con la copertura della richiesta da parte delle
diverse componenti. La linea blu rappresenta il carico giornaliero mentre la linea
rossa, è la potenza erogabile dai quattro motori più la pompa di calore, circa
16,5 MW. Si vede come nelle ore notturne i motori producono più energia
termica rispetto alla richiesta per provvedere alla carica degli accumulatori (area
blu nella Figura 5.7). L’area arancione rappresenta l’energia immessa in rete
dalla scarica degli accumulatori, mentre quella rossa l’apporto dato dalle
caldaie.
Figura 5.7 - Esempio carico giornaliero con copertura del carico.
95
Utilizzando un foglio di calcolo Excel, sapendo il carico ora per ora durante il
corso dell’anno e utilizzando la logica di funzionamento descritta si è calcolata
la produzione delle singole componenti della centrale di cogenerazione.
Il funzionamento dei motori avviene seguendo il carico termico oppure a pieno
carico producendo il massimo di energia elettrica. La logica utilizzata varia al
variare delle tariffe dell’energia elettrica e del gas che variano durante il corso
dell’anno. Il costo dell’energia elettrica varia addirittura durante il corso della
giornata e presenta tre fasce di prezzo [23]:
F1(ore di punta): dalle 8:00 alle 19:00 dal lunedì al venerdì;
F2 (ore intermedie): dalle 7:00 alle 8:00 e dalle 19:00 alle 23:00 dal
lunedì al venerdì e dalle 7:00 alle 23:00 del sabato;
F3 (ore fuori punta): dalle 00:00 alle 7:00 e dalle 23:00 alle 24:00 dal
lunedì al sabato e tutte le ore della domenica e dei giorni 1 e 6 gennaio;
lunedì dell’Angelo; 25 aprile; 1° maggio; 2 giugno; 15 agosto; 1°
novembre; 8, 25, e 26 dicembre.
Tuttavia la diminuzione del costo dell’energia elettrica nel corso degli ultimi
anni ha fatto si che il funzionamento a carico parziale sia il più vantaggioso.
Un'altra logica è quella di saturare la produzione di ogni singolo motore prima di
farne funzionare un altro in quanto ai carichi parziali i rendimenti sia termico
che elettrico diminuiscono. La produzione di energia termica utile che si riesce a
recuperare da ogni singolo motore è di 3250 kW per una potenza totale di 13000
kW disponibili per il teleriscaldamento considerando i quattro motori. I 4,5 MW
erogabili dai sei accumulatori e i 14 MW divisi nelle due caldaie permettono di
arrivare a un picco di potenza di circa 35 MW.
Per fare un calcolo il più preciso possibile, si è scritto un programma, che
“cicla” su tutte le ore dell’anno, sfruttando il codice Visual Basic di Excel per
riuscire a considerare tutti i vincoli di funzionamento e per avere una copertura
del carico che massimizzi il guadagno. Da questa simulazione si è stimata la
copertura del carico da parte di tutte le componenti.
In Tabella 5.2 sono riportati i dati della produzione di energia da parte delle
varie componenti della centrale. La produzione sommata di motori, caldaie e
pompa di calore di ogni mese copre la richiesta termica riportata in Tabella 5.1.
La produzione elettrica è divisa nelle tre fasce orarie descritte in precedenza ed è
interamente generata dai motori.
96
Sommando l’intera produzione di energia termica si ha il valore di richiesta,
trovata nel paragrafo precedente, di 54.098,177 MWh.
Tabella 5.2 - Dati della produzione di energia termica ed elettrica durante l'anno.
Energia termica Energia elettrica
Motori kWh
Caldaie kWh
Pompa kWh
F1 kWh
F2 kWh
F3 kWh
Gennaio 8219793 391655 616276 3107263 1886785 2985474
Febbraio 7146810 233068 450579 2582296 1692802 2662805
Marzo 5348342 4002 0 1740540 1383044 2068422
Aprile 3410587 0 0 1327966 771458 1211469
Maggio 2177484 0 0 730406 539908 843521
Giugno 2060851 0 0 696405 460502 843704
Luglio 2029454 0 0 716330 467082 786719
Agosto 2029454 0 0 807149 526300 886461
Settembre 2012668 0 0 706277 466717 780843
Ottobre 3134524 0 0 1251437 686201 1105262
Novembre 5892987 18080 54590 1926565 1479779 2314386
Dicembre 8048775 314646 503553 3027863 1851678 2933962
TOT 51511729 961451 1624998 18620498 12212255 19423028
La ripartizione della produzione di calore si osserva meglio nel grafico di Figura
5.8 dove con un istogramma si vede la produzione di ogni mese divisa nella
produzione da motori, caldaie e pompa di calore. La maggior parte dell’energia
termica viene dalla produzione dei motori che tiene conto anche del calore
necessario per riempire gli accumulatori. Pompa di calore e caldaie entrano in
gioco quando si devono coprire carichi più elevati, ovvero quando la potenza
combinata di motori e accumulatori non basta. La pompa di calore diventa
competitiva quando riesce a sfruttare il calore recuperato da tutti e quattro i
motori perché in questo caso il COP è superiore a quattro, altrimenti con il
calore di meno motori il COP diminuisce di molto; recuperando il calore di un
solo motore il COP è solamente 1,6. Lo sfruttamento delle caldaie è piuttosto
basso, tuttavia oltre alla funzione di coprire i picchi di richiesta queste devono
sopperire ad un eventuale guasto dei motori ed è per questo motivo che la
potenza installata delle caldaie è paragonabile a quelle dei motori.
97
Figura 5.8 - Energia termica prodotta durante l’anno divisa nelle unità di produzione relativa al
carico attuale.
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
9000000
10000000
Copertura carico annuo kWh
Pompa di calore
Caldaie
Motori
98
99
6 Integrazione della centrale a biomassa nel
sistema di teleriscaldamento
6.1 Premessa
La centrale di cogenerazione a biomassa vergine descritta nel capitolo 17 si
allaccerà alla rete di teleriscaldamento esistente, si dovrà integrare con la
centrale di cogenerazione, descritta nel capitolo 83, per soddisfare il carico
termico. Per quanto riguarda la richiesta, l’andamento del profilo rimarrà il
medesimo, aumenteranno di poco le perdite con l’aggiunta del nuovo tratto e il
valore del carico per l’aggiunta delle nuove utenze. Inoltre, grazie alla nuova
centrale, si potrà avere un incremento ulteriore delle utenze oltre agli edifici visti
nel capitolo 2.
Un aspetto importante è il fatto che sfruttando un energia rinnovabile si avranno
vantaggi dal punto di vista ambientale con una riduzione di elementi inquinanti
e di gas serra. Per non avere contraddizioni con questo aspetto la biomassa
legnosa sarà reperita il più vicino possibile dalla centrale con distanze di
trasporto contenute in un raggio di 30 km e quindi con costi di trasporto ridotti
del materiale, per sua natura “povero”, per il quale la componente trasporto
gioca un ruolo importante sia dal punto di vista economico sia dal punto di vista
di sostenibilità ambientale. Quindi ci si è rivolti a segherie e a ditte boschive
limitandosi a considerare come bacino di raccolta la bassa e media Valtellina, da
Colico fino alle porte di Sondrio.
La nuova centrale è previsto funzioni tutto l’anno per 8000 ore considerando la
restante parte dell’anno libera per la manutenzione.
