Cogenerazione Industriale con Impianti a Ciclo Combinato Gas-Vapore

5 
SOMMARIO 
 
Il presente lavoro è articolato essenzialmente in tre parti: 
La prima verte intorno alla problematica della cogenerazione, alla sua crescente attualità 
nel settore energetico civile e industriale e infine ai metodi con cui questa può realizzarsi.  
La seconda mira alla presentazione di un caso concreto, vale a dire un ciclo misto gas-
vapore per la produzione combinata di energia elettrica e termica, mediante un prelievo di 
fluido dalla media pressione. Dopo l’inquadramento generale del lay-out d’impianto, son 
stati brevemente esaminati i principali componenti, adottando più che altro un’ottica 
descrittiva che individui, per ognuno, i parametri termofluidodinamici di maggior rilievo, 
al fine di mostrarne l’interazione con i restanti elementi. Si è quasi del tutto omesso di 
considerare aspetti costruttivi o relativi ai materiali d’uso, se non quando questi potessero 
(come nel caso del combustore della turbina a gas) rappresentare stringenti vincoli alla 
termodinamica del processo. 
Grazie al software GATECYCLE, siamo passati ad esaminare le prestazioni della nostra 
centrale in termini di potenza (elettrica) prodotta dalle turbine e di rendimento termico 
complessivo. Definiti, quindi, gli indici di cogenerazione, e mostratone volta per volta il 
significato energetico-economico, siamo stati in grado di stimarne il valore e l’aderenza 
agli standard previsti dal vigente decreto in materia (CIP 6/92). 
Nella terza parte si è esaminato il fuori progetto dell’impianto a seguito di una netta 
variazione della portata massica di vapore spillato a fine cogenerativo. E’ stata eseguita 
un’analisi parametrica relativa al comportamento in off-design del condensatore, e dopo 
averne plottato alcune variabili in funzione della portata estratta, si è giustificato 
l’andamento dei grafici tramite le opportune equazioni di bilancio. Non ci è sfuggito di 
sottolineare l’incidenza economica di un tale fuori progetto e perciò si sono ricavate step 
by step le curve degli indici di cogenerazione sempre in funzione della portata estratta, 
normalizzata rispetto a quella nominale. 
Del pari, si è studiato il comportamento della turbina di bassa pressione, che viene 
attraversata da portate via via decrescenti nel fuori progetto. Si sono poi ricavate le curve 
operative nel caso di piena postcombustione, pratica indispensabile nella regolazione degli 
impianti cogenerativi basati su ciclo combinato, supponendo che il turbogas non subisse 
alcuna modifica. Abbiamo quindi confrontato le prestazioni della centrale nel caso fired e 
unfired.
6 
E’ merito del fuori progetto simulare in modo semplificato l’andamento estremamente 
“capriccioso” delle utenze termiche, specie quelle a destinazione civile. Per queste ultime, 
infatti, si tratterebbe di utilizzare il calore cogenerato per il riscaldamento invernale, con la 
logica conseguenza che durante i mesi caldi esso dovrebbe essere semplicemente gettato 
nell’ambiente (cosa per altro ai limiti della legalità, viste le temperature dell’ordine di 220° 
C), a tutto nocumento finanziario della centrale. Bisognerà allora prevedere un impiego 
razionale del calore proprio in estate: ad esempio mediante l’adozione di scambiatori ad 
assorbimento anziché elettrici, e per l’essiccazione dell’aria umida.
7 
1. LA COGENERAZIONE INDUSTRIALE 
 
