Impianti di cogenerazione

  26 
 Cap. 2-Introduzione alla cogenerazione 
 
Figura 1 
Gli impianti tradizionali per la produzione di energia meccanica e successiva riconversione in 
energia elettrica tramite generatore, lavorano con energia termica ad AT ricavata dalla combustione 
di idrocarburi, carbone, gas naturale, biomassa, e da pochi anni rifiuti solidi urbani selezionati. 
L’energia termica ha una considerevole e apprezzabile percentuale di exergia, nonché per la sua 
facile liberazione dai combustibili usati, buona attitudine ad essere trasportata da servomezzi 
industriali (vapore, fluidi, gas combusti, massa in generale, ecc.) e trasformata in altre forme di energia, 
tipiche della trasformazione termodinamiche (particolarmente in energia di pressione ed energia cinetica, che 
sono le principali forme di energia utilizzate nei motori primi). Tutti questi impianti indipendentemente dalla 
potenza  installata producono per quanto gia visto una cessione di energia termica a BT, che come 
illustrato nella figura 14 non ha più interesse economico, poiché tale calore rilasciato ha una 
modesta percentuale di exergia. Gli impianti convenzionali normalmente cedono una parte del 
calore a BT nei condensatori e radiatori, raffreddati con acqua di fiume, falde sotterranee, acqua di 
mare dissalata ed aria ventilata; ma dove non è possibile asportare il calore a BT con i mezzi elencati 
sono usate le torri evaporative (abbastanza costose). Il restante calore a BT è contenuto nei gas 
scaricati nell’ambiente, curandosi poco dell’impatto ambientale. Da un ventennio ad oggi gli 
impianti tradizionali stanno per essere smantellati lasciando il posto ad impianti cogenerativi o 
riconvertiti in quest’ultimi. Essi usando tecniche cogenerative si prefiggono come obbiettivo il 
recupero dell’energia termica a BT per  applicazioni civili, sociali ed industriali, purché vi sia una 
richiesta contemporanea di energia termica ed elettrica. Il riutilizzo dell’energia termica a BT si può 
sintetizzare in vari impieghi: 
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Valore 
economico 
Energia 
termica  
BT  
Energia 
termica 
AT  
Energia 
chimica 
Energia 
elettrica
Energia 
meccanica 
Exergia 
Anergia 
  27 
 Cap. 2-Introduzione alla cogenerazione 
• Riscaldamento dell’ambiente nei fabbricati, case, scuole, ospedali,  impianti sportivi, alberghi, 
centri commerciali, varie strutture pubbliche e private, ecc; 
• Produzione di acqua calda sanitaria, per i vari tipi di fabbricati gia elencati, e vapore per 
applicazioni industriali; 
• Calore da impiegare negli impianti ad assorbimento per produrre energia frigorifera, 
climatizzazione degli ambienti e deumidificazione dell’aria; 
Questi impieghi di massima elencati normalmente sono sostenuti da energia elettrica o da caldaie 
alimentate con combustibili fossili, quindi appare subito evidente investire negli impianti di 
cogenerazione, significa risparmiare combustibile, con tutto quello che comporta, sia in termini di 
costi che di inquinamento ambientale; si pensi al protocollo di Kyoto sui cambiamenti climatici. 
Infatti l’Unione Europea insieme agli altri stati promuovono e sostengono lo sviluppo di tale 
tecnologia alla pari delle fonti di energia rinnovabili ( sono il sole, il vento, le risorse idriche, le risorse 
geotermiche, le maree, il moto ondoso, le biomasse, prodotti vegetali, rifiuti organici e inorganici, ecc ). Un altro 
aspetto vantaggioso, come si vedrà nei capitoli successivi è il minor costo dell’energia elettrica 
autoprodotta, rispetto all’energia elettrica comprata. I sistemi cogenerativi possono raggiungere un 
rendimento complessivo di utilizzo del combustibile sull’ordine del 90% estremamente più elevato 
di qualsiasi altro tipo di impianto tradizionale, dove il rendimento rispetto all’energia primaria è solo 
relativo all’energia elettrica, che difficilmente supera il 60% negli impianti tecnologicamente più 
avanzati a cicli combinati gas-vapore. Il processo cogenerativo deve realizzare un uso più razionale 
dell’energia primaria rispetto a processi che producono separatamente le due forme di energia. La 
produzione di energia meccanica/elettrica e calore deve avvenire in modo sostanzialmente 
interconnesso in cascata. Gli impianti di cogenerazione sono identificati con la sigla C.H.P. 
(Combined Heat and Power), oppure P.C.C.E. (Produzione Combinata di Calore ed Elettricità). Un impianto 
di cogenerazione può essere sintetizzato in 3 punti, come riportato nella figura 15: 
1) l’impianto è costituito da una parte meccanica e da una parte termica; 
2) le parti devono essere collegate sostanzialmente in cascata, cioè l’energia termica ceduta dalla 
parte meccanica deve servire come input energetico per la parte termica; 
3) il processo deve garantire un risparmio di energia primaria (cioè di combustibile) rispetto ad una 
soluzione non cogenerativa. 
In alcuni casi si parla di impianti trigenerativi quando l’energia termica recuperata a BT è impiegata 
contemporaneamente sia per riscaldamento che raffreddamento. Si tratta di un abbinamento fra 
  29 
 Cap. 2-Introduzione alla cogenerazione 
 
