Analisi delle opportunità di miglioramento

4.4.3.1 Analisi dei punti critici identificati nel report

Il report finale dei mesi da gennaio a giugno dell’anno 2018 per lo stabilimento 1 è riportato nell’Appendice 1.

Come si può notare dalla pagina iniziale, in cui sono riassunti i principali dati di consumo energetico dello stabilimento, da un punto di vista quantitativo rispetto all’energia acquistata, la più dispendiosa tra le fonti è quella del gas naturale (pari al 94,63% del totale). Questo perché, osservando il flusso nel bilancio energetico, si può riscontrare che nello stabilimento 1 l’energia elettrica è in larga misura autoprodotta internamente con l’ausilio di un impianto cogenerativo (per l’81,1% del fabbisogno). In questo modo l’approvvigionamento di essa è limitato, mentre aumenta quello del gas, dal momento che deve rifornire il cogeneratore, oltre che la caldaia e le cappe della macchina continua, come si può osservare dalla ripartizione dei consumi di gas naturale per dipartimenti (riportata nel report alla sezione “Energy Areas Report – Detail”). Nel periodo considerato, sulla base dei dati riportati, lo stabilimento necessita per il completamento delle operazioni produttive di un quantitativo di energia elettrica pari a circa 14.575 MWh, di gas naturale pari a circa 55.048 MWh (di cui 13.580 MWh per le cappe della macchina continua nel processo di produzione) e di produrre vapore per circa 11.275 MWh. Quest’ultimo apporto è garantito dalla caldaia a recupero del cogeneratore e della caldaia a gas, come si può riscontrare dal bilancio energetico rappresentato. Il valore medio dei rendimenti di questi macchinari è riportato in una sezione della pagina iniziale del report, mentre il valore mensile è rappresentato con carte di controllo nella sezione “Production”. Il rendimento termico del cogeneratore si aggira intorno ad un 17% mentre quello elettrico è del 41%, per la caldaia a gas, invece, il rendimento termico è pari al 71%. Un ultimo importante dato che si può ricavare dalla pagina iniziale del report riguarda l’utilizzo del cogeneratore (availability=85%), ovvero il coefficiente di utilizzo dell’impianto di cogenerazione.

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Figura 16: Schema delle modalità di approvvigionamento energetico dello stabilimento 1

4.4.3.2 Analisi delle variabili di costo

Considerando il fabbisogno energetico dello stabilimento e gli impianti di produzione dell’energia raffigurati in Figura 16, si va a calcolare il costo totale di approvvigionamento dell’energia nel processo produttivo:

𝐶𝑡𝑜𝑡= 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜𝑡∗ 𝐶𝑔𝑎𝑠+ 𝐸𝐸𝑟𝑒𝑡𝑒∗ 𝐶𝐸

In cui Gastot e EErete sono rispettivamente il gas naturale e l’energia elettrica acquistate dalla

rete, mentre Cgas e CE sono il costo del gas e dell’energia elettrica per lo stabilimento 1. Per

quanto riguarda il gas totale, si considera la quota utilizzata per gli impianti di produzione dell’energia (CHP e caldaia), mentre la porzione utilizzata per le cappe della macchina continua viene considerata come una quota fissa, imputabile al fabbisogno della cartiera, in modo che l’analisi potrà essere, quindi, sviluppata al netto di questo valore (𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜𝑡=

𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃+ 𝐺𝑎𝑠𝑐𝑎𝑙𝑑). I costi dell’energia elettrica e del gas per lo stabilimento 1 sono

rispettivamente: 130 €/MWh e 28 €/MWh. [5] Le ulteriori equazioni dell’analisi sono quelle del fabbisogno di vapore ed energia elettrica dello stabilimento:

𝑉𝑎𝑝 = 11.275 = 𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃∗ 0,17 + 𝐺𝑎𝑠𝑐𝑎𝑙𝑑∗ 0,71

𝐸𝐸 = 14.575 = 𝐸𝐸𝑟𝑒𝑡𝑒+ 𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃∗ 0,41

Sostituendo nella prima equazione EErete e Gascald, il costo totale in funzione del gas del

cogeneratore, quindi, per esteso diventa:

Rete

elettrica

GAS

GAS

Fabbisogno

stabilimento 1

Energia

elettrica

CHP

Caldaia

Vapore

Gas

cappe

Rete gas

naturale

70 𝐶𝑡𝑜𝑡= (𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃+

11.275 − 𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃∗ 0,17

0,71 ) ∗ 28 + (14.575 − 𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃∗ 0,41) ∗ 130 Dopo alcuni passaggi otteniamo la seguente funzione:

