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vapore o di acqua calda/surriscaldata, per usi di processo industriali o civili (es. riscaldamento urbano
tramite reti di teleriscaldamento, nonché il raffreddamento tramite sistemi ad assorbimento) o, nella
forma di aria calda, per processi industriali di essiccamento, mentre l’energia elettrica, che può contare
su un’estesa rete di distribuzione, viene autoconsumata oppure immessa in rete. Le utenze
privilegiate per la cogenerazione sono quelle caratterizzate da una domanda piuttosto costante nel
tempo di energia termica e di energia elettrica, come ospedali e case di cura, piscine e centri sportivi,
centri commerciali oltre che industrie alimentari, cartiere, industrie legate alla raffinazione del petrolio
ed industrie chimiche.
Nel caso di impieghi di tipo civile, tra cui il riscaldamento di ambienti o il teleriscaldamento urbano, il
calore viene generalmente prodotto a temperatura relativamente bassa e il fluido vettore
dell’energia termica è prevalentemente acqua. Nel caso di impieghi industriali, il calore viene
generalmente prodotto a temperatura e pressione più elevate. Non mancano situazioni miste, in cui si
ha produzione di calore a vari livelli di temperatura e pressione. In tali casi, di solito, vi è un unico
luogo di utilizzo (ad esempio, uno stabilimento industriale), dove il calore pregiato viene destinato alle
lavorazioni, mentre quello a più bassa temperatura viene destinato al riscaldamento degli ambienti
produttivi.
In alcuni settori industriali la produzione combinata di energia elettrica e calore costituisce già
un’opzione produttiva ampiamente consolidata che potrà assumere un peso ancor più rilevante in
termini di apporti alla domanda elettrica nazionale che di risparmio energetico. Oggi, si parla sempre
più spesso di trigenerazione, esso così come illustrato in figura 1, è un sistema energetico costituito
da un impianto di cogenerazione la cui energia termica utile viene impiegata, in tutto o in parte, per
produrre, mediante frigoriferi ad assorbimento, acqua refrigerata per il condizionamento o per i
processi industriali. Lo sfruttamento del calore utile prodotto dall’impianto di cogenerazione, anche
per il raffrescamento, permette di massimizzare lo sfruttamento dell’energia termica, rendendo
conveniente un impiego dell’impianto per un numero maggiore di ore all’anno. Previa accettazione dei
costi che ne derivano, realizzare l’impianto nella variante trigenerativa, tramite l’implementazione dei
chillers (macchine ad assorbimento), capaci di erogare energia frigorifera con un consumo di energia
primaria inferiore rispetto all’uso dei climatizzatori tradizionali, da luogo ad ulteriori vantaggi sia
ambientali, a breve termine, sia economici, a medio - lungo termine (il tempo dipende
dall’ammortamento legato all’investimento iniziale) .
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Figura 1 - Schema di funzionamento di un impianto di rigenerazione (fonte gestore del servizio
elettrico (GSE))
1.2 - Gli impianti di cogenerazione.
La cogenerazione ha usufruito negli ultimi anni di un notevole miglioramento tecnologico che ne
ha incrementato l’efficienza. Oggi, i sistemi più evoluti, basati su motori a combustione interna,
turbine e fuel cells sono in grado di trasformare l’energia del combustibile in output energetici finali
con rendimenti complessivi anche prossimi al 90 %. Generalmente gli impianti di cogenerazione sono
formati da un motore primo, in genere una turbina a vapore, a gas o un motore a combustione interna,
un generatore elettrico e un sistema di recupero termico assemblati in unico impianto. Il motore primo
è un qualunque motore usato per convertire il combustibile in energia meccanica, il generatore la
converte in energia elettrica, mentre il recupero di energia termica utile può avvenire in vari modi. Nel
caso di impianti con turbine a gas o con motori a combustione interna, s’impiega solitamente uno
scambiatore che recupera il calore dai fumi esausti prima di scaricarli nell’atmosfera. Nel caso di
impianti con turbine a vapore, le soluzioni più diffuse per il prelievo di calore sono le seguenti:
• turbine a contropressione: il vapore è inviato all’utilizzatore termico subito dopo l’espansione in
turbina, al quale cede parte dell’energia (entalpia) che ancora possiede. Il funzionamento può
essere in ciclo aperto o in ciclo chiuso. In quest’ultimo caso, il vapore, dopo essersi condensato
presso l’utilizzatore termico, è restituito all’impianto di produzione combinata;
• turbine a condensazione con spillamento: il calore è prelevato estraendo una certa portata di
vapore (spillamento) in un punto opportuno del ciclo termodinamico, per inviarla all’utenza
termica. La portata rimanente, dopo l’espansione in turbina, è condensata e il calore di
condensazione è di norma dissipato.
