5. Scelta della tipologia dell’impianto di cogenerazione

5.

Scelta della tipologia dell’impianto di cogenerazione

5.1. Introduzione sugli impianti di cogenerazione

Nelle tecnologie impiegabili per la realizzazione di cicli termodinamici, la frazione di calore che deve necessariamente essere riceduta dal ciclo è quasi sempre maggiore della frazione convertita in elettricità o lavoro, cosicché l'energia termica non utilizzata risulta sovente superiore all'energia elettrica o meccanica utile.

Essendo l'energia termica una forma di energia ampiamente richiesta, ne deriva la possibilità di impiegare lo “scarto” di un ciclo di potenza come calore utile per il riscaldamento o per svariati processi industriali.

In tal caso, il sistema che produce tanto elettricità (o potenza meccanica) quanto calore utile prende il nome di sistema di cogenerazione.

La cogenerazione consiste pertanto nell'impiego utile di un qualcosa, il calore scaricato da un ciclo di potenza, che risulterebbe altrimenti inutilizzato. La riduzione degli "scarti" consente la sostanziale diminuzione, a parità di servizio reso all'utenza, dei consumi di energia primaria.

Tuttavia l'applicazione pratica del concetto apparentemente semplice di cogenerazione può diventare difficoltosa, se non impossibile, a causa di tre circostanze:

q incongruenza tra le caratteristiche del calore reso disponibile dal ciclo di potenza ed il calore richiesto dalle utenze;

q sfavorevole ubicazione del ciclo di potenza rispetto alle utenze di calore;

q sfasamento temporale delle richieste di elettricità e calore.

I motori primi per i quali esiste oggi una consolidata esperienza operativa in impianti di cogenerazione sono quattro:

q motori alternativi a ciclo Otto o Diesel;

q turbine a gas;

q turbine a vapore;

q impianti a ciclo combinato turbina a gas/turbina a vapore.

Turbine a vapore e cicli combinati sono tipologie impiantistiche di potenza elevata utilizzate in genere per applicazioni industriali, mentre le prime due soluzioni consentono sviluppi su taglie inferiori quali quelle richieste nel settore del terziario.

I paramenti fondamentali che individuano il campo di applicazione della tecnologia di cogenerazione sono:

q la dimensione dell'impianto;

q il rapporto potenza elettrica/potenza termica;

q la temperatura alla quale deve essere fornito il calore;

q il combustibile utilizzabile;

q il rendimento;

q il costo dell’investimento.

Nel caso più generale, e frequente, di carichi e tariffe fluttuanti, il sistema di cogenerazione è chiamato a funzionare in condizioni variabili nel tempo.

E’ quindi particolarmente importante chiarire le modalità di regolazione dell’impianto, nella fattispecie i gradi di libertà nella variazione del rapporto elettricità/calore. Al riguardo, le tecnologie di cogenerazione possono essere suddivise nelle due classi seguenti:

q a un grado di libertà: motori, turbine a gas, turbine a vapore a contropressione, cicli combinati con turbina a vapore a contropressione, per i quali la definizione della potenza elettrica fissa necessariamente anche la potenza termica (o viceversa);

q a due gradi di libertà: turbine a vapore a condensazione e spillamento, cicli combinati con turbina a vapore a spillamento, turbina a gas a iniezione di vapore, per i quali il rapporto elettricità/calore generato può variare entro un campo molto ampio. In questo caso, potenza elettrica e termica generate possono essere fissate, entro certi limiti, indipendentemente l'una dall'altra.

Dal punto di vista dell'utilizzo del combustibile vi sono due discriminanti di cui bisogna tenere conto:

q modalità di combustione;

q limiti alle emissioni.

Grazie alla combustione esterna, il ciclo a vapore è il più flessibile; al contrario, la combustione interna ed il funzionamento continuo vincolano la turbina a gas all’uso di combustibili pregiati. In definitiva:

q per i motori a ciclo Otto sono necessari combustibili gassosi o liquidi di qualità medio/alta. I motori Diesel sono molto più flessibili, poiché possono utilizzare anche oli pesanti, ma al peggiorare della qualità del combustibile aumentano sostanzialmente le spese di manutenzione;

q per le turbine a gas e nei cicli combinati sono indispensabili combustibili di ottima qualità, in pratica solamente gas naturale e gasolio.

5.2. Principali tipologie di impianti utilizzabili per la cogenerazione

5.2.1.

I motori alternativi a ciclo Otto e Diesel costituiscono la tecnologia dominante nel campo delle piccole potenze, da pochi KW fino a qualche MW. Questo tipo di macchina è stata sviluppata ed ha sperimentato eccezionali progressi di prestazioni e di affidabilità come propulsore per i mezzi di trasporto; i primi successi commerciali risalgono alla fine del secolo scorso.

La lunga "storia" del motore alternativo fa sì che esso, al pari dei cicli vapore e a differenza delle turbine a gas, rappresenti una tecnologia più che "matura” per la quale non sono presumibili per il futuro sostanziali ulteriori progressi.

