Capitolo 3:
Caratteristiche del sistema cogenerativo PEM
analizzato
L’oggetto di questa tesi, svolta in collaborazione con Enel-Ricerca di Pisa, è l’analisi del comportamento dinamico del prototipo beta di un sistema cogenerativo basato su celle a combustibile ad elettrolita polimerico, acquistato dal centro ricerca nell’ambito delle attività di studio rivolte ad approfondire le caratteristiche tecniche ed operative di differenti tecnologie utilizzabili nella generazione distribuita.
Prima di approfondire la dinamica del sistema, occorre analizzarne le specifiche tecniche e le caratteristiche generali di funzionamento: a questa analisi è dedicato il presente capitolo.
3.1 Schema di impianto del sistema PEFC a gas naturale
L’impianto preso in esame in questa tesi è una unità cogenerativa a celle a combustibile di tipo PEFC alimentata
a metano (RCU4500, Residential Co-generation Unit).
Questi sistemi sono adatti alla copertura elettrica e termica di utenze residenziali, ma sono ancora in una fase precommerciale: infatti, le specifiche riportate in questo lavoro sono riferite ad un prototipo beta-test.
Le caratteristiche che fanno ben sperare sulla competitività futura di questo tipo di impianti, una volta raggiunta la maturità tecnologica, sono: alta efficienza elettrica e globale, capacità di inseguimento del carico e di funzionamento ad alta efficienza anche a carichi parziali, basse emissioni, funzionamento silenzioso, possibilità di installazione all’aperto, modularità, gestione totalmente automatica, riduzione dei costi di impianto e di manutenzione. Attualmente i costi per kW sono molto elevati, ma recenti studi prevedono un loro rapido abbattimento purché i volumi di produzione diventino considerevoli (300$/kW – 500$/kW per la pila e 1000$/kW - 1500$/kW per l’intero sistema) [19].
L’unità cogenerativa analizzata è completamente integrata ed è composta da 5 sezioni:
1. Il fuel processor del gas naturale (è disponibile anche un’unità per il propano): converte il gas naturale in un gas ricco di idrogeno.
2. La pila a celle a combustibile (stack): produce energia elettrica e calore dalla reazione elettrochimica tra idrogeno ed ossigeno.
3. Il sistema di accumulo elettrico: permette all’unità di inseguire il carico elettrico e di coprire picchi di 10kW per un massimo di 15 minuti e picchi istantanei di 20 kW.
4. Il sistema di condizionamento della potenza elettrica: converte la corrente da continua in alternata.
5. Il sistema di cogenerazione: permette di trasferire il calore generato nel sistema, all’acqua di cogenerazione attraverso scambiatori liquido-liquido.
Inoltre, l’impianto prevede un sistema di controllo remoto e locale.
Nella figura seguente è mostrato lo schema di processo dell’impianto analizzato:
Figura 3.1 - Schema di processo della RCU e temperature in condizioni nominali di funzionamento Shifter DeSOx catalitico Reformer Ossidat. selettivo PCS Vaporiz. Bruc. Catodo Anodo Batt. Aria Fumi Aria Fumi CC Acqua per cogenerazione CA Acqua di reforming Scamb. Cog. 1 Scamb. Cog. 2 Pel = 4 kW Pth = 6.5 kW ηel = 18% ηth = 22% ηtot = 40% NG 31% 49% 56°C 60°C 64°C 61°C 175° C 64°C 250°C 64 7°C 171°C FP Cooler 67°C 1575°C
3.1.1 Sezione di fuel processing
Come evidenziato nel capitolo precedente, i sistemi PEFC necessitano di una sezione di trattamento del combustibile molto più articolata degli altri impianti a celle a combustibile: piccole quantità di monossido di carbonio presenti nell’idrogeno di alimentazione risulterebbero notevolmente velenose per i catalizzatori delle celle ad elettrolita polimerico.
