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)
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