La classificazione più naturale di questi motori dipende dal tipo di ciclo termodinamico realizzato:

q motori Otto o ad accensione comandata, nei quali la fase di combustione avviene in seguito all'innesco di una energia esterna;

q motori Diesel o ad accensione spontanea, nei quali la fase di combustione avviene a pressione pressoché costante senza necessità di innesco.

Vista l’enorme diffusione di questi motori come propulsori per mezzi di trasporto, le caratteristiche costruttive di questa tecnologia sono ben note e non saranno qui richiamate; si sottolinea comunque come essi rivestano un ruolo fondamentale anche in una serie di applicazioni stazionarie quali:

q gruppi elettrogeni di emergenza;

q generazione di elettricità in siti remoti;

q cogenerazione di piccola - media potenza.

Elementi distintivi delle applicazioni stazionarie di questa tecnologia sono:

a) grandissima flessibilità e affidabilità ottenuta mediante il trasferimento dell'enorme esperienza accumulata nella propulsione;

c) rendimenti elettrici elevati: dal 20-25% delle macchine da qualche decina di KW al 40% e oltre per i motori Diesel da diverse centinaia di KW;

d) facilità nel reperimento di servizi e di personale per la manutenzione, grazie alla capillare diffusione delle versioni automobilistiche che richiedono pratiche concettualmente simili;

e) costi di manutenzione molto più elevati delle altre tecnologie per impianti fissi. L'onere della manutenzione è proprio l'elemento fondamentale che, per taglie superiori a qualche MW, impone il passaggio ad altre tecnologie basate su turbomacchine;

f) emissioni piuttosto elevate di tutti i maggiori macro- inquinanti di interesse normativo, nonostante sotto questo aspetto siano stati compiuti negli ultimi anni progressi molto significativi;

g) vasta diffusione della sovralimentazione, che consente di aumentare le potenze specifiche (KW per unità di cilindrata) e quindi ridurre i costi.

Nelle applicazioni mobili, l'opportunità di impiegare combustibili con elevata densità di potenza ha imposto l'uso di carburanti liquidi. Nelle applicazioni fisse trova invece vasto impiego il gas naturale, che grazie alle sue eccezionali caratteristiche qualitative consente di attenuare significativamente il problema delle emissioni, oltre che di beneficiare di condizioni economiche di fornitura spesso vantaggiose e di consentire una non trascurabile riduzione dei costi di manutenzione ed un aumento della vita del motore.

Per motori Otto l’impiego del gas naturale non richiede modifiche concettuali, se non le ovvie modifiche al sistema di alimentazione. Per motori Diesel le modifiche sono invece più consistenti, poiché la modestissima infiammabilità del metano (il costituente principale del gas naturale) rende molto difficile l’autoaccensione del combustibile. Per questo motivo è necessario iniettare il gas naturale insieme ad una frazione (tipicamente il 5-10%) di gasolio od olio combustibile per innescare la combustione.

Le sorgenti di calore potenzialmente impiegabili per la cogenerazione sono quattro:

q i gas di scarico che rappresentano la sorgente termodinamicamente più pregiata, in quanto sono disponibili a temperatura piuttosto elevata, all'incirca tra 400 e 500°C. Come tali essi consentono, tra l'altro, la produzione di vapore di media pressione. Tipicamente, è ascrivibile ai prodotti di combustione il 30-35% del potere calorifico liberato dal combustibile;

q l’acqua di raffreddamento: ad essa è ascrivibile il 10-20% dell’input termico. Esso è reso disponibile a temperature inferiori a 100°C. E' impiegabile utilmente per la produzione di acqua calda, ma ovviamente non per la produzione di vapore;

q l’olio lubrificante: anch'esso disponibile a bassa temperatura - tipicamente 75-90°C – per una quota quantificabile tra il 4 e il 7% del globale;

q l’aria di sovralimentazione: è disponibile ovviamente solo nel caso di motori turbocompressi. Per ridurre il lavoro di compressione nel cilindro, l'aria in arrivo dal sistema di sovralimentazione viene normalmente raffreddata fino a 60-80°C. Il calore recuperabile attraverso questo raffreddamento è dello stesso ordine di grandezza di quello recuperabile dall'olio di lubrificazione.

In definitiva, il calore recuperabile a bassa temperatura si aggira attorno al 25% dell'input termico, a fronte del 30-35% disponibile nei gas di scarico.

Figura 5.1 - Diagramma di Sankey relativo al bilancio di energia a pieno carico per un motore a combustione interna ad accensione per compressione a 4 tempi sovralimentato.

I motori alternativi rientrano nella classe delle macchine "a un solo grado di libertà", per le quali la sola regolazione possibile è quella della potenza elettrica. Una volta fissata la potenza elettrica, il calore utile prodotto può essere variato solamente "in negativo” dissipando all’ambiente una parte del calore altrimenti recuperato.

5.2.2.

La turbina a gas è un motore costituzionalmente molto adatto per la cogenerazione: dai gas combusti scaricati dalla turbina è agevole recuperare calore per l'utilizzo diretto in un processo industriale o per la generazione di un fluido termovettore in una caldaia a recupero.