Figura 15 
Quindi il valore economico dell’energia aumenta con l’aumentare del contenuto exergetico, ed un 
processo di trasformazione energetico è tanto più interessante quanto minore è la sua perdita di 
Macchina 
termica 
Generatore
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎩
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎨
⎧
impieghi altri
azionedeumidific per
zioneclimatizza per
afrigorigen
  sanitariouso
ntoriscaldame per
ento)(illuminam radiante
neticaelettromag
chimica
elettrica
meccanica
e
Q
,1
e
E
2
Q
L
Impianto tradizionale
Macchina 
termica 
Generatore
CHPe
E
,
2
Q
L
Impianto cogenerativo
Sistema di 
recupero 
Impianto di 
distribuzione di 
calore a BT 
⎪
⎪
⎪
⎪
⎩
⎪
⎪
⎪
⎪
⎨
⎧
impieghi altri
azionedeumidific per
 sanitariouso
zioneclimatizza per
africorigen
ntoriscaldame per
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎩
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎪
⎨
⎧
↓
↓
↓
↓
↓
↓
impieghi altri
azionedeumidific per
zioneclimatizza per
afrigorigen
  sanitariouso
ntoriscaldame per
ento)(illuminam radiante
neticaelettromag
chimica
elettrica
meccanica
parte meccanica
parte termica 
CHPt
E
,
forme di energia utili 
all’attività umana 
Energia 
primaria  
Caldaia
t
E
t
Q
,1
Energia 
primaria  
Caldaia
t
E
t
Q
,1
e
Q
,1
  30 
 Cap. 2-Introduzione alla cogenerazione 
exergia, cioè quanto maggiore è il rendimento exergetico del processo. Si definisce rendimento 
exergetico o di secondo principio il rapporto tra l’exergia utile e l’exergia fornita al sistema: 
fornitaexe
utileexe
E
E
,
,
=
Π
η  
Si definisce il potere exergetico del combustibile come il lavoro massimo ottenibile in un sistema 
termodinamico aperto in regime stazionario con possibilità di scambio termico solo con l’ambiente 
esterno, sede di una reazione di ossidazione completa (mediante operazioni reversibili) dell’unità di 
massa del combustibile con aria comburente, i reagenti entrando nel sistema a temperatura e 
pressione ambiente ed i prodotti della combustione uscendo dal sistema ancora a temperatura e 
pressione ambiente, ed in equilibrio chimico con l’ambiente esterno. In tabella 2 è riportato il 
rapporto tra potere exergetico e potere calorifico inferiore di alcuni combustibili 
Tabella 2 
Combustibile 
...
..
icp
exep
y =  
Monossido di Carbonio CO  0,97 
Idrogeno 
2
H  0,985 
Metano 
4
CH  1,035 
Etano 
62
HC  
1,046 
Etilene 
42
HC  1,028 
Acetilene 
22
HC  1,007 
Gas Naturale 1,04 
Coke 1,05
Carbone 1,06 
Torba 1,16
Oli combustibili 1,04 
 
