L’utilizzo della biomassa per fini energetici è una delle strategie promosse da molti per ridurre le emissioni di gas serra in atmosfera. La biomassa vegetale è infatti considerata un’energia rinnovabile. Essendo un’energia rinnovabile, si considera che la biomassa sia anche carbonio-neutrale. Il concetto di neutralità consiste nell’attribuire zero emissioni di gas serra all’utilizzo di un certo materiale. Nel caso della biomassa, il concetto è basato sull’ipotesi che il carbonio rilasciato durante la combustione non contribuisca a aumentare la concentrazione di CO2 in atmosfera, ma venga riassorbito con la ricrescita della
vegetazione. Questo riassorbimento non accade nel caso dei combustibili fossili, dato che i tempi per la loro formazione sono molto più lunghi. Il fatto che le biomasse vegetali siano carbonio-neutrali è vero solo se si considera una filiera corta, ovvero il combustibile deve essere trasportato per pochi chilometri altrimenti le emissioni derivanti dal trasporto diventano significative per le emissioni di gas serra.
Per quanto riguarda gli inquinanti, le emissioni da biomassa sono strettamente legate alla composizione del combustibile e alle condizioni in cui avviene la
-15,00 -10,00 -5,00 0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 So m m a N CF at tu al izzat i [M € ] Anni
Flussi di cassa attualizzati
i=2%i=4% i=6%
combustione. Poiché i componenti principali delle biomasse sono carbonio, idrogeno, azoto e in minima parte zolfo, i prodotti della combustione saranno quelli tipici dell’ossidazione completa o parziale: CO2, H2O, CO, NOx, SOx e
particolato. La produzione di monossido di carbonio è legata all’efficienza del processo di combustione, e principalmente influenzata dall’eccesso d’aria e dal grado di turbolenza della camera di combustione, mentre la produzione degli ossidi di azoto è associata soprattutto all’azoto molecolare presente nella biomassa in quanto le basse temperature in caldaia ostacolano la formazione dei prompt e thermal NOx. La produzione di zolfo è anch’essa legata allo zolfo
presente nel combustibile che è caratterizzato da tenori molto bassi.
Gli effetti di questi inquinanti sono da valutare secondo due differenti scale:
̵ Impatto locale: ovvero gli inquinanti che, direttamente o indirettamente, provocano effetti deleteri alla salute in prossimità del sito di emissione. I principali inquinanti originati dalla combustione e rientranti in questa categoria sono gli ossidi di azoto, gli ossidi di zolfo e il particolato.
̵ Impatto globale: appartiene a questa categoria l’anidride carbonica, che non è nociva se inalata ma è uno dei gas serra di origine antropica, causa del surriscaldamento ambientale.
Per quanto riguarda l’impatto locale si riporta in Tabella 7.7 i limiti sulle emissioni che la centrale deve rispettare per avere l’accesso al premio incentivante. Il fornitore del forno garantisce questi limiti di emissioni per tutti i tipi di inquinanti, inoltre per gli ossidi di zolfo garantisce una concentrazione inferiore, di 30 mg/Nm3. Le concentrazioni considerate sono riferite al 11% di
O2.
Tabella 7.7 - Limiti delle emissioni per garantirsi il premio sull'incentivo.
Limiti emissioni NOx 200 mg/Nm3
CO 150 mg/Nm3
SOx 200 mg/Nm3
Polveri 20 mg/Nm3
In Tabella 7.8 si riportano i livelli di emissioni che ci si aspetta dalla centrale, sono stati utilizzati i valori garantiti al costruttore per NOx e Polveri perché soggette ad abbattimento grazie al trattamento dei fumi. Per quanto riguarda le emissioni di SOx e CO si sono presi dei fattori di emissione trovati in letteratura in quanto il costruttore si limita a garantire il limite di legge anche se in realtà la produzione di questi inquinanti può essere molto minore I calori sono riportati in
milligrammi rispetto al normal metro cubo di fumi e rispetto al chilowattora di combustibile bruciato.