Nonostante queste positive caratteristiche, solo negli ultimi 10-15 anni la turbina a gas ha acquisito una posizione significativa nel campo della cogenerazione, più in generale nella produzione di potenza in impianti fissi.

L'acquisizione di tale posizione è stata il frutto di imponenti sforzi di ricerca e di sviluppo che hanno migliorato sostanzialmente le prestazioni e l'affidabilità di questa macchina, modificando radicalmente il panorama tecnologico di tutto il settore energetico.

Strutturalmente, la turbina a gas in ciclo semplice e “aperto” (ovvero con scarico dei gas combusti all'atmosfera) è una macchina molto compatta e leggera, poiché gli organi costitutivi sono limitati alle turbomacchine e alla sezione di combustione: mancano totalmente i dispositivi di scambio termico, poiché l'energia primaria per il ciclo viene liberata nel combustore all'interno dello stesso fluido di lavoro. Le dimensioni sono significativamente inferiori a quelle del solo turbogruppo di una centrale a vapore di pari potenza; il rapporto peso/potenza è circa

10-20 kg/kWe per le macchine di derivazione aeronautica, e raggiunge al più i 100 kg/kWe per alcune macchine industriali di piccola potenza. Questa compattezza, che ha decretato il successo incontrastato della turbina a gas in campo aeronautico, comporta numerosi vantaggi anche in campo industriale:

q possibilità di installazione in spazi limitati;

q facile trasportabilità e montaggio in fabbrica anziché in cantiere;

q tempi di installazione e di realizzazione dell'impianto drasticamente inferiori a quelli di una centrale a vapore;

q irrilevanza della disponibilità di acqua di raffreddamento;

q costo di investimento molto limitato.

Un altro capitolo fondamentale dell'evoluzione tecnologica delle turbine a gas riguarda il contenimento delle emissioni.

Vista l'assoluta necessità di disporre di combustibili di qualità come gas naturale o gasolio, non esistono per i turbogas problemi di emissioni di polveri, fuliggine o ossidi di zolfo. L'unico vero problema è costituito dagli ossidi di azoto, per i quali la turbina a gas si trova effettivamente in una condizione di svantaggio. Nonostante questo contesto di penalizzazione, il progresso tecnologico registrato anche in questo ambito negli ultimi tempi ha consentito di cogliere risultati di grandissimo rilievo. A fronte delle emissioni tipiche di NOX di 150-300 mg/Nm3

(normalizzati al 15% di ossigeno ne i fumi secchi) delle turbine di prima generazione, le macchine moderne riescono a contenere le emissioni di ossidi dì azoto entro 25-50 mg/Nm3. Queste prestazioni sono ottenibili con combustori e bruciatori speciali, detti Dry-Low-NOX (DLN), forniti ormai da tutti i principali costruttori.

In tutti i casi, la riduzione della produzione di ossidi di azoto termici è ottenuta controllando la temperatura massima della fiamma; a sua volta questo controllo è ottenuto realizzando fiamme parzialmente o totalmente premiscelate invece delle usuali fiamme a diffusione.

In alternativa all'impiego dei costosi combustori DLN, il contenimento delle emissioni di ossidi di azoto può essere ottenuto con due strategie alternative:

a) Iniezione di acqua o vapore nel combustore. In questo modo diminuisce la temperatura di fiamma e quindi la produzione di NOX. Le implicazioni di questa strategia sono duplici: (i) aumento della potenza erogata dal turbogas; (ii) possibile aumento delle emissioni di CO e incombusti. Il primo effetto apre la strada ad una serie di varianti del ciclo a gas nel quale l'iniezione di vapore o acqua non è attuata tanto per ridurre le emissioni, bensì per realizzare un vero e proprio “ciclo misto” gas - vapore. Il secondo effetto impedisce di spingere l'iniezione di acqua o vapore oltre un certo limite, oltre il quale la riduzione di NOX sarebbe accompagnata da intollerabili emissioni di CO e incombusti.

b) Installazione di un reattore catalitico “SCR” per la riduzione degli NOX a N2 (mediante

iniezione di ammoniaca o urea) a valle dello scarico della turbina a gas. In questo caso le emissioni di NOX possono essere ridotte a pochi mg/Nm3, a fronte tuttavia di un significativo aumento del costo dell’investimento e, soprattutto, degli oneri di gestione. La movimentazione dell'ammoniaca e la necessità di mantenere il reattore catalitico entro una “finestra di temperatura” piuttosto ristretta (320-380 °C) impongono inoltre notevoli appesantimenti e rigidità della gestione dell'impianto.

Nella soluzione impiantistica di base (quella senza iniezione di vapore), alla quale si conformano la maggioranza delle applicazioni, i prodotti della combustione scaricati dalla turbina entrano in un caldaia a recupero nella quale sono collocati fasci tubieri per il riscaldamento del fluido termovettore.

