2
prestazioni e i maggiori guadagni economici. In particolare, sono stati
presi in considerazione diversi criteri che imponessero all’impianto
l’accensione o lo spegnimento al verificarsi di varie condizioni
operative legate alla richiesta termica delle utenze e al prezzo orario
dell’energia elettrica.
Lo studio della gestione attuale dell’impianto ha condotto ad
una previsione di circa 2500 ore di funzionamento all’anno, con un
rendimento totale annuo appena superiore allo 0.8, che rappresenta il
valore limite per il riconoscimento dei certificati verdi. Visto che nel
funzionamento reale sono presenti periodi di avviamento e di
spegnimento forzato dell’impianto, il valore calcolato probabilmente
sovrastima il rendimento effettivo dell’impianto; in queste condizioni,
appare difficile che l’impianto possa ottenere certificati verdi.
Attualmente, il margine operativo lordo atteso dal funzionamento
annuo dell’impianto risulta essere negativo: appare quindi necessario
ricercare una soluzione che possa aumentare i profitti dell’impianto.
A tal fine sono stati esaminati due differenti elementi
impiantistici: un serbatoio di accumulo termico e un turbogeneratore a
ciclo Rankine organico (ORC), installato a valle del cogeneratore già
esistente.
Un impianto che possa sfruttare un serbatoio di calore ha la
possibilità di destinare all’accumulo una parte della potenza termica
prodotta; in questo modo, può mantenere un funzionamento più
continuo e operare a pieno carico per un numero maggiore di ore,
raggiungendo un rendimento globale superiore. Inoltre, grazie
all’utilizzo di un serbatoio di accumulo, è possibile disaccoppiare la
produzione elettrica da quella termica, così da far entrare in funzione
il cogeneratore nelle ore in cui l’elettricità è maggiormente
remunerata, indipendentemente dalle richieste termiche della rete di
teleriscaldamento. Infine, il campo di impiego dell’impianto aumenta,
potendo soddisfare la domanda termica delle utenze anche quando
essa è superiore alla massima produzione oraria di calore, utilizzando
l’energia termica precedentemente accumulata nel serbatoio, o quando
essa è inferiore al minimo carico termico, senza ricorrere all’utilizzo
di una caldaia di integrazione.
3
Un turbogeneratore ORC utilizza il calore contenuto nei fumi di
scarico di un impianto per alimentare un ciclo Rankine tradizionale
operato con un fluido organico. L’installazione di un turbogeneratore
ORC permette di destinare una parte dell’energia termica recuperata
dal cogeneratore alla produzione di ulteriore energia elettrica, con un
rendimento totale interessante pur sfruttando calore a bassa
temperatura (300-500°C). Questa soluzione può risultare un’opzione
conveniente, garantendo allo stesso tempo un maggiore impiego del
cogeneratore e un aumento della produzione elettrica. Se
nell’impianto fosse presente anche un serbatoio di accumulo, il
beneficio ottenuto sarebbe ancora maggiore, visto che la minore
disponibilità di produzione termica potrebbe essere compensata nei
momenti di punta dall’utilizzo del calore precedentemente
immagazzinato.
Il funzionamento dell’impianto è stato studiato considerando
due differenti ipotesi di investimento:
ξ Costruzione di un serbatoio di accumulo termico: sono stati
esaminati serbatoi capaci di immagazzinare da 100 a 2000
kWh di calore;
ξ Costruzione di un turbogeneratore ORC da 50 kW elettrici
a valle del cogeneratore e di un serbatoio di accumulo
termico: anche in questo caso, sono stati esaminati serbatoi
di calore compresi nel precedente range di capacità.
Per ciascuna configurazione impiantistica analizzata, sono stati
calcolati i valori previsti di diversi parametri descrittivi dell’efficienza
e degli introiti economici dell’impianto. In questo modo, è stato
possibile confrontare tra loro le diverse tipologie di impianto e
determinare quali risultassero più vantaggiose. I principali obiettivi
dell’analisi sono stati la ricerca delle configurazioni che permettessero
di ottenere un rendimento globale annuo superiore allo 0.8 e la
determinazione delle taglie di serbatoio che garantissero i maggiori
margini economici.