L’exergia utile e l’exergia fornita al sistema vanno definiti tenendo conto il processo di 
trasformazione energetico. Considerando l’exergia associata ad una quantità di massa di 
combustibile come exergia fornita al sistema, il rendimento exergetico di un processo può essere 
scritto come: 
  31 
 Cap. 2-Introduzione alla cogenerazione 
comb
utileexe
comb
utileexe
combexe
utileexe
mpciy
E
mpciy
E
E
E
⋅⋅
=
⋅⋅
==
Π
,,
,
,
η  
Se si considera l’energia termica per il riscaldamento ambientale fatto a temperatura sostanzialmente 
bassa (70 °C in media nei radiatori e 35 °C nei pannelli radianti) e quindi il rendimento exergetico risulta 
molto basso se si tiene conto che la combustione in caldaia del gasolio o del gas porta ad avere 
temperature dell’ordine dei 1000 °C e quindi con un degrado exergetico molto grande. E’ utile 
osservare che l’analisi exergetica può portare a conclusioni anche profondamente diverse da quelle 
dell’analisi energetica. Ad esempio il rendimento termico di una buona caldaia moderna alimentata a 
metano è del 90%: 
9,0=
⋅
=
comb
t
t
mpci
E
η  
mentre quello exergetico è circa il 6%, considerando KCT 15,2730
0
=°=  la temperatura media 
esterna in inverno e KCT
i
15,29320 =°=  la temperatura interna minima per legge dei locali: 
06,0
15,293
15,273
1
035.1
9.0
1
1
0
0
,
,
=⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−=
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−=
⋅⋅
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
==
Π
i
t
comb
i
t
combexe
utileexe
T
T
ympciy
T
T
E
E
E
η
η  
Il valore del rendimento termico indica un’alta funzionalità della caldaia, mentre quello exergetico 
mette in evidenza l’elevato degrado dell’energia, rendendo il riscaldamento invernale tramite 
l’energia termica da combustione un processo economicamente svantaggioso e sconsigliabile, 
quindi da un punto di vista termodinamico di seconda legge, scarsamente efficiente. 
Come per le caldaie anche per gli impianti di cogenerazione il solo rendimento energetico 
complessivo dell’impianto non fornisce una valutazione economica dell’energia termica recuperata, 
la quale può essere impiegata per varie attività e a diverse temperature. Per ovviare a tele 
inconveniente il rendimento exergetico di un impianto di cogenerazione si scrive: 
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−+≅
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−+
=
⋅⋅
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−+
==
Π
m
te
m
te
comb
m
te
fornitaexe
utileexe
T
T
y
T
T
mpciy
T
T
EE
E
E
0
00
1
11
,
,
ηη
ηη
η  
  32 
 Cap. 2-Introduzione alla cogenerazione 
dove 
m
T  è la temperatura media logaritmica di cessione del calore all’utenza termica: 
()
⇒
−
==
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
===∆
∫∫
mm
T
T
T
TTC
T
Q
T
T
C
T
Cdt
T
dq
S
min
max
min
max
max
min
ln  
( )
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
=⇒
min
max
min
max
ln
T
T
TT
T
m
 
e 
0
T  è la temperatura dell’ambiente esterno. 
Se le utenze sono più di una, servite a diverse temperature bisogna considerare la quantità di energia 
termica e la temperatura media logaritmica delle rispettive n utenze termiche: 
∑
∑
=
=
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−+≅
⋅⋅
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−+
=
Π
n
i
im
ite
comb
n
i
im
ite
T
T
mpciy
T
T
EE
1
,
,
1
,
,
0
0
1
1
ηηη  
Se ci si riferisce ad un circuito chiuso con acqua di ritorno a temperatura diversa da quella ambiente 
allora occorre valutare correttamente l’exergia del flusso di calore impiegata dall’utenza termica, 
come differenza fra il flusso entrante e quello uscente dal sistema di cogenerazione e cioè: 
() ( ) ( )[ ]
⇒
⋅⋅
−−−+
=
⋅⋅
−+
=
Π
comb
uueee
comb
uee
mpciy
STiSTiE
mpciy
eeE
00
η  
()( )[]( ) ( )[ ]
comb
euue
e
comb
euuee
mpci
SSTii
mpciy
SSTiiE
⋅
−+−
+≅
⋅⋅
−+−+
=⇒
Π
00
ηη  
Nei casi pratici l’analisi exergetica degli impianti di cogenerazione risulta di difficile applicazione. Ai 
fini del riconoscimento come cogenerazione la produzione combinata di energia elettrica e termica, 
la legislatura italiana non fa riferimento ad una valutazione exergetica dell’impianto, ma ad indicatori 
relativi al risparmio energetico conseguito nell’impianto di cogenerazione rispetto alla produzione 
separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore.  
Riferimento bibliografico [2], [3], [5], [36]. 
 