Tabella 7.8 - Livelli di emissione dei principali inquinanti relativi alla centrale ai biomassa
Fattori emissione biomassa
NOx 150 mg/Nm3 387 mg/kWhfuel
CO 40 mg/Nm3 258 mg/kWhfuel
SOx 20 mg/Nm3 77 mg/kWhfuel
PM 10 mg/Nm3 26 mg/kWhfuel
Per valutare il livello di emissioni dell’impianto si paragona le emissioni della centrale cogenerativa esistente per capire quali saranno le differenze che ci si aspetta con la realizzazione del progetto. Per la centrale esistente si hanno dati misurati direttamente in centrale per quanto riguarda monossido di carbonio e ossidi di azoto.
Tabella 7.9 - Livelli di emissione dei principali inquinanti relativi alla centrale a gas naturale
Fattori emissioni centrale esistente NOx 147 mg/Nm3 356 mg/kWhfuel
CO 70 mg/Nm3 170 mg/kWhfuel
SOx 0 mg/Nm3 0 mg/kWhfuel
PM 0 mg/Nm3 0 mg/kWhfuel
Le concentrazioni degli ossidi di zolfo e delle polveri sono considerate nulle poiché il loro valore è pressoché trascurabile in quanto dalla combustione di gas naturale si ha una produzione molto bassa di questi inquinanti. I valori delle emissioni sono riportati in Tabella 7.9.
La centrale a biomassa a parità di combustibile bruciato ha livelli di emissione più elevati per tutti gli inquinanti tranne che per il monossido di carbonio.
Il grafico in Figura 7.5 rappresenta le emissioni durante il corso dell’anno considerando la produzione della centrale a biomassa e per quanto riguarda la centrale esistente sono le emissioni calcolate con la medesima energia termica immessa nel teleriscaldamento del impianto a biomassa. C’è un aumento delle emissioni di NOx, SOx e di particolato, mentre si ha una riduzione di emissione di monossido di carbonio. Bisogna considerare il fatto che i motori a gas naturale hanno un rendimento elettrico molto più elevato rispetto all’intero impianto a biomassa e di conseguenza un rendimento termico più basso, questo significa che a parità di energia termica immessa in rete si deve consumare più gas naturale, in termini di energia primaria. Tuttavia c’è anche da considerare
che nei mesi estivi parte dell’energia termica prodotta dalla centrale a biomassa viene dispersa.
Figura 7.5 – Confronto emissioni tra centrale a biomassa e centrale esistente
Considerato che l’energia termica prodotta si immette in una rete di teleriscaldamento si paragonano le emissioni della centrale a biomassa con diversi sistemi di produzione di calore per il riscaldamento. Infatti grazie al teleriscaldamento si potrà sostituire i tradizionali impianti delle singole utenze e si valuta se il progetto porterà a una diminuzione degli inquinanti. In Tabella 7.10 sono riportati i fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di calore per il riscaldamento [26].
Tabella 7.10 – Fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di calore per riscaldamento.
Fattori di emissione di diversi sistemi di produzione di calore per il riscaldamento Stufa a legna convenzionale Stufa a pellet Caldaia a gasolio Caldaia a gas naturale Caldaia classe 5 [mg/kWh] [mg/kWh] [mg/kWh] [mg/kWh] [mg/kWh] NOx 328 288 248 151 70 CO 14400 1080 13 79 0 SOx 40 40 284 1 0 Polveri 2736 104 5 1 0
In Figura 7.6 si riportano le emissioni di inquinanti in ambiente in un anno considerando la stessa quantità di combustibile bruciato, in termini di kWh. Nel grafico non sono riportati i risultati della stufa a legna convenzionale in quanto
0 5 10 15 20 25 NOx CO SOx PM [t/a n n o ] Inquinanti
Confronto emissioni con centrale esistente
Centrale a biomassa Centrale esistente
questa ha emissioni ben più elevate rispetto agli altri sistemi, soprattutto per quanto riguarda CO e polveri.
Figura 7.6 - Confronto emissioni da diversi sistemi di produzione di calore.
Si osserva che si ha un incremento nelle emissioni di NOx e di CO rispetto a caldaia a gasolio e caldaie classe 5. Per quanto riguarda gli ossidi di zolfo, la loro produzione dipende dal tipo di combustibile perciò le emissioni sono in linea con i combustibili a biomassa vegetale che hanno un tenore di zolfo inferiore al gasolio e maggiore rispetto al gas naturale.