A causa della variabilità nel tempo della domanda termica delle
utenze servite dall’impianto e del prezzo delle materie prime,
dell’elettricità e del calore, è parso opportuno studiare il
funzionamento dell’impianto ipotizzando differenti scenari futuri,
caratterizzati da diversi valori di queste grandezze.
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In particolare, sono stati studiati cinque scenari:
ξ Scenario A: Consumi termici delle utenze e livello
generale dei prezzi pari a quelli attuali;
ξ Scenario B: Aumento nel tempo dei consumi termici delle
utenze; livello generale dei prezzi costante e pari a quello
attuale;
ξ Scenario C: Aumento nel tempo dei consumi termici delle
utenze; aumento del 5% annuo del prezzo di acquisto del gas
naturale e di vendita dell’energia elettrica e termica;
ξ Scenario D: Aumento nel tempo dei consumi termici
delle utenze; aumento del 5% annuo del prezzo di acquisto del
gas naturale e di vendita dell’energia elettrica e termica;
aumento del 2.5% annuo del valore dei certificati verdi;
ξ Scenario E: Aumento nel tempo dei consumi termici delle
utenze; riduzione dei prezzi del 5% annuo per due anni,
graduale ritorno al livello attuale, seguito da un periodo di
aumento del 5% annuo; analogo andamento del valore dei
certificati verdi, con variazioni del 2.5% annuo.
Per ogni scenario considerato, sono stati calcolati i flussi di
cassa differenziali relativi all’investimento intrapreso in ciascun anno
del piano di investimento. Utilizzando questi dati è stato possibile
compiere una valutazione economica delle due differenti proposte di
investimento, ricorrendo al calcolo di diversi parametri economici, che
rendessero conto dei profitti derivanti dall’investimento, dei tempi di
ritorno del capitale investito, del rischio associato all’investimento.
Il confronto tra i due investimenti considerati ha permesso
infine di determinare quale investimento sia più redditizio e quale sia
la taglia di serbatoio ottimale.
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CAPITOLO 1
LA COGENERAZIONE
La cogenerazione è la produzione combinata di energia elettrica
e calore in un unico processo. Rispetto alla generazione separata di
energia, la cogenerazione comporta numerosi benefici economici ed
ambientali:
ξ Un minor consumo di energia primaria, valutabile
mediamente in un risparmio del 20-30% rispetto alle
soluzioni tradizionali;
ξ Una riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra, legata
al risparmio di energia primaria e alla possibilità di
controllare maggiormente le emissioni;
ξ Promuove la sostituzione di sistemi di generazione di calore
più inquinanti con servizi a minore impatto ambientale;
ξ Una riduzione delle perdite energetiche per dispersioni nel
trasporto lungo le reti di distribuzione, a causa della
diffusione di impianti cogenerativi di piccola taglia
distribuiti sul territorio.
1.1. Convenienza energetica della cogenerazione
Il vantaggio legato all’impiego della cogenerazione risulta
evidente se confrontato con la generazione separata dell’energia
elettrica e termica. La produzione di calore comporta perdite legate
all’utilizzo parziale del combustibile impiegato, al calore disperso nei
fumi di scarico, alle dispersioni per irraggiamento. È possibile rendere
conto della potenza ricavabile da un generatore di calore ricorrendo al
rendimento termico, definito come
c
t
t
P
P
Κ (1.1)
dove
P
t
è la potenza termica prodotta dal generatore, in kW
P
c
è a potenza consumata dal generatore, in kW.
6
Anche se le attuali caldaie a condensazione permettono di
raggiungere valori di rendimento termico teorici maggiori del 100%, il
rendimento medio dei generatori di calori installati si aggira intorno
all’80%.
Dalla produzione di energia elettrica in impianti termoelettrici
occorre aspettarsi perdite imputabili all’impossibilità di realizzare un
ciclo termodinamico perfetto, al calore disperso nei fumi di scarico e
nei diversi componenti dell’impianto, all’utilizzo parziale del
combustibile, alla conversione non totale dell’energia meccanica in
energia elettrica. Analogamente a quanto fatto per la produzione di
energia termica, si può definire un rendimento elettrico di
generazione, come
c
e
e
P
P
Κ (1.2)
dove
P
e
è la potenza elettrica prodotta dall’impianto, in kW.