  80 
 Cap. 5- Impianti di cogenerazione 
Configurazione e modalità di recupero termico 
Nella soluzione impiantistica di base con combustori DNL più economici, senza l’iniezione di 
vapore, e senza reattore catalitico alla quale si conformano la maggioranza delle applicazioni di 
taglia piccola con potenza elettrica massima di 5 MW equipaggiata con impianto di cogenerazione, i 
prodotti della combustione scaricati dalla turbina entrano in un caldaia a recupero nella quale sono 
collocati fasci tubieri alettati per il riscaldamento del fluido termovettore. Nel caso di produzione di 
acqua calda, olio diatermico o altro fluido non soggetto a cambiamento di fase, la disposizione della 
caldaia è estremamente semplice, consistendo in un unico fascio tubiero alettato. Per taglie più 
grandi, poiché aumenta la massa di combustibile introdotta, ne aumenta anche la quantità di calore 
disponibile nei gas di scarico, nonché la quantità di 
X
NO , quindi sono necessari accorgimenti 
tecnici più sofisticati, che vanno dalla caldaia a recupero dove si produce vapore in più fasci tubieri 
alettati disposti opportunamente (in modo da recuperare calore sia per irraggiamento che per convezione), 
diffusori per la stabilizzazione dei flussi dei gas scaricati, sistemi di serrande par parzializzare gli 
scambi termici, sistemi di controllo della pressione del vapore, linee con valvole by-pass, e in alcuni 
casi possono essere installati ulteriori bruciatori per postcombustione (i gas di scarico sono ricchi di 
ossigeno) se c’è molta richiesta di energia termica. Le turbomacchine più costose di elevata potenza 
elettrica fino a 250 MW sono equipaggiati con un mix tecnologico, che comprende bruciatori DLN 
più avanzati, iniezione di vapore con cicli STIG, e trattamento dei gas di scarico con reattori 
catalitici, per abbattere ulteriormente le emissioni di 
X
NO . Nel contesto si possono inserire anche 
torri per il recupero di anidride carbonica 
2
CO  in forma gassosa, per poi liquefarla e riutilizzarla per 
uso industriale. Il recupero di calore per uso cogenerativo non altera la potenza elettrica erogata 
dalla turbina a gas, se non per la piccola quota dovuta alle perdite di carico dei gas nella caldaia a 
recupero, che comportano una modesta contropressione allo scarico della turbina e quindi una 
piccola riduzione della potenza netta. In figura. 25 è riportato lo schema di un impianto 
cogenerativo che utilizza come motore primo una turbomacchina, con tutti gli accorgimenti 
tecnologici elencati. In questo caso l’energia termica è ceduta all’utenza per mezzo di scambiatori a 
superficie, ma essa può essere servita direttamente dal vapore prodotto ai rispettivi valori di 
pressione richiesti, come sarà mostrato nel paragrafo “impianti a vapore”. La caldaia a recupero e il 
catalizzatore ad ammoniaca può essere sostituito dal modulo catalitico SCONOx riportato in figura 
24. 
 