In dettaglio, il gas naturale per prima cosa viene trattato in dei desolforizzatori per la rimozione dei solfuri e, poi, viene miscelato con acqua proveniente da un vaporizzatore.
La quantità di acqua è in notevole eccesso rispetto al gas naturale, in quanto bassi rapporti vapore-metano causerebbero la formazione di carbonio durante il reforming; la temperatura del vapore, inoltre, viene regolata affinché la miscela in ingresso al reattore raggiunga temperature di 440-450K.
La miscela, quindi, viene introdotta nello steam reformer, nel quale è trasformato in un composto formato prevalentemente di H2 e CO secondo le reazioni descritte nel
capitolo precedente. Il calore necessario al reattore viene fornito da un bruciatore alimentato da altro metano e dall’idrogeno non consumato dalla cella. L’energia termica somministrata al fuel processor dal bruciatore permette di alimentare la reazione di steam reforming, che è fortemente endotermica (circa 225 kJ/mole a 800°C) e richiede, al fine di garantire una soddisfacente cinetica di reazione, che la superficie catalitica dello steam reformer sia mantenuta a circa 800°C; in questo modo si ottiene un coefficiente di conversione del metano superiore al 95%.
La temperatura del composto in uscita al reformer è di 920K.
Le fasi successive del processo sono quelle che si realizzano nelle due unità di shifting e di ossidazione selettiva, necessarie per abbassare il contenuto di CO a valori dell’ordine dei 10 ppm, la quantità massima tollerabile dalle celle ad elettrolita polimerico. L’idrogeno prodotto giunge in ingresso alle celle con temperature di circa 330K. Il calore dovuto al raffreddamento del combustibile nelle sezioni di shifting viene recuperato da due scambiatori, uno attraversato dal vapore destinato alla miscelazione col metano, l’altro dall’acqua del circuito di cogenerazione; quest’ultima attraversa anche lo scambiatore presente nell’ossidatore selettivo.
I dispositivi del trattamento del combustibile sono integrati in un’unica unità, di cui fa parte anche il bruciatore che permette di alimentare la reazione endotermica di steam reforming.
3.1.2 Stack
Lo stack dell’impianto preso in esame è costituito da 120 celle ad elettrolita polimerico e presenta una tensione a vuoto di circa 96V. La densità di corrente a pieno carico risulta essere di circa 500mA/cm2.
La pila è alimentata dal lato catodico da aria opportunamente umidificata. L’acqua prodotta nella pila in seguito alla reazione elettrochimica viene liberata nel flusso catodico. Il flusso anodico, invece, contiene considerevoli quantità di combustibile residuo, che viene utilizzato nel bruciatore per l’alimentazione della reazione endotermica di reforming del combustibile primario e per produrre il vapore necessario alla reazione.
Il calore liberato dalla pila viene recuperato per la cogenerazione.
3.1.3 Il sistema di accumulo elettrico
L’impianto è dotato di un sistema di accumulo elettrico, che garantisce una buona dinamica nei confronti della flessibilità del carico.
La sezione di accumulo è costituita dalla serie di 15 batterie (180V complessivi), inserite in parallelo al chopper collegato a valle dello stack.
La presenza della batterie, che fungono di fatto da tampone, permette la copertura dei picchi di potenza (10kW per un massimo di 15 minuti e picchi istantanei di 20 kW), nonché la copertura del carico (limitatamente all’energia in essa immagazzinata) quando la generazione della cella a combustibile è insufficiente. Gli accumulatori utilizzati presentano le seguenti caratteristiche:
– Tensione di batteria 12Vcc.
– Realizzazione sigillata (funziona in qualsiasi posizione). – Batteria a ricombinazione di gas, fino al 99% nell’uso normale. – Impiego senza manutenzione.
– Durata in servizio discontinuo: 5÷6 anni in impieghi STAND-BY (carica di compensazione).
– Lenta autoscarica - lunga durata in magazzino: il rapporto di autoscarica è del 3% al mese circa, per cui è possibile effettuare l’immagazzinamento per 1 anno senza perdita di efficienza.