Sono diffuse anche soluzioni miste, in cui si ha prelievo di calore sia durante il ciclo (mediante uno
spillamento di vapore), sia a valle dell’espansione in turbina. La turbina a vapore (TV) è composta di
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tre stadi, che eseguono l’espansione del vapore ad alta, media e bassa pressione (AP, MP, BP). Il
corpo AP sfrutta l’intera portata di vapore per produrre energia elettrica. Subito a valle, una parte della
portata è prelevata (spillata) ed inviata ad un’utenza termica. Il vapore rimanente, dopo aver
attraversato nella caldaia il risurriscaldatore RH, si espande nei corpi media pressione (MP) e bassa
pressione (BP), producendo ulteriore energia elettrica, e infine, è condensato. Spesso le turbine a
vapore sono accoppiate con turbine a gas in un unico impianto, denominato impianto a ciclo
combinato. Tali impianti sfruttano il contenuto entalpico dei gas combusti in uscita dalla turbina per
determinare uno scambio termico in un generatore di vapore a recupero (solitamente indicato con
GVR), dove in controcorrente a essi fluisce il fluido motore (acqua) dell’impianto a vapore associato a
quello di turbina a gas.
L’energia meccanica prodotta dal motore primo è generalmente utilizzata da un generatore di
energia elettrica, ma potrebbe in alternativa alimentare compressori, pompe e ventilatori. L’energia
termica ottenuta dal sistema di recupero termico può essere usata o direttamente in alcuni processi, o
indirettamente per produrre vapore, acqua calda, aria calda per l’essiccamento o acqua fredda per
processi di raffreddamento.
1.3 - Tipologie di impianti di cogenerazione
Le tipologie impiantistiche fondamentali di impianti di cogenerazione sono riconducibili al tipo di
motore primo adottato. I motori primi maggiormente utilizzati e per i quali esiste, oggi, una
consolidata esperienza operativa in impianti di cogenerazione sono quattro:
• motori alternativi a ciclo Otto o Diesel;
• turbine a gas;
• turbine a vapore;
• impianti a ciclo combinato turbina a gas/turbina a vapore.
Turbine a vapore e cicli combinati sono tipologie impiantistiche di potenza elevata utilizzate in genere
per applicazioni industriali, mentre i motori alternativi e le turbine a gas trovano applicazione anche
sugli impianti di piccola taglia e microcogenerazione. Queste tecnologie sono anche dette tradizionali.
Accanto ad esse vanno menzionate le cosiddette tecnologie innovative, che rappresentano le soluzioni
più avanzate nel campo della cogenerazione anche se ancora poco commercializzate:
• impianti che impiegano celle a combustibile (Fuel - cells);
• impianti con motori Stirling, ovvero a combustione esterna.
La Figura 2 consente di avere un quadro generale sulle principali caratteristiche e sui costi tipici di
ognuna delle tipologie di impianti di cogenerazione.
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Figura 2 - Principali caratteristiche delle tipologie di impianti di cogenerazione (Fonte GSE).
