Metodi per la progettazione e la gestione ottimizzata di sistemi CHP per reti di teleriscaldamento

UNIVERSITÀ DI PISA

SCUOLA DI INGEGNERIA

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica

Metodi per la progettazione e la gestione ottimizzata

di sistemi CHP per reti di teleriscaldamento

Relatore

Prof. Alessandro FRANCO

Candidato

Francesco BELLINA

Sommario

Il presente lavoro analizza alcune delle problematiche connesse con la progettazione, la realizzazione e la gestione di impianti cogenerativi per teleriscaldamento (CHP-DHN). Pur nell'interesse e nei vantaggi innegabili dei sistemi cogenerativi rispetto ai sistemi convenzionali di produzione separata dell'energia, uno dei problemi irrisolti è quello della variabilità delle condizioni operative, che spesso possono rendere inefficace l'applicazione di queste soluzioni. In particolare, l'obiettivo di questa tesi è quello di sviluppare una metodologia di ottimizzazione multi-obiettivo che cerchi di tenere conto di aspetti sia di carattere energetico che di carattere economico.

Dopo un'analisi dello scenario attuale, dell'applicazione ed utilizzazione di questi impianti nel contesto sia nazionale che internazionale e delle caratteristiche tecnologiche principali, seguita dall'individuazione dei sistemi di incentivazione che ne hanno permesso o limitato la diffusione, sì è tentato di definire una metodologia di progettazione basata su un approccio multi-livello. La metodologia vuole partire da una visione di sistema, più generale, fino ad arrivare ad aspetti di dettaglio quali la gestione di un impianto CHP-DHN, tenendo conto della molteplicità delle variabili e dei vincoli in gioco. Tale metodologia è stata applicata, con un approccio sistemico, a due casi studio rappresentativi della molteplicità delle possibili applicazioni, per verificarne la robustezza ed analizzare i possibili risultati ottenibili.

In particolare, si è preso in considerazione in primo luogo un caso generale, in cui si è eseguita una progettazione di primo livello analizzando varie possibili configurazioni impiantistiche e valutandone la bontà attraverso gli strumenti forniti dalla suddetta metodologia multi-obiettivo. In secondo luogo, la metodologia è stata applicata ad un livello intermedio, prendendo in considerazione un impianto CHP-DHN esistente ed andandone a valutare le prestazioni nel funzionamento attuale e nell'ipotesi di una modifica finalizzata a un migliore inseguimento del carico termico.

I risultati ottenuti confermano che un approccio combinato energetico ed economico alla progettazione consente di ottenere un impianto economicamente realizzabile, ma al contempo evita di incorrere in fenomeni di sovradimensionamento, sottodimensionamento o funzionamento lontano dal concetto di efficienza energetica che sta alla base di questi sistemi, a differenza di quanto accade per molti impianti oggi in funzione. Inoltre, dimostrano che, attraverso una semplice variazione della modularità dell'impianto, si possono ottenere benefici rilevanti.

I

Indice

Introduzione ... 1

1. Cogenerazione e teleriscaldamento: tecnologie e diffusione ... 9

1.1.Tecnologie di cogenerazione ... 9

1.1.1. Turbine a vapore ... 10

1.1.2. Turbine a gas ... 11

1.1.3. Cicli combinati ... 12

1.1.4. Turbine ORC ... 14

1.1.5. Motori a combustione interna ... 14

1.1.6. Celle a combustibile ... 16

1.2.Tecnologie di cogenerazione per sistemi di teleriscaldamento ... 17

1.3.Struttura di una rete di teleriscaldamento ... 17

1.3.1. Centrale di generazione termica ... 21

1.3.2. Rete di distribuzione ... 21

1.3.3. Sottostazioni di pompaggio... 24

1.3.4. Sottostazioni di scambio termico ... 25

1.3.5. Corpi scaldanti ... 27

1.3.6. Acqua calda sanitaria ... 28

1.3.7. La regolazione per l'adeguamento alle variazioni di carico ... 28

1.3.8. Il teleriscaldamento di quarta generazione ... 29

1.4.Diffusione CHP e DHN... 32

1.5.Alcuni casi virtuosi... 38

1.5.1. Danimarca ... 38

1.5.2. Corea del Sud ... 43

1.6.Gli impianti cogenerativi in Italia ... 46

1.7.Il teleriscaldamento in Italia ... 52

1.8.Panorama italiano CHP-DHN: alcuni valori di riepilogo ... 59

II

1.9.1. Italia ... 63

1.9.2. Danimarca ... 64

1.9.3. Corea del Sud ... 65

1.9.4. Conclusioni sui metodi di incentivazione ... 65

2. Stato dell'arte delle metodologie di progettazione ... 67

2.1.Metodi di progettazione impiegati oggi: caratteristiche e limiti ... 67

2.2.Metodologie di progettazione proposte in letteratura ... 70

2.3.Livello alto: approccio sistemico ... 72

2.4.Livello intermedio: progetto nominale ... 76

2.4.1. Progetto dell'impianto ad utenza imposta ... 76

2.4.2. Scelta dell'utenza da alimentare con impianto esistente ... 77

2.5.Livello basso: gestione operativa ... 79

2.6.Indicatori di prestazione ... 85

2.6.1. Primary Energy Factor ... 85

2.6.2. Primary Energy Efficiency ... 86

2.6.3. Rendimento della rete di teleriscaldamento ... 86

2.6.4. Ore equivalenti di funzionamento ... 87

2.7.La progettazione ottimizzata di sistemi CHP-DHN ... 88

3. Lo studio dell'andamento dei carichi elettrici e termici ... 95

3.1.Dati da misurazioni ... 96

3.2.Dati da previsioni ... 105

3.3.Andamenti tipici e sviluppo di un metodologia di clustering ... 107

4. Metodologia proposta ... 118

4.1.L'ottimizzazione multi-obiettivo ... 118

4.1.1. Metodo basato su funzioni utilità ... 119

4.1.2. Metodo basato su funzioni utilità invertite ... 120

4.1.3. Metodo del criterio globale ... 121

III

4.1.5. Metodo lessicografico ... 123

4.1.6. Metodo basato sulla programmazione degli obiettivi ... 125

4.2.La MOO applicata a sistemi CHP-DHN: vantaggi e svantaggi dei vari metodi ... 126

4.3.Definizione della metodologia ... 129

4.3.1. Analisi dei costi di un sistema CHP-DHN e costruzione della funzione utilità . 130 4.3.2. Assegnazione di un costo di penalizzazione delle irreversibilità ... 134

4.3.3. Problemi derivanti da soluzioni di bordo ... 140

4.3.4. Effetto della taglia sulla variazione nel costo di impianti ed apparecchiature .. 141

5. Applicazione ad alcuni casi specifici della metodologia sviluppata ... 144

5.1.Primo caso studio ... 144

5.1.1. Configurazioni analizzate ... 145

5.1.2. Prima fase: stima di alcuni valori significativi per un'analisi preliminare ... 147

5.1.3. Seconda fase: analisi del funzionamento dell'impianto in relazione al carico assegnato ... 153

5.1.4. Analisi di sensitività ... 179

5.2.Secondo caso studio ... 187

Conclusioni e possibili sviluppi futuri ... 199

IV

Indice delle tabelle

Tabella 1.1: valori tipici relativi alle reti di distribuzione dell'energia termica nel teleriscaldamento... 26

Tabella 1.2: valori tipici relativi alle sottostazioni di scambio termico nelle reti di teleriscaldamento. ... 27

Tabella 1.3: percentuale di CHP sulla potenza installata ed energia elettrica prodotta nel 2015 in Italia [46]. 47 Tabella 1.4: dati 2015 sugli impianti di cogenerazione in Italia suddivisi per tecnologia e taglia [46]. ... 48

Tabella 1.5: produzione elettrica lorda e netta secondo tipo di combustibile e di impianto relativa al parco termoelettrico cogenerativo italiano [46]. ... 49

Tabella 1.6: dati dal 2008 al 2015 sulla produzione elettrica da impianti CHP a fonti rinnovabili [47]. ... 51

Tabella 4.1: valori dell'esponente α per intero impianto relativi ad alcune attività di produzione energetica. . 141

Tabella 4.2: valori dell'esponente α per alcune apparecchiature di impiego in sistemi CHP-DHN. ... 142