6.2 Produzione impianto a biomassa
La realizzazione del nuovo tratto di rete, come premesso, non comporterà una
sostanziale variazione del carico ma si vedrà l’aggiunta di circa 100 kWt di base
dovute alle maggiori perdite per il fatto di avere una rete più lunga. Un ulteriore
aumento di richiesta termica sarà dato dal carico delle nuove utenze allacciate,
che in un primo momento saranno quelle viste nel capitolo 2 e poi potranno
crescere in base alle richieste di allacciamento alla rete da parte di vari utenti.
La centrale a biomassa è previsto che soddisfi il carico di base della richiesta
termica e che abbia la precedenza di funzionamento sulle componenti
dell’impianto di cogenerazione esistente, per ridurre l’impatto ambientale e
anche da un punto di vista economico considerando anche il fatto che la centrale
100
esistente dal 2016 smetterà di godere del beneficio dei certificati verdi.
L’impianto avrà un funzionamento di 8000 ore l’anno, per la maggior parte della
giornata nei mesi estivi la potenza termica richiesta dalla rete è inferiore a quella
massima erogabile dall’impianto tuttavia si ha un funzionamento per produrre il
massimo di energia elettrica visto che la sua vendita è molto vantaggiosa grazie
alla tariffa incentivante e i vari premi. La conseguenza è che una parte di energia
termica prodotta verrà dissipata in ambiente.
6.2.1 Produzione senza allaccio nuove utenze
In primo luogo si considera solo il nuovo tratto di rete senza nuove utenze
allacciate in quanto avverrà prima il collegamento con la rete esistente e in un
secondo momento l’allaccio delle nuove utenze.
Tabella 6.1 - Dati relativi alla rete esistente più la rete in progetto.
ET data alle utenze MWh
ET immessa in rete MWh
Rendimento %
Gennaio 7739,723 9307,331 83,16
Febbraio 6486,457 7902,361 82,08
Marzo 3864,344 5431,952 71,14
Aprile 1970,587 3487,627 56,50
Maggio 689,484 2257,092 30,55
Giugno 620,851 2137,891 29,04
Luglio 541,454 2109,062 25,67
Agosto 541,454 2109,062 25,67
Settembre 572,668 2089,708 27,40
Ottobre 1646,524 3214,132 51,23
Novembre 4525,657 6042,697 74,89
Dicembre 7378,973 8946,581 82,48
TOT 36578,177 55035,497
In Tabella 6.1 sono riportati i dati relativi all’energia che dovrà essere immessa
nel teleriscaldamento, si considera anche il nuovo tratto che collega la centrale a
biomassa. Questi dati sono calcolati sommando le perdite date dalla rete in
progetto che vanno da 2 MW a 2,107 MW, senza considerare l’allaccio di nuove
utenze. In tabella ci sono anche i dati dell’energia che sarà ceduta alle utenze, è
uguale a quella di Tabella 5.1. Sono presenti anche i rendimenti della rete nei
singoli mesi. L’energia termica da immettere diventa 55.035,497 MWh in un
anno con un rendimento della rete del 66,5%.
101
Il profilo di carico rimarrà invariato, quindi si ha la distribuzione oraria su tutto
il corso dell’anno.
Si procede calcolando la produzione della nuova centrale e quella della centrale
esistete per la restante parte della richiesta. Si utilizza la logica di funzionamento
detta in precedenza (priorità della centrale a biomassa) e il medesimo
procedimento del capitolo 5 per l’impianto esistente. Per il periodo di
manutenzione si considera che nel mese di agosto la centrale a biomassa sia
ferma.
In Tabella 6.2 ci sono i risultati del calcolo sulla produzione dell’impianto a
biomassa considerando il carico senza l’allaccio di nuove utenze. L’energia
termica che verrà ceduta alle utenze è stata calcolata utilizzando il rendimento
della rete nei diversi mesi dell’anno.
Tabella 6.2 - Dati sulla produzione della centrale a biomassa senza nuove utenze.
ET data alle utenze MWh
ET immessa in rete MWh
Rendimento %
Gennaio 2981,468 3585,336 83,16%
Febbraio 2658,134 3238,368 82,08%
Marzo 2526,737 3551,732 71,14%
Aprile 1833,290 3244,633 56,50%
Maggio 689,484 2257,092 30,55%
Giugno 620,851 2137,891 29,04%
Luglio 541,454 2109,062 25,67%
Agosto 0,000 0,000 25,67%
Settembre 572,668 2089,708 27,40%
Ottobre 1646,524 3214,132 51,23%
Novembre 2590,663 3459,076 74,89%
Dicembre 2957,118 3585,336 82,48%
TOT 19618,392 32472,367
Si procede calcolando la copertura della parte restante del carico che sarà
coperto dalla centrale esistente.
I risultati sono riportati in Tabella 6.3, la centrale considerata copre la parte del
carico che non è soddisfatto dall’impianto a biomassa. Si osserva che nei mesi
estivi non serve avviare la centrale in quanto il nuovo impianto riesce a
soddisfare l’intero carico. Fa eccezione il mese di agosto in quanto si considera
che venga utilizzato per la manutenzione della centrale a biomassa che di
conseguenza non produrrà energia in questo periodo.
102
Si considera sempre di fare funzionare i motori prima delle caldaie, anche se
l’assenza dei certificati verdi a partire dal 2016 avvicina l’utile delle caldaie con
quello dei motori che tuttavia con i valori di costo attuali restano più
competitivi. Come era logico aspettarsi il contributo motori, caldaie e pompa è
più basso rispetto allo stato attuale dovendo coprire meno carico.
Tabella 6.3 - Dati sulla produzione della centrale esistente con il carico nuova rete.
Energia termica Energia elettrica
Motori kWh
Caldaie kWh
Pompa kWh
F1 kWh
F2 kWh
F3 kWh
Gennaio 5509919 47449 164627 2312278 1251631 1784950
Febbraio 4540682 34254 89056 1804597 1087998 1515360
Marzo 1880220 0 0 691684 541674 591901
Aprile 242994 0 0 156159 53865 25867
Maggio 0 0 0 0 0 0
Giugno 0 0 0 0 0 0
Luglio 0 0 0 0 0 0
Agosto 2109062 0 0 678035 504758 864619
Settembre 0 0 0 0 0 0
Ottobre 0 0 0 0 0 0
Novembre 2582420 1201 0 926377 692157 888400
Dicembre 5204259 39897 117089 2136759 1203820 1711555
TOT 22069556 122801 370773 8705890 5335904 7382652
Il grafico in Figura 6.1 illustra i dati della Tabella 6.3, si vede la richiesta
termica per ogni mese. Si vede la ripartizione della produzione di calore con le
varie componenti. Si osserva che la centrale a biomassa cede circa tutta l’energia
che riesce a produrre alla rete di teleriscaldamento nei mesi che vanno da
novembre a marzo compresi. Nei mesi di aprile e ottobre parte della produzione
di calore è dissipata senza poterla sfruttare, comunque più del novanta per cento
della produzione è trasferita al teleriscaldamento. Nei mesi estivi, maggio,
giugno, luglio, agosto e settembre la parte di energia dissipata in atmosfera e
non utilizzata è più elevata, circa il quaranta per cento di quella prodotta. Questo
si riferisce al fatto che non si segue la richiesta del carico termico ma si
massimizza la produzione elettrica, a differenza del rendimento della rete,
menzionato in precedenza, che dipende dal fatto che non tutta l’energia immessa
in rete non viene venduta alle utenze causa le perdite termiche.