Nel caso di produzione di acqua calda, olio diatermico o altro fluido non soggetto a cambiamento di fase, la disposizione della caldaia è estremamente semplice, consistendo di un unico fascio tubiero; nel caso, più frequente, di produzione di vapore, la caldaia diventa più complessa.

Il recupero di calore non altera la potenza elettrica erogata dalla turbina a gas, se non per la piccola quota dovuta alle perdite di carico dei gas nella caldaia a recupero, che comportano una modesta contropressione allo scarico della turbina e quindi una piccola riduzione della potenza netta. L'indipendenza della produzione di elettricità dalla produzione di calore è una delle caratteristiche fondamentali della turbina a gas in versione cogenerativa, che sotto questo punto di vista si comporta in modo analogo al motore alternativo.

Una variante del ciclo di turbina a gas particolarmente interessante per applicazioni cogenerative è il ciclo con iniezione di vapore (STIG). Il vapore prodotto nella caldaia a recupero può essere inviato all'utenza termica o all'iniezione in camera di combustione, a seconda che nell'esercizio dell'impianto si voglia privilegiare la produzione termica o quella elettrica. Ciò consente una grande flessibilità di funzionamento.

5.2.3.

Gli impianti per la produzione combinata di energia elettrica e di calore con turbine a vapore possono ricondursi ai seguenti tipi fondamentali:

o a contropressione

o a derivazione e contropressione o e a condensazione e derivazione

Tutti anno in comune la possibilità di bruciare qualsiasi tipo di combustibile come carbone, olio combustibile, metano in quanto trattasi di impianti a combustione esterna per cui i prodotti della combustione, non costituendo il fluido motore, non attraversano la turbina e non possono comunque danneggiarla (18).

Impianti a contropressione

Il vapore evolvente nella turbina di potenza, in luogo di espandere fino alla pressione che vige normalmente nel condensatore, viene fatto lavorare fino alla pressione richiesta al vapore per l’impiego negli usi tecnologici.

Dal momento che in questi tipi di impianti la potenza prodotta dalla turbina è direttamente proporzionale alla quantità di vapore richiesta, istante per istante, dal processo tecnologico e dalle utenze proprie di centrale, ne consegue che la potenza elettrica producibile e la potenza termica sono tra loro rigidamente connesse, di conseguenza, il rapporto di cogenerazione risulta una costante. Normalmente tale rapporto si mantiene intorno a valori compresi tra 5 e 7 (18). Occorre rilevare che al diminuire del fabbisogno di vapore diminuisce la produzione di energia elettrica che risulta un sottoprodotto del vapore.

Impianti a derivazione e contropressione

Negli impianti a derivazione e contropressione invece risulta possibile variare entro certi limiti il rapporto di cogenerazione e nello stesso tempo mantenere elevato l’indice di sfruttamento del combustibile. Le caratteristiche del vapore prodotto (pressione e temperatura), l’indice di sfruttamento del combustibile e l’entità delle potenze installate sono molto simili a quelle degli impianti a contropressione pura e ne differiscono essenzialmente sia per quanto attiene all’entità del rapporto di cogenerazione che alla possibilità di modificarlo in relazione alle condizioni di esercizio dell’impianto.

Impianti a derivazione e condensazione

Negli impianti a derivazione e condensazione invece si può variare il rapporto di cogenerazione ampiamente variando la quantità di vapore spillato. Questo tipo di impianto si dimostra conveniente quando l’indice di cogenerazione sia basso (da 1,4 a 1,6) (18).

Dato che una notevole quantità di calore viene ceduta alla sorgente fredda nel condensatore, l’indice di sfruttamento del combustibile risulta minore rispetto ai casi precedenti.

5.2.4.

Caratteristiche del ciclo combinato

Il ciclo combinato è ormai la tecnologia più diffusa nei progetti di centrali di potenza (> 3.5 MW) di nuova realizzazione, viste le sue notevoli prestazioni in termini di efficienza e di riduzione degli impatti ambientali, a confronto con le tecnologie precedentemente utilizzate per la realizzazione di impianti di produzione di energia elettrica (cicli semplici).

Infatti deriva dall’impiego di due cicli semplici: il ciclo Brayton di una turbina a gas ed il ciclo Rankine di una turbina a vapore, uno in cascata all’altro.

L’adozione di questa tecnologia permette la produzione di energia con un grado di efficienza superiore a quello degli impianti a vapore convenzio nali: consente cioè di produrre oltre il 35% in più di energia elettrica, a parità di combustibile impiegato.

Nel ciclo combinato l’energia contenuta nel combustibile viene utilizzata per produrre i gas caldi (1.200°C) che azionano la turbina a gas. All’uscita della turbina a gas i fumi sono ancora molto caldi (590°C) e contengono dunque ancora una notevole quantità dell’energia del combustibile. Entrano così nella caldaia a recupero, nella quale trasferiscono al vapore (anziché all’ambiente) un’altra porzione dell’energia del combustibile. La rimanente energia, contenuta nei fumi (95°C), viene immessa nell’ambiente.