Oggetto della presente è l’impianto munito di turbina a gas con recupero di calore abbinato al
teleriscaldamento ed eventualmente al teleraffrescamento, ipotesi avanzata in fase di analisi dei costi,
quindi analizzata all’interno degli studi di fattibilità tecnico - economica.
1.4 - Produzione convenzionale di energia elettrica
1.4.1 - Luogo di produzione.
Per produrre la sola energia elettrica si utilizzano generalmente centrali termoelettriche che disperdono
parte dell’energia primaria nell’ambiente: questa è energia termica di scarso valore termodinamico
essendo a bassa temperatura. Le centrali, inoltre sono situate a grande distanza rispetto ai punti di
prelievo dell'utenza, anche a causa delle particolari condizioni progettuali in cui ci si trova, come ad
esempio:
• costi di realizzazione del progetto;
• la fonte primaria utilizzata;
• geomorfologia del territorio;
• l'impatto ambientale sul territorio;
• l'inquinamento acustico ed elettromagnetico.
A tal proposito il progettista cercherà di indirizzare le sue scelte al fine di raggiungere l’ottimo
compromesso tecnico-economico.
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1.4.2 - Trasporto dell'energia prodotta.
A causa della distanza che separa il luogo di produzione dalle sbarre di prelievo d’utenza, l'energia
prodotta in centrale deve essere trasformata, mediante innalzamento della tensione, al fine di
minimizzare le perdite, quindi trasmessa mediante linee aeree ad alta tensione ed ulteriormente
trasformata, mediante abbassamento della tensione, fino ad essere inviata alle cabine di
trasformazione secondarie. Ovviamente questo processo comporta un inevitabile dispendio di risorse
economiche soprattutto se, come accade in pratica, le utenze sono situate a grande distanza rispetto al
luogo di produzione.
1.4.3 - Distribuzione.
L'energia elettrica trasportata viene iniettata nella rete di distribuzione e, tramite le cabine secondarie,
distribuita alle utenze, dove viene impiegata per produrre in loco energia frigorigena (attraverso l’uso
di climatizzatori) ed energia termica (attraverso l’uso di pompe di calore e stufe elettriche).
1.5 - Produzione convenzionale di energia termica
In passato quando le tematiche legate all'ambiente venivano sottovalutate si è privilegiato l'uso di
impianti termici centralizzati situati nello stabile d’impiego e che prevedevano l’uso di combustibili
carbosiderurgici, oggi considerati molto inquinanti. Successivamente, grazie al recepimento del
problema ambientale e allo sviluppo di sistemi di regolazione automatica, si sono sostituite le vecchie
caldaie, alimentate a gasolio e a carbone, con caldaie ad alto rendimento alimentate a gas naturale,
queste comportano una riduzione dell'inquinamento atmosferico ed un abbattimento dei costi di
approvvigionamento del combustibile. Gli impianti diventavano autonomi, cioè venivano installati
nell'appartamento che dovevano asservire e non più nello stabile, inoltre furono introdotte nuove
caratteristiche strutturali di impianto che portavano ad un ulteriore aumento dell’efficienza attraverso
la riduzione dell'inquinamento termico, la rapidità di raggiungimento del regime termico e la
versatilità nel funzionamento. Quindi, ad oggi, per produrre la sola energia termica, tradizionalmente
si usano delle caldaie che convertono l’energia primaria contenuta nei combustibili di elevato valore
termodinamico, in energia termica di ridotto valore termodinamico.
1.6 - Uso della cogenerazione come tecnologia predominante
I benefici derivanti dall’uso delle caldaie a gas rispetto alla caldaia a gasolio o a carbone, seppur
confortanti, non corrispondono a quelli che si hanno negli impianti cogenerativi; con il problema
legato al surriscaldamento globale, si è infatti diffuso in un primo momento l'utilizzo della
cogenerazione in ambito industriale, che come effetto a breve termine ha consentito:
• il recupero del calore di scarto derivato dai processi produttivi riutilizzato per il riscaldamento;
• l’abbattimento delle emissioni.