3.1.4 Il sistema di condizionamento della potenza e di connessione alla rete
L’impianto è munito di un’articolata sezione di condizionamento della potenza, che non solo converte in alternata la corrente destinata al carico, ma consente anche la connessione alla rete: infatti il sistema può funzionare sia in isola, sia in connessione con la rete.
Lo schema di questa sezione è riportato nella figura seguente:
Figura 3.2 - Modulo di condizionamento della potenza dell'impianto
Il convertitore dc/dc è un chopper elevatore che consente di regolare, stabilizzare ed innalzare la tensione dal valore in uscita allo stack (circa 75V-90V, in funzione del carico) a quello del nodo in corrente continua cui sono collegati batterie ed inverter (superiore ai 190V).
Questo convertitore funge anche da attuatore del sistema di controllo che governa i flussi di potenza tra la pila, il set di batterie, la rete, qualora connessa, ed il carico: il sistema è regolato affinché nelle condizioni di regime il chopper garantisca in uscita una tensione più alta di quella della serie degli accumulatori, condizione necessaria affinché il flusso di potenza dedicato al carico sia effettivamente fornito dallo stack e non dall’apparato di accumulo (le batterie o la rete); nei transitori, invece, il chopper è controllato in modo tale da imporre al sistema dinamiche di variazione della corrente compatibili con le costanti di tempo dominanti nella sezione fuel processing–stack: bruschi aumenti della corrente erogata dalle celle e, quindi, della
portata di idrogeno consumato, rischierebbero di mettere in crisi l’apparato di approvvigionamento del combustibile, in quanto il fuel processor è caratterizzato da una cinetica molto lenta.
Dal nodo a valle del chopper partono due derivazioni: una riservata all’inverter degli ausiliari ed una destinata all’unità SMD, System Management Device.
Quest’ultimo, simile ai sistemi utilizzati negli impianti solari, contiene un inverter monofase per la conversione in alternata della corrente proveniente dalla sezione elettrochimica (stack-batterie) ed una unità di possibile connessione monofase alla rete, con relativo apparato di controllo integrato per la gestione degli scambi di potenza; il carico è collegato proprio a valle di questo nodo.
Le modalità di connessione alla rete disponibili sono due: grid parallel e net metering. Nel caso di connessione net metering la pila opera a potenza elettrica costante, ed il sistema di controllo gestisce gli scambi di potenza con la rete elettrica a seconda del carico effettivamente richiesto e dello stato della batteria di accumulo. La connessione grid parallel invece, è utilizzata quando il sistema non può erogare energia elettrica verso la rete, a causa di vincoli legislativi o in seguito a scelte economiche. Perciò, il sistema insegue il carico entro i suoi limiti di capability; in caso contrario il sistema di controllo provvede a prelevare dalla rete la differenza tra la potenza richiesta e quella generata.
3.1.5 Il sistema di cogenerazione
L’impianto prevede un sistema di recupero del calore che viene utilizzato per la cogenerazione.
Questo sistema è costituito da un circuito chiuso ad acqua che recupera il calore sprigionato dalla pila e la potenza termica ottenuta dal raffreddamento del combustibile in uscita allo steam reformer (si ricorda che la miscela combustibile entra nell’unità di conversione del monossido di carbonio con una temperatura di circa 920K e ne esce con temperature di circa 330K) : l’acqua di raffreddamento, quindi, attraversa dapprima l’unità di shifting, poi quella dell’ossidatore selettivo ed, infine, la pila; la potenza termica recuperata viene, quindi, ceduta attraverso uno scambiatore liquido-liquido all’acqua di cogenerazione. L’efficienza termica di questo sistema potrebbe essere migliorata, ottimizzando la coibentazione e recuperando il calore dei fumi in uscita al reformer, che da misure effettuate risultano assestarsi su valori di temperatura di circa 520K.