Della frazione di energia conferita al vapore una porzione contribuisce alla generazione di energia attraverso la turbina a vapore, la restante viene restituita all’ambiente attraverso il condensatore.

La migliore efficienza pone il ciclo combinato in posizione di vantaggio rispetto al ciclo a vapore convenzionale, sia per la maggiore quantità di energia trasformata in energia elettrica, sia per la

minore quantità di calore proveniente dalla frazione di energia primaria contenuta nel combustibile non convertita in energia utile, rendendo più semplice lo smaltimento di tale forma di energia (calore).

Nella Figura 5.2 sono confrontati il ciclo semplice a vapore, il ciclo aperto a gas ed il ciclo combinato.

FIGURA 5.2CONFRONTO FRA I CICLI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA

Rispetto a centrali convenzionali di produzione di energia elettrica - a parità di energia elettrica prodotta - il ciclo combinato presenta:

- vantaggi operativi - prestazioni ottimali

- tempi di costruzione contenuti - basso costo d'investimento - impatto ambientale limitato Vantaggi operativi

I vantaggi operativi di un Ciclo Combinato nei confronti di ogni altro tipo di impianto di produzione di energia elettrica sono ormai riconosciuti da lungo tempo.

Questi vantaggi possono essere riassunti nel seguente modo:

- avviamento veloce. I cicli combinati possono raggiungere il pieno carico da condizioni definite "hot" nel giro di 70 minuti e da condizioni di partenza a freddo in un tempo inferiore alle 3 ore;

- Aumento di sicurezza operativa con possibilità di avere un controllo dell'impianto completamente automatico. Questa possibilità può essere estesa anche a tutte le procedure di avviamento dei ciclo sia da caldo che da freddo;

- bassi costi operativi e di manutenzione. Prestazioni

Le centrali a ciclo combinato sono caratterizzate da un basso consumo specifico di combustib ile rispetto ad impianti a vapore di dimensioni comparabili. Valori tipici sono di 1500-1600 kcal/kWh basati sul potere calorifico inferiore e dipendenti dalle tipologie di turbina a gas adottata;

Le principali apparecchiature per la realizzazione di una centrale a Ciclo Combinato sono: la turbina a gas, la caldaia a recupero senza bruciatori ausiliari, la turbina a vapore, i generatori elettrici e i sistemi di controllo. Tutte queste apparecchiature sono molto affidabili e consentono all'impianto il raggiungimento di eccellenti prestazioni, come una disponibilità ( o affidabilità) maggiore del 90%.

La vita tecnica di un impianto a Ciclo Combinato è di 20-25 anni. Costo d'investimento

Anche se il costo di installazione di un impianto di generazione di energia elettrica può variare notevolmente in funzione dei tipo di installazione, della localizzazione dell'impianto e da altri fattori, si può affermare che un impianto di generazione di energia elettrica basato sul principio del ciclo combinato ha un costo di investimento inferiore rispetto a quello di ogni altro tipo di impianto termico, come si evince dal seguente elenco in cui si riporta il costo d'investimento rispetto al kilowatt installato:

ciclo combinato 300-400 Euro/kW

centrale a vapore a gas 360-570 Euro/kW centrale a vapore a carbone 770-1000 Euro/kW Tempi di costruzione

I tempi di costruzione di un impianto a ciclo combinato sono relativamente contenuti grazie all'alto grado di prefabbricabilità dei principali componenti dell'impianto che consentono la realizzazione dell'opera in meno di 30 mesi.

Il ridotto tempo di costruzione dell'impianto comporta, ovviamente, numerosi vantaggi tra cui la possibilità di minimizzare gli oneri dovuti a esborsi di capitale prolungati nel tempo e la possibilità di ridurre gli errori di previsione sulle necessità di energia elettrica nelle aree interessate (è breve infatti l'intervallo fra la decisione a procedere e la messa in attività della centrale a Ciclo Combinato).

Emissioni di inquinanti nei fumi di combustione

Le turbine a gas utilizzate nei cicli combinati possono avere differenti sistemi per il contenimento delle emissioni di NOx, composti presenti nei fumi in uscita dalla caldaia a seguito della necessaria presenza di aria nella camera di combustione; a causa dell'alta temperatura si formano infatti ossidi di azoto dall'azoto elementare normalmente presente nell'aria. Il parametro che maggiormente influenza la produzione di NOx è la temperatura della fiamma in camera di combustione della turbina a gas.

Sono disponibili differenti sistemi di contenimento delle emissioni di NOx dalle turbine a gas, quali: iniezione di H20/vapore e combustori DLN (bruciatori a bassa formazione di NOx). Tali

sistemi garantiscono concentrazioni di NOx compatibili con i limiti previsti dalle normative di settore presenti nei vari Paesi.

I vantaggi rispetto agli altri sistemi disponibili (iniezione di H20/vapore) sono:

- efficienza dei ciclo combinato più elevata;

- minor consumo di acqua demineralizzata e, quindi, minor impatto sulla risorsa idrica;

- frequenza degli interventi di manutenzione sui combustori ridotta dei 30-50%

Da quanto detto sopra è evidente che se si dispone di combustibile a basso costo, mentre l'energia elettrica costa molto, sarebbe opportuno investire in tipi di impianto con un alto indice di utilizzazione elettrica del combustibile così come si ha, ad esempio, negli impianti a ciclo combinato.