𝐶𝑡𝑜𝑡1= −32 ∗ 𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃+ 2.339.398

Come possiamo notare anche dal grafico di figura 17, tale funzione di costo è una retta decrescente. In definitiva, quindi, considerati i dati di consumo dei primi sei mesi del 2018, per lo stabilimento 1 a fronte di un aumento del volume di gas utilizzato per la produzione di energia termica ed elettrica nel cogeneratore, si ha una riduzione del costo totale. Un ulteriore vincolo da considerare, però, è rappresentato dalla disponibilità dell’impianto di cogenerazione, ovvero per quanto tempo è in funzione l’impianto sul totale disponibile. Attualmente il cogeneratore è utilizzato per l’85%, quindi al netto di alcune ore di fermo obbligatorie può essere spinto fino ad un valore intorno al 95%, in modo che si possa ottenere il minimo raggiungibile della funzione Ctot1.

Osservando i dati a disposizione, si nota anche un valore del rendimento termico del cogeneratore (17%) un po’ basso rispetto alla media degli impianti di questo tipo. Riuscendo a portare questo valore al pari di quello standard, che si attesta intorno al 25%, risulta un’ulteriore riduzione del costo totale. Infatti, sostituendo il nuovo rendimento termico del cogeneratore (25%) nelle relazioni precedenti e mantenendo invariati gli altri dati di fabbisogno energetico e rendimenti degli impianti, si ottiene:

𝐶𝑡𝑜𝑡2= −35,16 ∗ 𝐺𝑎𝑠𝐶𝐻𝑃+ 2.339.398

Nonché una funzione di costo con pendenza negativa maggiore, come raffigurato in figura 17.

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Figura 17: Funzioni di costo stabilimento 1

Il gas attualmente consumato dal cogeneratore (fattore di utilizzo 85%) è stato calcolato sulla base del vapore prodotto e del rendimento medio annuale dell’impianto (nella sezione “Detail” del report risulta un valore leggermente superiore per effetto del variare del rendimento nel tempo). Il valore corrispondente ad un utilizzo dell’impianto del 95%, invece, può essere ricavato con una semplice proporzione. Il risparmio che si ottiene portando il cogeneratore ad un utilizzo del 95% è di circa 110.306 €. Mentre riuscendo ad ottenere dall’impianto un rendimento termico del 25%, ovvero passando alla funzione di costo Ctot2, si

ha un risparmio di circa 92.588 € (con un fattore di utilizzo dell’85%) o di 213.785 € (con un fattore di utilizzo del 95%).

4.4.3.3 Descrizione delle opportunità di miglioramento

Come illustrato nel paragrafo precedente, il passaggio da un rendimento termico medio dell’impianto cogenerativo dal 17% ad un valore standard del 25% porterebbe significativi risparmi. Le attività che possono essere intraprese per ottenere questo incremento di efficienza possono essere: effettuare un audit per verificare quali sono le cause che determinano un rendimento inferiore alla media ed intraprendere azioni correttive che vadano ad eliminarle. Tali cause possono comprendere: inefficienze dell’impianto di cogenerazione stesso, ma anche perdite sulla linea durante il trasporto di energia termica al processo produttivo.

Per quanto riguarda il fattore di utilizzo, l’attività che può essere svolta per incrementare il suo valore consiste semplicemente nell’identificare le cause per cui l’impianto non è stato

1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 Ctot [k € ] Gas_CHP[MWh] 85% 95% Ctot1 Ctot2

72 utilizzato nella totalità delle ore a disposizione ed individuare le attività che consentano, nel periodo successivo, di ridurre il tempo di fermo.

Altri interventi meno decisivi, ma che porterebbero miglioramenti in ottica di efficienza energetica, possono essere [5]:

 Gas naturale: Sostituzione del bruciatore della cappa secca con un modello nuovo più efficiente (dipartimento macchina continua PM1).

 Energia elettrica: Sostituzione di alcuni motori sulla ribobinatrice (dipartimento ribobinatrice PM1). Cambio dell'agitatore della tina fogliacci con un modello più efficiente (dipartimento preparazione impasti PM1). Sostituzione dell'illuminazione a fluorescenza esistente con lampade LED (dipartimenti illuminazione cartiera ed illuminazione converting).