Cap.1
Premessa
6
Le simulazioni hanno sempre come riferimento un impianto tradizionale composto da una
caldaia (tradizionale o a condensazione) e da un gruppo frigorifero (per la sola
produzione del freddo) rispetto al quale si effettua l analisi economica.
Per gli scopi prefissati si Ł deciso di simulare le seguenti configurazioni di impianto:
- Impianto cogenerativo senza accumulo termico vs Impianto tradizionale
- Impianto cog. senza accumulo termico vs Impianto a condensazione
- Impianto cogenerativo con accumulo termico vs Impianto tradizionale
- Impianto cog. con accumulo termico vs Impianto a condensazione
- Impianto cog. con accumulo termico ottimizzato vs Impianto a cond.
- Impianto cogenerativo con accumulo termico ottimizzato vs Impianto a condensazione
con emissioni secondo scenario BAT
- Impianto cogenerativo senza assorbitore vs Impianto a condensazione
Attraverso l analisi dei risultati si Ł visto come l impianto cogenerativo in esame possa
raggiungere consumi di energia primaria intorno al 25% in meno della versione
tradizionale e 21% in meno della versione a condensazione con oltre il 50% di emissioni
di CO2 e il 40% di NOx evitate, a fronte di investimenti differenziali con pay back time
compresi tra 8,4 e 9 anni.
L analisi evidenzia anche il ruolo positivo dell accumulatore di calore a bassa temperatura
nell incrementare l efficienza e l efficacia dell intero sistema.
Inoltre si evince che nel caso specifico la presenza dell assorbitore Ł fondamentale per
raggiungere un IRE normativo > 10% che Ł prerogativa per il riconoscimento di
cogenerazione ad alto rendimento e quindi per l accesso ai benefici previsti quali la
priorit di dispacciamento dell energia elettrica c ogenerata e la defiscalizzazione del
combustibile.
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
2. MICROCOGENERAZIONE E MICROTRIGENERAZIONE
2.1 La Cogenerazione
La cogenerazione Ł una particolare forma di produzione di energia elettrica in cui
l energia dissipata sotto forma di calore non Ł considerata come una perdita, bens
un importante risorsa energetica sfruttabile ogni qualvolta ci sia la presenza di una
richiesta termica. Questo tipo di processo, in inglese CHP (Combined Heat and Power),
impegna quindi l energia primaria in un ciclo termodinamico piø efficiente caratterizzato
dalla presenza di un recupero parziale o totale di calore.
Confrontando una centrale elettrica a ciclo combinato (attualmente la tecnologia piø
efficiente in Italia) con un piccolo cogeneratore per utenze sotto i 50 kW elettrici, dal
punto di vista del rendimento di I principio o fat tore di utilizzo del combustibile, si ottiene:
t
Ip
f f
E Q
m PCI
η +=
⋅
E = energia elettrica [J]
Qt = energia termica [J]
mf = massa combustibile [kg]
PCIf = potere calorifico inferiore combustibile [J/kg]
Figura 2.1 Rendimento di I principio di u n cogeneratore e di una centrale elettrica a ciclo
combinato
ENERGIA
PRIMARIA
100%
CENTRALE
CICLO
COMBINATO
ELETTRICIT 55%
PERDITE 45%
UTENZA
η1p=55%
ENERGIA
PRIMARIA
100%
CHP
COGENERATORE
ELETTRICIT 30%
RECUPERO
TERMICO 60%
PERDITE 10%
UTENZA
η1p=90%
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
Anche se penalizzato dal minor rendimento elettrico, il cogeneratore raggiunge un fattore
di utilizzo del combustibile impensabile per le centrali di esclusiva generazione elettrica,
con conseguenti risparmi di energia primaria non indifferenti.
Per valutare quantitativamente il risparmio di energia primaria si pu fare un confronto tra
generazione separata e combinata a pari consumi utilizzando l indice di risparmio
energetico, IRE, per l analisi quantitativa:
, ,
1s c c
el ts
el rif t rif
E E E
IRE
E QE
η η
−
= = −
+
, ,s el s t sE E E= +
Es = energia primaria totale produzione separata
Eel,s = energia primaria produzione elettrica separata
Et,s = energia primaria produzione di calore separata
Ec = energia primaria produzione combinata
ηel,rif = rendimento elettrico di riferimento produzione separata
ηt,rif = rendimento termico di riferimento produzione separata
Si prendano in considerazione due differenti scenari per la produzione separata:
1) Scenario convenzionale (come delibera AEEG 42/02) rendimento elettrico
medio basato sul parco centrali esistenti oggi in Italia valutato intorno al 40% e
rendimento termico medio basato sul parco caldaie installate pari a 80%.