Ciclo combinato con caldaia a recupero con bruciatori ausiliari (Exhaust Fired Cycle)

In questi impianti i gas caldi scaricati dalla turbina a gas, che contengono ancora un elevato contenuto di ossigeno (16 % - 18 % in peso), vengono inviati in un generatore di vapore di tipo radiante munito di bruciatori nei quali viene bruciato del combustibile addizionale utilizzando l’ossigeno presente nei gas di scarico. In tal caso la pressione e la temperatura del vapore possono raggiungere anche 100 bar e 510 °C rispettivamente.

E’ opportuno osservare che l’adozione della post combustione consente, per date sezioni a gas e a vapore, di ottenere valori diversi del rapporto fra le potenze erogate dalle due sezioni in dipendenza del grado di post combustione con conseguente elevata flessibilità progettuale e di esercizio. La postcombustione viene utilizzata in particolare quando c’è la necessità di coprire punte di energia elettrica, oppure quando il ciclo combinato è integrato in un impianto di cogenerazione, ad esempio di teleriscaldamento, che nel periodo estivo produce quasi esclusivamente energia elettrica, mentre le punte di fabbisogno di calore d’inverno sono soddisfatte con la postcombustione.

Questi impianti offrono la possibilità di utilizzare come combustibile per la postcombustione le biomasse o combustibili fossili meno pregiati come oli pesanti e carbone naturale, consentendo di diversificare strategicamente le fonti primarie di energia, ottenendo così ulteriori vantaggi in senso economico, militare ed ecologico.

Il ciclo combinato e la cogenerazione

Così come nel caso di cogenerazione con impianto a vapore anche nel caso di cogenerazione mediante impianti combinati si possono avere i seguenti tipi di impianti:

o a contropressione,

o a derivazione e contropressione, o a condensazione e derivazione. Impianti a contropressione

Negli impianti a contropressione il vapore evolvente ne lla turbina di potenza, in luogo di espandere fino alla pressione che vige normalmente nel condensatore (0,05 – 0,2 ata), viene fatto lavorare fino alla pressione Pu richiesta al vapore per l’impiego negli usi tecnologici. Tali

impianti sono caratterizzati da valori dell’indice di utilizzazione termica Ut fino a 4 e da valori

molto elevati del rendimento relativo alla produzione di energia elettrica. Ovviamente impianti di questo tipo sono caratterizzati da un rapporto di cogenerazione rigido (18).

figura 5.3

Impianti a derivazione e condensazione

Negli impianti a derivazione e condensazione invece si può variare il rapporto di cogenerazione ampiamente variando la quantità di vapore spillato. Questo tipo di impianto si dimostra conveniente quando l’indice di cogenerazione sia basso (valori tipici intorno a 0,8).

Dato che una notevole quantità di calore viene ceduta alla sorgente fredda nel condensatore, risulta basso l’indice di sfruttamento del combustibile (18).

figura 5.4 Esempio di impianto a derivazione e condensazione 2,43 KW 100% 0,05 KW 2% 0,24 KW 10% 0,24 KW 10% 0,90 KW 37% 0,24 KW 10% 0,76 KW 31% 1 KW 41% Potenza elettrica generata dalla turbina a gas Potenza elettrica generata dalla turbina a vapore Calore recuperato dai fumi del turbogas Perdite per irraggiamento Perdite al camino Perdite al condensatore Calore recuperato

figura 5.5 Diagramma di Sankey relativo al bilancio di energia per un impianto di cogenerazione con ciclo combinato a derivazione e condensazione.

Come si vede dal diagramma di Sankey, il ciclo combinato mediamente impiega 2,43 kW del combustibile, per ottenere 1 kW di energia elettrica (rendimento 41%), e 0,9 kW di energia termica per un rendimento complessivo pari al 78%.

Impianti a derivazione e contropressione

Negli impianti a derivazione e contropressione invece risulta possibile variare entro certi limiti il rapporto di cogenerazione e nello stesso tempo mantenere elevato l’indice di sfruttamento del combustibile. Le caratteristiche del vapore prodotto (pressione e temperatura), l’indice di sfruttamento del combustibile e l’entità delle potenze installate sono molto simili a quelle degli impianti a contropressione pura e ne differiscono essenzialmente sia per quanto attiene all’entità del rapporto di cogenerazione che alla possibilità di modificarlo in relazione alle condizioni di esercizio dell’impianto (18).

5.2.5.

La descrizione degli impianti di cogenerazione riportata nei precedenti paragrafi ovviamente è molto semplificata e volta soltanto a dare dei valori orientativi di riferimento sull’impiego dei sistemi descritti. Nella seguente tabella si è cercato comunque di mettere a confronto le differenti tipologie di impianto disponibili, al fine di poter almeno riassumere i range di impiego ed i principali parame tri di riferimento.