Per quanto riguarda le polveri si ha un aumento delle emissioni rispetto ai combustibili fossili. Tuttavia grazie alla presenza di sistemi di trattamento dei fumi si ha un’emissione in ambiente relativamente moderata, anche se dalla combustione di biomassa vegetale si ha una produzione elevata di polveri. Questo lo si può notare dal fatto che le emissioni delle stufe a pellet e delle stufe a legna sono superiori anche se bruciano un combustibile di maggior qualità rispetto al cippato.
Si deve anche considerare il fatto che nel caso della centrale a biomassa si ha un assetto cogenerativo e quindi il rendimento per la sola produzione di calore è inferiore a quelle delle normali caldaie, inoltre per un ottimo economico l’impianto funziona al carico massimo di energia elettrica perciò non ci si avvantaggia dei minori consumi di combustibile legati all’effetto cogenerativo in quanto si dissipa parte dell’energia termica in ambiente.
I limiti di emissione imposti dal Decreto per accedere agli incentivi sono rispettati. 0 5 10 15 20 25 NOx CO SOx PM [t/a n n o ] Inquinanti
Confronte emissioni in un anno
Centrale biomassaStufa pellet Caldaia gasolio Caldaia a gas naturale Caldaia a gas naturale classe 5
Per quanto riguarda le emissioni di gas serra la situazione è molto vantaggiosa, infatti l’anidride carbonica rilasciata dalla combustione della biomassa in caldaia è quella che è stata assorbita dalla vegetazione durante il suo ciclo di vita e quindi non va ad incrementare il bilancio globale di tale emissione.
Si calcola il consumo risparmiato di gas naturale della centrale esistente e da questo dato si risale alle tonnellate di petrolio equivalente risparmiate e all’emissione di CO2 evitata.
Dai calcoli risultano 4.653.535 tep risparmiati e circa 10.900 tonnellate di CO2
evitate. È importante notare che il risparmio di tep e di emissioni di CO2 è
calcolato su un risparmio di gas naturale, che è il caso della mancata produzione della centrale esistente.
Nel caso la produzione del impianto a biomassa vada a sostituire gli impianti delle utenze questo dato sarebbe maggiore perché molte utenze presentano ancora impianti a gasolio.
In Figura 7.7 sono riportate le emissioni di CO2 risparmiate considerando in un
caso le caldaie a gasolio e nell’altro le caldaie a gas naturale.
Si deve sempre tenere in considerazione che queste emissioni di gas serra evitati si riferiscono alla sola combustione della biomassa, se si tiene conto anche della lavorazione e del suo trasporto all’impianto di sfruttamento, allora il fattore di emissione per le biomasse non è più nullo in quanto bisogna considerare la CO2
emessa dai macchinari di raccolta e cippatura e la quota rilasciata dai mezzi di trasporto. Diventa quindi fondamentale contenere il più possibile la distanza del luogo di approvvigionamento della biomassa, è per questo motivo che la filiera corta è fondamentale per considerare la biomassa carbonio-neutrale.
Nel nostro caso possiamo considerare la biomassa carbonio-neutrale in quanto il combustibile sarà recuperato dagli scarti delle numerose segherie presenti in bassa Valtellina e dalla lavorazione boschiva, impegnandosi a recuperare la biomassa in un raggio di 30 km.
Figura 7.7 - Emissioni di CO2 risparmiata.
Si calcola anche il risparmio legato alla produzione elettrica, questo lo si fa considerando i fattori di emissioni in Lombardia dove quasi la totalità di produzione elettrica è data da cicli combinati con rendimento medio annuo del 51,5%. Si considera come fattore di emissione 201,6 grami di CO2 ogni kWh elettrico. Quindi considerando i 6.573.600 kWh di energia elettrica immessi in rete dalla centrale a biomassa si risparmiano 1.325 tonnellate di CO2 rispetto alla emissione della produzione elettrica lombarda.