103
Figura 6.1 - Energia termica prodotta durante l’anno divisa nelle unità di produzione relativa al
carico il nuovo tratto di rete.
6.2.2 Produzione con allaccio delle nuove utenza considerate
Si prende in considerazione il nuovo tratto di rete e il carico delle nuove utenze
viste nel capitolo 2.
In questo caso oltre ai 107 kW di perdite del nuovo tratto si considera anche il
carico richiesto dalle utenze considerate nel capitolo 2. Prendendo il profilo
medio di richiesta termica si calcola la richiesta termica delle nuove utenze,
ripartito su tutte le ore dell’anno e sommandolo al caso precedente si trova il
carico totale su tutte le ore dell’anno.
In Tabella 6.4 ci sono i dati relativi alla produzione di energia termica immessa
in rete considerando sia il tratto che collega l’impianto a biomassa con la rete
esistente che l’allaccio degli edifici considerati in precedenza. In questo caso la
richiesta termica da fornire al teleriscaldamento durante l’anno diventa
56.240,127 MWh il calore ceduto alle utenze è di 37.782,807 MWh. Sono
inoltre riportati i rendimenti della rete in ogni mese dell’anno per un rendimento
medio del 67,18%. Chiaramente l’aggiunta di utenza senza allungare il percorso
della rete fa si che le perdite incidano, dal punto di vista relativo, meno e per
questo il rapporto tra energia effettivamente ceduta agli utilizzatori e quella in
entrata al teleriscaldamento risulta più elevato.
0
1000000
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3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
9000000
10000000
Copertura carico annuo kWh
Pompa di caloreCaldaieMotoriBiomassa
104
Tabella 6.4 - Dati relativi alla rete di teleriscaldamento compreso l’allaccio delle nuove utenze.
ET data alle utenze MWh
ET immessa in rete MWh
Rendimento %
Gennaio 7994,616 9562,224 83,61% Febbraio 6700,075 8115,979 82,55% Marzo 3991,609 5559,217 71,80% Aprile 2035,485 3552,525 57,30% Maggio 712,191 2279,799 31,24% Giugno 641,298 2158,338 29,71% Luglio 559,286 2126,894 26,30% Agosto 559,286 2126,894 26,30% Settembre 591,528 2108,568 28,05% Ottobre 1700,749 3268,357 52,04% Novembre 4674,701 6191,741 75,50% Dicembre 7621,985 9189,593 82,94% TOT 37782,807 56240,127
Trovato il nuovo carico orario annuo, si procede calcolando la nuova produzione
delle centrali come nel paragrafo 6.2.1 considerando le medesime logiche di
funzionamento delle diverse componenti di produzione.
Tabella 6.5 - Dati sulla produzione della centrale a biomassa con nuove utenze.
ET data alle utenze MWh
ET immessa in rete MWh
Rendimento %
Gennaio 2997,565 3585,336 83,61% Febbraio 2673,406 3238,368 82,55% Marzo 2553,572 3556,426 71,80% Aprile 1873,833 3270,394 57,30% Maggio 712,191 2279,799 31,24% Giugno 641,298 2158,338 29,71% Luglio 559,286 2126,894 26,30% Agosto 0,000 0,000 26,30% Settembre 591,528 2108,568 28,05% Ottobre 1700,749 3268,357 52,04% Novembre 2613,337 3461,420 75,50% Dicembre 2973,731 3585,336 82,94%
TOT 19890,495 32639,236
105
In Tabella 6.5 sono riportati i risultati sulla produzione dell’impianto a
Biomassa considerando il carico con l’aggiunta della richiesta data dalle nuove
utenze. L’energia termica che verrà ceduta alle utenze, di tutto il
teleriscaldamento, è stata calcolata utilizzando il rendimento della rete nei
diversi mesi dell’anno.
Il calore immesso in rete dall’impianto cresce di poco, diventando 32.668,312
MWh. Questo si può spiegare con il fatto che nei mesi dove si osserva
l’incremento di carico maggiore, ovvero i mesi invernali, la centrale è già
sfruttata quasi al 100%, nel caso precedente Nei mesi estivi, dove si ha calore
dissipato in ambiente, il carico aggiuntivo dato dalle nuove utenze è ridotto visto
che non c’è il funzionamento degli impianti di riscaldamento. Infatti, come si
vede dai rendimenti mensili, nel periodo estivo la maggior parte del calore
immesso in rete non serve per soddisfare il fabbisogno delle utenze ma per
coprire le perdite termiche. In questo caso le perdite sono considerate costanti
dal momento che non si ha un allungamento della rete ma solo un incremento di
utilizzatori.
Tabella 6.6 - Dati sulla produzione della centrale esistente con il carico nuova rete con utenze.
Energia termica Energia elettrica
Motori kWh
Caldaie kWh
Pompa kWh
F1 kWh
F2 kWh
F3 kWh
Gennaio 5709179 76522 191187 2413603 1285028 1843663
Febbraio 4719249 61275 97087 1885629 1122461 1515360
Marzo 2002790 0 0 742492 570976 591901
Aprile 282131 0 0 176997 63459 25867
Maggio 0 0 0 0 0 0
Giugno 0 0 0 0 0 0
Luglio 0 0 0 0 0 0
Agosto 2126894 684805 508920 864619
Settembre 0 0 0 0 0 0
Ottobre 0 0 0 0 0 0
Novembre 2726121 4199 0 984131 724085 888400
Dicembre 5401414 57947 144895 2234480 1237937 1711555
TOT 22967777 199944 433170 9122137 5512865 7441366
La Tabella 6.6 riporta i dati relativi alla produzione delle centrale esistente
ripartita nelle diverse componenti che la caratterizzano. Essendoci maggiore
richiesta termica la produzione cresce in tutti i mesi dell’anno, rispetto al caso
106
precedente. Si osserva che l’incremento di produzione da parte dei motori è
maggiore nei mesi di mezza stagione piuttosto che nei mesi più freddi come
dicembre, gennaio e febbraio. Questo perché nei mesi invernali i motori sono
già impegnati al 100% anche con un carico minore perciò l’aggiunta di richiesta
termica deve essere coperta da caldaie e pompa di calore. Inoltre queste ore dei
mesi invernali sono quelle dove l’aggiunta di nuove utenze porta più richiesta
termica.
Nei mesi con temperature più miti, durante l’arco della giornata, i motori non
sono quasi mai sfruttati alla massima potenza perciò si può incrementare la
potenza erogata per coprire il carico maggiore. Anche in questo caso nei mesi
estivi si può fare a meno dell’impianto esistente ad eccezione del mese di agosto
che si considera utilizzato per la manutenzione della centrale di produzione da
biomassa.
Il grafico in Figura 6.2 illustra i dati della Tabella 6.6, si vede la richiesta
termica per ogni mese. Si osserva la ripartizione della produzione di calore con
le varie componenti. Il grafico è simile a quello in Figura 6.1, la struttura è la
medesima variano solamente i valori come si vede dalla differenza tra Tabella
6.5 e Tabella 6.6. Dalla comparazione dei due grafici si capisce come l’aggiunta
di carico da parte delle utenze considerate non è particolarmente significativo
rispetto alla totalità della rete di teleriscaldamento. Le considerazioni fatte per il
caso precedente valgono anche in questo.