Tabella 5.1: dati relativi ai carichi elettrico e termico del caso studio. ... 144

Tabella 5.2: modelli di turbine in commercio utilizzati nella trattazione [28], [59], [60]. ... 145

Tabella 5.3: configurazioni di cogenerazione analizzate. ... 146

Tabella 5.4: proporzionalità dei costi specifici di rilievo nella trattazione (prima riga) in funzione delle variazioni dei singoli parametri principali (prima colonna). Legenda: dipendenza proporzionale (∝), dipendenza inversamente proporzionale (1/∝), nessuna dipendenza. ... 180

Tabella 5.5: valori estremi scelti per le condizioni adottate nell'analisi di sensitività. ... 181

Tabella 5.6: valori assegnati ai parametri per l'analisi di sensitività per ciascuno scenario analizzato a confronto con quelli dello scenario di riferimento. ... 181

Tabella 5.7: dati principali dell'impianto CHP-DHN oggetto di studio [61]. ... 187

Tabella 5.8: percentuali di portata di vapore spillata dalla turbina per produzione di energia termica da inviare al teleriscaldamento. I colori evidenziano i vari livelli di modulazione (dal rosa scuro all'azzurro scuro passando dalle stagioni più fredde a quelle più calde). ... 192

V

Indice delle figure

Fig. 1.1: confronto tra efficienza complessiva in generazione separata e in cogenerazione e valori tipici del

rapporto Pel/Pth di funzionamento delle varie tecnologie (SHP=Separate Heat and Power; GT=Gas Turbine;

MT=Micro Turbine; ST=Steam Turbine; FC=Fuel cell; Recip=Reciprocating Engine) [24]. ... 9

Fig. 1.2: confronto delle efficienze elettrica e termica per unità di micro-cogenerazione ed analisi del rapporto

Pel/Pth (C=Pel/Pth; ICE=Internal Combustion Engine; MGT=Micro Gas Turbine; SE=Stirling Engine;

MRC=Micro Rankine Cycle) [25]. ... 10

Fig. 1.3: sezione di generazione di una unità CHP con microturbina a gas [26]. ... 12 Fig. 1.4: impianto cogenerativo a ciclo combinato di Klamath Falls, Oregon (USA). Questo impianto ha una

potenza nominale di 506 MW ed ospita due turbine a gas e una turbina a vapore; il vapore prodotto viene inviato ad uno stabilimento industriale dedicato alla lavorazione del legno [27]. ... 13

Fig. 1.5: spaccato della sezione di generazione di un impianto CHP a ciclo combinato [28]. ... 13 Fig. 1.6: esempio di applicazione ORC per teleriscaldamento della casa costruttrice Turboden (la caldaia non è

mostrata nella vista 3D qui proposta) [29]. ... 14

Fig. 1.7: vista della sezione di generazione di un impianto cogenerativo alimentato da un motore a combustione

interna [30]. ... 15

Fig. 1.8: esempio di applicazione CHP-DHN con temperature di recupero del calore ai vari livelli [31]. ... 16 Fig. 1.9: impianto di taglia medio-piccola (2,8 MW) impiegante fuel cells in cogenerazione per DH [32]. ... 16 Fig. 1.10: schema a blocchi di una rete di teleriscaldamento. Le linee tratteggiate in azzurro racchiudono nelle

tre sezioni individuabili le principali caratteristiche e gli elementi impiantistici che ne fanno parte. ... 18

Fig. 1.11: esempio generale di configurazione di un sistema CHP-DHN con serbatoio di accumulo posizionato

in comunicazione con la rete di distribuzione primaria. ... 19

Fig. 1.12: esempio generale di configurazione di un sistema CHP-DHN con serbatoio di accumulo posizionato

in comunicazione con la rete di distribuzione primaria e con serbatoi di accumulo di utenza posizionati in prossimità delle sottostazioni di scambio secondarie... 20

Fig. 1.13: configurazioni adottabili per reti di teleriscaldamento [33]. ... 23 Fig. 1.14: esempio di rete di teleriscaldamento: si individuano l'impianto di produzione principale (il quadrato

nero in alto), le linee di trasmissione (più marcate), la rete di distribuzione e sette sottostazioni di scambio termico che ospitano anche le unità termiche ausiliarie [34]. ... 24

Fig. 1.15: esempio di andamento della pressione (espressa in metri di colonna d'acqua) in funzione dello spazio

percorso dal fluido in una tubazione di rete a confronto con il livello del suolo [35]. ... 25

Fig. 1.16: schema di una tipica sottostazione di utenza, in cui sono mostrati il circuito della rete, quello

dell'utenza, lo scambiatore tra essi interposto e i dispositivi di misura e controllo [36]. ... 27

Fig. 1.17: generazioni del teleriscaldamento a confronto: temperatura di distribuzione, efficienza complessiva di

funzionamento e caratteristiche impiantistiche [5]. ... 30

Fig. 1.18: generazioni del teleriscaldamento e confronto dei parametri di funzionamento e delle caratteristiche

tecniche [5]. ... 31

VI

Fig. 1.20: città europee con sistemi di teleriscaldamento: distribuzione geografica e popolazione servita [37]. 33

Fig. 1.21: numero di sistemi di teleriscaldamento al 2013. ... 34

Fig. 1.22: capacità totale installata in teleriscaldamento al 2013 (al 2011 per gli USA). ... 35

Fig. 1.23: suddivisione dei sistemi di teleriscaldamento per tipo di fornitura energetica al 2013. ... 35

Fig. 1.24: dati 2013 relativi all'energia inviata al teleriscaldamento, suddivisa per macrosettori di impiego. ... 35

Fig. 1.25: capacità CHP installata nei Paesi europei [38]. ... 36

Fig. 1.26: il grafico mostra la percentuale di energia elettrica nazionale prodotta da impianti CHP e lo share di cogenerazione in sistemi di teleriscaldamento (dati 2013). ... 37

Fig. 1.27: dalla generazione centralizzata a quella distribuita, i cambiamenti registrati in Danimarca tra il 1980 e il 2015. Quelli mostrati in rosa che vanno sotto la dicitura "Decentralised Power Plants" costituiscono impianti cogenerativi di piccola taglia [39]. ... 39

Fig. 1.28: rete di teleriscaldamento nell'area di Copenaghen [41]. ... 40

Fig. 1.29: mappa della città di Aarhus con evidenziate in verde le zone teleriscaldate. Sono indicate le sottostazioni di scambio termico e di pompaggio e i principali impianti di produzione [42]. ... 41

Fig. 1.30: mappa della Danimarca che mostra le aree servite da DHN, gli impianti per tipologia di energia primaria impiegata e la loro dimensione. È mostrata anche la rete di trasporto del gas naturale [43]. ... 42

Fig. 1.31: distribuzione attuale dei sistemi DHN in Corea del Sud [44]. In grigio sono indicati gli impianti della Korea District Heating Corporation, la società che gestisce la maggior parte delle reti coreane. ... 43

Fig. 1.32: andamento della percentuale di popolazione coreana servita DHN tra il 2000 e il 2013. ... 44

Fig. 1.33: andamento della ripartizione per settore degli usi dell'energia proveniente da reti di teleriscaldamento. ... 45

Fig. 1.34: incremento della potenza elettrica installata in cogenerazione per settore, e percentuale della potenza installata a livello nazionale per la Corea del Sud. ... 45

Fig. 1.35: dati relativi agli anni 2000-2011 sulla produzione di energia termica ed elettrica in Corea del Sud da impianti cogenerativi ... 46

Fig. 1.36: confronto tra numero di impianti e potenza complessiva installata per tipologia. ... 49

Fig. 1.37: distribuzione regionale per numero di impianti cogenerativi e per potenza elettrica complessivamente installata in tali sistemi CHP [48]. ... 50

Tabella 1.6: dati dal 2008 al 2015 sulla produzione elettrica da impianti CHP a fonti rinnovabili [47]. ... 51

Fig. 1.38: grafico ricavato dai dati di Tabella 1.6 che mostra l'andamento complessivo della produzione elettrica italiana da impianti CHP a fonti rinnovabili con la suddivisione per tipo di combustibile impiegato [46]. ... 51

Fig. 1.39: andamento della produzione di energia elettrica italiana da CHP nel decennio 2004-2013 [49]. ... 52