3.1.6 Il sistema di controllo remoto e locale
L’impianto prevede un apparato di controllo attraverso il quale l’operatore può monitorare il sistema in ogni momento del suo funzionamento, sia localmente, sia per via remota, secondo le modalità seguenti:
1. Controllo locale con monitor, tastiera e mouse: l’operatore può monitorare la l’impianto localmente tramite un mouse, una tastiera e un monitor collegati direttamente al pannello di controllo del sistema.
2. Controllo locale con un laptop: il controllo viene effettuato tramite un PC connesso con porta RJ45, attraverso il quale è possibile visualizzare ed acquisire i parametri di funzionamento.
3. Controllo remoto: con PC connesso attraverso linea modem.
Una volta che è stata stabilita la connessione al sistema di controllo, l’operatore può scegliere tra dieci diverse pagine di visualizzazione, elencate nella tabella seguente:
Keys Page Content
1 Fuel Processor Fuel processor temperatures, T-102, T-103, T-106, T-110, T-107, T-108, T-109, T-401, T-402
2 Fuel Cell & Coolant Loop Fuel cell and coolant loop temperatures, 200, 201, 202, T-300, T-301, T-303, T-305, T-306
3 Inverter & Enclosure Inverter and enclosure temperatures, T-500, T-501, T-900, T-901, T-902
4 Pressure and Flow Process flows and pressures, FLM-100, PT-200, PT-400
5 Current & Voltage Currents and voltages, IDC0, VDC0, IAC1, VAC1, IDC2, VDC2, VDC2avg, WAC1
6 Digital I/O Digital input and output (including valves, auxiliaries, switches and alarms)
7 Fuel Processor Control Manual controls for the fuel processor (accessible only to support personnel)
8 Fuel Cell Control Manual controls for the fuel cell (accessible only to support personnel)
9 Load Management Load following parameters (including battery level, current and feed setpoints, stack power, etc.)
0 System Info Cumulative and current system data
Pagina di visualizzazione Contenuto
3.2 Specifiche
tecniche
Le specifiche tecniche dell’impianto possono essere così sintetizzate: Combustibile primario: gas naturale.
Potenza elettrica nominale: 4kW (con gas naturale).
Potenza elettrica di picco: 10kW per 15 minuti, 20kW per pochi secondi. Potenza termica nominale: 6.5kW.
Efficienza elettrica netta: 18% @ 4kW. Efficienza totale netta: 50% @ 4kW. Voltaggio: 230V - 50Hz, monofase.
Capacità di inseguimento del carico: completamente automatiche nel range 1-10kW e durante i picchi.
Acquisizione dati su PC: tramite connessione di rete RJ-45 ed un software su piattaforma Windows.
Connessione internet: permette il monitoraggio remoto da parte di H Power e la valutazione settimanale delle prestazioni (Potenza cogenerata., Energia elettrica prodotta, carico massimo, carico minimo, problemi, malfunzionamenti ed azioni correttive).
Connessione alla rete: Grid parallel, net metering, in isola. Temperatura dell’acqua in uscita dal sistema: 60°C. Tempo di start up: circa 2.5 ore.
Istallazione: esterna.
Dimensioni: lunghezza = 1.6m, larghezza = 1.2m; altezza = 1.4m. Peso: 1400kg.
Costo di esercizio e manutenzione stimati: 11000 $/anno.
3.2 Caratterizzazione
termodinamica
Una prima caratterizzazione del funzionamento del sistema condotta dal centro di ricerca Enel [20] è stata fatta sulla base di dati preliminari del funzionamento forniti dal costruttore.
Applicando le equazioni di bilancio energetico ai singoli componenti del sistema, è stato possibile ricostruire lo schema del flusso energetico inerente le condizioni nominali di funzionamento:
La portata totale di gas naturale è ripartita tra bruciatore e fuel processor. Il bruciatore è ulteriormente alimentato dalla portata anodica in uscita dalla pila, cioè dall’idrogeno che non è utilizzato nella stessa. L’energia termica somministrata al fuel processor dal bruciatore permette di alimentare la reazione di steam reforming, la quale è fortemente endotermica (circa 225 kJ/mole a 800°C) e richiede, al fine di garantire una soddisfacente cinetica di reazione, che la superficie catalitica dello steam reformer sia mantenuta a circa 800°C.