Figura 6.2 - Energia termica prodotta durante l’anno divisa nelle unità di produzione relativa al
carico il nuovo tratto di rete.
0
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2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
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9000000
10000000
Copertura carico annuo kWh utenze
Pompa di calore
Caldaie
Motori
Biomassa
107
7 Analisi economico-ambientale
dell’impianto
7.1 Premessa
In questo capitolo si farà un analisi economica e ambientale della realizzazione
dell’impianto a biomassa. La valutazione verrà fatta anche in relazione alla
mancata produzione della centrale esistente. Variando dei parametri
significativi, come ad esempio costo del cippato, si cercherà di capire come
cambia la redditività dell’investimento.
L’investimento sarà valutato nel corso di vent’anni che coincide con il periodo
di incentivazione.
Dal punto di vista ambientale si cercherà di capire il valore delle emissioni che
ci si aspetta dal funzionamento del nuovo impianto.
Il fatto di sfruttare un’energia rinnovabile permetterà di avere un risparmio in
termini di consumo di combustibili fossili e di conseguenza si avrà una
riduzione di emissioni di gas serra, CO2.
7.2 Esborsi economici
7.2.1 Costi d’investimento
La centrale a biomassa verrà realizzata interamente da nuovo partendo da un
terreno acquistato da SEM sul comune di Cosio Valtellino. La centrale di
produzione è stata progettata collaborando con il fornitore dell’impianto di
combustione biomassa (SCHMID) e con il fornitore del modulo ORC
(TURBODEN). Queste due parti sono costruite e progettate direttamente dai
fornitori mentre alla società SEM resta di occuparsi delle opere civili, degli
impianti per collegare le parti della centrale e del tratto di rete del
teleriscaldamento.
In Tabella 7.1 sono riportati i costi di investimento riguardanti la costruzione
della centrale a biomassa ed il tratto del teleriscaldamento. Per quanto riguarda i
prezzi degli impianti della centrale sono presi dai preventivi avuti dai fornitori.
Per le opere a carico di SEM i prezzi sono stati dati direttamente dalla società
che avendo un lungo tratto di rete di teleriscaldamento già istallata conosce
perfettamente i prezzi di realizzazione.
Nel costo di investimento è considerato anche l’importo per l’acquisizione del
terreno e un 5% in più per imprevisti. Il 5% è considerato rispetto al totale per la
realizzazione dell’impianto e del tratto di rete di teleriscaldamento.
108
Tabella 7.1 - Descrizione dei costi di'investimento.
DESCRIZIONE Valuta Importo
Contratto SCHMID impianto € 3.200.000,00
Contratto TURBODEN turbina € 1.250.000,00
Impianto elettrico SEM € 197.450,00
Scambiatori e pompe esclusi da SCHMID € 50.000,00
Coibentazioni escluse da SCHMID € 50.000,00
Pesa € 30.000,00
Edificio completo incluso antincendio € 1.700.000,00
Rete TLR collegamento € 1.200.000,00
TOTALE € 7.677.450,00
Imprevisti 5% € 383.872,50
TOTALE GENERALE € 8.061.322,50
Acquisto terreno € 450.000,00
TOTALE INVESTIMENTO € 8.511.322,50
7.2.2 Proventi annui
Come descritto nel capitolo 3 l’energia elettrica è remunerata in base una tariffa
incentivante base più una serie di premi.
Nel caso in questione la tariffa omnicomprensiva è pari a 200,72 €/MWh in
quanto dalla tariffa di 209 €/MWh va tolto il 2% l’anno per gli impianti che
entrano in servizio dopo il 2013. Alla tariffa di riferimento si aggiungono 30
€/MWh per il premio sulle emissioni e 40 €/MWh per il premio legato al calore
cogenerato da biomasse per il teleriscaldamento.
La tariffa incentivante che risulta per il caso specifico è di 270,72 €/MWh.
Per l’impianto in oggetto si prevede un funzionamento a pieno regime per 8000
ore all’anno, la produzione di energia elettrica lorda nominale è di 990 kW. Si
stima che il 17% della potenza nominale sia utilizzata per il consumo di ausiliari
e per le perdite elettriche. Se ne deduce che la potenza elettrica netta immessa in
rete è pari a: 821,7 kW che corrispondono a 6.573.000 kWh/anno.
Per quanto riguarda l’energia termica il prezzo medio di vendita di calore
attualmente è considerato pari a 90 €/ MWh. Inoltre esiste un agevolazione sulla
fornitura di calore mediante reti di teleriscaldamento alimentate da biomassa,
pari a 25,80 €/MWh termico fornito. Si tratta di un agevolazione in forma di
credito di imposta, che viene trasferita sul prezzo di cessione del calore
all’utente finale. Questo permette alla società di dare uno sconto sul prezzo
dell’energia invogliando i cittadini ad effettuare l’allacciamento alla nuova rete.
109
Dai risultati riportati nel capitolo 6, considerando il caso della rete senza
l'allaccio di nuove utenze, si ha una produzione di energia termica data al
teleriscaldamento di 32.472.367 kWh di cui 19.618.392 kWh venduti alle
utenze.
In Tabella 7.2 si riporta i dati dell’energia venduta prodotta dalla centrale a
biomassa senza considerare allacci di nuove utenze. Moltiplicando i valori
dell’energia venduti per il loro prezzo si trova il ricavo annuo dato
dall’impianto.
Tabella 7.2 - Fatturato annuo centrale a biomassa.
FATTURATO ANNUO
Eergia elettrica 6.573.600 kWh 270,72 €/MWh € 1.780.323,50
Energia termica 19.618.392 kWh 90,00 €/MWh € 1.765.655,30
TOTALE: € 3.545.978,80
7.2.3 Analisi costi di gestione
I costi di gestione connessi a questo tipo di impianto possono essere così
riassunti:
Acquisto della materia prima: tenendo presente le caratteristiche
descritte nel capitolo 17 si ha un consumo annuo di 25.132 tonnellate di
cippato. Si considera la biomassa con un potere calorifico di 2,22
kWh/kg a un prezzo di 50 €/t quindi corrispondente a 22,5 €/MWh.
Manodopera: la gestione dell’impianto, visto l’elevato grado di
automazione progettato, necessiterà dell’assunzione di due operai
specializzati.
Materiali per le manutenzioni: dal confronto con altri titolari di impianti
analoghi a quello in oggetto è emerso un costo annuo relativo a
operazioni di manutenzione ordinaria più un accantonamento per
eventuali interventi di natura straordinaria a: 50.000 €.
Oneri smaltimento ceneri: con il combustibile in progetto si è stimata
una produzione di ceneri al 3% in peso della biomassa utilizzata 613
t/anno. Gli attuali prezzi di conferimento a discarica autorizzata di questo
tipo di “rifiuto” sono pari a 80 €/t.
110
Polizza ALL-RISK: sia per un discorso di sicurezza sia per una richiesta
da parte dell’ente erogatore del finanziamento è necessaria l’accensione
di un’assicurazione di tipo ALL-RISK, premio annuo pari a: 15.000 €.
SEM prevede un accordo che garantisce a ogni comune sul quale ci sia
una propria rete di teleriscaldamento un canone convenzionale: la
convenzione con i comuni per la realizzazione della rete di
teleriscaldamento prevede un canone del 5% relativo al guadagno
derivato dalla vendita di energia termica pari a: 88.282,77 €.
