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La cogenerazioneLa cogenerazione

La cogenerazione – Proff. Ingg. M. Gambini, M. VelliniCentrali Termoelettriche

Tutti gli impianti motori termici scaricano calore sotto forma di gas caldi o fluidi

COS’E’ LA COGENERAZIONEg p g

tecnologici di raffreddamento.Tale calore può essere impiegato per esigenze industriali o di riscaldamento civile:

cogenerazione industrialeteleriscaldamento

IMPIANTO MOTORE

EEQcomb

100 EE + Qutile ≅MOTORE TERMICO calore utile

utile

≅ 80

calore perduto

calore utile non da combustibile ma da

calore perduto

≅ 20

BENEFICIO ENERGETICO calore utile non da combustibile ma darecupero

BENEFICIO ENERGETICO:


PRODUZIONE DI ENERGIA

CALORECALORE

• caldaie• generatori di vaporecombustibiliCALORECALORE • apparecchiature di

riscaldamento

produzioneproduzione

energia energia elettrica/ elettrica/

• impianti a vapore• turbine a gas

i i ti bi ticombustibili

meccanicameccanica • impianti combinati• motori a c.i.


ESEMPI DI PRODUZIONE DI ENERGIA

Qcomb

CALDAIAcalore utile

100 ≅ 80 ÷ 90 CALORECALORE

calore perduto ≅ 10 ÷ 20

IMPIANTO

Qcomb

100 IMPIANTO MOTORE TERMICO lavoro utile

100 ≅ 30 ÷ 55LAVORO LAVORO

UTILEUTILEcalore perduto ≅ 45 ÷ 70

UTILEUTILE


VANTAGGIO DELLA COGENERAZIONEVANTAGGIO DELLA COGENERAZIONE RISPETTO ALLA PRODUZIONE SEPARATA

produzioneproduzioneproduzione

EEEEQcomb

100285

100⎛ ⎞⎜ ⎟ produzioneproduzione

separataseparataEE

Q

produzioneQu

200

285Qcomb

235

0.35=⎜ ⎟

⎝ ⎠

200⎛ ⎞ =⎜ ⎟

Qcomb

520

EE

QuQu2350.85

=⎜ ⎟⎝ ⎠

cogenerazionecogenerazioneimpianto

motore termico

EEQcomb 100

3753000 80

⎛ ⎞ =⎜ ⎟⎝ ⎠

recuperoQu

2003750.80⎜ ⎟

⎝ ⎠

RisparmioRisparmio didi combustibilecombustibile:: 520 − 375520

⋅100 = 2525÷÷3030%%


COGENERAZIONE: alcune considerazioni

• al variare della tecnologia di cogenerazione, le prestazioni del sistemacogenerativo possono variare in modo sostanziale

• il risparmio di energia primaria può essere anche molto diverso a seconda dellatecnologia e delle condizioni di utilizzo dell’impianto

• il rapporto Q /EE non può essere qualunque• il rapporto Qutiile/EE non può essere qualunque

• la cogenerazione non comporta sempre e comunque risparmi di energiaprimaria: potrebbero esistere situazioni – possibilmente da evitare – in cuiprimaria: potrebbero esistere situazioni possibilmente da evitare in cuil’impiego più razionale dell’energia del sistema cogenerativo è solo apparente(consumi di energia primaria maggiori di quelli della produzione “separata” edindipendente di elettricità e calore)

• anche i benefici economici della cogenerazione possono variare in modo moltoi ifi tisignificativo


COGENERAZIONE: applicabilitàL’ li i ti d ll i ò di t diffi ltL’applicazione pratica della cogenerazione può diventare difficoltosa,

se non impossibile, a causa di :

• incongruenza del calore reso disponibile dal ciclo di potenza ed

il calore richiesto dall’utenza (livelli di temperature)il calore richiesto dall utenza (livelli di temperature)

• sfavorevole ubicazione del ciclo di potenza rispetto alle utenze di

calore (difficoltà tecniche di trasporto e stoccaggio del calore)calore (difficoltà tecniche di trasporto e stoccaggio del calore)

• sfasamento temporale delle richieste di energia elettrica e calore


COGENERAZIONE: configurazioni di impianto

i i t EE

Qcomb

Qdissimpianto

motore termicoEE

Qurecupero termico

Qdiss

termico

toppingtopping• l’utenza termica richiede generalmente calore a temperature medio-basse, al di sotto dei 150-

250°C gli schemi topping coprono la quasi totalità delle applicazioni cogenerative