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Nel medio e lungo termine inoltre si hanno risparmi legati alla produzione di energia elettrica in loco,
cioè nel luogo di produzione.
In generale, quindi, se un’utenza richiede energia elettrica ed energia termica, anziché installare una
caldaia ed acquistare energia elettrica dalla rete, si può pensare di realizzare un ciclo termodinamico
per produrre energia elettrica sfruttando i livelli termici più alti, cedendo il calore residuo a più bassa
temperatura per soddisfare le esigenze termiche. Da questo punto di vista la cogenerazione può dare
un risparmio energetico che però non è scontato: si tratta allora di valutare quando è davvero
vantaggiosa e rispetto a quale alternativa. L’obiettivo fondamentale che si vuole perseguire con la
cogenerazione è quello di sfruttare al meglio l’energia contenuta nel combustibile: a ciò consegue un
minor consumo di combustibile e di conseguenza un minor impatto ambientale.
Rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore, la produzione
combinata, se efficace, comporta:
• un risparmio economico conseguente al minor consumo di combustibile;
• una riduzione dell’impatto ambientale, conseguente sia alla riduzione delle emissioni sia al minor
rilascio di calore residuo nell’ambiente (minor inquinamento atmosferico e minor inquinamento
termico);
• minori perdite di trasmissione e distribuzione per il sistema elettrico nazionale, conseguenti alla
localizzazione degli impianti in prossimità dei bacini di utenza o all’autoconsumo dell’energia
prodotta;
• la sostituzione di modalità di fornitura del calore meno efficienti e più inquinanti (caldaie, sia per
usi civili che industriali, caratterizzate da più bassi livelli di efficienza, elevato impatto ambientale
e scarsa flessibilità relativamente all’utilizzo di combustibili).
1.7 - Tecnologie cogenerative e convenzionali, a confronto
1.7.1 - Aspetti energetici
Per chiarire il significato di risparmio energetico connesso ad un impianto cogenerativo rispetto alla
produzione separata delle medesime quantità di energia utile, si illustra l’esempio riportato nella figura
3, non riguardante strettamente il progetto in esame.
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Figura 3 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di energia elettrica e
calore erogati: aspetti energetici.
Supponendo che un impianto cogenerativo, produca:
Ee = 35 unità di energia elettrica
Eu = 50 unità di calore utile
consumando:
Ec = 100 unità di energia del combustibile
allora il rendimento termodinamico complessivo di conversione (η
T
), inteso come rapporto tra
l’energia utile prodotta (Ee + Eu) e l’energia primaria del combustibile utilizzato (Ec), risulta essere
pari a:
η
T
= (Ee + Eu) / Ec = 0,85
Se si considera, invece, il caso di produzione separata, supponendo di produrre le stesse unità Ee = Ees
di energia elettrica con una centrale termoelettrica avente un rendimento tipico η
es
:
Ees = 35 unità di energia elettrica
η
es
= Ees / Eces = 0,4 ⇔ Eces = Ees / η
es
= 35 / 0,4 = 87,5 unità di energia del combustibile
e la stessa quantità Eu = Eus di calore utile erogato tramite una caldaia avente rendimento tipico η
Ts
:
Eus = 50 unità di calore utile
η
Tcs
= Eus / Ecus = 0,8 ⇔ Ecus = Eus / η
Tcs
= 50 / 0,8 = 62,5 unità di energia del combustibile
si avrebbe un consumo totale di combustibile pari a:
Ecs = Eces + Ecus = 87,5 + 62,5 = 150 unità di energia del combustibile
ed un conseguente valore del rendimento termodinamico complessivo pari a:
η
TS
= (Ees + Ecus) / Qcs = (35 + 50) / 150 ≅ 0,57 << 0,85
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Nel caso di produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore, si ha quindi un
consumo di 150 unità di energia del combustibile, l’impianto di cogenerazione invece ne richiede 100.