I costi di gestione sono riepilogati in Tabella 7.3, si osserva che la maggioranza
dei costi di esercizio sono dati dall’acquisto della materia prima mentre le altre
voci coprono una piccola percentuale.
Tabella 7.3 - Costi di esercizio.
COSTI ESERCIZIO
Acquisto cippato €1.256.576,58 81,05%
Manodopera €90.000,00 5,81%
Canone convenzione comune €88.282,77 5,06%
Materiali per manutenzione €50.000,00 3,23%
Costo smaltimento ceneri €60.315,68 3,89%
Polizza ALL-RISK €15.000,00 0,97%
TOTALE COSTI DI ESERCIZIO €1.560.175,02 100,00%
7.3 Valutazione economica dell’investimento
Prendendo in considerazione il fatturato e i costi di gestione analizzati nel
paragrafo precedente si calcolano i flussi di cassa annui (NCF). Da questi si può
ottenere il flusso di cassa attualizzato all’ennesimo anno (n) in funzione del
tasso di attualizzazione (i) [24].
NCFattualizzato =
NCFn(1 + i)n
(7.1)
Quando la somma diventerà positiva si potrà pervenire all’anno in cui
l’investimento sarà ripagato, Pay Back Time (PBT), anno dal quale l’impianto
inizierà a produrre guadagni per gli investitori, e al valore TIR, Tasso Interno di
Rendimento.
111
∑NCF
20
n=0
=NCFn
(1 + TIR)n+ NCFn−1
(7.2)
Il valore del TIR è ottenuto ponendo pari a zero la sommatoria dei NCF
attualizzati all’ultimo anno di vita dell’impianto. Nel nostro caso è ipotizzata
una vita utile di vent’anni.
Considerando lo scenario di riferimento descritto nel paragrafo 7.2 si calcolano i
parametri appena descritti. Si prende come riferimento il tasso di attualizzazione
pari al 4%.
Tabella 7.4 - Dati economici produzione nuova centrale biomassa.
Investimento 8.511.323 [€]
Vendita energia elettrica
1.780.255 [€]
Vendita calore 1.765.655 [€]
Costi di esercizio 1.575.253 [€]
NCF 1.970.680 [€]
PBT 4,76 [anni]
TIR 22,77% [%]
VAN 17.568.133 [€]
In Tabella 1.1Tabella 7.4 si riportano i risultati della valutazione economica
dell’investimento, si considera la previsione di produzione della centrale a
biomassa con i costi riassunti in Tabella 7.3.
Figura 7.1 - Andamento dei flussi di cassa attualizzati.
-10
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5
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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Som
ma
NC
F at
tual
izza
ti [
M€
]
Anni
Caso diriferimento
112
Dai risultati ottenuti risulta un buon investimento con un tempo di ritorno
inferiore ai 5 anni. Dalla Figura 7.1 si osservano i flussi di cassa attualizzati
nell’arco di vent’anni. La curva risulta con una pendenza decrescente in quanto
l’attualizzazione fa diminuire il flusso di cassa, di ogni singolo anno, man mano
che ci si allontana dall’anno zero.Figura 7.1 - Andamento dei flussi di cassa
attualizzati.
Ora si confronta i risultati descritti con casi diversi, in primo luogo si analizzano
i flussi di cassa considerando il guadagno perso per la diminuzione di
produzione della centrale cogenerativa esistente. Si considera sia il caso della
nuova rete senza l’allaccio di nuove utenze sia il caso con le nuove utenze
considerate.
Il costo di mancata produzione è stato preso sfruttando un output del programma
scritto in Excel. Questo è stato possibile in quanto il parametro per simulare la
produzione dei componenti della centrale è stato massimizzare l’utile della
centrale. Quindi per ogni ora dell’anno il programma calcola l’utile dato dalla
centrale tenendo in considerazione tutti i parametri di funzionamento come
costo del gas, costo energia elettrica, costi di gestione e il guadagno dalla
produzione. L’utile viene poi sommato progressivamente per ogni ora presa in
considerazione dal programma. In questo modo confrontando il risultato
dell’utile totale annuo della centrale esistente per la condizione attuale con quelli
delle configurazioni future si è calcolato costo dovuto ai mancati ricavi dalla
centrale esistente.
Tabella 7.5 – Dati economici produzione nuova centrale biomassa considerando il costo di mancata
produzione della centrale esistente.
Senza nuove utenze Con nuove utenze
Investimento 8.511.323 [€] 8.511.323 [€]
Vendita energia elettrica
1.780.278 [€] 1.780.255 [€]
Vendita calore 1.765.655 [€] 1.790.145 [€]
Costi di esercizio 1.575.254 [€] 1.575.254 [€]
Costo mancata produzione
387.786 [€] 360.923 [€]
NCF 1.582.894 [€] 1.634.222 [€]
PBT 6,15 [anni] 5,85 [anni]
TIR 17,91%% [%] 18,56% [%]
VAN 12.500.696 [€] 13.171.437 [€]
In Tabella 7.5 si osserva il paragone tra il caso senza nuove utenze e con nuove
utenze considerando il costo di mancata produzione rispetto al caso base. Come
era logico aspettarsi l’investimento risulta peggiore in tutti e due i casi rispetto a
quello di riferimento. Il fatturato perso della centrale esistente non risulta molto
113
elevato, anche se in termini di funzionamento dei motori la differenza è
rilevante. Questo perché a partire dal 2016 l’impianto smetterà di godere dei
certificati verdi riducendo l’utile della centrale.
Il calcolo senza nuove utenze rappresenta il caso limite peggiore in quanto si
considerano vent’anni di funzionamento senza nessun nuovo allaccio alla rete.
In ogni caso si avrebbe un ritorno dell’investimento in poco più di sei anni di
funzionamento. Il paragone in tabella permette di osservare che considerando
l’aggiunta di poche utenze, si ha un incremento non trascurabile dei parametri
economici, che permettono di giudicare la bontà dell’investimento.
Nel corso della vita utile in relazione al numero delle strutture che richiederanno
l’allaccio al teleriscaldamento si avrà un ritorno maggiore dalla costruzione
della centrale avvicinando e anche migliorando il caso di riferimento.
I valori di Tabella 7.5 sono illustrati nel grafico di Figura 7.2, i tre colori si
riferiscono ai tre casi considerati come da legenda. Si osserva che il PBT è nel
caso peggiore circa sei anni e negli altri due inferiore. Il VAN è, in ogni caso,
superiore ai 12 milioni di euro.
Figura 7.2- Andamento della sommatoria dei flussi di cassa nei tre casi considerati.
7.3.1 Analisi di sensitività al variare del costo della biomassa
Nelle simulazioni precedenti, si è ipotizzato di avere a disposizione la biomassa
ad un prezzo di 50 €/t comprensivo di raccolta, cippatura e trasporto. Inoltre era
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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
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F at
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izza
ti [
M€
]
Anni
Flussi di cassa attualizzatiCaso riferimento
Caso con mancataproduzione senza nuoveutenze
Caso mancata produzionecon nuove utenze
114
considerato un contenuto energetico di 2,22 kWh/kg perciò il prezzo riferito al
MWh di combustibile risultava di 22,5 €.