COGENERAZIONEL’i i t t t i è li t t d b tibil f il d ilL’impianto motore termico è alimentato da un combustibile fossile ed il

motore primo è ascrivibile ad una delle seguenti tecnologie

•• motorimotori aa combustionecombustione internainterna::motori alternativi Otto e Dieselturbine a gasturbine a gascicli combinati

•• motorimotori aa combustionecombustione esternaesterna::cicli a vapore a contropressionecicli a vapore a condensazione e spillamento


COGENERAZIONEt i i d i t i i i i tt tiprestazioni dei motori primi in assetto non cogenerativo

IMPIANTO A EEQcomb

IMPIANTO EEQcomb

VAPORE100 ≅ 40≅ 10 ≅ 50

CON TG100 ≅ 30

fumi caldi ≅ 70fumi caldi acqua

raffreddamento

fumi caldi

IMPIANTO EEQcomb

MOTORI A EEQcomb

COMBINATO100 ≅ 54≅ 9.7

acqua≅ 36.3

COMB. INTERNA100 ≅ 30≅ 30

li≅ 40

fumi caldi acquaraffreddamento gas caldi acqua, olio


COGENERAZIONE iCOGENERAZIONE: convenienzaLa convenienza dell’impianto non è sempre scontata. Occorre tenere

•• ENTITA’ENTITA’ delle richieste elettriche e termiche

presente:

•• VARIABILITA’VARIABILITA’ delle richieste

•• RAPPORTORAPPORTO tra le due richieste

Tali fattori influenzano:

•• TIPOLOGIATIPOLOGIA dell’impianto•• TAGLIATAGLIA dell’impianto

La variabilità delle richieste comporta:

• eventuali sistemi AUSILIARIAUSILIARI di coperturaeventuali sistemi AUSILIARIAUSILIARI di copertura

• conduzione a CARICOCARICO PARZIALEPARZIALE dell’impianto


COGENERAZIONE: fattibilitàCOGENERAZIONE: fattibilitàLa FATTIBILITAFATTIBILITA’ di un impianto di cogenerazione comporta l’esame di

bl i l t i i h tt tt di ti ECONOMICOECONOMICOproblemi non solo tecnici, ma anche, e soprattutto, di tipo ECONOMICOECONOMICO--GESTIONALEGESTIONALE

RETE ELETTRICA

EEr

IMPIANTO EEQ

EEr

IMPIANTO MOTORE TERMICO

Qcomb UTE

Qscar

Qd

Qu

Qcomb, aux

NZA

Qd

SISTEMA AUX DI PROD DEL

Qu auxDI PROD. DEL

CALORE Qd aux


COGENERAZIONE: rendimentiLa definizione di rendimento di un sistema cogenerativo non può essereunivoca poiché a fronte di una “spesa energetica”, ΦΦcombcomb, si ottengono dueeffetti utili PPee e ΦΦuu

rendimentorendimento elettricoelettrico rendimentorendimento termicotermico

P Φ

ηe =

Pe

Φin ηt =

Φu

Φin

indiceindice elettricoelettrico Ie =Pe

Φ=

ηe

η

in questo modo si definiscono completamente le prestazioni del sistema

Φu ηt

in questo modo si definiscono completamente le prestazioni del sistemacogenerativo, ma è anche necessaria una rappresentazione grafica


COGENERAZIONE di iCOGENERAZIONE: rendimenticampi tipicamente coperti dalle varie tecnologie di cogenerazione e daisistemi convenzionali


COGENERAZIONE: rendimentiCOGENERAZIONE: rendimentiÈ desiderabile esprimere la prestazioni con un solo indice di merito in base al qualetil d t i d ll b tà di l i i t l i h lt tistilare una graduatoria della bontà di soluzioni tecnologiche alternative

rendimentorendimento didi primoprimo principioprincipio

ηI =Pe + Φu

Φin

tale definizione però è fuorviante perché somma due beni che hanno valoretermodinamico ed economico in genere molto diversi.

Si introduce allora un altro parametroSi introduce allora un altro parametrorendimentorendimento didi secondosecondo principioprincipio

P + Φ ⋅ 1 − T T( )ηII =

Pe + Φu 1 T0 Tx( )Φin

in cui il calore è pesato con il suo equivalente meccanico.

Tale parametro, però, tende ad attribuire un valore troppo basso al calore utile.


