9.1 – Riconoscimento del funzionamento in cogenerazione ed in CAR
Coerentemente con gli scenari relativi all’analisi tecnico economica di prefattibilità svolta in precedenza, nei calcoli si è fatto riferimento a due possibili soluzioni:
• Modalità cogenerativa : cioè la produzione di energia elettrica e termica per il teleriscaldamento e
• Modalità trigenerativa : cioè la produzione di energia elettrica, termica e frigorifera, quest’ultima asservente solo le utenze civili poichè si è ipotizzato che le 4 utenze principali siano già dotate di macchine ad assorbimento.
Figura 51 - schema, puramente indicativo, dei flussi di energia in modalità rigenerativa
Nella modalità cogenerativa è stato scelto l’impiego di
• una turbina a gas e di un alternatore assemblati in un unico blocco dalla GE-OIL & GAS, il modello scelto è il GE10-1 con DLN-S cioè a bassa emissione di NOx
• una caldaia a recupero ad acqua surriscaldata modello CTHR20MW
Nella modalità trigenerativa è stato aggiunto un gruppo frigorifero ad assorbimento modello CHP130.
Nella figura 54 è rappresentato lo schema generale della modalità trigenerativa.
I dati principali utilizzati per effettuare i calcoli sono stati letti sulle schede tecniche delle macchine, di cui alla tabella seguente:
Figura 52 - dati tecnici dei componenti appartenenti all’impianto
9.1.1 – Dati in ingresso: la domanda termica e frigorifera
La volumetria riscaldabile così come la domanda termica sono state ottenute da dati misurati da Amgas S.p.a. e dal Comune di Bari, poiché trattasi di edifici e complessi residenziali esistenti, per i quali sono noti i consumi di gas.
Per le utenze si è supposto che il combustibile di alimentazione prima dell’ipotetico allaccio alla centrale cogenerativa era interamente costituito da gas naturale.
Le 4 grandi utenze termiche situate nella zona climatica = C (Bari) sono le seguenti:
• Ospedale “San Paolo”
• Guardia di Finanza
• Centro Polifunzionale della P.S.
• Aeroporto internazionale “Karol Wojtya”
• Circa 2000 abitazioni (es. ERP, IACP)
• 6500 abitanti
• 480000 m3 di volumetria domestica
• Denominazione:San Paolo-Stanic-Villaggio del Lavoratore
• Popolazione:102.516 ab. (2007)
• Superficie:20,14 km²
• Gradi-giorno = 1185 (Bari)
• Zona climatica = C (Bari)
Figura 53 - domanda termica in modalità cogenerativa
Figura 54 - domanda termica in modalità trigenerativa
9.1.2 – Dati in ingresso: orientamento delle variabili
Partendo dalla conoscenza della domanda termica e frigorifera , si è proceduto a valutare, in base al tipo di funzionamento delle utenze , la connessione prescritta dalla delibera ARG-ELT N 99/2008 di cui al capitolo 4; come precedentemente detto trattasi di:
• funzionamento in parallelo con la rete di distribuzione Enel;
• l’unica energia elettrica che viene prelevata dalla rete di distribuzione Enel è quella necessaria al funzionamento della centrale
AUT
EE_ ;
• l’energia elettrica immessa nella rete di distribuzione Enel pertanto coincide con il valore massimo erogabile dall’impianto, rispetto al funzionamento in isola;
Figura 55 - conversione dell’energia primaria nelle equivalenti elettrica e termica
Analizzando la domanda relativa alle sole utenze termiche e/o frigorifere, emergono inoltre le seguenti particolarità:
• l’impiego di energia termica utile ai fini di teleriscaldamento e produzione di acqua calda sanitaria per tutte le utenze, vale a dire civili e di altro tipo;
• l’impiego di energia termica utile ai fini di condizionamento per le sole utenze civili, le utenze di altro tipo saranno dotate di chillers di proprietà, vale a dire che questo tipo di utenze avranno bisogno della sola energia termica, necessaria questa, per alimentare i chillers di proprietà;
Figura 56 - produzione e distribuzione dell’energia termica e localizzazione degli assorbimenti elettrici
9.1.3 - Calcoli delle quantità di energia e iter tecnico
La Deliberazione n. 42/02 stabilisce, che i Produttori che intendano ottenere i benefici previsti dalla normativa vigente per la cogenerazione dichiarino ogni anno al GSE le quantità di energia elettrica e calore prodotte durante l’anno solare precedente, e la quantità di energia primaria (combustibile) consumata per produrle. Le dichiarazioni devono essere accompagnate da informazioni tecniche riguardanti l’impianto, quali:
• schema di funzionamento;
• taglie del macchinario;
• metodi di misura impiegati ed altre ancora.