I valori utilizzati per l’analisi di sensitività e gli indici economici ottenuti sono
riportati nella Tabella 7.6, mentre in Figura 7.3 vengono rappresentati gli
andamenti dei flussi di cassa attualizzati. Ogni curva rappresenta gli NCF
corrispondenti a prezzi della biomassa diversi, si va da 20 €/t a 100 €/t
ricordando che il valore di riferimento era di 50 €/t [25].Figura 7.3 - Flussi di
cassa attualizzati al variare del costo della biomassa.
Tabella 7.6 - Valori per analisi di sensitività.
Costo 20 40 60 80 100 €/t
9,01 18,02 27,03 36,04 45,05 €/MWh
PBT 3,36 4,19 5,51 8,21 16,03 anni
TIR 32,07% 26,03% 19,83% 13,28% 5,53% %
VAN 27.617.459 21.049.272 14.481.085 7.912.899 1.147.666 €
Si osserva che il prezzo della materia prima varia molto lo scenario a cui può
portare la realizzazione del progetto. Grazie alla valorizzazione dell’energia
elettrica prodotta l’investimento risulta sostenibile a prezzi della materia prima
molto elevati fino ad arrivare ad un prezzo doppio a quello di riferimento dove
l’investimento ha un Pay Back Time sopra i 16 anni e un VAN di 1,1 milioni di
euro che vista l’importanza dell’investimento iniziale non è molto vantaggioso.
Quindi l’investimento si può ritenere sostenibile fino ad un costo della materia
prima di 80 €/t.
115
Figura 7.3 - Flussi di cassa attualizzati al variare del costo della biomassa.
Si vede come il costo del combustibile incida molto sulla sostenibilità della
centrale a biomassa. Questo rende importante sfruttare il più possibile la
biomassa locale, fondamentale non solo per rientrare nel concetto di filiera
corta, ma anche per ridurre il suo prezzo in quanto per il cippato la voce di costo
legata al trasporto è molto rilevante.
7.3.2 Valutazione al variare del parametro di attualizzazione
Si analizzano i flussi di cassa al variare del parametro di attualizzazione,
aumentandolo dal 4% al 6% e diminuendolo al 2%. Tale parametro influisce sul
calcolo dei flussi di cassa attualizzati, maggiore sarà il suo valore e minore sarà
il ritorno dell’investimento.
La variazione di questo parametro ha una rilevanza minore nei primi anni della
vita utile in quanto, come si vede nella formula 7.1, il valore i è elevato a
potenza con il numero dell’anno che si considera. Infatti come si osserva dal
grafico in Figura 7.4 nei primi anni le curve sono praticamente le medesime. In
questo modo il PBT non ha una variazione sostanziale, si ha 4,54 anni per il
caso di i uguale al 2% e 5,13 anni per i uguale al 6%.
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ma
NC
F at
tual
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ti [
M€
]
Anni
Flussi di cassa attualizzati20 €/t
40 €/t
50 €/t
60€/t
80€/t
100 €/t
116
Figura 7.4 - Flussi di cassa attualizzati al variare del parametro i.
Si osserva invece uno scostamento più marcato dopo i dieci anni di vita utili e il
valore che varia maggiormente è quello del VAN. Si passa da 23.247.173 euro
nel caso con i uguale al 2% a un valore di 13.294.546 euro con i al 6%.
7.4 Valutazione ambientale dell’investimento
L’utilizzo della biomassa per fini energetici è una delle strategie promosse da
molti per ridurre le emissioni di gas serra in atmosfera. La biomassa vegetale è
infatti considerata un’energia rinnovabile. Essendo un’energia rinnovabile, si
considera che la biomassa sia anche carbonio-neutrale. Il concetto di neutralità
consiste nell’attribuire zero emissioni di gas serra all’utilizzo di un certo
materiale. Nel caso della biomassa, il concetto è basato sull’ipotesi che il
carbonio rilasciato durante la combustione non contribuisca a aumentare la
concentrazione di CO2 in atmosfera, ma venga riassorbito con la ricrescita della
vegetazione. Questo riassorbimento non accade nel caso dei combustibili fossili,
dato che i tempi per la loro formazione sono molto più lunghi. Il fatto che le
biomasse vegetali siano carbonio-neutrali è vero solo se si considera una filiera
corta, ovvero il combustibile deve essere trasportato per pochi chilometri
altrimenti le emissioni derivanti dal trasporto diventano significative per le
emissioni di gas serra.
Per quanto riguarda gli inquinanti, le emissioni da biomassa sono strettamente
legate alla composizione del combustibile e alle condizioni in cui avviene la
-15,00
-10,00
-5,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Som
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NC
F at
tual
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ti [
M€
]
Anni
Flussi di cassa attualizzatii=2%
i=4%
i=6%
117
combustione. Poiché i componenti principali delle biomasse sono carbonio,
idrogeno, azoto e in minima parte zolfo, i prodotti della combustione saranno
quelli tipici dell’ossidazione completa o parziale: CO2, H2O, CO, NOx, SOx e
particolato. La produzione di monossido di carbonio è legata all’efficienza del
processo di combustione, e principalmente influenzata dall’eccesso d’aria e dal
grado di turbolenza della camera di combustione, mentre la produzione degli
ossidi di azoto è associata soprattutto all’azoto molecolare presente nella
biomassa in quanto le basse temperature in caldaia ostacolano la formazione dei
prompt e thermal NOx. La produzione di zolfo è anch’essa legata allo zolfo
presente nel combustibile che è caratterizzato da tenori molto bassi.
Gli effetti di questi inquinanti sono da valutare secondo due differenti scale:
Impatto locale: ovvero gli inquinanti che, direttamente o indirettamente,
provocano effetti deleteri alla salute in prossimità del sito di emissione. I
principali inquinanti originati dalla combustione e rientranti in questa
categoria sono gli ossidi di azoto, gli ossidi di zolfo e il particolato.
Impatto globale: appartiene a questa categoria l’anidride carbonica, che
non è nociva se inalata ma è uno dei gas serra di origine antropica, causa
del surriscaldamento ambientale.
Per quanto riguarda l’impatto locale si riporta in Tabella 7.7 i limiti sulle
emissioni che la centrale deve rispettare per avere l’accesso al premio
incentivante. Il fornitore del forno garantisce questi limiti di emissioni per tutti i
tipi di inquinanti, inoltre per gli ossidi di zolfo garantisce una concentrazione
inferiore, di 30 mg/Nm3. Le concentrazioni considerate sono riferite al 11% di
O2.
Tabella 7.7 - Limiti delle emissioni per garantirsi il premio sull'incentivo.
Limiti emissioni
NOx 200 mg/Nm3
CO 150 mg/Nm3
SOx 200 mg/Nm3
Polveri 20 mg/Nm3
In Tabella 7.8 si riportano i livelli di emissioni che ci si aspetta dalla centrale,
sono stati utilizzati i valori garantiti al costruttore per NOx e Polveri perché
soggette ad abbattimento grazie al trattamento dei fumi. Per quanto riguarda le
emissioni di SOx e CO si sono presi dei fattori di emissione trovati in letteratura
in quanto il costruttore si limita a garantire il limite di legge anche se in realtà la
produzione di questi inquinanti può essere molto minore I calori sono riportati in
118
milligrammi rispetto al normal metro cubo di fumi e rispetto al chilowattora di
combustibile bruciato.