2) Scenario avanzato rendimento elettrico medio b asato sulla migliore tecnologia
oggi esistente in Italia (BAT, Best Available Techniques) valutato intorno al 55%
e rendimento termico medio basato sulle nuove caldaie a condensazione
domestiche intorno al 90%.
Figura 2.2 Produzione combinata tram ite cogeneratore (ηel=30% ηth=60%)
cogeneratore
Ec = 100
Eel =30
Qt =60
14 perdite utenza
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
9
100
1 0,18 18%
30 60
0,55 0,9
IRE IRE= − ≈ → =
+
100
1 0,33 33%
30 60
0,4 0,8
IRE IRE= − ≈ → =
+
Figura 2.3 Produzione separata nei due scenari considerati
Anche considerando le migliori tecniche disponibili (BAT) e trascurando le perdite di
distribuzione della rete, l IRE indica un risparmio di combustibile a favore dei
cogeneratori, che va dal 18% al 33%, quest ultimo se viene considerata l attuale
situazione media nel nostro Paese.
centrale
η=40%
Eel,s = 75
Eel =30
Qt =60
25 perdite
utenza
Produzione separata
-scenario convenzionale-
caldaia
η=80%
Et,s = 75
Es = 150
15 perdite
centrale
η=55%
Eel,s = 55
Eel =30
Qt =60
25 perdite
utenza
Produzione separata
-scenario avanzato-
caldaia
η=90%
Et,s = 66
Es = 121
6 perdite
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
10
In presenza quindi di una richiesta termica, Ł sempre termodinamicamente
conveniente utilizzare un processo cogenerativo ad alto rendimento, piuttosto che
impiegare una fonte di energia primaria pregiata in un processo termodinamico
fortemente irreversibile, quale il trasferimento di calore ad un fluido termovettore
attraverso la combustione.
2.2 Dalla Cogenerazione alla Microcogenerazione
Attualmente i settori in cui la cogenerazione presenta enormi potenzialit sono il
residenziale e il terziario, ma di fatto sul territorio italiano esistono pochissime
applicazioni. Per il numero elevato di utenti finali (27 milioni di abitazioni tra cui 950.000
condomini)1 e gli alti rendimenti perseguibili, la diffusione di impianti cogenerativi
porterebbe a una rivoluzione energetica , con importanti miglioramenti globali e locali,
sia in termini di consumi di energia primaria, sia in termini di emissioni inquinanti,
cambiando di fatto il modo in cui gli utenti si interfacciano alla rete elettrica nazionale.
Non piø utenti passivi di una rete elettrica alimentata da grandi unit di produzione
centralizzata, ma utenti attivi, che scambiano energia, a volte acquistandola, a volte
vendendola, con una rete cui s interfaccia una molteplicit di operatori 2.
Gli attori principali di questo scenario di generazione distribuita sono i
microcogeneratori a gas naturale (definiti MICRO gli impianti con Pel<50 kWe dal
D.Lgs. 8 febbraio 2007 n. 20). Impianti di questo tipo, tecnologicamente piø o meno
maturi, producono elettricit in bassa tensione e c alore a bassa temperatura adattandosi
benissimo al riscaldamento di ambienti e produzione di acqua calda sanitaria e
impiegando come energia primaria il gas naturale. La scelta di questo combustibile Ł
scontata dato che Ł attualmente l unico a possedere contemporaneamente un alto potere
calorifico, emissioni contenute e una distribuzione capillare sul nostro territorio. In un
prossimo futuro si potr contare sullo sviluppo del l economia dell idrogeno che
rappresenta l unico vettore energetico piø pulito del gas naturale e pienamente
compatibile con la microcogenerazione. ¨ important e notare come questa tecnologia,
raggiungendo fattori di utilizzo del combustibile superiori all 85%, non comporterebbe di
certo un aumento della dipendenza del Paese dal gas naturale, ma minori consumi a
livello globale, considerato che le migliori centrali ad oggi disponibili per la sola
generazione elettrica non arrivano al 60%.