COGENERAZIONE: rendimentiCOGENERAZIONE: rendimentiPer definire un indice che misuri i vantaggi della cogenerazione nei confronti deii t i i li è i f t il l di b tibilsistemi convenzionali è necessario confrontare il loro consumo di combustibile

indiceindice didi risparmiorisparmio energeticoenergetico IREIRE Tale indice quantifica il risparmio di

IRE =′Φin + ′′Φin − Φin = 1 −

Φin

indiceindice didi risparmiorisparmio energeticoenergetico IREIRE Tale indice quantifica il risparmio dicombustibile rispetto ad un sistemaconvenzionale caratterizzato dairendimenti e Dipende quindieη tη

IRE′Φin + ′′Φin

1Pe

ηe

+Φu

ηt

rendimenti e . Dipende quindinon solo dalle prestazioni delsistema di cogenerazione, maanche da quelle del sistema

eη tη

d i PΦ 'in

qconvenzionale di riferimento

produzionePe

PeΦ in

d iΦ ''in Φu

impianto di cogenerazione

Φ inPe

ΦuproduzioneΦu

Φ in Φu g Φu


COGENERAZIONE: tecnologie commerciali

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

• motori alternativi a ciclo Otto o Diesel• turbine a gas

g q

g• turbine a vapore• impianti a ciclo combinato


COGENERAZIONE: configurazioni impiantistiche

Turbina a vapore a contropressione

Turbina a vapore a condensazione e spillamentospillamento


Cicli a vapore: campi operativi• Le applicazioni cogenerative più usuali sono:

Cicli a vapore: campi operativi

•• turbineturbine aa contropressionecontropressione•• turbineturbine aa derivazionederivazione ee condensazionecondensazione

• Nelle macchine a contropressione pura l’intera portata di vapore, richiesta dall’utenzatermica, attraversa tutta la macchina: esiste pertanto un legame univoco e rigidp trapotenza elettrica generata e potenza termica

• Nelle turbine a derivazione e condensazione invece è possibile un vasto campo diregolazione, ottimizzando in ogni istante la resa energetica e/od economica

P: condizioni nominali

A: minima EE

D: massima EED: massima EE


Cicli a vapore: applicazioni cogenerative• I prelievi di vapore dalla turbina possono avvenire secondo due modalità

Cicli a vapore: applicazioni cogenerativep p p

principali:

•• inin modomodo “controllato”“controllato”:: è utilizzata quando si devono garantire

condizioni vincolanti della pressione del vapore all’utenza e si hanno

richieste variabili di portate. In questo caso si interpone una valvola di

regolazione tra gli stadi a monte e quelli a valle dell’estrazione.

La macchina risulta più complessa e quindi più costosa

•• inin modomodo “incontrollato”“incontrollato”:: lo spillamento del vapore avviene in una•• inin modomodo incontrollatoincontrollato :: lo spillamento del vapore avviene in una

posizione determinata a cavallo tra due stadi. Viene regolata la portata

di vapore estratta con una valvola sulla tubazione di prelievo, ma lep p ,

condizioni del vapore spillato (la pressione in particolare) dipendono

dalla storia dell’espansione e non possono essere variate dall’utenza.

• I prelievi possono essere più d’uno: alimentazione di più reti vapore a diversa

pressione, del degassatore e di eventuali rigeneratori



Turbina a gas con post-combustoreg p

Turbina a gas con post-combustore ed iniezione di vaporeed iniezione di vapore


Turbina a gas: applicazioni cogenerative• La turbina a gas è un motore molto adatto per la cogenerazione: dai gas

Turbina a gas: applicazioni cogenerativeg p g g

combusti scaricati dalla turbina si può agevolmente recuperare calore:

•• utilizzoutilizzo direttodiretto inin unun processoprocesso industrialeindustriale:: ad esempio forni

industriali ad alta temperatura, processi di essiccamento, etc.

•• generazionegenerazione didi unun fluidofluido termovettoretermovettore:: vapore, acqua, olio

diatermico

• Lo schema di impianto base a cui si conformano la maggioranza delle

applicazioni è quello in cui i fumi di combustione scaricati dalla turbina entranoapplicazioni è quello in cui i fumi di combustione scaricati dalla turbina entrano

in una caldaia a recupero per la generazione di un fluido termovettore

• Per la produzione di acqua calda ed olio diatermico la caldaia è moltop q

semplice (un unico fascio tubiero)

• Per la produzione di vapore la configurazione della caldaia dipende dai livelli di

pressioni necessari


Turbina a gas: applicazioni cogenerative• Il recupero di calore non altera la potenza elettrica erogata dalla turbina a gas, a meno

Turbina a gas: applicazioni cogenerative

delle perdite di carico dei gas combusti nella caldaia che comportano una

contropressione allo scarico della turbina e quindi una lieve 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 cogenerativacaratteristiche fondamentali della turbina a gas in versione cogenerativa

• La quantità di vapore prodotta decresce all’aumentare della pressione con una

temperatura finale fumi più elevata e quindi una maggior perdita di calore all’ambiente

• Una variante del ciclo di turbina a gas particolarmente interessante per applicazioni

cogenerative è il ciclo con iniezione di vapore (STIG) in cui il vapore prodotto nella

caldaia a recupero può essere inviato all’utenza termica o all’iniezione nella camera di

combustione, privilegiando o la produzione termica o quella elettrica. È una soluzione

caratterizzata da una grande flessibilità di funzionamentocaratterizzata da una grande flessibilità di funzionamento.