Tabella 7.8 - Livelli di emissione dei principali inquinanti relativi alla centrale ai biomassa
Fattori emissione biomassa
NOx 150 mg/Nm3 387 mg/kWhfuel
CO 40 mg/Nm3 258 mg/kWhfuel
SOx 20 mg/Nm3 77 mg/kWhfuel
PM 10 mg/Nm3 26 mg/kWhfuel
Per valutare il livello di emissioni dell’impianto si paragona le emissioni della
centrale cogenerativa esistente per capire quali saranno le differenze che ci si
aspetta con la realizzazione del progetto. Per la centrale esistente si hanno dati
misurati direttamente in centrale per quanto riguarda monossido di carbonio e
ossidi di azoto.
Tabella 7.9 - Livelli di emissione dei principali inquinanti relativi alla centrale a gas naturale
Fattori emissioni centrale esistente
NOx 147 mg/Nm3 356 mg/kWhfuel
CO 70 mg/Nm3 170 mg/kWhfuel
SOx 0 mg/Nm3 0 mg/kWhfuel
PM 0 mg/Nm3 0 mg/kWhfuel
Le concentrazioni degli ossidi di zolfo e delle polveri sono considerate nulle
poiché il loro valore è pressoché trascurabile in quanto dalla combustione di gas
naturale si ha una produzione molto bassa di questi inquinanti. I valori delle
emissioni sono riportati in Tabella 7.9.
La centrale a biomassa a parità di combustibile bruciato ha livelli di emissione
più elevati per tutti gli inquinanti tranne che per il monossido di carbonio.
Il grafico in Figura 7.5 rappresenta le emissioni durante il corso dell’anno
considerando la produzione della centrale a biomassa e per quanto riguarda la
centrale esistente sono le emissioni calcolate con la medesima energia termica
immessa nel teleriscaldamento del impianto a biomassa. C’è un aumento delle
emissioni di NOx, SOx e di particolato, mentre si ha una riduzione di emissione
di monossido di carbonio. Bisogna considerare il fatto che i motori a gas
naturale hanno un rendimento elettrico molto più elevato rispetto all’intero
impianto a biomassa e di conseguenza un rendimento termico più basso, questo
significa che a parità di energia termica immessa in rete si deve consumare più
gas naturale, in termini di energia primaria. Tuttavia c’è anche da considerare
119
che nei mesi estivi parte dell’energia termica prodotta dalla centrale a biomassa
viene dispersa.
Figura 7.5 – Confronto emissioni tra centrale a biomassa e centrale esistente
Considerato che l’energia termica prodotta si immette in una rete di
teleriscaldamento si paragonano le emissioni della centrale a biomassa con
diversi sistemi di produzione di calore per il riscaldamento. Infatti grazie al
teleriscaldamento si potrà sostituire i tradizionali impianti delle singole utenze e
si valuta se il progetto porterà a una diminuzione degli inquinanti. In Tabella
7.10 sono riportati i fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di
calore per il riscaldamento [26].
Tabella 7.10 – Fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di calore per riscaldamento.
Fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di calore per il riscaldamento
Stufa a legna convenzionale
Stufa a pellet
Caldaia a gasolio
Caldaia a gas
naturale
Caldaia classe 5
[mg/kWh] [mg/kWh] [mg/kWh] [mg/kWh] [mg/kWh]
NOx 328 288 248 151 70
CO 14400 1080 13 79 0
SOx 40 40 284 1 0
Polveri 2736 104 5 1 0
In Figura 7.6 si riportano le emissioni di inquinanti in ambiente in un anno
considerando la stessa quantità di combustibile bruciato, in termini di kWh. Nel
grafico non sono riportati i risultati della stufa a legna convenzionale in quanto
0
5
10
15
20
25
NOx CO SOx PM
[t/a
nn
o]
Inquinanti
Confronto emissioni con centrale esistente
Centrale a biomassa
Centrale esistente
120
questa ha emissioni ben più elevate rispetto agli altri sistemi, soprattutto per
quanto riguarda CO e polveri.
Figura 7.6 - Confronto emissioni da diversi sistemi di produzione di calore.
Si osserva che si ha un incremento nelle emissioni di NOx e di CO rispetto a
caldaia a gasolio e caldaie classe 5. Per quanto riguarda gli ossidi di zolfo, la
loro produzione dipende dal tipo di combustibile perciò le emissioni sono in
linea con i combustibili a biomassa vegetale che hanno un tenore di zolfo
inferiore al gasolio e maggiore rispetto al gas naturale.
Per quanto riguarda le polveri si ha un aumento delle emissioni rispetto ai
combustibili fossili. Tuttavia grazie alla presenza di sistemi di trattamento dei
fumi si ha un’emissione in ambiente relativamente moderata, anche se dalla
combustione di biomassa vegetale si ha una produzione elevata di polveri.
Questo lo si può notare dal fatto che le emissioni delle stufe a pellet e delle stufe
a legna sono superiori anche se bruciano un combustibile di maggior qualità
rispetto al cippato.
Si deve anche considerare il fatto che nel caso della centrale a biomassa si ha un
assetto cogenerativo e quindi il rendimento per la sola produzione di calore è
inferiore a quelle delle normali caldaie, inoltre per un ottimo economico
l’impianto funziona al carico massimo di energia elettrica perciò non ci si
avvantaggia dei minori consumi di combustibile legati all’effetto cogenerativo
in quanto si dissipa parte dell’energia termica in ambiente.
I limiti di emissione imposti dal Decreto per accedere agli incentivi sono
rispettati.
0
5
10
15
20
25
NOx CO SOx PM
[t/a
nn
o]
Inquinanti
Confronte emissioni in un annoCentrale biomassa
Stufa pellet
Caldaia gasolio
Caldaia a gas naturale
Caldaia a gas naturaleclasse 5
121
Per quanto riguarda le emissioni di gas serra la situazione è molto vantaggiosa,
infatti l’anidride carbonica rilasciata dalla combustione della biomassa in caldaia
è quella che è stata assorbita dalla vegetazione durante il suo ciclo di vita e
quindi non va ad incrementare il bilancio globale di tale emissione.
Si calcola il consumo risparmiato di gas naturale della centrale esistente e da
questo dato si risale alle tonnellate di petrolio equivalente risparmiate e
all’emissione di CO2 evitata.
Dai calcoli risultano 4.653.535 tep risparmiati e circa 10.900 tonnellate di CO2
evitate. È importante notare che il risparmio di tep e di emissioni di CO2 è
calcolato su un risparmio di gas naturale, che è il caso della mancata produzione
della centrale esistente.
Nel caso la produzione del impianto a biomassa vada a sostituire gli impianti
delle utenze questo dato sarebbe maggiore perché molte utenze presentano
ancora impianti a gasolio.
In Figura 7.7 sono riportate le emissioni di CO2 risparmiate considerando in un
caso le caldaie a gasolio e nell’altro le caldaie a gas naturale.
Si deve sempre tenere in considerazione che queste emissioni di gas serra evitati
si riferiscono alla sola combustione della biomassa, se si tiene conto anche della
lavorazione e del suo trasporto all’impianto di sfruttamento, allora il fattore di
emissione per le biomasse non è più nullo in quanto bisogna considerare la CO2
emessa dai macchinari di raccolta e cippatura e la quota rilasciata dai mezzi di
trasporto. Diventa quindi fondamentale contenere il più possibile la distanza del
luogo di approvvigionamento della biomassa, è per questo motivo che la filiera
corta è fondamentale per considerare la biomassa carbonio-neutrale.