Turbine a gas Motori alternativi Turbina a vapore Ciclo combinato gas-vapore Range di potenza standard 1 MW - 250 MW 0.1 MW - 5 MW 0.5 MW - 200 MW 5 MW - 350 MW Rendimento elettrico (vapori tipici) 30% - 35% 30% - 42% 25% -35% Il valore più alto si ottiene in caso di sola produzione di elettricità

40% - 60% Il valore più alto si ottiene in caso di sola produzione di elettricità Rendimento complessivo impianto (rendimento elettrico e termico) 75% - 85% 75% - 85% 75% - 85% 75% - 85% Combustibile Metano o combustibile gassoso Metano o combustibile gassoso, diesel o doppio combustibile (Diesel e gas) Qualsiasi combustibile, calore di recupero

Come turbina a gas + turbina a vapore

Turbine a gas Motori alternativi Turbina a vapore

Ciclo combinato gas-vapore Vantaggi Recupero termico

ad alta temp., taglia piccola, alta potenza in volumi ridotti. Gas di scarico con ossigeno. Alta affidabilità Alta flessibilità, Possibilità di arresto giornaliero. Costo contenuto. Lunga durata. Elevata affidabilità. Utilizza ogni combustibile. Lunga durata. Vasti campi di potenza Elevato rendimento elettrico

Svantaggi Limitazioni sul combustibile Durata non elevata

Elevati costi di manutenzione. Calore a temp bassa. Calore non

concentrato in unica fonte

Costo elevato. Avviamento lento.

Come turbina a gas + turbina a vapore

Confronto in termini di risparmio di energia primaria tipico per le principali tipologie di impianti cogenerativi:

Wx = energia elettrica prodotta

Qu = energia termica prodotta

Energia primaria utilizzata nel ciclo cogenerativo = 100 Kwh he =Rendimento elettrico di riferimento per la produzione separata

ht = Rendimento termico di riferimento per la produzione separata

Il consumo convenzionale viene calcolato come

t u e x conv primaria Q W Q η η + = ,

L’indice di risparmio viene calcolato come % (1 100 )*100

,conv

primaria Q IR = −

COGENERAZIONE CONVENZIONALE

Impianto Energia prodotta Consumi[kWh] h Consumi[kWh] IR[%]

TG Wx Qu 26,5 54,5 100 he = 0,33 ht = 0,90 80,3 60,5 140,8 29 TG* Wx Qu 17,0 70,0 100 he = 0,33 ht = 0,90 51,5 77,7 129,2 22,6 TV Wx Qu 15,0 75,0 100 he = 0,33 ht = 0,90 45,5 83,3 128,8 22,4 MCI Wx Qu 36,0 34,0 100 he = 0,33 ht = 0,90 109,0 37,7 146,7 31,8 TG+TV** Wx Qu 41,0 37,0 100 he = 0,49 ht = 0,90 83,7 41,0 124,7 20

* Turbogas con postcombustione.

** ciclo combinato a derivazione e condensazione.

In questo caso per il ciclo combinato anche prendendo come riferimento un he = 0,49 il

risparmio rimane comunque elevato pur producendo il 41% di energia elettrica.

5.3. Scelta della tipologia di impianto

L’industria conciaria nel distretto è caratterizzata, per la tipologia di mercato a cui fa riferimento, da richieste estremamente diversificate, variabili anche in intervalli di tempo ristretti, e da una elevata versatilità e grande rapidità di risposta.

La maggiore flessibilità richiesta alle imprese, comporta una tendenza al sovradimensionamento della loro capacità produttiva, e la continua variazione dei cicli produttivi, specialmente per quanto riguarda le operazioni di postconcia e rifinizione. Quindi se si prende in considerazione una determinata conceria anche i consumi energetici di questa saranno più o meno variabili dipendendo sia dal periodo dell’anno che dalle specifiche richieste del segmento di mercato sul quale opera.

Oltre alla variabilità dei consumi dovuta alle diverse richieste del mercato, all’interno di una generica conceria a parità di lavorazioni effettuate ci sarà una certa fluttuazione nell’uso dell’energia dato che la maggior parte delle concerie sono di dimensioni piccole e la produzione di tipo artigianale riguarda piccoli lotti che, tra l’altro, entrano ed escono dallo stabilimento anche più volte durante l’intero ciclo di lavorazione per realizzare in genere le varie operazioni esterne come il processo di essiccazione sottovuoto.

D’altra parte se si prende in considerazione un insieme sufficientemente grande di imprese, queste nel loro complesso produrranno:

- il 70% di pelle e cuoio da suola per calzature; - il 15% per la pelletteria;

- il 10% per l’abbigliamento;

- ed il 5% per l’arredamento e altre produzioni.

Ci saranno poi imprese che operano su un segmento di mercato di “nicchia” (alta tecnologia, produzione di piccoli lotti di elevata qualità, non standardizzati) più sensibile alle richieste della moda, mentre altre saranno caratterizzate da una produzione più stabile nel tempo.