1.1 Generalità 
 
Le fonti di energia si possono classificare in tre grosse tipologie: 
 fonti rinnovabili: sole, vento, energia idraulica, risorse geotermiche, maree, moto 
ondoso, trasformazione dei rifiuti organici, inorganici e dei prodotti vegetali; 
 fonti assimilate: energia prodotta in cogenerazione, calore di risulta, fumi di 
scarico ed altre forme di energia recuperabile in processi ed impianti, scarti di 
lavorazione e/o processi, fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori 
isolati; 
 fonti convenzionali: combustibili fossili commerciali utilizzabili per la produzione 
di sola energia elettrica, altre fonti non incluse nelle rinnovabili e assimilate. 
Accanto alle restanti fonti di energia assimilate
1
, la cogenerazione riveste un ruolo 
importante nell'ambito di una politica energetica sostenibile nei paesi industrializzati ed in 
via di sviluppo, impegnati nel raggiungimento degli obiettivi fissati nel Protocollo di 
Kyoto. Dal punto di vista tecnico, questo sistema ha conosciuto un autentico “balzo in 
avanti”, grazie a una serie di studi e di sperimentazioni tesi a migliorare efficacia, 
affidabilità ed efficienza di molti componenti. Basti citare le nuove generazioni di turbine a 
gas, di fuel cells e di motori, risultato di una proficua partnership, nel settore “Ricerca & 
Sviluppo” tra aziende e governi. Anche i sorprendenti risultati ottenuti nell’ambito della 
tecnologia di nuovi materiali non convenzionali e i metodi di progettazione computerizzata 
hanno consentito di accrescere i rendimenti degli impianti, di ridurre i costi e abbattere le 
emissioni di agenti inquinanti.   
La cogenerazione (in inglese “Combined Heat and Power”) consiste nel produrre in 
modo sequenziale o simultaneo  energia elettrica e calore in un unico processo. 
Essa si basa su un semplice principio facilmente derivabile dall’osservazione : in un 
comune impianto dedicato alla produzione di energia elettrica, soltanto una quota, 
compresa tra il 35% e il 55%, dell'energia primaria del combustibile (riferita al potere 
calorifico inferiore) è convertita in lavoro utile; la rimanente parte viene persa come calore 
dissipato nell'ambiente. 
                                                 
1
 Le fonti rinnovabili, tranne rarissimi esempi, non hanno dato, ad oggi, i risultati sorprendenti che 
teoricamente si auspicavano
8 
L'utilizzo di un sistema di cogenerazione (CHP), a parità di energia primaria ricavata dal 
combustibile consentirebbe, invece, di recuperare calore a un livello termico medio - 
basso, ma ancora abbastanza buono per gli ordinari utilizzi  nell'ambito aziendale. 
Tale recupero si traduce in RISPARMIO ENERGETICO: il calore di scarico può, infatti, 
essere riutilizzato per la produzione di acqua calda, vapore (teleriscaldamento, impieghi in 
processi industriali, ecc.), direttamente (fumi utilizzati per l'essiccamento), oppure grazie a 
speciali sistemi per produrre freddo (ciclo frigorifero ad assorbimento). 
Per dare concretezza a un concetto come quello di risparmio, tanto invalso nell’uso 
comune, è necessario definire uno stato di riferimento rispetto a cui la soluzione CHP 
“risulterebbe” conveniente. Nella pratica industriale si è soliti assumere come dati di 
progetto le potenze elettriche e termiche richiedibili da futuri utilizzatori, e, in funzione di 
tali desiderata, scegliere, tra le numerose disponibili, la soluzione impiantistica più 
efficiente in termini finanziari (investimenti iniziali, costi di gestione e di manutenzione 
ordinaria e straordinaria), di consumi di combustibile e di complessità (tempi di 
realizzazione e materiali di costruzione). 
Supponiamo, per esemplificare, che le soluzioni da confrontare siano due: la prima è 
l’insieme di due impianti, l’uno formato da un generatore di vapore (che produce solo 
calore) e l’altro una centrale elettrica; la seconda soluzione è un impianto di cogenerazione 
con gli stessi output energetici. 
Si vedrà che, ipotizzando valori “ragionevoli” dei rendimenti elettrico, termico e di quello 
del ciclo cogenerativo, oltre alla flessione delle perdite, si ottiene un netto risparmio di 
combustibile, a tutto giovamento dei costi di gestione. Va anche detto che riduzione dei 
consumi, cioè della portata di combustibile necessario ad alimentare il ciclo, significa 
abbattimento poco meno che proporzionale delle emissioni di inquinanti.  
Nel seguito tenteremo di approfondire tali tematiche con un occhio particolare alle 
tecnologie che, consentendo la conversione del calore cogenerato in forme più vicine ai 
bisogni umani, di fatto realizzano un optimum (almeno per i livelli odierni) in termini sia 
termodinamici, sia economici. A questo riguardo non va dimenticato che la centrale 
elettrica è un’azienda, il cui scopo rimane, in ultima istanza, la produzione di profitto a 
mezzo di uno sfruttamento integrato e ottimizzato di risorse (di qualunque tipo). Affinché 
l’azienda risulti competitiva
2
, è opportuno che i processi che vi si svolgono siano gestiti nel 
quadro più ampio del Sistema Integrato, ovvero di un approccio totale al problema della 
Qualità.  
                                                 