  81 
 Cap. 5- Impianti di cogenerazione 
 
 
Figura 25 
Lo schema riportato in figura 25 è alla base degli impianti di cogenerazione avente come motore 
primo solo una turbomacchina, e visto l’importanza è opportuno darne una descrizione dettagliata 
a completamento dell’accenno fatto in precedenza. I gas di scarico della turbina sono convogliati 
nella caldaia a recupero dove avviene un 1° recupero di calore per mezzo di vapore ad altra 
pressione, dove tale vapore può essere iniettato nella turbomacchina per aumentarne la potenza 
elettrica o utilizzato per l’applicazione cogenerativa. La scelta di smistare il vapore dipende dal 
modo in cui l’impianto è collegato alla rete elettrica, e dalla domanda di calore che nell’istante 
richiede l’applicazione cogenerativa. A tale proposito, se la connessione è:  
CC
C T 
Caldaia a recupero
1° recupero fino a 
circa 320 °C Pompe di estrazione
Q 
1 
-L 
ott 
L 
C 
Gas di scarico 
circa 500 °C 
-Q 
2 
VR
Vapore 
Camino 
100÷120 °C
Reattore 
catalitico 
ad 
3
NH  
2° recupero 
fino a circa 
120 °C 
Applicazione 
cogenerativa 
Miscelatore
Condotta acqua 
esterna 
Filtro per 
metalli alcalini 
1 2
Pompa di 
circolazione 
  82 
 Cap. 5- Impianti di cogenerazione 
• in parallelo a potenza elettrica costante, la valvola di regolazione vapore (VR vapore) è settata 
secondo il programma di scambio dell’elettricità e la potenza stabilita da erogare. Tale 
configurazione predilige la produzione di energia elettrica, vendendo il surplus prodotto, tipico dei 
grossi impianti. 
• in parallelo a potenza elettrica variabile, la valvola di regolazione vapore (VR vapore) è collegata 
(linea tratteggia 1) all’alternatore, e regola l’iniezione di vapore istantaneamente in funzione della 
frequenza, che deve essere costante di 50 Hz (in Europa, negli USA è 60 Hz) al variare del carico 
elettrico sulla linea alimentata dall’impianto, e il recupero di calore è una conseguenza. Se la VR 
vapore è collegata all’utenza termica (linea tratteggiata 2) si preferisce la produzione di energia termica, 
il vapore ha priorità verso l’applicazione cogenerativa, e la produzione di energia elettrica è 
secondaria, dove eventuali carenze sono coperte acquistando elettricità dalla rete elettrica nazionale. 
• ad isola, la potenza elettrica erogata della turbomacchina varia in funzione del carico, secondo le 
rispettive modalità di regolazione già descritte. Un’eventuale maggiore richiesta di calore da parte 
dell’applicazione cogenerativa è compensata da impianti termici a caldaia convenzionale o per 
mezzo di postcombustione nella caldaia a recupero. Viceversa, se c’è una poca richiesta di calore il 
surplus è scaricato nell’ambiente, limitando le condizioni di recupero termico in caldaia. 
Quest’ultima modalità di operare è sconsigliabile e poco diffusa. 
L’acqua iniettata nella turbomacchina non è più recuperata, è scaricata sotto forma di vapore 
acqueo nell’ambiente al camino, e di conseguenza bisogna reintegrare la quantità perduta da una 
condotta esterna. Per particolari richieste di energia elettrica e termica, nonché specifici condizioni 
di funzionamento la caldaia può essere dotata di bruciatori. Attualmente sono allo studio camini a 
condensazione che oltre a recuperare l’acqua presente nei gas di scarico prodotta dalla combustione 
del metano per l’iniezione, recuperano anche calore per utilizzi cogenerativi. Le applicazioni ancora 
di tipo sperimentale consentono con una temperatura al camino di 40÷60 °C di recuperare tutta 
l’acqua da iniettare nuovamente, che è pura e non contiene metalli alcalini, nocivi per le parti 
metalliche della turbomacchina. Il recupero di acqua dai gas di scarico consentirebbe di impiegare 
un circuito chiuso per il fluido termovettore dell’applicazione cogenerativa, come quello applicato a 
valle del catalizzatore, escludendo la condotta esterna di alimentazione dall’impianto. Questo 
aumenterebbe il rendimento dell’impianto, poiché si eviterebbe il preriscaldamento dell’acqua 
reintegrata, che si trova a temperatura ambiente. Purtroppo l’eccessivo raffreddamento dei gas di 
scarico comporta una crescita della contropressione allo scarico non più trascurabile, e si deve 
ricorrere ad aspiratori per favorire la fuoriuscita degli stessi. Questa condizione di esercizio porta a 
  211 
 Cap. 6- Analisi e valutazione della tecnologia cogenerativa 
Analisi della tecnologia cogenerativa 
Nell’analisi economica condotta nel paragrafo precedente si è fatto riferimento soprattutto al 
vantaggio economico che ne consegue dal risparmio di energia primaria nel caso ci sia la 
contemporanea richiesta di energia elettrica e termica e dal costo inferiore del KWh autoprodotto 
rispetto a quello acquistato. Il risparmio di energia primaria è calcolabile mediante i criteri previsti 
dalla delibera n. 42/02, la quale stabilisce le condizioni di risparmio minimo di energia primaria da 
soddisfare per un impianto cogenerativo, cioè IREIRE ≤
min
 e LTLT ≤
min
 con i rispettivi valori 
%10
min
=IRE ; %10
min
=LT ; 8,0
,
=
civt
η ; 9,0
,
=
indt
η ; 
e
η  è preso dalla tabella 5 in 
funzione della taglia e del combustibile utilizzato, e p dipende se l’energia elettrica è autoconsumata 
o immessa nella rete elettrica nazionale a seconda della tensione di rete, i valori sono riportati in 
tabella 4. Quindi si possono scrivere le seguenti relazioni: 
1°) condizione: 
⇒
++
⋅
−≤⇒≤
indt
indt
civt
civt
e
e CHPCHPCHP
E
E
p
E
Q
IREIREIRE
,
,
,
,,,
minmin
,
1
1
ηηη
 
