Turbine: Analisi dati

Il passo successivo è stato definire una correlazione univoca tra la potenza erogata e il rendimento elettrico. Quest’ultimo è stato calcolato per ognuno dei dati disponibili, ed è espresso dalla relazione che segue:

𝜂𝑇,𝑒𝑙=

∆𝐸𝑇,𝑒𝑙

∆𝐹𝑔𝑎𝑠∙ 𝐿𝐻𝑉

∆𝐸𝑇,𝑒𝑙 [kWh] Differenza tra due dati consecutivi di energia elettrica

∆𝐹𝑔𝑎𝑠 [m3] Differenza tra due dati consecutivi di gas naturale

𝐿𝐻𝑉 [MJ/m3_{] Potere calorifico del gas naturale}

𝜂𝑇,𝑒𝑙 [ – ] Rendimento elettrico di una turbina

Il potere calorifico inferiore del gas è frutto di una media effettuata sui valori mensili disponibili, ed è stato mantenuto costante, approssimazione valida dal momento che non si assiste a grandi variazioni dello stesso, come già valutato al Capitolo 5.1.2.

Per correlare adeguatamente il rendimento e la potenza di una singola turbina è stato imposto un ulteriore filtro per valutare esclusivamente i dati in cui una sola turbina risulti accesa. L’operazione è possibile utilizzando una funzione condizionale che escluda tutti i valori in cui la potenza elettrica è erogata da due o tre turbine. Nel caso di potenza erogata da una sola turbina, si è ritenuto opportuno segnalare anche la relativa turbina attiva, anche se le prestazioni delle tre macchine saranno considerate equivalenti. La funzione utilizzata ha la seguente forma:

if[(𝑃𝑇3 = 0) ∪ (𝑃𝑇2 = 0) ∪ (𝑃𝑇1 > 0)] then "T1";

if[(𝑃_𝑇3 = 0) ∪ (𝑃𝑇1 = 0) ∪ (𝑃𝑇2 > 0)] then "T2";

if[(𝑃_𝑇1 = 0) ∪ (𝑃𝑇2 = 0) ∪ (𝑃𝑇3 > 0)] then "T3";

144 Questa operazione ha ridotto notevolmente il pool di dati disponibili: su oltre 100˙000 valori, i candidati validi sono risultati poco più di 6300, quasi tutti (circa il 90%) concentrati in un range di potenza di 160 ÷ 200 kW, e caratterizzati da una forte dispersione. Questo non ha permesso di valutare correttamente il funzionamento reale delle macchine su tutto il campo di applicazione. La correlazione tra rendimento e potenza elettrica non è inoltre univoca, dato che a valori uguali della potenza elettrica possono corrispondere molteplici valori del rendimento.

Riportando su un grafico a dispersione P-η (potenza-rendimento) le coppie di valori, si ottiene il grafico a dispersione in Figura 7.2: si osserva una nuvola di dati molto fitta per potenze prossime a quella nominale, che indica funzionamento ad elevati fattori di carico nel caso di unica turbina attiva. I dati per potenze inferiori a circa 165 kW non sono invece significativi: sia perché non sono in numero sufficientemente elevato a definire chiaramente una nuvola di dati chiara, sia perché si ha grande dispersione nei risultati, motivo per il quale è stato scelto di non individuare un andamento che approssimi il comportamento reale per potenze inferiori ad una soglia prestabilita.

Figura 7.2: Grafico a dispersione potenza-rendimento elettrico per l'analisi effettuata sulle turbine

L’andamento ad elevati fattori di carico sembra ben approssimabile con una retta, ma non è possibile utilizzare una unica curva su tutto il range di applicazione delle turbine (mantenuto per fattori di carico tra 15 ÷ 100%), poiché la forte pendenza porterebbe a rendimenti nulli per potenze inferiori a 100 kW, quando invece è noto dai datasheets e dall’analisi dei dati che le turbine possono lavorare anche a bassi fattori di carico. Si è deciso quindi di suddividere la curva del rendimento in due sezioni:

145 1. 167 𝑘𝑊 ≤ 𝑃𝑇 ≤ 200 𝑘𝑊:

Per potenze comprese tra la massima ed un valore limite fissato a 167 kW è stato eseguito un best-fit con il metodo dei minimi quadrati, attraverso cui è stata generata una retta di regressione sulla base della nuvola di dati considerati validi.