Turbina a gas: campi operativiTurbina a gas: campi operativi

Turbina a gas con post-combustore ed iniezione di vaporeTurbina a gas con post-combustore p



Ciclo combinatocon turbina a vapore a contropressione

Ciclo combinatocon turbina a vapore a condensazione

e spillamento cogenerativo


Cicli combinati: applicazioni cogenerative• L’evoluzione dei cicli combinati si sovrappone e coincide all’incirca con quella delle

Cicli combinati: applicazioni cogenerative

turbine a gas, che costituiscono il loro “cuore”

• Il ciclo combinato viene esercito come impianto cogenerativo quando è presente un

prelievo regolato di vapore da:

– uno o più corpi cilindrici

dalla turbina a vapore– dalla turbina a vapore

• La taglia tipica degli impianti di cogenerazione è minore di quelli per la sola produzione

di energia elettrica: a partire da 20 MWel, ma con punte anche superiori ai 100 MWel

• Per il ciclo a vapore è generalmente adottato uno schema a condensazione e

spillamento

• Non sono precluse comunque soluzioni con turbina a vapore a contropressione

• La possibilità di operare a condensazione (parziale o totale) permette all’impianto di

produrre energia elettrica in modo economico nei periodi di scarsa richiesta termicaprodurre energia elettrica in modo economico nei periodi di scarsa richiesta termica,

grazie agli elevati rendimenti tipici degli impianti combinati


Cicli combinati: campi operativiCicli combinati: campi operativi

LineaLinea ““minmin--desdes””produzione di energia utile a piena estrazionedi vapore al variare del carico della turbina agas (l’elettricità prodotta tiene conto delcontributo della turbina a vapore che dipendedalla produzione di vapore del GVR)LineaLinea desdes--maxmaxturbina a gas a piena potenza, conestrazione variabile (nel punto maxl’estrazione è nulla)ZonaZona PCPColtre ad un aumento del calore utile c’è un

t d ll’ i l tt i d tt iaumento dell’energia elettrica prodotta graziealla maggiore quantità di vapore prodotta dalGVR


Cicli combinati: applicazioni cogenerative• La pressione a cui è richiesto il vapore influisce sulla produzione elettrica, condizionando

Cicli combinati: applicazioni cogenerative

il salto entalpico disponibile per la TV. L’effetto negativo in termini di prestazioni (chediminuiscono all’aumentare della pressione richiesta) è meno evidente rispetto ad unimpianto a vapore perchè la quota preponderate di energia elettrica è generata dalla TGimpianto a vapore perchè la quota preponderate di energia elettrica è generata dalla TG

• Il ciclo combinato è particolarmente vantaggioso quando è necessario calore a bassatemperaturaI cicli combinati in cogenerazione possono funzionare in piena produzione elettrica con• I cicli combinati in cogenerazione possono funzionare in piena produzione elettrica conrendimenti molto elevati e possono quindi consentire operazioni energeticamenteconvenienti anche in presenza di basse richieste termiche rispetto a quelle elettriche oquando siano presenti forti variazioni della potenza termica erogata annualmente

• Il mercato della cogenerazione si sta spostando progressivamente verso i ciclicombinarti, con taglie più elevata che in passato, e con produzione elettrica consistenteg p p prispetto a quella termica

• Si avranno consistenti vantaggi in termini di risparmio di energia primaria e di riduzionedelle emissioni ma parallelamente si avrà un incremento della dipendenza dal gasdelle emissioni, ma parallelamente si avrà un incremento della dipendenza dal gasnaturale, unico combustibile economicamente proponibile per le TG


Altre tecnologieAltre tecnologieLeLe cellecelle aa combustibilecombustibileOffrono grandi potenzialità dal punto di vista energetico – rendimenti elevatianche per piccole taglie – e ambientale – emissioni inferiori a quelle di qualsiasialtra tecnologia cogenerativa. Rappresentano una tecnologia promettentealtra tecnologia cogenerativa. Rappresentano una tecnologia promettentesoprattutto alla luce della micorcogenerazione distribuita.