Un impianto per la produzione di energia elettrica di grossa
taglia e di nuova costruzione consente di raggiungere rendimenti
massimi vicini al 60%; per impianti di minore potenzialità o meno
recenti, il rendimento atteso cala notevolmente. Attualmente, il
rendimento medio del parco elettrico italiano è intorno al 42 %.
La produzione combinata di energia elettrica e termica permette
di sfruttare l’energia scartata da un processo di generazione per
produrre ulteriore energia utile. Solitamente, il rendimento elettrico e
termico di un impianto cogenerativo, presi singolarmente, sono
inferiori ai rendimenti ottenibili da generatori separati; tuttavia,
l’utilizzo del combustibile risulta migliore ricorrendo alla
cogenerazione. Ciò può essere messo in luce considerando il
rendimento globale di un impianto cogenerativo, o indice di utilizzo
del combustibile, pari alla somma del rendimento elettrico e termico
dell’impianto:
c
te
teg
P
PP
Κ Κ Κ . (1.3)
In figura 1.1 è illustrato un esempio che mostra la convenienza
del ricorso alla cogenerazione rispetto all’utilizzo dei sistemi
convenzionali di produzione di energia.
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Figura 1.1 Esempio del risparmio di energia primaria derivante dal ricorso alla
cogenerazione
Come si può osservare in figura, la generazione separata di 35
unità di elettricità e di 50 unità di calore, nell’ipotesi di rendimenti
elettrico e termico pari a quelli indicati nell’illustrazione, comporta un
consumo di energia primaria di 148 unità. L’energia primaria
consumata da un impianto cogenerativo per produrre la stessa quantità
di energia risulta invece pari a 100, con un notevole risparmio rispetto
alla soluzione precedente.
Il rendimento globale dell’impianto conferisce lo stesso valore
all’energia termica e all’energia elettrica prodotte; tuttavia, questo non
è del tutto corretto, in quanto l’elettricità è un’energia più
difficilmente generabile, ma più facilmente trasformabile e
trasportabile: si è soliti considerare l’energia elettrica come una forma
di energia preferibile al calore. Per questo motivo, è stato introdotto
l’indice di risparmio energetico (IRE), un parametro che tiene conto
del differente valore assegnato alle due forme di energia prodotte
dall’impianto. Solitamente, l’IRE di un impianto si riferisce alla
generazione di energia in un periodo di tempo prolungato; esso è
definito come
ts,ind
ind
ts,civ
civ
es
η
Et
η
Et
pη
Ee
Ec
1IRE
(1.4)
dove
Ec è l’energia primaria dei combustibili utilizzati dall’impianto
di produzione combinata di energia elettrica e di calore
Ee è la produzione di energia elettrica netta dell’impianto di
produzione combinata di energia elettrica e di calore
8
Et
civ
e Et
ind
sono le produzioni di energia termica netta
dell’impianto di produzione combinata di energia elettrica e
di calore destinate rispettivamente a utilizzazioni civili e
industriali
η
es
è il rendimento elettrico netto medio annuo di riferimento di
un impianto destinato alla sola produzione di energia
elettrica. Esso è fissato dall’Autorità per l’energia elettrica e
il gas (AEEG); il suo valore è riportato nella tabella 1.1,
fissata dalla delibera AEEG n. 296/05
η
ts,civ
è il rendimento termico netto medio annuo di riferimento
di un impianto destinato alla sola produzione di energia
termica destinata a utilizzazioni civili; esso è stato fissato ad
un valore pari a 0.8 dalla delibera AEEG n. 42/02
η
ts,ind
è il rendimento termico netto medio annuo di riferimento
di un impianto destinato alla sola produzione di energia
termica destinata a utilizzazioni industriali; esso è stato
fissato ad un valore pari a 0.9 dalla delibera AEEG n. 42/02
p è un coefficiente che tiene conto delle minori perdite di
trasporto e di trasformazione di energia elettrica che si
verificano in impianti che si allacciano alla rete di bassa o di
media tensione, o che autoconsumano una parte dell’energia
elettrica prodotta. Il suo valore può essere consultato in
tabella 1.2, fissata dalla delibera AEEG n. 296/05.
Tabella 1.1 Definizione del parametro η
s
(Fonte: Delibera AEEG n. 296/05)