Fig. 1.40: andamento della produzione di energia termica italiana da CHP nel decennio 2004-2013 [49]. ... 52

Fig. 1.41: tipologia degli impianti di produzione energetica [50]. ... 53

Fig. 1.42: tipologia degli impianti di cogenerazione dedicata [50]. ... 54

Fig. 1.43: fonti energetiche utilizzate nei sistemi di produzione [50]. ... 54

Fig. 1.44: tecnologia di produzione dell'energia termica immessa nelle reti [50]. ... 55

Fig. 1.45: quadro di sintesi e confronti [50]. ... 56

VII

Fig. 1.47: potenza elettrica e termica installata in cogenerazione per DHN, energia termica e frigorifera

erogata all'utenza ed energia elettrica immessa in rete [50]. ... 57

Fig. 1.48: stima delle emissioni di anidride carbonica e consumi di energia da fonti fossili evitati nella

generazione di energia termica destinata al teleriscaldamento nei sistemi italiani [50]. ... 57

Fig. 1.49: distribuzione regionale per numero di impianti cogenerativi abbinati a teleriscaldamento e per

potenza elettrica complessiva installata in tali sistemi [48]. ... 58

Fig. 1.50: riassunto schematico dei principali sistemi di incentivazione adottati in Europa per la promozione di

applicazioni impiantistiche di tipo cogenerativo [52]. ... 62

Fig. 1.51: effetti negativi scaturiti dai meccanismi di incentivazione del CHP [12]. ... 63 Fig. 2.1: produzione termica di un sistema CHP-DHN di grandi dimensioni costituito da tre impianti

cogenerativi (la cui produzione è rappresentata dalle aree in sfumature di azzurro) e facente uso di sistemi di accumulo (la cui fornitura termica è rappresentata dalle aree in sfumature di arancio); in verde è mostrato l'andamento del prezzo dell'energia elettrica secondo il Mercato del Giorno Prima [35]. ... 69

Fig. 2.2: Schema concettuale dei livelli di progettazione [12]. ... 71 Fig. 2.3: esempi diversi di raggruppamento degli stessi edifici. Negli schemi a) e b) sono rappresentate due

possibili soluzioni con generazione distribuita; lo schema c) riporta un esempio di generazione distribuita e sottoraggruppamenti tra loro indipendenti (evidenziati in colori diversi); il caso d) è quello di produzione da un unico impianto centralizzato. ... 75

Fig. 2.4: andamento della potenza da CHP nei vari tipi di gestione operativa per alcuni andamenti di carico

assegnati [22]. ... 80

Fig. 2.5: valutazione delle distanze tra gli edifici (linee punteggiate), scelta delle strutture da interconnettere

(linee continue) e posizionamento delle unita di cogenerazione e di generazione ausiliaria per il caso studio di Bracco et al (E = MCI; GT = turbogas; B = boiler) [18]. ... 81

Fig. 2.6: esempi di effetti ottenibili dall'impiego di accumuli termici in sistemi CHP-DHN sulla curva di carico

(a sinistra) e sulla curva di durata (a destra) [7]... 82

Fig. 2.7: esempio di possibile gestione della produzione settimanale di un impianto CHP in funzione della

domanda termica, attraverso l'uso di un sistema di accumulo (impiego di due MCI da 2 MW) [20]. ... 83

Fig. 2.8: andamento del valore assunto dall'indicatore di prestazione PEF al variare dell'intervallo temporale di

riferimento assunto per il calcolo [12]. ... 85

Fig. 2.9: esempio di suddivisione del carico annuo tra unità cogenerative e convenzionali rappresentato sulla

curva di durata del carico termico [34]. ... 87 Fig. 2.10: schema gerarchico di progettazione per sistemi CHP-DHN, prima fase: individuazione dei vincoli progettuali e degli obiettivi. ... 93

Fig. 2.11: schema gerarchico di progettazione per sistemi CHP-DHN, seconda fase: scelte progettuali e

variabili da determinare. ... 94

Fig. 3.1: consumi elettrici e termici dell'edificio della Scuola di Legge dell'Università di Siena (misurazioni

anno 2004). È riportato anche l'andamento della temperatura esterna media [55]. ... 96

Fig. 3.2: consumi elettrici e termici dell'edificio di Scienze dell'Università di Siena (misurazioni anno 2004). È

VIII

Fig. 3.3: consumi elettrici e termici dell'edificio di Studi Umani dell'Università di Siena (misurazioni anno

2004). È riportato anche l'andamento della temperatura esterna media [55]. ... 97

Fig. 3.4: curve di potenza elettrica giornaliera dell'edificio della Scuola di Legge dell'Università di Siena: confronto tra un giorno estivo ed uno invernale nei due casi lavorativo e festivo (misurazioni anno 2004) [55]. ... 98

Fig. 3.5: curve di potenza elettrica giornaliera dell'edificio di Scienze dell'Università di Siena: confronto tra un giorno estivo ed uno invernale nei due casi lavorativo e festivo (misurazioni anno 2004) [55]. ... 98

Fig. 3.6: diagramma di carico elettrico giornaliero di un'utenza domestica (venerdì 04/10/2013) [56]. ... 99

Fig. 3.7: diagramma di durata del carico elettrico giornaliero di un'utenza domestica (venerdì 04/10/2013) [56]. ... 99

Fig. 3.8: diagramma di carico elettrico giornaliero di un asilo (lunedì 10/11/2009) [56]... 99

Fig. 3.9: diagramma di durata del carico elettrico giornaliero di un asilo (lunedì 10/11/2009) [56]. ... 100

Fig. 3.10: diagramma di carico elettrico giornaliero di una cabina (mercoledì 24/11/2009) [56]... 100

Fig. 3.11: diagramma di durata del carico elettrico giornaliero di una cabina (mercoledì 24/11/2009) [56]. . 100

Fig. 3.12: diagramma di carico elettrico giornaliero dell'edificio centrale della Scuola di Ingegneria dell'Università di Pisa nel giorno di massimo carico (dati da misurazioni anno 2005) [56]. ... 101

Fig. 3.13: diagramma di carico elettrico settimanale dell'edificio centrale della Scuola di Ingegneria dell'Università di Pisa nella settimana di massimo carico (dati da misurazioni anno 2005) [56]. ... 102

Fig. 3.14: diagramma di carico elettrico mensile dell'edificio centrale della Scuola di Ingegneria dell'Università di Pisa nel mese di massimo carico (dati da misurazioni anno 2005) [56]. ... 102

Fig. 3.15: diagramma di carico giornaliero dell'ospedale Santa Chiara di Pisa in una giornata estiva (dati da misurazioni anno 2005) [56]. ... 103

Fig. 3.16: diagramma di carico settimanale dell'ospedale Santa Chiara di Pisa in una settimana estiva (dati da misurazioni anno 2005) [56]. ... 103

Fig. 3.17: diagramma di carico mensile dell'ospedale Santa Chiara di Pisa in un mese estivo (dati da misurazioni anno 2005) [56]. ... 104

Fig. 3.18: carico elettrico settimanale relativo ad edifici residenziali ed uffici di una rete di teleriscaldamento di Torino per una settimana invernale [23]. ... 104

Fig. 3.19: carico elettrico settimanale relativo ad un aggregato di utenze residenziali ed uffici di una rete di teleriscaldamento di Torino al variare del periodo stagionale considerato [23]. ... 105

Fig. 3.20: consumi di gas naturale per settore e temperatura media giornaliera relativi all'anno 2012 [57]. .. 106

Fig. 3.21: correlazione tra il consumo di gas naturale nel settore civile/residenziale e la temperatura media giornaliera per l'anno 2012 [57]... 106

Fig. 3.22: confronto di vari clusters (in ascissa le ore e in ordinata la potenza elettrica normalizzata). ... 110

Fig. 3.23: confronto degli andamenti del carico elettrico normalizzato per i vari raggruppamenti di edifici ipotizzati (in ascissa le ore e in ordinata la potenza elettrica normalizzata). ... 111

Fig. 3.24: confronto di vari clusters (in ascissa le ore e in ordinata la potenza termica normalizzata)... 112

Fig. 3.25: confronto degli andamenti del carico termico normalizzato per i vari raggruppamenti di edifici ipotizzati (in ascissa le ore e in ordinata la potenza termica normalizzata). ... 113

IX

Fig. 3.26: confronto di vari clusters (in ascissa le ore e in ordinata le potenze elettrica e termica normalizzate).