Riepilogando, in generale, la produzione di pelle conciata sarà influenzata da tre fattori:

1. Congiuntura economica nazionale ed internazionale in particolare per quanto riguarda il settore moda arredamento, calzature, abbigliamento ed accessori;

3. Organizzazione e logistica della produzione giornaliera in funzione anche delle esigenze commerciali.

Il primo fattore influenza il volume produttivo annuale e il suo andamento nel tempo, il secondo fattore influenza il ciclo produttivo, soprattutto per quanto riguarda la fase di postconcia e rifinizione ed ha una variabilità mensile o al più di alcuni mesi, mentre il terzo fattore ha una influenza variabile sul carico di lavoro in determinati giorni della settimana e/o in certi periodi della generica giornata lavorativa.

Queste considerazioni suggeriscono l’ipotesi di un impianto cogenerativo consortile con teleriscaldamentodel tipoa due gradi di libertà: per i quali il rapporto elettricità/calore generati può variare entro un ampio campo.

L’impianto che meglio si adatta a questo tipo di richieste è il ciclo combinato con turbina a gas, caldaia a recupero e turbina a vapore cogenerativa del tipo a condensazione e derivazione (con spillamenti di vapore per la generazione di calore utile).

Quindi l’impianto combinato a condensazione e derivazione abbinato al teleriscaldamento fornisce una certa robustezza nei confronti del rischio che si vengano a verificare incongruenze tra l’entità del calore prodotto dall’impianto ed il calore richiesto dalle utenze in un dato momento, infatti:

1. un insieme sufficientemente grande di concerie avrà una variabilità puntuale di consumo di calore ridotta rispetto al caso di una sola conceria o di un insieme ridotto di concerie, 2. l’impianto sarà in grado di seguire le richieste istantanee di calore regolando la quantità

di vapore spillato.

Oltre ai vantaggi operativi accennati sopra, possiamo così sintetizzare i principali vantaggi di un impianto di cogenerazione centralizzato:

- elevato rendimento elettrico;

- la possibilità di massimizzare la produzione di energia elettrica ad alto rendimento a parità di calore utile fornito;

- minori costi di manutenzione rispetto al caso di microgenerazione distribuita; - maggiore efficacia e facilità di controllo dei sistemi di abbattimento degli

inquinanti generati rispetto al caso di microgenerazione distribuita;

- la semplificazione impiantistica all’interno degli stabilimenti, data la possibilità di eliminare le caldaie o i motori per la autogenerazione di energia;

- maggiore sicurezza negli stabilimenti data la riduzione dell’uso di combustibili, spesso gassosi, favorendo così la prevenzione incendi e l’ottenimento del CPI;

- la semplificazione per ogni singolo autoproduttore della burocrazia amministrativa legata alla conduzione di un impianto di generazione di energia elettrica;

- eventuale possibilità di ottenere i certificati bianchi per la co2 risparmiata dal

singolo stabilimento;

- la possibilità di impiegare oltre al metano anche altri combustibili a basso costo e/o combustibili da fonti rinnovabili come le biomasse, diversificando così strategicamente le fonti di energia primaria, e favorendo, il superamento delle condizioni per l’assimilabilità dell’impianto di cogenerazione agli impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili (ottenendo così con maggiore facilità i certificati verdi).

5.4. Criteri per il dimensionamento dell’impianto

Il dimensionamento della taglia dell’impianto si basa sulla copertura del fabbisogno termico. Occorre quindi individuare le zone servite dal teleriscaldamento e stimare il consumo medio di energia termica in tali zone.

La taglia elettrica dell’impianto deve essere tale da consentire la massima produzione di energia elettrica pur consentendo, allo stesso tempo, un significativo risparmio di energia primaria. Nel caso di cogenerazione mediante impianto combinato gas vapore a condensazione e spillamento il rapporto di cogenerazione ottimale è, come si vedrà in seguito, compreso tra 0,4 e 0,9.

Qualitativamente si osserva che se il rapporto di cogenerazione scende al di sotto di 0,4 la maggiore energia termica ceduta al condensatore, e quindi persa, riduce a valori molto bassi l’efficienza energetica dell’impia nto.

Mentre spingendo il rapporto di cogenerazione oltre 0,9 l’impianto si troverebbe ad operare in contropressione perché diminuendo la potenza elettrica a parità di potenza termica fornita si finisce per dover spillare tutto il vapore, e questo però limita le possibilità di regolazione dell’impianto.

Affinché l’impianto cogenerativo di tipo combinato gas- vapore a derivazione di vapore possa operare entro un ampio campo di variazione della potenza termica erogata, la potenza elettrica dell’impianto dovrà essere circa doppia rispetto alla potenza termica media.

Quando l’impianto opererà alla massima potenza termica l’impianto si avvicinerà alla condizione di funzionamento in contropressione e la potenza elettrica diminuirà, mentre se la potenza termica si annulla l’impianto potrà produrre solo energia elettrica sfruttando tutta la potenza disponibile.