Il calore disperso verso l’esterno dalla sezione di fuel processing è molto elevato, circa il 30% dell’energia in ingresso. Per questo, l’efficienza di questa sezione è piuttosto bassa, circa il 53% in condizioni nominali. Tale efficienza è definita come il rapporto tra il contenuto energetico dell’idrogeno uscente dall’unità di conversione, al netto dell’idrogeno non consumato dalla pila, e quello del gas naturale immesso. Perciò, tale efficienza tiene conto anche del fattore di utilizzazione del combustibile. Questa definizione di efficienza del fuel processor consente di calcolare il rendimento complessivo del sistema come prodotto delle efficienze delle diverse sezioni che lo compongono, cioè, in ordine sequenziale, fuel processor, pila, convertitori di potenza, ausiliari.
Il motivo delle elevate dispersioni termiche della sezione di fuel processing è il suo scarso isolamento termico. Utilizzando una coibentazione più adeguata sarebbe possibile ridurre la portata di metano dalla linea del bruciatore ed incrementare
Fuel Processor Burner Cogenerazione Pila PEM Ausiliari Convertitori Calore disperso Perdite Carico 12.3 kW 9.7 kW 1.5 kW 5.3 kW 17 kW 5.4 kW 0.8 kW 1.5 kW 4.05kW 8.9 kW 6.8 kW 6.3 kW Gas natura le 22 kW
notevolmente l’efficienza elettrica del sistema, oltre ad evitare la rimozione di ingenti quantità di calore dall’interno del package.
Ulteriori fenomeni che influenzano l’efficienza della conversione del combustibile sono conseguenza della non idealità delle reazioni che avvengono.
In particolare, mentre in condizioni ideali le reazioni di reforming e di shifting danno 4 moli di idrogeno per ogni mole di metano, nella realtà le moli ottenute sono inferiori. Un effetto ulteriore, seppure secondario, è dovuto alla non completa conversione del metano in ingresso alla sezione.
In condizioni nominali, l’efficienza elettrochimica della pila è del 54% e la potenza generata è pari a 6.3kW. Tale efficienza, data dal rapporto tra l’energia elettrica prodotta e il contenuto energetico dell’idrogeno consumato, è il prodotto tra l’efficienza termodinamica e l’efficienza associata al voltaggio [21] e testimonia che le prestazioni della pila sono soddisfacenti.
Alla potenza erogata dalla cella sono sottratti 1.5kW dagli ausiliari del sistema (pompe, compressori, ventilatori, dispositivi di monitoraggio) e 800W di perdite dovute a tutto l’apparato di condizionamento della potenza (sia quello primario, riservato al carico, sia quello degli ausiliari) fino ad ottenere 4kW di potenza elettrica netta.
La potenza termica cogenerata in condizioni nominali è pari a 6.8kW, di cui 5.3kW provenienti dal circuito di raffreddamento della pila e i restanti 1.5kW dal raffreddamento del flusso di combustibile trattato prima della sua immissione nella pila, che avviene a circa 330K.
Va sottolineato che il circuito di cogenerazione potrebbe essere ottimizzato, in quanto non consente il recupero dell’energia termica dissipata dal sistema di fuel processing ed estratta tramite ventilatori, e dell’energia contenuta dai fumi uscenti dal sistema a circa 520K.
Nella Figura seguente è mostrata la conversione energetica nel sistema per 3 diverse condizioni del carico elettrico, considerando le quattro unità in cui il sistema è suddiviso da un punto di vista funzionale: fuel processing, pila PEM, ausiliari e power conditioning.