II motorimotori aa fluidofluido organicoorganicoII motorimotori aa fluidofluido organicoorganicoE’ una tecnologia molto sviluppata nel campo della geotermia. Consente ottimeprestazioni termodinamiche quando si deve recuperare calore disponibile atemperatura variabile (e modesta) e si hanno in gioco potenze troppo piccole perutilizzare la convenzionale tecnologia del vapore d’acqua.


COGENERAZIONE: campi di applicazione

I parametri fondamentali che individuano il campo di applicazione dellacogenerazione sono:

•• tagliataglia dell’impiantodell’impianto•• rapportorapporto potenzapotenza elettrica/potenzaelettrica/potenza termicatermica•• temperaturatemperatura aa cuicui devedeve essereessere fornitofornito ilil calorecalore•• combustibilecombustibile utilizzabileutilizzabile

Le tecnologie precedentemente introdotte non sono tra loro intercambiabili

perché caratterizzate da parametri fondamentali diversi


COGENERAZIONE: taglia e rapporto EE/Qu


• I motori alternativi sono distinti in due classi:

COGENERAZIONE: taglia e rapporto EE/Qu• I motori alternativi sono distinti in due classi:

con massimo recupero di calore (gas di scarico: 400-450°C; acqua e olio: 70-100°C)

di l d i li di icon recupero di calore dai soli gas di scarico• I confini di ciascuna regione sono indicativi delle situazioni economicamente interessanti• La parte alta della regione delle turbine a vapore (rapporto elettricità/calore elevato) è

coperta dagli impianti a condensazione e spillamento• La parte bassa della regione delle turbine a vapore (rapporto elettricità/calore più

modesto) è coperta dagli impianti a contropressione• La regione dei cicli combinati comprende una vastissima varietà impiantistica:

cicli a più livelli di pressioneturbina a vapore a spillamento o contropressioneturbina a vapore a spillamento o contropressioneiniezione di vapore, etc

• Per i motori primi a combustione interna il rapporto elettricità e calore può essereincrementato con la post-combustioneincrementato con la post-combustione

• Per impianti a vapore e cicli combinati il rapporto elettricità/calore dipende dallatemperatura a cui deve essere fornito il calore


COGENERAZIONE li /PCOGENERAZIONE: taglia e rapporto Φu/Pe

Range (Φ /P )TIPO VARIANTE

gpotenza

MWe

(Φu/Pe)max(Φu/Pe)max

con PCηe

Recupero

Turbine a

Recupero semplice 1-200 2-3 4-5 25-38

STIG 3-40 2-3 4-5 35-42gas CC

contropress. 10-250 1.2-2 3-3.5 35-45

CC d/ ill 25 350 0 8 1 5 1 5 2 45 50CC cond/spill. 25-350 0.8-1.5 1.5-2 45-50

Turbine a contropressio

ne 1-100 4-10 - 15-25vapore

cond/spill. 10-300 1-5 - 32-38

Motori rec. parziale 0.1-15 0.5-0.7 - 38-46alternativi

p

recupero totale 0.1-15 0.8-1.2 1.5-2 38-46


COGENERAZIONE: temperatura del calore utile

Rendimenti rappresentativi di taglie medio-grandi


COGENERAZIONE: combustibili

• Il ciclociclo aa vaporevapore può accettare qualsiasi combustibile gassoso, liquido o

solido. La preclusione verso combustibili di pessima qualità deriva da vincoli

sulle emissioni o sugli investimenti necessari per depurare i fumi.

• Per i motorimotori aa ciclociclo OttoOtto sono necessari combustibili gassosi o liquidi di

qualità medio-alta

• Per i motorimotori DieselDiesel si possono accettare anche oli pesanti, ma al peggiorare

della qualità dei combustibili aumentano le spese di manutenzione

• Per le turbineturbine aa gasgas ee ii ciclicicli combinaticombinati sono indispensabili combustibili di

ottima qualità (in pratica gas naturale)


COGENERAZIONE: campi di applicazione

All’interno dei campi di applicazione economicamente interessanti per ognitecnologia illustrata, sono fondamentali altri due parametri:

•• rendimentorendimento•• costocosto didi investimentoinvestimento


P t t i il di t l tt i è f i d ll t li

COGENERAZIONE: rendimenti e costi• Per uno stesso motore primo, il rendimento elettrico è funzione della taglia

dell’impianto

• Per i cicli a vapore e combinati esiste una forte dipendenza tra configurazione• Per i cicli a vapore e combinati esiste una forte dipendenza tra configurazionedi impianto e rendimento elettrico

• La taglia dell’impianto influenza in modo determinante anche i costi specifici (ig p p (valori riportati sono in lire, rappresentano forniture “chiavi in mano”e possonovariare anche molto in funzione delle caratteristiche specifiche del sito edell’applicazione)

• Le turbine a vapore possono avere costi molto variabili (in funzione diconfigurazione impiantistica combustibile limiti di emissioni utilizzo di caldaieconfigurazione impiantistica, combustibile, limiti di emissioni, utilizzo di caldaiepre-esistenti, tipo di fluido di raffreddamento per configurazioni acondensazione, etc.))