Nel nostro caso possiamo considerare la biomassa carbonio-neutrale in quanto il
combustibile sarà recuperato dagli scarti delle numerose segherie presenti in
bassa Valtellina e dalla lavorazione boschiva, impegnandosi a recuperare la
biomassa in un raggio di 30 km.
122
Figura 7.7 - Emissioni di CO2 risparmiata.
Si calcola anche il risparmio legato alla produzione elettrica, questo lo si fa
considerando i fattori di emissioni in Lombardia dove quasi la totalità di
produzione elettrica è data da cicli combinati con rendimento medio annuo del
51,5%. Si considera come fattore di emissione 201,6 grami di CO2 ogni kWh
elettrico. Quindi considerando i 6.573.600 kWh di energia elettrica immessi in
rete dalla centrale a biomassa si risparmiano 1.325 tonnellate di CO2 rispetto
alla emissione della produzione elettrica lombarda.
0,000
2000,000
4000,000
6000,000
8000,000
10000,000
12000,000
14000,000
16000,000
CO2
t/an
no
Emissione di CO2 risparmiata
Gasolio
Metano
123
Conclusioni
Il presente lavoro è stato condotto con l’intenzione di valutare la fattibilità
energetica, economica ed ambientale di un impianto di cogenerazione che brucia
biomassa vergine con lo scopo di alimentare una rete di teleriscaldamento
esistente. Lo studio ha riguardato la valutazione del progetto dell’impianto, il
dimensionamento del tratto di linea per collegare il nuovo impianto alla rete
esistente e una valutazione energetica, economica ed ambientale di come la
nuova centrale andrà ad integrarsi con la situazione esistente. Il lavoro è stato
svolto all’interno di uno stage presso lo studio tecnico Bertolini di Morbegno
che è in collaborazione per il progetto della centrale in oggetto con la futura
proprietaria dell’impianto nonché del teleriscaldamento esistente, Società
Elettrica in Morbegno (SEM).
La centrale in questione è basata su una caldaia a biomassa vergine, e da
un’unità ORC. L’impianto è caratterizzato da una potenza nominale al focolare
di 6973 kW mentre la potenza utile è 5809 kW, dei quali 4819 kW sono
l’energia termica ceduta al teleriscaldamento mentre 990 kW è la potenza
elettrica generata. Queste caratteristiche danno un rendimento globale
all’impianto dell’83,3% e un rendimento elettrico del 14,2%.
La rete esistente si estende per oltre 35 km ed è alimentata da circa 55.000
MWh/anno di calore tramite acqua a 90°C. Il teleriscaldamento ha un
rendimento di distribuzione annuo del 66,5% quindi l’energia ceduta alle utenze
è circa 37.000 MWh/anno. Il nuovo ramo in progetto ha lo scopo di collegare
l’impianto in costruzione con la rete esistente e di permettere l’allaccio di nuove
utenze sul comune di Cosio Valtellino, nel lavoro svolto è stato considerato la
possibile aggiunta delle utenze comunali al teleriscaldamento. Attualmente la
rete è alimentata da una centrale di cogenerazione con 4 motori-generatori a gas
da 3555 kW elettrici (3665 kW di energia termica recuperabile) ciascuno, 2
caldaie di integrazione da 7500 kW termici ciascuna, un sistema di accumulo
calore da 1000 mc e da una pompa di calore da 3700 kW termici.
Per simulare la copertura della richiesta termica è stato utilizzato un programma
scritto in VBA-Excel sviluppato nell’ambito di questo lavoro. Si è determinata
la produzione di calore delle singole componenti dell’impianto considerando sia
l’assetto attuale che le nuove configurazioni future.
Nell’assetto attuale la rete presenta una richiesta termica di 54.098,177 MWh
che vengono prodotti dalle diverse componenti nel seguente modo:
124
51.511,729 MWh dai motori, 961,451 MWh dalle caldaie, 1.624,997 MWh dalla pompa di calore e inoltre si hanno 50.255,781 MWh di energia elettrica
prodotta dai motori cogenerativi.
La simulazione della rete è stata poi eseguita con l’inserimento della produzione
data dall’impianto a biomassa in due diversi casi, uno senza considerare
l’allaccio di nuove utenze e il secondo considerando le utenze comunali di Cosio
Valtellino. In tutte e due le diverse configurazioni la centrale a biomassa ha la
priorità di produzione in quanto la sua logica di funzionamento prevede un
andamento a carico nominale per 8000 ore anno in quanto si massimizzano i
ricavi, grazie alla tariffa incentivante presente. Nel primo caso si ottiene
un’energia termica ceduta al teleriscaldamento in anno da parte del nuovo
impianto di 32.472,367 MWh con 19.618,392 MWh effettivamente venduti alle
utenze mentre la restante parte della richiesta viene soddisfatta dalla centrale
esistente e si hanno: 22.069,556 MWh dai motori, 122,801 MWh dalle caldaie e
la parte restante della richiesta ovvero 370,773 MWh dalla pompa di calore. Nel
secondo caso gli stessi valori sono rispettivamente di 32.639,236 MWh e di
19.890,495MWh, 22.967,777 MWh dai motori, 199,944 MWh dalle caldaie e
433,170 MWh dalla pompa di calore
Una volta effettuata l’analisi energetica si è passati ad una analisi economica
valutando i costi totali di investimento, i costi variabili legati alla gestione
dell’impianto e i ricavi che si avrebbero dalla vendita di energia elettrica e
termica. Proiettando il risultato economico su 20 anni di vita utile l’analisi
energetica ha evidenziato che grazie, soprattutto, alla remunerazione
dell’elettricità cogenerata di 270,72 €/MWh si hanno dei valori particolarmente
attraenti dei principali parametri economici. L’investimento presenta un TIR
(Tasso interno di Ritorno) del 22,77% corrispondente a un tempo di ritorno del
capitale di 4,76 anni e un Valore Attuale Netto (VAN) di 17.568,133 € al tasso
d’attualizzazione del 4%. Questi risultati economici vedono un peggioramento
se si considerano i mancati ricavi dovuti alla riduzione di calore prodotto dalla
centrale esistente. Prendendo lo scenario peggiore, ovvero senza considerare
l’allaccio di nuove utenze in tutti i vent’anni di vita utile, si hanno comunque dei
risultati positivi: TIR del 17,91% e un tempo di ritorno di 6,15 anni e un VAN di
12.500,696 € sempre al tasso di attualizzazione del 4%. Questi indici
rappresentano il caso in cui le utenze rimangano invariate nel corso dei
vent’anni di vita utile cosa improbabile in quanto gli impianti presenti
permettono uno sviluppo ancora maggiore della rete in termini di utenze servite.
Dal punto di vista ambientale la realizzazione del progetto porterà una rilevante
diminuzione delle emissioni di CO2, rispetto al metano non bruciato dalla
centrale esistente circa 10.900 tonnellate l’anno mentre rispetto all’energia
125
elettrica immessa in rete, riferendosi alla produzione elettrica in Lombardia,
circa 1.300 tonnellate di CO2.
Per quanto riguarda gli inquinanti NOx, CO, SOx e polveri ci si aspetta un
incremento nelle emissioni rispetto alla centrale esistente tranne per la CO dove
ci si aspetta una diminuzione di emissione. Rispetto i tradizionali sistemi di
riscaldamento si ha un peggioramento delle emissioni di NOx rispetto ai diversi
sistemi mentre per gli altri inquinanti non si hanno aumenti rilevanti nel valore
delle emissioni.
126
127
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