1
dati ISTAT 2001
2
E.Macchi , S.Campanari, P.Silva La microcogeneraz ione a gas naturale
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
11
Ovviamente il passaggio da una rete passiva a una rete attiva non Ł semplice. In
assenza di interfacce ben configurate, con migliaia di generatori connessi e micro-flussi
di energia in transito, si avrebbero elevate fluttuazioni del carico sulla rete BT, con il
rischio di degradazione della qualit della tension e e aumento dei disturbi verso la rete
stessa.
Tuttavia, la presenza di una molteplicit di genera tori su una rete ne migliora l affidabilit
e alleggerisce i carichi nei periodi di punta della richiesta elettrica. Allo stesso tempo, il
maggior consumo in loco di energia prodotta implica una riduzione delle perdite sulle
linee di trasmissione AAT/AT e di distribuzione MT e minore necessit di potenziamento
della rete gi esistente. Ci rappresenta un forte incentivo per il distributore a pianificare
un nuovo sistema di approvvigionamento e distribuzione di energia elettrica, basato sul
contributo delle migliaia di generatori in parallelo alla rete.
2.3 Gli ostacoli alla diffusione
Gli ostacoli che fino ad ora hanno impedito il diffondersi dei microcogeneratori sono di
diversa natura:
- ECONOMICI
I costi specifici sono ancora molto elevati, e lievitano quando si passa, dal package ,
all impianto completo. Essendo macchine prodotte in piccola serie non godono di
economie di scala.
- TECNOLOGICI
Esistono modelli molto interessanti gi commerciali zzati, ma i piø promettenti, sono
ancora in fase pre-commerciale, o addirittura in fase prototipale. Servono ancora
progressi tecnologici in termini di rendimenti, affidabilit e livelli emissivi.
- NORMATIVO-TARIFFARI
Gli ostacoli piø grandi sono a livello normativo. Al momento la prassi burocratica Ł cos
corposa da scoraggiare qualunque tentativo. Un percorso autorizzativo complesso,
adempimenti burocratico-gestionali consistenti e limiti sulle emissioni troppo stringenti,
uniti a una tariffazione dell energia elettrica eventualmente immessa nella rete
sfavorevole, hanno influito pesantemente. Se poi si confronta questo, con i semplici iter
autorizzativi dei gruppi elettrogeni e delle caldaie a gas per uso domestico, si evidenzia
una forte differenziazione di trattamento non giustificata.
Sembra per che si proceda verso la rimozione, alme no in parte, di questi ostacoli. A
partire da gennaio 2009 sono infatti previste semplificazioni normative e tariffazioni
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
12
favorevoli volte ad incentivare gli impianti di microcogenerazione. Grazie alla
commercializzazione su piø ampia scala, si metteranno in moto meccanismi che in breve
tempo porteranno a una riduzione dei costi di installazione e di manutenzione.
2.4 Dalla Microcogenerazione alla Microtrigenerazione
Un grosso inconveniente che mina alla redditivit e conomica e allunga il tempo di ritorno
dell investimento dell impianto di microcogenerazione Ł la forte stagionalit della
domanda termica nei settori residenziale e terziario. Oltretutto nel settore residenziale la
domanda termica come quella elettrica ha anche una sostanziale variabilit durante le 24
ore giornaliere. Di conseguenza il microcogeneratore si trova a operare in modo
discontinuo. Durante i transitori e ai carichi parziali, il rendimento di queste macchine
scade inesorabilmente. Ovviamente l influenza sulla redditivit Ł negativa e pu anche
rendere l investimento non conveniente. Inoltre, al diminuire della percentuale di calore
utilizzato diminuisce anche il rendimento complessivo perdendo di fatto i vantaggi insiti
nella generazione combinata, come mostrato in figura.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
020406080100
calore utilizzato [%]
Re
nd
im
en
to
c
om
pl
es
s
iv
o
[%
]
Figura 2.4 - Rendimento complessivo in funzione del recupero di calore
Per ovviare al problema della fluttuazione giornaliera dei consumi termici si ricorre
sempre a serbatoi di accumulo che lavorando come buffer coprono i picchi di consumo e
permettono di dimensionare l impianto su una richiesta media costante di calore. Per le
variazioni termiche stagionali invece, il problema pu essere risolto con il passaggio da
un sistema Cogenerativo a uno Trigenerativo. La microtrigenerazione permette, nella
stagione estiva, di impiegare in parte o del tutto il calore prodotto dal cogeneratore come
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
13
fonte di energia primaria in un ciclo frigorifero ad assorbimento, ottenendo energia
frigorifera ( intesa come sottrazione di calore all ambiente caldo ) impiegabile
direttamente dall utenza per il raffrescamento degli ambienti. In questo modo si estende
la durata della richiesta termica e quindi le ore di funzionamento del microcogeneratore,
aumentandone la redditivit .