0 20 40 60 80 100 Pe = 4676 W Pe = 3181 W Pe = 1241 W Fr az ione di po te nz a de l c omb ust ibl e ( % ) Fuel
Processor Stack ConditioningPower Auxiliary
Figura 3.3 - Conversione energetica per tre diverse condizioni di carico elettrico
Sempre da uno studio sperimentale condotto in passato dai ricercatori del centro Enel di Pisa [20] si può constatare come l’efficienza elettrica rimanga pressoché costante in un vasto spettro di condizioni di funzionamento.
I motivi della costanza dell’efficienza elettrica risultano facilmente comprensibili dall’analisi degli andamenti delle efficienze delle singole unità al variare del carico elettrico.
Infatti, nel passaggio dalle condizioni nominali ai carichi parziali, al fuel processor, all’insieme dei convertitori ed agli ausiliari sono associate efficienze che decrescono, mentre l’efficienza della pila PEM aumenta, grazie alle minori perdite di polarizzazione che hanno luogo al diminuire della densità di corrente. La sovrapposizione di questi comportamenti dà luogo ad una efficienza elettrica praticamente costante tra il 50% ed il 100% della potenza elettrica nominale. Questa caratteristica, tipica dei sistemi a celle a combustibile rappresenta un loro importante punto di forza negli impieghi microgenerativi.
Nel grafico seguente sono riportati gli andamenti delle efficienze relative ad i singoli sottosistemi: convertitori, ausiliari, stack e fuel processor.
40 50 60 70 80 90 100 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Fuel processor Pila PEM Inverter Ausiliari Eff ic ien za / ( % ) Potenza elettrica / ( W )
Figura 3.4 - Andamento delle efficienze relative ai singoli sottosistemi
L’andamento decrescente dell’efficienza del fuel processing al diminuire del carico elettrico, è legata al fatto che alcune delle perdite termiche di tale apparato sono direttamente correlate alle temperature dei componenti del sistema stesso. La distribuzione delle temperature nelle zone di reazione devono essere mantenute a valori adeguati per le reazioni catalitiche che vi avvengono, qualsiasi sia la portata di combustibile trattato, quindi vi sono dissipazioni termiche che rimangono di entità pressoché costante qualsiasi sia il carico elettrico e penalizzano il funzionamento a potenza ridotta.
Per quanto riguarda gli ausiliari può essere fatto un ragionamento analogo. Vi sono alcune perdite nell’alimentazione degli ausiliari che non sono linearmente dipendenti dal carico.
Inoltre, la maggior parte dei componenti è progettata per avere prestazioni ottimali nella condizione di funzionamento nominale, e ciò spiega anche perché la loro efficienza tende a diminuire per carichi maggiori di quello nominale.
Nella figura seguente sono mostrati gli andamenti dell’efficienza elettrica, termica di cogenerazione e totale in funzione del carico elettrico.
Convertitori
0 10 20 30 40 50 60 70 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Elettrica Totale Termica E ffi ci enz a / ( % ) Potenza elettrica / ( W )
Figura 3.5 - Andamenti dell’efficienza elettrica, termica e totale al variare della potenza elettrica generata
Mentre l’efficienza elettrica si mantiene pressoché costante per buona parte delle condizioni di funzionamento, l’efficienza termica aumenta al diminuire del carico elettrico. Il motivo va ricercato nelle modalità di recupero, sotto forma di calore, dell’energia non convertita in elettricità.
Infatti, la potenza termica è ricavata in parte dal raffreddamento della pila (Pcog,ST ) ed in parte dal sistema di fuel processing (Pcog,FP ):
, ,
cog cog ST cog FP
P =P +P ,
il contributo del primo termine varia in funzione della potenza elettrica erogata dalla cella secondo la seguente espressione:
, , 1− = ⋅ ST cog ST el ST ST P P η η
quindi, al diminuire del carico, poiché l’efficienza di cella, ηST, aumenta, il contributo della potenza termica generata dalla pila diminuisce. La potenza termica di cogenerazione generata nel fuel processor, invece, rimane pressoché costante al variare del carico e, quindi, l’efficienza termica di quest’ultimo aumenta
notevolmente al diminuire del combustibile in ingresso. Il risultato complessivo è che l’efficienza termica aumenta al diminuire del carico elettrico.