p
IRE
e
indt
indt
civt
civt
e
CHPCHP
CHP
⋅
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−−
−
≥⇒ η
η
η
η
η
η
,
,,
,
,,
min
1
1
,
      (21) 
2°) condizione: 
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
e
indt
cvit
indt
civt
EEE
EE
LTLTLT
,
,
,
,
,
,
,
,
,
minmin
++
+
≤⇒≤  
moltiplicando e dividendo il secondo membro per 
1
Q  si ricava: 
=⋅
++
+
≤
1
1
,
min
,,,,
,,,,
Q
Q
EEE
EE
LT
CHPe
CHPindtCHPcivt
CHPindtCHPcivt
 
  212 
 Cap. 6- Analisi e valutazione della tecnologia cogenerativa 
⇒
++
+
=
1
1
,,,,,
,,,,
Q
EEE
Q
EE
CHPeCHPindtCHPcivt
CHPindtCHPcivt
 
⇒
++
+
≤⇒
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
e
indt
civt
indt
civt
LT
,
,
,
,
,
,
,,
,
min
ηηη
ηη
 
()
CHP
CHPCHP
indt
civte
LT
,
,,
,
,
min
1
1
ηηη +⋅
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−≤⇒           (22) 
Le equazione (21) e la (22) consentono di fare un confronto sommario sulle tecnologie cogenerative 
mediante rappresentazione grafica. 
Infatti considerando separatamente le rispettive produzioni di energia elettrica e termica-uso civile 
ed elettrica e termica-uno industriale per i valori di 
e
η  migliori e peggiori riferiti ad un taglia medica 
50 < T ≤ 100 presi in tabella 5, e per semplicità il parametro p = 1; si ha: 
⎪
⎪
⎪
⎪
⎩
⎪
⎪
⎪
⎪
⎨
⎧
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
=
27,0
8,01,01
1
49,0
8,01,01
1
,
,
,
,
,, ,
CHP
CHP
CHP
CHP
CHPCHP
t
e
t
e
civtt
η
η
η
η
ηη
 
⎪
⎪
⎪
⎪
⎩
⎪
⎪
⎪
⎪
⎨
⎧
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
=
27,0
9,01,01
1
49,0
9,01,01
1
,
,
,
,
,
,,
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
t
e
t
e
indt
t
η
η
η
η
ηη
 