... 114

Fig. 3.27: numero di ore in cui si verifica un superamento delle soglie di 0,3, 0,5 e 0,7 per la domanda elettrica

normalizzata dei singoli edifici e di tutte le loro combinazioni. ... 115

Fig. 3.28: numero di ore in cui si verifica un superamento delle soglie di 0,3, 0,5 e 0,7 per la domanda termica

normalizzata dei singoli edifici e di tutte le loro combinazioni. ... 115

Fig. 4.1: bilancio economico in forma generale relativo ad un sistema CHP-DHN. In figura i simboli e

indicano rispettivamente l'energia elettrica e termica annua prodotta alla potenza nominale, ossia vale: ... 133

e . ... 133 Fig. 4.2: andamento del costo delle irreversibilità secondo la metodologia proposta, al variare del rapporto tra

i prezzi dell'energia elettrica e termica e del rapporto di cogenerazione. ... 138

Fig. 4.3: confronto degli andamenti del costo delle irreversibilità al variare del rapporto tra i prezzi dell'energia

elettrica e termica e del rapporto di cogenerazione per diverse coppie di valori dei rendimenti di riferimento (per quanto riguarda i colori utilizzati, vale la legenda di Fig. 4.2). ... 139

Fig. 4.4: costo normalizzato dell'unità di generazione in funzione della potenza normalizzata. ... 142 Fig. 5.1: andamenti dei carichi elettrico e termico. ... 144 Fig. 5.2: valutazione delle potenze elettriche minima e massima ottenibili dal funzionamento del sistema per

ciascuna delle configurazioni analizzate, comparate con le soglie di minimo e massimo carico elettrico associato. ... 149

Fig. 5.3: valutazione delle potenze termiche complessive minima e massima ottenibili dal funzionamento del

sistema per ciascuna delle configurazioni analizzate, comparate con le soglie di minimo e massimo carico termico complessivo associato. ... 150

Fig. 5.4: valutazione per ciascuna configurazione studiata: a) dei limiti termici minimi e massimi di

funzionamento; b) dei massimi eccessi e difetti di potenza termica del sistema; comparati con le soglie di carico minimo e massimo distinte per tipologia di utenza. ... 152

Fig. 5.5: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 1,2 e 3. Dall'alto: numero di unità accese;

potenza elettrica prodotta da CHP a confronto con il carico elettrico assegnato; potenza termica prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda in Fig. 5.11). ... 157

Fig. 5.6: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 4, 5 e 6. Dall'alto: numero di unità accese;

potenza elettrica prodotta da CHP a confronto con il carico elettrico assegnato; potenza termica prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda in Fig. 5.11). ... 158

Fig. 5.7: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 7, 8 e 9. Dall'alto: numero di unità accese;

potenza elettrica prodotta da CHP a confronto con il carico elettrico assegnato; potenza termica prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda in Fig. 5.11). ... 159

Fig. 5.8: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 10, 11 e 12. Dall'alto: numero di unità

X

prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda in

Fig. 5.11). ... 160

Fig. 5.9: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 13, 14 e 15. Dall'alto: numero di unità accese; potenza elettrica prodotta da CHP a confronto con il carico elettrico assegnato; potenza termica prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda in Fig. 5.11). ... 161

Fig. 5.10: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 16, 17 e 18. Dall'alto: numero di unità accese; potenza elettrica prodotta da CHP a confronto con il carico elettrico assegnato; potenza termica prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda in Fig. 5.11). ... 162

Fig. 5.11: grafici riepilogativi del funzionamento delle configurazioni 19 e 20. Dall'alto: numero di unità accese; potenza elettrica prodotta da CHP a confronto con il carico elettrico assegnato; potenza termica prodotta da CHP e potenza termica prodotta dal boiler a confronto con il carico termico assegnato (legenda relativa a tutti grafici da Fig. 5.5 a Fig. 5.11). ... 163

Fig. 5.12: ore equivalenti di funzionamento elettrico in cogenerazione per le 20 configurazioni a confronto. . 164

Fig. 5.13: valutazione economica con costo dell'energia elettrica visto come costo di acquisto dalla rete. ... 168

Fig. 5.14: analisi comparativa delle singole voci con costo dell'energia elettrica visto come costo di acquisto dalla rete. ... 169

Fig. 5.15: funzione rapporto guadagno lorod/costi al variare della configurazione con costo dell'energia elettrica visto come costo di acquisto dalla rete. ... 170

Fig. 5.16: valutazione economica con costo dell'energia elettrica visto come costo delle irreversibilità legate all'energia prelevata dalla rete. ... 172

Fig. 5.17: analisi comparativa delle singole voci nel caso di costo dell'energia dalla rete visto come costo delle irreversibilità legate all'energia prelevata. ... 173

Fig. 5.18: funzione rapporto guadagno lordo/costi al variare della configurazione nel caso di costo dell'energia dalla rete visto come costo delle irreversibilità legate all'energia prelevata e confronto con il criterio precedente. ... 174

Fig. 5.19: valutazione economica con costo dell'energia elettrica visto come costo delle irreversibilità legate all'energia prelevata dalla rete e separazione delle irreversibilità del CHP e del boiler, con utilizzo di un fattore correttivo fc,b. ... 177

Fig. 5.20: analisi comparativa delle singole voci nel caso di costo dell'energia dalla rete visto come costo delle irreversibilità legate all'energia prelevata e separazione delle irreversibilità del CHP e del boiler, con utilizzo di un fattore correttivo fc,b. ... 178

Fig. 5.21: funzione rapporto guadagno lordo/costi al variare della configurazione nel caso di costo dell'energia elettrica visto come costo delle irreversibilità legate all'energia prelevata e separazione delle irreversibilità del CHP e del boiler, con utilizzo di un fattore correttivo fc,b. ... 179

Fig. 5.22: risultati derivanti dall'analisi degli scenari 1A e 1B. ... 182

Fig. 5.23: risultati derivanti dall'analisi degli scenari 2A e 2B. ... 183

XI

Fig. 5.25: confronto dei valori assunti per ciascuna configurazione e ciascuno scenario dalla funzione rapporto

guadagno lordo/costi F. ... 185

Fig. 5.26: schema dell'impianto CHP-DHN di Collio Val Trompia [61]. ... 189 Fig. 5.27: carico termico medio mensile di riferimento ipotizzato per la durata di un anno. ... 191 Fig. 5.28: grafici corrispondenti al funzionamento lato elettrico e termico dell'impianto (quest'ultimo

confrontato col carico termico assegnato) per ciascuno dei tre metodi di modulazione analizzati. ... 193

Fig. 5.29: dati annuali sul funzionamento dell'impianto di Collio al variare della portata spillata secondo i tre

casi analizzati. ... 194

Fig. 5.30: voci di costo e guadagno relative all'impianto di Collio di interesse nella trattazione (asse principale)

e funzione guadagno lordo (asse secondario). ... 197

XII

Simboli ed abbreviazioni

costo specifico

costo

ore equivalenti di funzionamento funzione guadagno lordo

fattore correttivo per il costo delle irreversibilità del boiler

fattore di guadagno emissioni di CO2

energia generica energia primaria

funzione rapporto guadagno lordo/costi potenza generica

energia termica potenza termica

rapporto tra prezzo del combustibile e prezzo dell'energia elettrica

rapporto tra prezzo del gas naturale e prezzo della biomassa

rapporto tra prezzo dell'energia elettrica e prezzo dell'energia termica

fattore peso energia elettrica potenza elettrica

variabile generica del sistema nell'ottimizzazione

variabile generica

vettore delle variabili nell'ottimizzazione vettore delle variabili ottimizzate fattore di scala share di cogenerazione rapporto di cogenerazione viscosità dinamica efficienza generica densità Pedici abs assoluto b boiler el elettrico en energetico ecc eccesso

fuel inerente al combustibile

gn gas naturale ins installazione load carico n nominale net netto ref di riferimento

rete relativo alla rete elettrica nazionale

res risorsa

th termico

u utenza/utilizzatore

XIII

Abbreviazioni

4GDH 4th Generation District Heating BOFM Bounded Objective Function Method CAR Cogenerazione ad Alto Rendimento CC Ciclo Combinato