3.3 Assimilabilità alla cogenerazione
La delibera emessa dall’Autorità per l’Energia il 19 marzo 2002 indica i criteri per cui un impianto che genera, in maniera combinata, elettricità e calore, possa essere riconosciuto come cogenerativo e possa, quindi, beneficiare di agevolazioni fiscali sulla tariffa del combustibile di alimentazione e del diritto di priorità di dispacciamento.
Tali criteri, destinati ad impianti che generino, nell’arco dell’anno, almeno il 15% dell’energia in forma termica, si basano sul principio del risparmio di energia primaria rispetto alla produzione separata di elettricità e calore. L’entità di tale risparmio viene identificato attraverso l’Indice di Risparmio Energetico (IRE):
100
)
1
(
⋅
+
⋅
−
=
ths th es e cE
p
E
E
IRE
η
η
che deve risultare superiore a 10%.
Nella definizione sopra riportata, Ec è l’energia del combustibile introdotto nell’arco di un anno solare, Eth e Ee rappresentano rispettivamente l’energia termica e l’energia elettrica generate, p è un coefficiente utilizzato per valorizzare l’assenza di perdite per la trasmissione dell’elettricità (per questo, è legato alla tensione di connessione con la rete) e ηes e ηths sono valori standard assunti per i processi di produzione dell’energia elettrica e dell’energia termica da impianti convenzionali appositamente dedicati. Per impianti cogenerativi alimentati a gas naturale con potenza nominale inferiore a 1 MWe, come il caso del sistema oggetto del presente lavoro, ηes è pari a 0,38; ηths è assunto pari a 0,8, nel caso il calore sia impiegato per usi civili, mentre vale 0,9 nel caso di usi industriali.
Utilizzando un piano cartesiano efficienza elettrica – efficienza termica, è possibile verificare quali delle possibili condizioni di funzionamento di un impianto consentirebbero, se utilizzate per tutto l’anno, di soddisfare ai requisiti minimi di IRE per accedere ai benefici fiscali. La figura seguente mostra i risultati di tale analisi per il sistema cogenerativo oggetto della presente tesi, assumendo che esso sia utilizzato in un’applicazione residenziale.
10 15 20 25 30 25 30 35 40 45 50 55
Curva di funzionamento della RCU
Limite IRE E ffi cien za el ettric a / ( % ) Efficienza termica / ( % )
Figura 3.6 - Efficienza elettrica e termica dell’impianto analizzato confrontate con la curva limite individuata applicando la normativa sulla cogenerazione
E’ opportuno osservare che l’impianto, che è ancora un prototipo “beta”, ha prestazioni che non rientrano nei criteri di risparmio energetico sopra esposti. Tuttavia, nel caso in cui l’efficienza termica fosse migliorata con gli accorgimenti individuati nei precedenti paragrafi, sarebbe possibile migliorare notevolmente l’indice IRE.
3.4 Caratterizzazione
emissioni
La quantità di CO nei fumi di scarico dell’impianto risultano essere minime.
Inoltre, le emissioni tendono a rimanere basse anche quando il sistema funziona lontano dalle condizioni nominali.
Nella tabella seguente sono riportati i valori tipici delle emissioni dell’impianto:
Potenza elettrica netta (W) 1241 2189 3181 4055 4676
CO (ppm) 0 0 0 0 0
CO2 (%) 8.9 8.4 9.1 10.3 10.6
NOx (ppm) 10 4 7 4 7
O2 (%) 5.4 6.4 5.1 3 2.6
Eccesso d’aria (%) 38.3 48.4 35.4 18.4 15.6 Tabella 3.2 - Composizione dei gas di scarico dell'impianto