• Motori, turbine a gas e impianti combinati sono invece più standardizzati


COGENERAZIONE: rendimenti e costi


COGENERAZIONE: storia delle tecnologie• La tecnologia che storicamente ha costituito l’asse portante della

COGENERAZIONE: storia delle tecnologieg p

cogenerazione in Italia é stata la turbina a vapore, che si impose:

•• maturità,maturità, affidabilità,affidabilità, economicitàeconomicità ee policombustibilitàpolicombustibilità della

soluzione

•• inizialiiniziali difficoltàdifficoltà didi cessionecessione dell’energiadell’energia elettricaelettrica inin surplussurplus• Dall’inizio degli anni ’90, la situazione è radicalmente cambiata a seguito di

due fondamentali novità:

•• maturitàmaturità ee affidabilitàaffidabilità delledelle TGTG ee deidei ciclicicli combinaticombinati•• maturitàmaturità ee affidabilitàaffidabilità delledelle TGTG ee deidei ciclicicli combinati,combinati,parallelamente a rendimenti elettrici nettamente superiori e costi

inferiori

•• liberalizzazioneliberalizzazione delladella produzioneproduzione elettrica,elettrica, con emanazione di

normative che fissavano le condizioni di cessione alla rete


COGENERAZIONE: storia delle tecnologie• Attualmente il dimensionamento del sistema di cogenerazione è concepibile in

COGENERAZIONE: storia delle tecnologieg p

modo più svincolato dalle caratteristiche delle utenze con massicci quantitativi

di energia elettrica esportata verso la rete di trasmissione nazionale

• Per una stessa utenza termica sono pertanto possibili scelte di tecnologia e di

taglia che dipendono dal grado di apertura tra sistema cogenerativo e rete

IVCC

IV

TG


ITALIA: situazione energeticaITALIA: situazione energeticaIl nostro kWh è caratterizzato da prezzi sensibilmente più alti rispetto alla media

• ruolo limitato del carbone

p p p

europea per i seguenti motivi:

• assenza di impianti nucleari

• utilizzo di petrolio e gas naturale in impianti ad efficienza modesta

Questa situazione giustifica il crescente interesse verso iniziative volte a

promuovere:

l’ di i t l i di i il’uso di energie rinnovabili

tecnologie di risparmio energetico

COGENERAZIONECOGENERAZIONE


COGENERAZIONECOGENERAZIONE: prestazioni impianti cogenerativi italiani

anno 2003

energia elettrica

netta

rendimento elettrico netto

energia termica netta

rendimento termico

netto

rendimento totale

potenza nominale

netta

numero impianti

GWh % GWh % % MWGWh % GWh % % MW

cicli combinati 49646 44.0 12701 11.2 55.2 7210 96

motori a combustione interna 1702 35.1 1867 38.5 73.6 502 400

impianti a vapore a condens. e spill. 10186 24.6 14113 34.1 58.7 2323 108

impianti a vapore a contropressione 5454 18.3 20523 69.0 87.3 1858 280p

turbine a gas 4895 28.1 8672 49.8 77.9 865 148

TOTALE 71883 34.8 57876 28.0 62.9 12758 1032


COGENERAZIONECOGENERAZIONE: prestazioni impianti cogenerativi italiani

anno 2010

energia elettrica

netta

rendimento elettrico netto

energia termica netta

rendimento termico

netto

rendimento totale

potenza nominale

netta

numero impianti

GWh % GWh % % MWGWh % GWh % % MW

cicli combinati 92015,5 44,5% 28677,3 13,9% 58,4% 19202 162

motori a combustione interna

5418,0 34,1% 4798,5 30,2% 64,2% 1455 831combustione interna

impianti a vapore a condens. e spill.