Sulla base di tutti questi dati, il GSE verifica che, per l’anno considerato, gli indici IRE e LT siano maggiori delle rispettive soglie minime. Inoltre, per accertare la completezza e l’accuratezza delle dichiarazioni, l’Autorità, valendosi della Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, effettua verifiche ispettive sugli impianti, sulla base di un programma annuale.
Le procedure che il proponente dell’opera deve eseguire ed utili ad ottenere il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione sono illustrate nel seguente diagramma di flusso, collegato a quello del capitolo 1. In seguito alla valutazione della domanda termica e quindi all’analisi dei carichi, si procederà al calcolo dei parametri tecnici ovvero degli indici IRE ed LT, quindi alla loro rappresentazione. Il diagramma di flusso, rappresentato in basso, non vuole sostituire la delibera della autorità, anche perché derivante da valutazioni soggettive, tuttavia è un indicatore degli iter principali seguiti, oltre che della schematizzazione dei limiti imposti dall’AEEG. Inoltre la medesima
rappresentazione porta al successivo iter da seguire per ottenere il riconoscimento del funzionamento in CAR e quindi al rilascio della GOC, di cui alle pagine seguenti.
Figura 57 - iter procedurale per il riconoscimento del funzionamento in cogenerazione
Ai fini del riconoscimento in cogenerazione possiamo fare riferimento alla figura 58 e 59. , sono state evidenziate le energie necessarie, i calcoli che le riguardano sono stati effettuati tramite un m-file dell’applicazione Matlab, e le formule utilizzate sono state definite nel presente capitolo.
Il calcolo dell’energia primaria, quindi della quantità di combustibile gassoso bruciato annualmente dipende strettamente dalle ore di funzionamento e dalle caratteristiche del modulo GE10-1, i dati usati per ricavare la quantità
E
C sono stati:• HR ovvero l’Heat Rate del modulo GE10-1 pari alla quantità di calore generato per ogni MWh di energia elettrica erogata e pari a
MWh MJ
HR=11532 / ;
• G VOL ovvero il potere calorifico inferiore utilizzato dal costruttore per calcolare i dati di targa e pari a
• Il tempo di funzionamento annuale pari a
anno h tf =2200 / nella modalità cogenerativa e pari a:
anno h tf =4400 / nella modalità trigenerativa
• L’energia elettrica lorda erogata dall’alternatore compreso nel modulo GE10-1 e pari a anno
MWh t
P
EEL = N × f =11,25×2200=24750 / nella modalità cogenerativa e pari a
anno
Quindi la quantità di gas bruciato per produrre l’energia termica ed elettrica è stata calcolata secondo la seguente:
di gas naturale nella modalità cogenerativa e
anno Nm
QC =2×8264600=16529200 3 / di gas naturale nella modalità trigenerativa.
Per determinare l’energia primaria del combustibile quindi è stato effettuato il seguente calcolo:
MWh
nella modalità cogenerativa e
MWh f
PCI Q
EC C G VOL J ) 10 158565
860 (8250 2
8264600 3
_ × = × × × =
×
= −
nella modalità trigenerativa
Dove il valore del è stato letto nella Del N 103/2003 di cui al capitolo 6
3
_ 8250KCal/Nm
PCIG VOL =
Per il calcolo dell’energia utile termica si è fatto riferimento alla potenza termica utile della caldaia a recupero di cui alla tabella letta.
Per l’energia elettrica si riporteranno direttamente i risultati, viste le precedenti espressioni generate dalla presenza delle perdite di distribuzione relative ai trasformatori e agli ausiliari afferenti alla sezione di trasmissione/distribuzione dell’energia elettrica. La creazione dell’M-file è stata utile soprattutto alla rappresentazione grafica dell’ipotetico punto di funzionamento annuale dell’impianto (rappresentato in rosso), in quanto diviene un indicatore diretto dei risparmi conseguiti, nonché dei significati fisici attribuibili agli indici IRE ed LT.
Figura 57A - rappresentazione dei risultati, i rendimenti di primo principio e la domanda di energia
Come discusso nel capitolo 1 i vantaggi pratici, derivanti dall’uso della cogenerazione risiedono nel fatto che il luogo di produzione coincide con il luogo di prelievo dell’energia da parte dell’utenza;
infatti paragonando la produzione separata, caratterizzata dai rendimenti posti come riferimento dalla