0
20
40
60
80
100
120
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
mesi
ca
ri
co
domanda
termica
domanda
frigorifera
domanda
elettrica
Figura 2.5 - Andamento indicativo dei consumi termici, elettrici e frigoriferi
Se si considera poi, che la domanda elettrica negli ultimi anni si Ł spostata dalla stagione
invernale a quella estiva, a causa della climatizzazione, allora si vede come la
microtrigenerazione, evitando parte del consumo elettrico destinato ai cicli frigoriferi a
compressione, abbia anche un ruolo utile nel contenimento dei carichi elettrici estivi e
nella riduzione dei rischi di black-out programmati e non. Bisogna per considerare che le
macchine frigorifere ad assorbimento hanno un COP di circa 0,7 contro un rendimento
termico cogenerativo pari a 0,8 quindi passando da un assetto cogenerativo a uno
trigenerativo si perdono circa 16 punti percentuale sul rendimento complessivo che passa
da 85% a 69%.
30
40
50
60
70
80
90
100
020406080100
calore utilizzato [%]
R
en
di
me
nt
o
c
om
pl
es
s
iv
o
[%
]
raffrescament
Figura 2.6 - Rendimento complessivo estivo in assetto trigenerativo
Cap. 2
Microcogenerazione e Microtrigenerazione
14
Inoltre le piø piccole macchine ad assorbimento disponibili sul mercato sono da 17,5 kWf,
escludendo di fatto dalla microtrigenerazione tutte quelle utenze che hanno una richiesta
frigorifera piø bassa (vedi utenze monofamiliari). Da qui la necessit di valutare di volta
in volta se il costo differenziale dell assorbitore (che ha costi specifici piø alti rispetto alle
macchine a pompa di calore) Ł giustificato dall efficienza raggiunta. Spesso conviene
ampliare il campo operativo aggiungendo nel sistema trigenerativo oltre a un frigorifero
ad assorbimento anche un sistema a compressione (frigorifero/pompa di calore).
Figura 2.7 - Esempio di flussi energetici per un impianto di microtrigenerazione
Non si pu invece ricorrere ad accumulatori elettri ci per superare il problema della
variabilit giornaliera di domanda elettrica in qua nto, allo stato attuale, hanno costi e
ingombri troppo elevati. Qui la soluzione Ł usufruire del servizio di scambio sul posto che
consiste nel realizzare una particolare forma di autoconsumo in sito consentendo il
prelievo e il consumo dell energia elettrica in un momento differente dal quale questa
viene prodotta e immessa in rete, utilizzando quindi il sistema elettrico nazionale quale
strumento per l immagazzinamento virtuale dell energia elettrica prodotta, ma non
contestualmente autoconsumata.
2.5 Micro-CHP Accelerator, interim report Novembre 2007 of Carbon Trust
Il Carbon Trust Ł un organizzazione indipendente fondata nel 2001 dal Governo
Britannico al fine di aiutare le istituzioni pubbliche e quelle economiche a ridurre le loro
emissioni di gas serra nell atmosfera, e sfruttare le opportunit commerciali connesse a
tali attivit . Un recente studio sul campo di quest a organizzazione ha messo in evidenza
alcune peculiarit dei sistemi di microcogenerazion e che vale la pena citare.
ENERGIA
PRIMARIA
100%
CHP
ELETTRICIT 30%
RECUPERO
TERMICO 60%
PERDITE 10%
ENERGIA
FRIGORIFERA 42%
PERDITE 18%
UTENZA
η = 72%
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