2
 Con la recente liberalizzazione del mercato elettrico, la tematica relativa alla competitività dell’offerta 
energetica assurge sempre più a fattore di grande momento.
9 
Così, ad esempio, la nostra centrale non si limita ad erogare un servizio (un bene a tutti gli 
effetti) ad utilizzatori, cioè clienti più o meno noti; in quanto struttura edile, industriale e 
impiantistica interagisce attraverso le possibili influenze dei propri processi con l’ambiente 
esterno, che a sua volta è costituito da un contesto naturale e da una società civile, con 
vincoli di equilibrio e bisogni relativi. Si concluderà dunque, alla luce di queste poche 
nozioni, che è impensabile un’ottimizzazione funzionale relativa ai fenomeni fisici, 
staccata dagli altri aspetti, in primo luogo da quello fondamentale: quello economico. Ma 
anche le altre problematiche, pure non vitali, rivestono qui un’importanza nient’affatto 
marginale: 
 le implicazioni di impatto ambientale, legate alle problematiche di utilizzo e 
smaltimento dei materiali, oltre che di inquinamento – tramite rumori, fumi, 
emissioni solide, polveri, residui liquidi ; 
 le implicazioni di sicurezza, sia interna (protezioni antinfortunistiche, dispositivi 
individuali, piani di emergenza e di fuga, ecc), sia esterna (sicurezza degli 
utilizzatori a valle dell’impianto, ecc). 
 
1.2 Storia e Mercato 
 
L’interesse per la cogenerazione è stato sempre fluttuante a causa delle mutevoli 
condizioni del mercato e delle politiche dei governi, e tuttora il suo futuro è tutt’altro che 
prevedibile. 
Agli inizi del ventesimo secolo, negli USA, gli impianti CHP erano i più diffusi generatori 
di potenza, ma non appena l’Industria dell’elettricità risultò affidabile ed economica, la 
produzione in situ cadde in disuso a favore del più pratico e conveniente acquisto di 
energia elettrica dalla rete nazionale. Questo processo di declino continuò per grossa parte 
del secolo, sino a toccare il minimo storico nel 1978, quando l’ammontare del pacchetto 
energetico derivante da processi cogenerativi scese sotto la soglia del 4%. Ma qualcosa 
stava cambiando: il particolare assetto internazionale, con la crisi petrolifera ancora alle 
porte (autunno ’73), funse da improvvisa accelerazione degli studi sulla CHP di grande 
potenza: si era compreso che impianti cogenerativi di maggiori dimensioni ed ottimizzati 
negli output elettrici e termici avrebbero ridotti i fabbisogni energetici delle aziende, e 
quindi tagliato le grosse voci di costo nei bilanci, derivate dall’aumento artificiale del 
prezzo del greggio. Tuttavia il mercato elettrico era ormai talmente consolidato, che molte 
industrie si rifiutarono di acquistare l’eccesso di fabbisogno energetico dagli impianti CHP.