2. 15 𝑘𝑊 ≤ 𝑃𝑇 < 167 𝑘𝑊:

Per potenze comprese tra la minima (mantenuta a 15 kW come da scheda tecnica) ed il valore limite di 167 kW è stata generata una curva del primo ordine incidente alla prima curva nel punto con ascissa pari 167 kW, e la cui pendenza è stata determinata imponendo un rendimento minimo di funzionamento del 10% al minimo fattore di carico.

Il risultato è riportato in Figura 7.3, nella quale sono evidenziati i dati che sono stati utilizzati ai fini del best- fitting e quelli scartati. Si osserva che le prestazioni delle turbine valutate con questo procedimento si discostano ampiamente da quelle riportate sui datasheet, con rendimenti elettrici sensibilmente inferiori26_.

Figura 7.3: Confronto rendimento elettrico teorico e rendimento elettrico da dati sperimentali

26 _{La differenza può risiedere in molti fattori: il rendimento da schede tecniche è valido in condizioni ISO di temperatura} e pressione e funzionamento a regime, mentre l’analisi effettuata si riferisce ad un periodo molto vasto, con condizioni del fluido in ingresso e del combustibile che possono subire variazioni. In particolar modo la temperatura esterna, quindi dell’aria in ingresso alle turbine, influenza fortemente le prestazioni delle macchine.

146 È stato quindi necessario creare una nuova function per descrivere meglio il comportamento delle turbine nella realtà operativa. Mentre per il rendimento elettrico è stato imposto l’andamento appena descritto nel capitolo, si è deciso di mantenere costante il rendimento termico, dato che non è stato possibile risalire alla potenza termica in uscita dalle turbine al variare del fattore di carico. È stato scelto un valore pari al 65% per il rendimento termico; le nuove prestazioni delle turbine sono riportate in Figura 7.4.

Figura 7.4: Rendimenti delle turbine nella realtà operativa

7.1.3 Chiller ad assorbimento

Un impianto di trigenerazione prevede che siano prodotti tre effetti utili a partire dall’energia primaria, nel nostro caso l’energia chimica del combustibile di partenza, ovvero il gas naturale che è la fonte di alimentazione sia del motore a combustione interna sia delle turbine, oltre ad essere anche il combustibile utilizzato dai generatori di vapore tradizionali e dalle caldaie per la produzione di acqua calda. Il calore recuperato dai sistemi CHP è convertito in acqua calda e vapore, quest’ultimo, in condizioni di saturazione alla pressione di 8 bar, è utilizzato per la sterilizzazione e disinfezione, e in misura consistente anche dal gruppo frigorifero ad assorbimento per la separazione del fluido refrigerante dal fluido assorbitore, che sono rispettivamente acqua e bromuro di litio (LiBr).

L’attuale gruppo frigo ad assorbimento risulta essere una macchina delicata che necessita di determinate condizioni (in particolar modo di alimentazione stabile e adeguata) perché possa funzionare correttamente. Causa ripetuti guasti tecnici (riparabili) il chiller è stato costretto a periodi di fermo, come osservabile anche dai dati prelevati via BMS, di cui si riporta un esempio in Figura 7.5 relativo alla stagione estiva del 2019.

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Figura 7.5: Schermata che mostra lo stato di OFF del gruppo frigo ad assorbimento

Si propone quindi un confronto tra un sistema complessivo considerabile una centrale di sola cogenerazione, ipotetico scenario nel quale risulta assente il gruppo frigorifero ad assorbimento, ed impianto di trigenerazione come esposto nei precedenti capitoli. Nella simulazione è previsto l’utilizzo delle turbine con rendimento valutato secondo l’analisi del capitolo precedente.