4866,4 16,0% 9726,2 31,9% 47,9% 1895 100

impianti a vapore a 2197 8 16 6% 7446 7 56 4% 73 1% 1327 158contropressione 2197,8 16,6% 7446,7 56,4% 73,1% 1327 158

turbine a gas 3758,0 29,3% 5602,2 43,7% 73,0% 926 140

TOTALE 108255,7 38,8% 56250,8 20,2% 58,9% 24805 1391


• Gli impianti di cogenerazione hanno coperto nel 2010 il 50% di tutta la

LA COGENERAZIONE IN ITALIA• Gli impianti di cogenerazione hanno coperto nel 2010 il 50% di tutta la

generazione da combustibili fossili

Gli i i ti bi ti l’85% d ll’ i l tt i d tt d li• Gli impianti combinati generano l’85% dell’energia elettrica prodotta dagli

impianti di cogenerazione ed il 51% del calore: si configurano pertanto come la

soluzione impiantistica più di maggiore rilievosoluzione impiantistica più di maggiore rilievo.


La potenza media degli impianti cogenerativi italiani è intorno ai 20 MW l:

LA COGENERAZIONE IN ITALIALa potenza media degli impianti cogenerativi italiani è intorno ai 20 MWel:

MCI nella fascia 1-2 MWel

TG e IV a contropressione nella fascia 5-10 MWel

IV a condensazione e spillamento intorno a 20 MWel

impianti a ciclo combinato intorno a 120MWel

La maggior parte degli impianti cogenerativi si trova in ambienti industriali:La maggior parte degli impianti cogenerativi si trova in ambienti industriali:raffinerieaziende chimichecartiereindustrie tessili

In misura minore gli impianti di cogenerazione sono asserviti a reti cittadine diteleriscaldamento (quartieri o interi agglomerati urbani) soprattutto nel Nord Italiain cui ci sono condizioni climatiche più favorevoli per tali applicazioniReti di teleriscaldamento per produrre freddo con macchine ad assorbimentocostituisco un’applicazione limitata ad un numero ridotto di casi


LA COGENERAZIONE IN ITALIA

• I decreti legislativi di liberalizzazione del settore elettrico e del gas prevedono dei

beneficibenefici per gli impiantiimpianti didi produzioneproduzione combinatacombinata didi energiaenergia elettricaelettrica ee calorecalore che

soddisfino le condizioni definite dall’Autorità per l‘Energia Elettrica e il Gas al fine disoddisfino le condizioni definite dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas al fine di

garantiregarantire unun significativosignificativo risparmiorisparmio didi energiaenergia rispettorispetto allealle produzioniproduzioni separateseparatedelledelle stessestesse quantitàquantità didi energiaenergia elettricaelettrica ee didi calorecalore

• I principali benefici previsti sono:

la priorità di dispacciamento dell’energia elettrica prodotta;

l’esenzione dall’obbligo di immettere una quota di energia elettrica prodotta dal esenzione dall obbligo di immettere una quota di energia elettrica prodotta dafonti rinnovabili (obbligo cui sono soggetti i produttori e gli importatori dienergia elettrica da fonti non rinnovabili con produzioni o importazioni annueeccedenti i 100 GWh);eccedenti i 100 GWh);

il riconoscimento della qualifica di cliente idoneo alle imprese che acquistano ilgas per la cogenerazione (indipendentemente dal livello di consumo annuale)



• L’Autorità ha formulato una definizione di cogenerazione: in base a taledefinizione gli impianti considerati cogenerativi ai sensi dell’articolo 2, comma8, del decreto legislativo n. 79/99 costituiscono un sottoinsieme degli impianti, g g pdi produzione combinata di energia elettrica e calore attualmente in esercizioo di nuova realizzazione.

f ’ f f• La definizione di impianti cogenerativi dell’Autorità fa riferimento a indicatoriche consentano:

di valutare il risparmiorisparmio effettivoeffettivo didi energiaenergia primariaprimaria di un impiantodi valutare il risparmiorisparmio effettivoeffettivo didi energiaenergia primariaprimaria di un impiantodi produzione combinata di energia elettrica e di calore rispetto alleproduzioni separate;

di garantire l’effettival’effettiva naturanatura cogenerativacogenerativa delledelle modalitàmodalità didiutilizzoutilizzo dell’impiantodell’impianto (evitando che, pur in presenza di unaproduzione combinata di energia elettrica e calore utile, si abbianoproduzione combinata di energia elettrica e calore utile, si abbianosoluzioni eccessivamente sbilanciate sulla produzione di energiaelettrica.