CCGT Combined Cycle Gas Turbine CEF Cogeneration Energy Factor CEM Cogeneration Energy Matching CHP Combined Heat and Power CP Contropressione

CS Condensazione e Spillamento DH District Heating

DHN District Heating Network DHW Domestic Hot Water ELT Electrical Load Tracking FITs Feed-In Tariffs

FPO Fixed Point Operation GCM Global Criterion Method GHG GreenHouse Gases

GPM Goal Programming Method

GSE Gestore dei Servizi Energetici HO Hybrid Operation

HRSG Heat Recovery Steam Generator IUFM Inverted Utility Function Method LM Lexicographic Method

MCI Motore a Combustione Interna MOO Multi-Objective Optimization

MOOP Multi-Objective Optimization Problems O&M Operation and Maintenance

PEC Primary Energy Consumption PEE Primary Energy Efficiency PEF Primary Energy Factor PEO Peak Electricity Operation PES Primary Energy Saving POS Pareto Optimal Solution TG Turbina a Gas

TLT Thermal Load Tracking TV Turbina a Vapore UFM Utility Function Method

1

Introduzione

In questa tesi si è posta l'attenzione sul tema della cogenerazione con particolare riferimento agli usi in ambito civile e residenziale per teleriscaldamento, e più precisamente sulla progettazione e sulla gestione delle fasi operative.

Come è noto, la produzione combinata di energia elettrica e termica (Combined Heat and Power, CHP) consente, in linea di principio, di migliorare l'efficienza energetica complessiva rispetto al caso di produzione separata di elettricità in impianti termoelettrici e di calore in sistemi convenzionali [1].

La tecnologia CHP, in tutte le sue varianti impiantistiche, costituisce quindi un importante strumento di efficientamento energetico, e dunque anche di risparmio economico, almeno in termini di energia primaria. Le sue caratteristiche la rendono applicabile in maniera piuttosto versatile, a partire da ambiti di impiego industriale dell'energia termica fino ad arrivare ad utilizzi in ambito civile-residenziale [2].

Il teleriscaldamento, dal canto suo, è un sistema di fornitura del calore che, in analogia alla rete elettrica, si basa sulla centralizzazione della produzione e sull'impiego di un sistema di distribuzione all'utente finale tramite un vettore energetico, che in questo caso è costituito da un fluido in temperatura. Talvolta la centralizzazione è in realtà sostituita da un sistema di generazione in più punti, comunque in numero molto ridotto rispetto a quello che comporta la logica di generazione distribuita intesa come singole unità collocate presso ciascuna utenza [3].

Il vantaggio principale portato dal teleriscaldamento è la riduzione di inquinanti e di GHG (gas ad effetto serra) complessivamente prodotti per unità di energia generata, rispetto al caso di produzione di energia termica per riscaldamento in maniera distribuita [4]. Questo perché i singoli dispositivi, di dimensioni limitate, installabili presso utenze quali quelle domestiche, sono caratterizzati dall'impossibilità di far uso di sistemi di controllo e di abbattimento degli inquinanti tipici invece di impianti di taglia medio-grande. Inoltre, sebbene una rete di distribuzione di fluido in temperatura sia soggetta a inevitabili, seppur contenibili, perdite termiche, l'efficienza di un impianto di medie dimensioni è senz'altro migliore di quella di piccole unità, in quanto, com'è noto, la tecnologia su scala ridotta non consente efficienze di conversione paragonabili a quelle conseguibili su larga scala a prezzi economicamente accettabili, con l'adozione di tutti gli accorgimenti tecnici e le procedure progettuali atte a garantire le migliori prestazioni [5].

2

L'idea di unire la cogenerazione al teleriscaldamento (CHP-DHN) nasce dal voler combinare i vantaggi delle due tecnologie, che risultano conciliabili in modo naturale, per ottenere un sistema energeticamente più efficiente e più valido, con un'ammortizzazione dei costi complessivi ed un miglioramento in termini di effetti ambientali [6].

Spesso, tuttavia, il problema è che le variazioni dei carichi termici, sopratutto in ambito civile-residenziale, non consentono di esercire gli impianti in condizioni vicine a quelle di progetto, imponendo di frequente l'utilizzazione di rilevanti sistemi di integrazione termica [7]. Dunque, se da un lato è interessante l'applicazione della tecnologia cogenerativa a sistemi di teleriscaldamento, dall'altro questi sono proprio quelli che più mettono a dura prova nella progettazione e nell'esercizio degli impianti: infatti, mentre un'utenza industriale è caratterizzata da regimi di carico abbastanza omogenei e prevedibili, quelle civili-residenziali si distinguono per presentare domande disomogenee e difficilmente prevedibili.

Non solo: le utenze di tipo residenziale possono presentare profili di carico anche molto diversi tra loro e molto variabili a seconda del periodo dell'anno o della vita utile dell'impianto che viene preso in considerazione. Ad esempio, la dinamicità degli ambienti residenziali porta a dover mettere in conto dei possibili mutamenti rilevanti nelle caratteristiche di utilizzo dell'energia termica in funzione di aspetti quali la variazione della destinazione d'uso degli edifici serviti dalla rete e i cambiamenti nelle abitudini occupazionali. Al contempo, guardando agli usi civili dell'energia termica, si nota una altrettanto forte disomogeneità legata ai diversi ambiti di utilizzo: basti pensare alle differenze tra gli usi attribuibili ad un ospedale, una scuola, una struttura alberghiera, ecc.

L'eterogeneità di utilizzatori potenzialmente coinvolgibili in sistemi di alimentazione termica tramite reti di teleriscaldamento alimentate da impianti cogenerativi mette dunque in evidenza la necessità di uno studio approfondito delle dinamiche connesse al funzionamento di questi sistemi, per evitare di cadere in una progettazione rigida al punto tale da condurre alla realizzazione di un impianto che non si adatti al contesto per il quale è stato pensato alla minima variazione delle condizioni di esercizio richieste.

La cogenerazione quindi, quale mezzo di efficientamento energetico, risulta interessante ed appetibile, ma allo stesso tempo, se applicata all'ambito civile-residenziale, rivela alcune caratteristiche di criticità e di sensibilità che devono essere opportunamente valutate ed affrontate per far sì che la tecnologia venga implementata nel modo corretto e consenta effettivamente di conseguire gli obiettivi di risparmio che ne costituiscono la base concettuale e lo scopo ingegneristico.

3

Ad oggi, la progettazione di impianti CHP-DHN è caratterizzata da metodi diversi, legati sia a necessità di tipo tecnologico, sia ai sistemi di incentivazione economica, sia alle caratteristiche dei carichi da soddisfare (tipo di utenza, presenza di un solo carico termico oppure anche di una domanda elettrica, etc.). La scelta preliminare della logica di gestione di impianti cogenerativi per teleriscaldamento è uno degli aspetti che spesso ne vincola il dimensionamento producendo, per casi applicativi simili, soluzioni impiantistiche anche molto diverse [8].

Negli ultimi anni la diffusione degli impianti cogenerativi è stata fortemente incentivata dai vari governi nazionali, sopratutto in ambito europeo [9]. L'incentivazione è stata spesso legata a concetti piuttosto generici quali quelli di "alto rendimento" e "risparmio di energia primaria", qualificando gli impianti mediante l'uso di indicatori sintetici [10]. L'impiego di tali indicatori è tuttavia legato alle sole condizioni di progetto e non valuta le reali condizioni operative dell'impianto. Il vantaggio economico che spesso deriva dalle incentivazioni tende quindi a mettere in ombra alcuni aspetti negativi legati al reale esercizio degli impianti [11]. In particolare, osservando le varie applicazioni cogenerative, si può notare una tendenza a fenomeni quali sovradimensionamenti o sottodimensionamenti, generati da un lato dalla necessità di soddisfare un carico piuttosto variabile anche nei periodi in cui esso ha entità massima, e dall'altro dalla scelta di far funzionare l'impianto in maniera continua e a regime nominale. In entrambi i casi si ottengono distorsioni delle potenzialità di questi impianti, perché si cade in un'effettiva limitazione dei possibili vantaggi in termini energetici, a favore dell'aspetto economico [12].