0,000 2000,000 4000,000 6000,000 8000,000 10000,000 12000,000 14000,000 16000,000 CO2 t/a n n o
Emissione di CO2 risparmiata
Gasolio Metano
Conclusioni
Il presente lavoro è stato condotto con l’intenzione di valutare la fattibilità energetica, economica ed ambientale di un impianto di cogenerazione che brucia biomassa vergine con lo scopo di alimentare una rete di teleriscaldamento esistente. Lo studio ha riguardato la valutazione del progetto dell’impianto, il dimensionamento del tratto di linea per collegare il nuovo impianto alla rete esistente e una valutazione energetica, economica ed ambientale di come la nuova centrale andrà ad integrarsi con la situazione esistente. Il lavoro è stato svolto all’interno di uno stage presso lo studio tecnico Bertolini di Morbegno che è in collaborazione per il progetto della centrale in oggetto con la futura proprietaria dell’impianto nonché del teleriscaldamento esistente, Società Elettrica in Morbegno (SEM).
La centrale in questione è basata su una caldaia a biomassa vergine, e da un’unità ORC. L’impianto è caratterizzato da una potenza nominale al focolare di 6973 kW mentre la potenza utile è 5809 kW, dei quali 4819 kW sono l’energia termica ceduta al teleriscaldamento mentre 990 kW è la potenza elettrica generata. Queste caratteristiche danno un rendimento globale all’impianto dell’83,3% e un rendimento elettrico del 14,2%.
La rete esistente si estende per oltre 35 km ed è alimentata da circa 55.000 MWh/anno di calore tramite acqua a 90°C. Il teleriscaldamento ha un rendimento di distribuzione annuo del 66,5% quindi l’energia ceduta alle utenze è circa 37.000 MWh/anno. Il nuovo ramo in progetto ha lo scopo di collegare l’impianto in costruzione con la rete esistente e di permettere l’allaccio di nuove utenze sul comune di Cosio Valtellino, nel lavoro svolto è stato considerato la possibile aggiunta delle utenze comunali al teleriscaldamento. Attualmente la rete è alimentata da una centrale di cogenerazione con 4 motori-generatori a gas da 3555 kW elettrici (3665 kW di energia termica recuperabile) ciascuno, 2 caldaie di integrazione da 7500 kW termici ciascuna, un sistema di accumulo calore da 1000 mc e da una pompa di calore da 3700 kW termici.
Per simulare la copertura della richiesta termica è stato utilizzato un programma scritto in VBA-Excel sviluppato nell’ambito di questo lavoro. Si è determinata la produzione di calore delle singole componenti dell’impianto considerando sia l’assetto attuale che le nuove configurazioni future.
Nell’assetto attuale la rete presenta una richiesta termica di 54.098,177 MWh che vengono prodotti dalle diverse componenti nel seguente modo:
51.511,729 MWh dai motori, 961,451 MWh dalle caldaie, 1.624,997 MWh dalla pompa di calore e inoltre si hanno 50.255,781 MWh di energia elettrica prodotta dai motori cogenerativi.
La simulazione della rete è stata poi eseguita con l’inserimento della produzione data dall’impianto a biomassa in due diversi casi, uno senza considerare l’allaccio di nuove utenze e il secondo considerando le utenze comunali di Cosio Valtellino. In tutte e due le diverse configurazioni la centrale a biomassa ha la priorità di produzione in quanto la sua logica di funzionamento prevede un andamento a carico nominale per 8000 ore anno in quanto si massimizzano i ricavi, grazie alla tariffa incentivante presente. Nel primo caso si ottiene un’energia termica ceduta al teleriscaldamento in anno da parte del nuovo impianto di 32.472,367 MWh con 19.618,392 MWh effettivamente venduti alle utenze mentre la restante parte della richiesta viene soddisfatta dalla centrale esistente e si hanno: 22.069,556 MWh dai motori, 122,801 MWh dalle caldaie e la parte restante della richiesta ovvero 370,773 MWh dalla pompa di calore. Nel secondo caso gli stessi valori sono rispettivamente di 32.639,236 MWh e di 19.890,495MWh, 22.967,777 MWh dai motori, 199,944 MWh dalle caldaie e 433,170 MWh dalla pompa di calore
Una volta effettuata l’analisi energetica si è passati ad una analisi economica valutando i costi totali di investimento, i costi variabili legati alla gestione dell’impianto e i ricavi che si avrebbero dalla vendita di energia elettrica e termica. Proiettando il risultato economico su 20 anni di vita utile l’analisi energetica ha evidenziato che grazie, soprattutto, alla remunerazione dell’elettricità cogenerata di 270,72 €/MWh si hanno dei valori particolarmente attraenti dei principali parametri economici. L’investimento presenta un TIR (Tasso interno di Ritorno) del 22,77% corrispondente a un tempo di ritorno del capitale di 4,76 anni e un Valore Attuale Netto (VAN) di 17.568,133 € al tasso d’attualizzazione del 4%. Questi risultati economici vedono un peggioramento se si considerano i mancati ricavi dovuti alla riduzione di calore prodotto dalla centrale esistente. Prendendo lo scenario peggiore, ovvero senza considerare l’allaccio di nuove utenze in tutti i vent’anni di vita utile, si hanno comunque dei risultati positivi: TIR del 17,91% e un tempo di ritorno di 6,15 anni e un VAN di 12.500,696 € sempre al tasso di attualizzazione del 4%. Questi indici rappresentano il caso in cui le utenze rimangano invariate nel corso dei vent’anni di vita utile cosa improbabile in quanto gli impianti presenti permettono uno sviluppo ancora maggiore della rete in termini di utenze servite.