Il risparmio di energia primaria conseguibile con la cogenerazione è dunque pari a :
RISPARMIO % = ( η
T
- η
TS
) x 100 = (0,85 - 0,57) x 100 = 28 %.
Dell’esempio discusso notiamo come la cogenerazione permette di conseguire un risparmio netto di
energia pari al 28 %, intervenendo semplicemente sul luogo di installazione dell’impianto e sul luogo
di utenza, ovvero senza altri particolari vincoli tecnici, è possibile inquinare meno a parità di energia
prodotta; in altri termini producendo il 70 % delle emissioni, e consumando il 70% del combustibile,
otteniamo la stessa quantità di energia erogata all’utenza.
1.7.2 - Aspetti energetici e ambientali.
Più in dettaglio è possibile evidenziare, alla luce del medesimo esempio, i benefici ambientali
derivanti dall’implementazione della cogenerazione, ovvero riduzione del consumo di combustibile e
conseguente riduzione, a parità di energia erogata, delle emissioni; inoltre, grazie al rendimento
termodinamico più alto, si ha anche una riduzione dell’inquinamento termico.
Figura 4 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di energia elettrica e
calore erogati: aspetti energetici e ambientali.
Dalla figura 4 notiamo come, in riferimento all’esempio prima citato, è possibile ridurre le emissioni a
parità di energia prodotta: per produrre circa 3617 KWh di energia elettrica e 4342 MJ di calore utile
abbiamo, a parità di energia e calore, emissioni nei sistemi convenzionali di gran lunga superiori a
quelle previste nell’impiego della cogenerazione abbinata al teleriscaldamento.
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Figura 4A - Sistema Convenzionale
Figura 4B - Sistema Cogenerativo abbinato al teleriscaldamento.
Figura 5 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di energia elettrica
erogata: rappresentazione delle quantità di gas emessi e delle emissioni evitate.
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Figura 6 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di calore erogato:
rappresentazione delle quantità di gas emessi e delle emissioni evitate.
Figura 7 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di energia elettrica e
calore erogati: rappresentazione delle quantità di gas emessi.
.
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Figura 4C - Differenze complessive
Dall’esempio dunque, notiamo come la cogenerazione abbinata al teleriscaldamento permette di
dimezzare le emissioni rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica
e calore, questo preclude, per la sola analisi ambientale, la possibilità di impiegare due centrali
cogenerative inquinanti quanto un sistema convenzionale quest’ultimo erogante la stessa
quantità di energia elettrica e calore di una sola centrale cogenerativa. Nel capitolo 7, verranno
analizzati i benefici riguardanti il power park, essi saranno del tutto simili a quelli citati nell’esempio
di cui ai paragrafi precedenti.
Figura 8 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di quantità di gas
emessi: rappresentazione dell’ energia erogata dal sistema convenzionale.
Figura 9 - Confronto tra produzione combinata e produzione separata a parità di quantità di gas
emessi: rappresentazione dell’ energia erogata dal sistema cogenerativo.
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A parità di quantità di gas emessi con le due centrali cogenerative si erogherebbe:
Eecog = 3617 x 2 = 7234 KWh = 7234 x 3,6 = 26042,4 MJ
ovvero l’energia elettrica erogata dalle 2 centrali cogenerative
Eccog = 4342 x 2 = 8684 MJ
ovvero la quantità di calore erogato dalle 2 centrali cogenerative
Ecog = 26042,4 + 8684 = 34726,4 MJ = 34726,4 / 3,6 = 9646,23 KWh
ovvero l’energia complessivamente erogata dal sistema cogenerativo.