Banalmente, si possono trovare casi in cui un sistema CHP-DHN ha una percentuale di funzionamento dell'impianto di cogenerazione piuttosto bassa, e sono le unità termiche convenzionali a svolgere la maggior parte del lavoro di produzione; oppure, si verificano situazioni in cui un impianto cogenerativo funziona in realtà per tempi non trascurabili in solo elettrico; o ancora, numerose sono le applicazioni in cui la scelta di non ricorrere a caldaie ausiliarie comporta uno sbilanciamento nella produzione cogenerativa a favore del lato termico. Questo produce comunque notevoli degradazioni dell'energia, con efficienze exergetiche limitate e grosse irreversibilità nei periodi di carico intermedio a causa delle caratteristiche tecnologiche ed operative dell'impianto, mettendo spesso in discussione, sopratutto dal punto di vista energetico, il reale vantaggio dell'utilizzazione di impianti CHP. In letteratura esistono tuttavia numerosi tentativi di fornire dei criteri di progettazione qualitativamente migliori di quelli attualmente impiegati: si basano spesso sul raggiungimento

4

di obiettivi multipli e studiano le caratteristiche di aleatorietà della domanda per sviluppare dei metodi di previsione od omogeneizzazione della stessa ai fini di un miglior adattamento alla produzione. Se ne possono individuare alcuni gruppi più o meno omogenei:

 approcci basati sulla ricerca della migliore configurazione impiantistica abbinata ad un sistema di distribuzione ottimale e di interconnessione tra le utenze funzionale agli obiettivi progettuali;

 approcci basati sulla determinazione della gestione operativa da adottare, in particolare facendo ricorso allo strumento costituito dall'accumulo termico;

 approcci mirati a rendere i sistemi CHP autosufficienti, minimizzando al contempo l'eccesso di produzione energetica.

Un esempio che rientra nel primo gruppo è quello di Casisi et al. [13], che hanno proposto un metodo per l'individuazione del layout ottimale di una piccola rete con generazione distribuita nei vari edifici serviti, in funzione di diverse configurazioni impiantistiche adottate. Un tentativo analogo è stato fatto da Piacentino et al. [14], che hanno usato un approccio dettagliato per la determinazione della migliore configurazione impiantistica in micro-reti attraverso lo sviluppo di un tool di supporto alla scelta del numero e del tipo di unità cogenerative e del metodo di interconnessione tra gli edifici da alimentare, il tutto nell'ottica della massimizzazione del ritorno dell'investimento vincolata ad alcune condizioni di carattere energetico. Piacentino e Barbaro [15] hanno analizzato il potenziale applicativo del suddetto tool, producendo due esempi in due diverse zone geografiche e climatiche di installazione. Ancora nel primo raggruppamento si possono collocare lo studio di Tehrani et al. [16], che hanno analizzato il potenziale di alcuni impianti termoelettrici a ciclo combinato nella loro conversione ad impianti cogenerativi per alimentare la rete di teleriscaldamento di un nuovo centro urbano, e il lavoro di Kayo et al. [17], che hanno posto particolare attenzione alle curve caratteristiche delle domande elettrica e termica di alcune tipologie di utenze, analizzando le potenzialità ottenibili dal clustering in funzione del numero e della destinazione d'uso degli edifici aggregati.

Nel secondo gruppo, incentrato sul tema della gestione di impianti CHP-DHN, si individuano invece due studi che ricorrono, in maniera simile, ad una visione integrata: quello di Bracco et al. [18], i quali hanno tentato di creare un modello di progettazione e gestione ottimizzata di sistemi CHP-DHN, applicandolo ad un centro urbano, e quello di Ghadimi et al. [19], che hanno proposto una metodologia integrata di dimensionamento e gestione operativa di sistemi CHP con attenzione ad aspetti economici, energetici ed ambientali.

5

Sempre riguardo alla gestione, altri autori hanno analizzato in vario modo i benefici dell'accumulo termico nei sistemi CHP-DHN: Raine et al. [20] ne hanno studiato il ruolo nell'ottimizzazione della produzione da impianti di cogenerazione per teleriscaldamento, combinato con l'utilizzo di più unità CHP di dimensione ridotta da avviare secondo la necessità imposta dal carico, sfruttando la modularità insita in questa strategia progettuale. Guadalfajara et al. [21] hanno indagato i vantaggi legati all'impiego di accumuli termici di tipo stagionale in sistemi di teleriscaldamento, in particolare quelli alimentati da energia solare, in cui è intrinseca la necessità di provvedere ad una gestione atta ad ammortizzare gli effetti dell'aleatorietà della fonte primaria (lato produzione): l'idea di base può essere estesa, con un'opportuna modifica dei vincoli e delle condizioni al contorno, anche a sistemi alimentati da fonti non aleatorie, in funzione della necessità di conciliare la capacità di produzione e modulazione di un impianto CHP con la forte variabilità della domanda termica (lato utilizzatore).

Nel terzo ed ultimo gruppo si individuano alcuni lavori che, andando oltre il semplice scopo del raggiungimento di valori obiettivo per determinati indicatori di prestazione, hanno tentato di definire dei nuovi parametri atti a descrivere in particolare le capacità del sistema di allinearsi il più possibile con il carico da soddisfare, con la minimizzazione di difetti ed eccessi energetici. È il caso di Hirvonen et al. [22], che hanno eseguito uno studio volto alla massimizzazione dell'energia da CHP impiegata in loco, e dunque alla minimizzazione dell'energia in eccesso, attraverso la condivisione attuabile grazie al sistema di interconnessione tra le utenze, definendo alcuni parametri per quantificare il raggiungimento di questo obiettivo.

Franco e Versace, invece, dopo un'analisi critica della effettiva affidabilità dei singoli indicatori di prestazione impiegabili per sistemi CHP-DHN e dell'influenza dei sistemi di incentivazione sul dimensionamento di questi ultimi [12], hanno proposto un metodo di ottimizzazione della gestione volto alla massimizzazione della percentuale di produzione in cogenerazione dell'energia termica erogata alle utenze [23].

Nonostante l'apparente ampia disponibilità di studi e metodologie per la progettazione ottimizzata di impianti CHP, molti dei metodi analizzati si correlano con particolari situazioni applicative e tipologie impiantistiche, ed è spesso difficile individuare elementi di carattere più generale che possano essere estrapolati facilmente anche in contesti diversi da quelli analizzati dai singoli autori.

6

Nei numerosi studi prodotti sul tema qui affrontato sono vari gli approcci di volta in volta adottati: ciascuno di essi indaga alcuni aspetti rilevanti associati ai sistemi cogenerativi, cercando di proporre delle ottimizzazioni dei componenti del sistema o dei criteri di progettazione specifici legati a determinati contesti.

Ciò che è necessario è l'unione di tutti questi approcci sotto un unico metodo di studio dei sistemi CHP-DHN: l'interesse dovrebbe passare dall'attuale visione ravvicinata e dettagliata ad una visione più ampia e generale, che coinvolga tutti gli aspetti positivi emersi dagli studi disponibili per racchiuderli sotto una comune metodologia di analisi.

L'idea è quella di partire da una visione di sistema e sviluppare la progettazione per gradi, con l'obiettivo di individuare da subito le direzioni di volta in volta migliori e scartando le soluzioni evidentemente non ottimali. Un approccio di questo tipo garantisce un migliore sviluppo della progettazione nelle fasi successive e riduce la necessità di interventi a seguito della realizzazione, nell'arco della vita utile, con modifiche impiantistiche e con la definizione di nuove strategie operative.

In sostanza, si dovrebbe riuscire a passare dall'analisi funzionale ai singoli obiettivi a studi multi-obiettivo e multi-livello, guidati dalla ricerca di soluzioni ottimali secondo molteplici punti di vista e allo stesso tempo sviluppando la progettazione su più piani, a partire da un livello generale fino a scendere al progetto di dettaglio e alla determinazione delle strategie operative.

A seguito dell'analisi della letteratura svolta e dei problemi individuati, l'obiettivo di questo lavoro è quindi quello di fornire una metodologia di progettazione ottimizzata multi-obiettivo, di carattere energetico ed economico, applicabile ai sistemi CHP-DHN a vari livelli di progettazione. In particolare, tale metodologia si pone in un approccio generale alla valutazione delle potenzialità applicative, alla progettazione di dettaglio e alla scelta della logica operativa di questo tipo di sistemi, e vuole costituire un approccio integrato alla progettazione in tutte le sue fasi.