Dal punto di vista ambientale la realizzazione del progetto porterà una rilevante diminuzione delle emissioni di CO2, rispetto al metano non bruciato dalla centrale esistente circa 10.900 tonnellate l’anno mentre rispetto all’energia
elettrica immessa in rete, riferendosi alla produzione elettrica in Lombardia, circa 1.300 tonnellate di CO2.
Per quanto riguarda gli inquinanti NOx, CO, SOx e polveri ci si aspetta un incremento nelle emissioni rispetto alla centrale esistente tranne per la CO dove ci si aspetta una diminuzione di emissione. Rispetto i tradizionali sistemi di riscaldamento si ha un peggioramento delle emissioni di NOx rispetto ai diversi sistemi mentre per gli altri inquinanti non si hanno aumenti rilevanti nel valore delle emissioni.
Bibliografia
[1] A. Duvia, M.GAIA, “Cogenerazione a biomassa mediante Turbogeneratori ORC Turboden tecnologia, efficienza, esperienze pratiche ed economia”, 2004.
[2] Roberto Bini, “La tecnologia ORC per la generazione distribuita da fonti rinnovabili e da recupero calore”,2009.
[3] SEM, Scheda tecnica camera di combustione Schmid.
[4] AIEL, “Come riscaldarsi correttamente con il legno. Insicurezza, nel rispetto dell’ambiente e della qualità dell’aria”, 2014.
[5] Nicola Palestra, Riccardo Vescovo “Applicazione di Cicli ORC a Recuperi Termici da Processi Industriali”,2009.
[6] SEM, Schema P&I del circuito ORC.
[7] Alessandro Guercio, “Cogenerazione: impianti a biomassa di piccola taglia con utilizzo di moduli “ORC” dimensionamento e applicazioni”,
[8] AIEL, “La combustione del legno”, 2011.
[9] Giovanni Lozza, “Turbine a gas e cicli combinati”, 2006.
[10] GSE, Linee guida per l’applicazione del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 5 settembre 2011 – Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR), 2012.
[11] Comuni di Morbegno, Talamona, Cosio Valtellino. [Online]. http://www.comuni-italiani.it/014/045/
[12] ENI. [Online]. http://www.eniscuola.net.
[13] AIRU, LEGAMBIENTE, Il teleriscaldamento in Italia, 2012.
[14] GSE, Impianti e fonti rinnovabili, 2012.
[16] GSE. [Online]. http://www.gse.it.
[17] Valentina Cavagnari, Omar Verderio, “Studio di fattibilità della conversione in funzionamento cogenerativo del termovalorizzatore Silea di Valmadrera (LC) con realizzazione di una rete di teleriscalmento”.
[18] OPPO. [Online]. http://www.oppo.it.
[19] Manuale del termotecnico, Hoepli.
[20] Socologstor, Manuale di progettazione e catalogo.
[21] SEM. [Online]. http://www.sem-morbegno.it.
[22] AIRU, Il teleriscaldamento urbano, annuario 2014.
[23] ENEL. [Online]. http://www.enel.it.
[24] Dipartimento di Energia Politecnico di Milano, “Costi di energia elettrica da fonti rinnovabili”, 2010.
[25] AIEL, VIESSMANN, “Legna e cippato e pellet”, 2010.
[26] FIPER, “Biomasse legnose: petrolio verde per il teleriscaldamento italiano”, 2015.