Mentre con il sistema convenzionale:
Eeconv = 3617 KWh = 3617 x 3,6 = 13021,2 MJ
ovvero l’energia elettrica erogata dalla centrale termoelettrica convenzionale
Ecconv = 4342 MJ
ovvero la quantità di calore erogato dal sistema convenzionale delle caldaie
Econv = 13021,2 + 4342 = 17363,2 MJ = 17363,2 / 3,6 = 4823,1 KWh
ovvero l’energia complessivamente erogata dal sistema convenzionale
La situazione rappresentata nelle figure 8 e 9 evidenzia il fatto che, per produrre circa 17363,2 MJ di
energia complessiva (energia elettrica + calore utile) con una centrale convenzionale e con le caldaie
tradizionali, si emettono circa 3100 Kg di gas inquinanti (per lo più CO
2
). Utilizzando la
cogenerazione, in particolare con l’uso di 2 centrali cogenerative gemelle, sono emesse le stesse
quantità di gas inquinanti (3200 Kg di CO
2
), con il vantaggio che l’energia complessivamente erogata
(energia elettrica + calore utile) è DOPPIA (34726,4 MJ) rispetto al caso convenzionale, quindi la
soluzione cogenerativa (citata nell’esempio) consente di alimentare il doppio delle utenze termiche
ed elettriche a parità di sostanze inquinanti emesse.
1.8 - Organizzazione del lavoro per il power park
Per organizzare l’iter procedurale da seguire si è scelto di rappresentare, mediante diagrammi di
flusso, i suoi passaggi fondamentali, che sono a loro volta, illustrati mediante:
• Procedure espletate: che rappresentano i lavori già espletati in precedenza
• Temi oggetto della tesi: che rappresentano le procedure madri oggetto del presente lavoro
• Sviluppo temi della tesi: che rappresentano gli sviluppi di ogni procedura madre
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Figura 10 - Diagramma di flusso dei passaggi fondamentali da eseguire
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Indirizzamento degli iter relativi:
• alla procedura di connessione con la rete Enel;
• all’obbligo di acquisto dei Certificati Verdi;
• all’autorizzazione unica.
Figura 11A - Diagramma di flusso delle eventuali possibilità agevolative riguardanti l’autorizzazione
unica nonché la procedura semplificata del parallelo con la rete Enel.
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Figura 11B - Diagramma di flusso degli eventuali obblighi riguardanti i certificati verdi
1.8.1 - Aspetti temporali e notazioni usate.
Con riferimento alla figura 10 si calcoleranno, in via approssimativa i tempi ed i costi relativi alle
procedure eseguite per ogni sottoprocedura rappresentata: in particolare le variabili ‘c’ e ‘t’ si
riferiscono rispettivamente ai costi ed ai tempi che il proponente deve sostenere ed accettare per
svolgere le procedure. Nel diagramma di flusso di cui alla medesima figura, esistono delle relazioni
interne agli iter procedurali, che a scopo semplificativo sono state omesse anche in virtù del fatto che i
passaggi all’interno dei vari iter sono piuttosto intricati, pertanto si è scelto di sviluppare e coordinare
il lavoro in fase di svolgimento dello stesso, ovvero nell’esposizione di cui ai capitoli successivi.
Nei capitoli successivi si citeranno inoltre i riferimenti alle leggi europee, nazionali, regionali nonché i
riferimenti alle delibere delle varie Autorità coinvolte, pertanto al fine di rendere agevole la
comprensione del testo, si possono di seguito comprendere le notazioni scelte per indicare:
• una direttiva europea: “ Dir.“;
• un documento della Commissione Europea: “COM. (‘aa’) N. ‘xxx’ “, dove COM. equivale a
“Commissione”, ‘aa’ si riferisce alle ultime 2 cifre dell’anno di pubblicazione del documento, N.
‘xxx’ rappresenta il numero del documento;
• una legge nazionale: “Legge”;
• un decreto legislativo: “DL”;
• un decreto ministeriale: “DM”;
• un decreto del Presidente della Repubblica:”DPR”;
• una legge regionale, riferita alla Regione Puglia: “LR”;
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