Il modo in cui la metodologia si sviluppa è basato sull'idea di assegnare un costo di penalizzazione alle irreversibilità, così da produrre un'analisi economica del sistema CHP-DHN in cui la degradazione energetica assuma un peso economico e vada dunque a costituire una voce di costo. In particolare, nella fase applicativa, si agisce articolando in maniera più dettagliata la trattazione, andando a definire tre diversi costi specifici delle irreversibilità:

 una prima espressione per la penalizzazione della degradazione energetica condizionata dal tipo di tecnologia impiegata e dalla sua modalità di funzionamento;

7

 una seconda espressione, derivante da una opportuna modifica della precedente, legata alle irreversibilità prodotte da unità di generazione termica ausiliarie;

 una terza espressione di costo inerente alle irreversibilità associate all'energia elettrica prelevata dalla rete nazionale per soddisfare le esigenze di carico nei momenti di produzione elettrica non sufficiente da parte del CHP.

L'approccio adottato nella formulazione di questa metodologia è legato alla necessità di poter fornire, come parametro di valutazione e confronto, un elemento che possa accomunare qualsiasi tecnologia, taglia e caratteristica impiantistica, qui individuato nella forma di un indicatore economico, il quale sia, tuttavia, generato in maniera opportuna attraverso una valutazione in termini energetici.

Il capitolo 1 esegue un'analisi di quello che è lo stato attuale delle tecnologie di cogenerazione e teleriscaldamento e la diffusione dei sistemi CHP-DHN a livello internazionale, con un focus sul caso italiano e su quello di alcuni Paesi virtuosi; parallelamente, vuole mettere in evidenza alcuni aspetti legati alle incentivazioni economiche di questi sistemi, che ne hanno condizionato lo sviluppo.

Il capitolo 2 propone in primo luogo un'osservazione degli attuali metodi di progettazione di sistemi CHP-DHN; in seguito effettua un'analisi della letteratura scientifica in merito alle metodologie proposte per la progettazione e la gestione di questi, per introdurre poi, nella sua parte conclusiva, una nuova logica di progettazione di sistemi cogenerativi per teleriscaldamento articolata su tre livelli: progetto di sistema, progetto nominale e progetto operativo.

Il capitolo 3 approfondisce gli aspetti legati agli andamenti delle domande elettrica e termica di varie tipologie di utenze ed analizza i benefici derivanti dall'operazione di clustering, proponendo un metodo generale per la quantificazione dei vantaggi ottenibili dall'uso di questo strumento.

Il capitolo 4 sviluppa la metodologia di ottimizzazione oggetto principale di questo lavoro. In prima istanza vengono analizzati i metodi di ottimizzazione multi-obiettivo ed i relativi i criteri di risoluzione esistenti in letteratura; l'ottimizzazione viene dunque applicata al contesto della cogenerazione per teleriscaldamento, attraverso la modellazione di un metodo di analisi energetica ed economica dei sistemi, guidata dall'obiettivo di eliminare le imperfezioni che caratterizzano i metodi di progettazione odierni.

Il capitolo 5 applica la metodologia proposta a due casi studio: un primo caso, di tipo più generale, indaga la configurazione ottimale da implementare in funzione di un carico elettrico

8

e due carichi termici precedentemente scelti; un secondo caso, più specifico, prende in considerazione un impianto esistente e ne analizza i limiti legati al tipo di funzionamento adottato, proponendo un'analisi energetica ed economica di alcune soluzioni alternative per la modulazione dello stesso in funzione di un ipotetico carico termico da soddisfare.

9

1. Cogenerazione e teleriscaldamento: tecnologie e diffusione

1.1. Tecnologie di cogenerazione

La cogenerazione può trovare un suo sviluppo attraverso varie tecnologie. Una prima distinzione da fare è quella tra cogenerazione per recupero termico e cogenerazione dedicata. Nel primo caso si parla di recuperare il calore di scarto di processi industriali che andrebbe altrimenti perso ed utilizzarlo ai fini dell'alimentazione di utenze sia industriali che di altro tipo che presentino un fabbisogno termico. In questo modo sono nati anche impianti di cogenerazione dal riadattamento di impianti termoelettrici tradizionali a fonti fossili adibiti inizialmente alla sola produzione elettrica.

Nel caso della cogenerazione dedicata, la progettazione di un impianto avviene da subito nell'ottica della produzione combinata di energia elettrica e termica. Le tecnologie di generazione impiegate sono diverse e la scelta di quale di esse impiegare è funzione di vari aspetti, tra cui l'ordine di grandezza della taglia prevista, il tipo di utenza termica, ecc.

Nel grafico di Fig. 1.1 è rappresentato l'andamento dell'efficienza complessiva di generazione termica ed elettrica in produzione da sistemi separati, confrontata con valori tipici delle varie tecnologie di cogenerazione.

Fig. 1.1: confronto tra efficienza complessiva in generazione separata e in cogenerazione e valori tipici del rapporto Pel/Pth di funzionamento delle varie tecnologie (SHP=Separate Heat and Power; GT=Gas Turbine;

10

Come si vede, la tecnologia CHP consente un incremento dell'efficienza complessiva. Il grafico, tuttavia, mette in luce anche le diversità riscontrabili a seconda del motore primo scelto per quanto riguarda il campo di funzionamento legato al rapporto tra potenza elettrica e termica.

Il grafico in Fig. 1.2 mostra un simile confronto per quanto riguarda tecnologie di micro-cogenerazione.

Fig. 1.2: confronto delle efficienze elettrica e termica per unità di micro-cogenerazione ed analisi del rapporto Pel/Pth (C=Pel/Pth; ICE=Internal Combustion Engine; MGT=Micro Gas Turbine; SE=Stirling Engine;

MRC=Micro Rankine Cycle) [25].

Nel seguito si esegue un focus sulle tecnologie di cogenerazione oggi disponibili e sulle loro principali caratteristiche.

1.1.1. Turbine a vapore

Le turbine a vapore hanno taglie che spaziano da qualche decina fino a diverse centinaia di MW. Gli impianti con TV hanno la caratteristica di poter impiegare combustibili di basso pregio, e quindi sono molto versatili dal punto di vista della fonte energetica. Inoltre, a seconda dell'utenza e degli scopi per cui essa richiede calore, questo tipo di impianti consente ampia libertà di scelta tra pressioni e temperature del fluido vettore da distribuire.

A tale proposito, si distinguono le tipologie a contropressione e a condensazione con spillamento di vapore. Nel primo caso è possibile effettuare l'espansione in turbina in maniera

11

tale da ottenere all'uscita di essa un fluido nelle condizioni termodinamiche richieste. Nel secondo caso, si agisce tramite gli spillamenti sia sulle proprietà termodinamiche che sulla portata di vapore da destinare all'utenza.

Per turbine a condensazione è intrinseca la caratteristica di un recupero termico a bassa temperatura, in quanto nella fase di passaggio di stato siamo a temperature piuttosto basse (tipicamente 38÷50 °C). Tuttavia, gli impianti a vapore in generale consentono di alimentare utenze aventi richieste diverse in relazione alle caratteristiche del fluido vettore, perché agendo proprio sull'entità degli spillamenti in un caso e sulle proprietà di fine espansione nell'altro si ha ampia scelta a livello progettuale.

Seppur avendo diversi vantaggi legati alla possibile alimentazione di utenze di vario tipo, e pur essendo caratterizzati da una flessibilità piuttosto buona, gli impianti a vapore sono vincolati da tempi di risposta alle variazioni di carico non trascurabili, per cui si può dire che alla loro modulabilità (funzionamento anche a carichi molto ridotti) non si accompagna la facilità e convenienza in una frequente variazione del regime di funzionamento per allinearsi con le variazioni della domanda.

1.1.2. Turbine a gas

Anche in questo caso si ha a che fare con taglie che possono raggiungere fino alle centinaia di MW. Uno dei principali vantaggi di impianti turbogas, com'è noto, è la rapidità nella fase d'accensione. Inoltre, questo tipo di tecnologia, rispetto ad altre, consente di raggiungere temperature anche piuttosto elevate del fluido destinato all'utenza termica, e quindi di fornire un fluido adatto ad alimentare anche processi industriali particolari.