CHPCHP te ,,
1
1,0
1
ηη ⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−≤  
  213 
 Cap. 6- Analisi e valutazione della tecnologia cogenerativa 
Impostando il limite assoluto: 
1
,,
,
,,
,
,
=+=++=
CHPCHP
CHP
CHPCHP te
indt
civtecomp
ηηηηηη  
CHPCHP te ,,
1 ηη −=    (23) 
Dai grafici riportati in figura 106 si osserva oggettivamente che i limiti da soddisfare risultano più 
restrittivi per la produzione di energia termica ad uso industriale, area verde, anziché per la 
produzione di energia termica ad uso civile, area verde più area gialla. Questo significa che fissato il 
rendimento elettrico del motore primo risulta più facile rientrare nei limiti imposti dalla normativa 
se si recupera energia termica da destinare all’utenza civile, ad esempio per il teleriscaldamento, 
poiché l’ulteriore area in giallo consente di operare con rendimenti termici minori, figura 107,C. 
Tale vantaggio più giovare se si considera il recupero termico dai gasi di scarico, dove come già 
detto più volte un recupero spinto di calore dai gas scaricati può portare alla formazione di 
condense acide, ad un costo maggiore in termici tecnologici e nel caso di turbina a gas generare una 
contropressione allo scarico, che ne limita il rapporto di espansione, penalizzando il rendimento 
della turbomacchina. Tuttavia tale discorso è più corretto farlo considerando il rapporto C tra 
energia elettrica ed energia termica, chiamato indice elettrico: 
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
indt
civt
e
t
e
EE
E
E
E
C
,
,
,
,
,
,
,
+
==  
poiché C per i motori primi ad un solo grado di liberta resta costante mentre può variare entro 
limiti prestabiliti per quelli a due gradi di libertà. 
Se si moltiplica e si dividere per 
1
Q  il secondo membro dell’indice elettrico si ricava la: 
⇒
+
=⋅
+
==
1
,
,
1
,
1
1
,
,
,
,
,
,
,
,
,
Q
EE
Q
E
Q
Q
EE
E
E
E
C
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
indt
civt
e
indt
civt
e
t
e
 
⇒=
+
=⇒
CHP
CHP
CHP
CHP
CHP
t
e
indt
civt
e
C
,
,
,
,
,
,
,
η
η
ηη
η
 
  214 
 Cap. 6- Analisi e valutazione della tecnologia cogenerativa 
CHPtCHPe
C
,,
ηη ⋅=⇒         (24) 
Le rette che ne derivano dall’equazione (24) al variare dell’indice elettrico riportato in tabella 20 
sono rappresentate in figura 108. 
I parametri 8,0
,
=
civt
η  e 9,0
,
=
indt
η  riportati nella delibera n. 42/02 rappresentano 
rispettivamente il rendimento termico medio annuo delle caldaie di piccole dimensioni per usi civili 
e il rendimento termico medio annuo per le caldaie di tipo industriale e di dimensioni medio-grandi. 
Nel caso di utilizzo di combustibili solidi fossili di produzione nazionale in misura non inferiore al 
20% dell’energia primaria annualmente immessa nella sezione di produzione combinata di energia 
elettrica e calore, il valore dei parametri 
civtcivt ,,
;ηη  è ridotto del 5%. 
Un’ulteriore osservazione è fatta sul rendimento elettrico di riferimento preso in funzione del 
combustibile. Confrontando il grafico A) e B) riportati in figura 107 si nota come al diminuire di 
esso aumenta l’area (area gialla e verde) disponibile, nella quale vanno individuati i valori del 
rendimento elettrico e termico di esercizio dell’impianto che soddisfano le condizioni cogenerative 
imposte dalla delibera. L’aumento dell’area consente una maggiore regolazione dell’impianto 
cogenerativo, adattandolo maggiormente alle richieste di energia elettrica e termica in funzione 
dell’indice elettrico C come si può vedere nel grafico riportato in figura 108. 
  215 
 Cap. 6- Analisi e valutazione della tecnologia cogenerativa 
 
Figura 106 
CHPtCHPe ,,
1
1,0
1
ηη ⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−≤
 
1 
1 1
1 0,89 0,89
0,56 
0,3
CHPtCHPe ,,
1 ηη −=
 
CHPt,
η
CHPe,
η
 
CHPe,
η
CHPt,
η
0 
49,0
8,01,01
1
,
,
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
CHPt
CHPe
η
η
 
49,0
9,01,01
1
,
,
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
CHPt
CHPe
η
η
 
0
27,0
9,01,01
1
,
,
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
CHPt
CHPe
η
η
 
27,0
8,01,01
1
,
,
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
−
−
≥
CHPt
CHPe
η
η
 
A) B) 
CHPe,
η
CHPt,
η
0 
a
b
C)