Tuttavia, è altrettanto noto che per turbine a gas è necessario impiegare combustibili pregiati, dunque da questo punto di vista le TG si differenziano dalle TV, per le quali è impiegabile qualunque tipo di combustibile.

Un altro aspetto negativo delle turbine a gas è che non sono indicate per un funzionamento con frequenti starts and stops, a causa del forte decadimento delle prestazioni che si ha ai bassi carichi, e dunque anche nei transitori.

Esistono sistemi di micro-cogenerazione che impiegano micro-turbine a gas, con taglie sui 30÷200 kW. In questo caso si riescono ad ottenere rendimenti elettrici minori rispetto a normali impianti turbogas, tuttavia migliora l'adattabilità dell'unità di cogenerazione a contesti in cui la densità di domanda termica a disposizione nelle vicinanze dell'impianto risulti limitata. Infatti, laddove l'impiego di un turbogas tradizionale non troverebbe giustificazione

12

dal punto di vista di una buona efficienza energetica complessiva, è possibile ricorrere ad impianti su scala ridotta.

Fig. 1.3: sezione di generazione di una unità CHP con microturbina a gas [26].

1.1.3. Cicli combinati

Per le caratteristiche degli impianti a ciclo combinato, i CHP che fanno riferimento a questa tecnologia hanno dimensioni piuttosto elevate, con potenze anche di centinaia di MW. I cicli combinati nascono in primo luogo per incrementare al massimo l'efficienza elettrica, quindi va osservato che un impianto cogenerativo che funzioni con questa tecnologia deve o presentare una domanda di calore a bassa temperatura, oppure rinunciare in parte all'effetto positivo suddetto per lasciar spazio ad una potenzialità maggiore dal lato termico.

Va tuttavia considerata la possibilità di utilizzare la presenza di un bottom cycle come mezzo per fronteggiare le variabilità nel carico termico, ossia l'ipotesi di far funzionare la produzione elettrica a mezzo di vapore soltanto quando il vapore ottenuto dal calore residuo dei fumi uscenti dalla turbina a gas non sia destinabile al teleriscaldamento.

13

Fig. 1.4: impianto cogenerativo a ciclo combinato di Klamath Falls, Oregon (USA). Questo impianto ha una potenza nominale di 506 MW ed ospita due turbine a gas e una turbina a vapore; il vapore prodotto viene inviato

ad uno stabilimento industriale dedicato alla lavorazione del legno [27].

14

1.1.4. Turbine ORC

Gli impianti a fluido organico si attestano su taglie inferiori a quelle di turbine a vapore tradizionali, ossia da qualche kW alle decine di MW. Infatti, come è noto, le proprietà fisiche dei fluidi organici consentono di realizzare macchine a costi contenuti anche per taglie piuttosto piccole, al contrario del vapore, che presenta complicazioni progettuali notevoli al di sotto di certe potenze nominali.

Grazie alle proprietà dei fluidi organici, questo tipo di impianti si abbina bene a fonti rinnovabili, caratterizzate da una densità energetica ridotta rispetto a quelle tipiche dei combustibili fossili.

Fig. 1.6: esempio di applicazione ORC per teleriscaldamento della casa costruttrice Turboden (la caldaia non è mostrata nella vista 3D qui proposta) [29].

1.1.5. Motori a combustione interna

Hanno una varietà di taglie, dalla decina di kW a qualche MW, e trovano largo impiego per la loro flessibilità di funzionamento. Il recupero termico da questo tipo di generazione viene fatto attraverso il raffreddamento del motore stesso, dell'olio lubrificante e tramite il prelievo dell'energia residua contenuta nei fumi di scarico. Questa tripla sorgente di calore dà luogo alla possibilità di una differenziazione dell'energia termica disponibile: infatti, dalla temperatura dei fumi di scarico si può ottenere un fluido vettore ad alta entalpia, mentre i raffreddamenti di motore ed olio consentono un recupero a bassa temperatura.

15

Fig. 1.7: vista della sezione di generazione di un impianto cogenerativo alimentato da un motore a combustione interna [30].

La Fig. 1.8 mostra un esempio di motore a combustione interna per cogenerazione, con le relative temperature di recupero del calore nelle varie sezioni.

Per i motori a combustione interna sovralimentati è possibile prevedere anche un recupero di calore dall'intercooler. In tal caso si recupera l'energia termica in due fasi, una per ciascuno stadio dell'intercooler. Tuttavia, per applicazioni di cogenerazione l'entità di questa energia risulta di interesse limitato.

Di per sé, il rendimento elettrico raggiungibile con questo tipo di motore primo è già migliore di quello ottenibile, ad esempio, con una microturbina a gas. Inoltre, la necessità comunque intrinseca di raffreddare il motore rende naturale l'idea di recuperare il calore dal fluido di raffreddamento. Complessivamente, da questo tipo di tecnologia si riescono a raggiungere i rendimenti maggiori.

L'impiego di MCI è possibile anche con biogas come combustibile di alimentazione, il che li rende ben associabili anche ad impianti come, ad esempio, quelli di trattamento di biomasse per produzione di biogas da fonte rinnovabile.

Il limite principale imposto da questa tecnologia è il fatto che la disponibilità di energia termica è fortemente vincolata al regime di produzione elettrico: se il motore lavora a potenza ridotta, anche l'entità del recupero sarà ridotta; dunque, il rapporto tra potenza elettrica e termica risulta poco variabile.

16

Fig. 1.8: esempio di applicazione CHP-DHN con temperature di recupero del calore ai vari livelli [31].

1.1.6. Celle a combustibile

Costituiscono una tecnologia più recente, e si attestano in generale su taglie inferiori al MW (anche se in taluni casi possono raggiungere qualche decina di MW), per cui si rivelano adeguate all'utilizzo in ambito domestico o in piccoli aggregati di utenze residenziali; in alcuni casi vengono impiegate in sistemi ibridi, ad esempio in accoppiamento con turbogas.

17

1.2. Tecnologie di cogenerazione per sistemi di teleriscaldamento

Dopo le osservazioni fatte nei precedenti paragrafi riguardo alle varie tecnologie oggi disponibili per produzione combinata di energia elettrica e termica, è opportuno fare la seguente considerazione. Per sistemi CHP per teleriscaldamento, a causa delle peculiarità di quest'ultimo (di cui avremo modo di parlare nel corso di questo lavoro), alcune tecnologie risulteranno ben applicabili, con opportune valutazioni caso per caso, mentre altre si riveleranno meno adeguate.

Infatti, in un sistema di teleriscaldamento per usi civili/residenziali sono individuabili le seguenti caratteristiche principali:

 deve svilupparsi in un'area concentrata per limitare le perdite termiche nella distribuzione;

 richiede calore a bassa temperatura;

 ha una domanda termica da soddisfare che è soggetta a importanti fluttuazioni sia giornaliere che stagionali.

Questi sono solo alcuni degli aspetti tipici di DHN, ma rendono immediata l'osservazione che non tutte le tecnologie risulteranno adeguate e convenienti allo scopo. Quelle attualmente più diffuse sono i motori a combustione interna, le microturbine a gas e qualche ORC abbinato con biomasse solide. Anche quella delle celle a combustibile, seppur abbastanza nuova come tecnologia, può rivelarsi adeguata a questo tipo di sistemi.

Al contrario, spesso non si sono rivelate adatte tecnologie come turbine a vapore o cicli combinati, ma neanche turbine a gas semplici, in quanto si ha a che fare con taglie piuttosto elevate e con efficienze ai bassi carichi ed inerzie di sistema non conciliabili con le fluttuazioni dei carichi termici in gioco. Al più, per determinati tipi di carico, può risultare accettabile l'utilizzo di piccole turbine a vapore.

1.3. Struttura di una rete di teleriscaldamento

Una prima analisi delle reti di teleriscaldamento può essere eseguita basandosi sul loro sviluppo storico: sono state definite quattro generazioni di teleriscaldamento.

La prima generazione è individuata nel periodo che va dalla nascita dei primi sistemi di teleriscaldamento negli USA, risalente agli anni '80 del XIX secolo, fino a circa il 1930; la seconda è collocata negli anni 1930÷1980. La terza generazione è quella attuale, che secondo la visione di Lund et al. [5] è destinata a lasciare il posto, intorno al 2020, alla quarta, di cui