• Gli indicatori definiti dall’Autorità devono inoltre:

•• risultarerisultare applicabiliapplicabili allealle diversediverse configurazioniconfigurazioni impiantisticheimpiantistichepresenti in questo segmento della generazione caratterizzate dapresenti in questo segmento della generazione, caratterizzate dadifferenze significative delle prestazioni tra impianti di piccola, media egrande taglia, tra impianti con utilizzazioni stagionali e impianti inseritiin processi continui o quasi;

•• essereessere riferitiriferiti aa datidati didi consuntivoconsuntivo misurabili,misurabili, susu basebase annuale,annuale,concon sistemisistemi didi contabilizzazionecontabilizzazione certificaticertificati ee assoggettabiliassoggettabili aaconcon sistemisistemi didi contabilizzazionecontabilizzazione certificaticertificati ee assoggettabiliassoggettabili aacontrollicontrolli, nella consapevolezza delle difficoltà che si incontrano nellamisura del calore e nell’accertamento del suo effettivo impiego “utile”;

•• tenertener contoconto dell’innovazionedell’innovazione inin attoatto nellenelle tecnologietecnologie didiproduzioneproduzione combinata di energia elettrica e di calore, prevedendomeccanismi di aggiornamento periodici delle prestazioni degli impiantimeccanismi di aggiornamento periodici delle prestazioni degli impiantinon ancora entrati in esercizio.


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02

• In tale delibera l’Autorità ha definito le condizioni alle quali la produzione combinata dienergia elettrica e calore è riconosciuta come cogenerazioneenergia elettrica e calore è riconosciuta come cogenerazione

impiantoimpianto didi produzioneproduzione combinatacombinata didi energiaenergia elettricaelettrica ee calorecalore èun sistema integrato che converte l’energia primaria di unaun sistema integrato che converte l energia primaria di unaqualsivoglia fonte di energia nella produzione congiunta di energiaelettrica e di energia termica (calore), entrambe considerate effettiutili conseguendo in generale un risparmio di energia primaria edutili, conseguendo, in generale, un risparmio di energia primaria edun beneficio ambientale rispetto alla produzione separata dellestesse quantità di energia elettrica e termica. In luogo della

fproduzione di energia elettrica in forma congiunta alla produzione dienergia termica, è ammessa anche la produzione di energiameccanica.




La produzione di energia meccanica o elettrica e di calore deveavvenire in modo sostanzialmente interconnesso implicando unavvenire in modo sostanzialmente interconnesso, implicando unlegame tecnico e di mutua dipendenza tra produzione elettrica eutilizzo in forma utile del calore, anche attraverso sistemi diaccumuloaccumulo.Il calore generato viene trasferito all'utilizzazione, in forme diverse,tra cui vapore, acqua calda, aria calda, e può essere destinata a usi

ff ffcivili di riscaldamento, raffrescamento o raffreddamento o a usiindustriali in diversi processi produttivi.




Si definisce cogenerazione un processo integrato di produzionecombinata di energia elettrica o meccanica e di energia termicacombinata di energia elettrica o meccanica, e di energia termica,entrambe considerate energie utili che, a partire da una qualsivogliacombinazione di fonti primarie di energia e con riferimento a ciascunanno solare soddisfa entrambe le condizioni concernenti il risparmioanno solare, soddisfa entrambe le condizioni concernenti il risparmiodi energia primaria e il limite termico:

IRE ≥ IREIRE ≥ IREminminLT ≥ LTLT ≥ LTminmin


LA COGENERAZIONE IN ITALIALA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02

IRE

E1 minciv ind

es ts civ ts ind

EcIRE IREEt EtEepη η η

= − ≥+ +

⋅ , ,es ts civ ts indpη η η

• Ec indica l’energia primaria dei combustibili: è il contenuto energetico dei combustibiliutilizzati, pari al prodotto del peso o del volume di ciascun tipo di combustibile utilizzatonel corso dell'anno solare per il rispettivo potere calorifico inferiore

• Ee indica la produzione di energia elettrica: è la quantità di energia elettrica lordap g q gprodotta dalla sezione nell'anno solare, diminuita dell'energia elettrica destinata aiservizi ausiliari della sezione e delle perdite nei trasformatori principali. Nel caso diproduzione combinata di energia meccanica e calore, l’energia meccanica vieneproduzione combinata di energia meccanica e calore, l energia meccanica vienemoltiplicata per un fattore pari a 1,05 per convertirla in una quantità equivalente dienergia elettrica netta


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02 - IRE

1 minciv ind

EcIRE IREEt EtEe= − ≥+ +

, ,es ts civ ts indpη η η+ +

⋅

• Et indica la produzione di energia termica utile: è la quantità di energia termica utile prodotta dallasezione nell'anno solare effettivamente ed utilmente utilizzata a scopi civili o industriali, pari alladifferenza tra il contenuto entalpico del fluido vettore in uscita ed in ingresso misurato alla sezione diseparazione tra la sezione di produzione e la rete di distribuzione del calore, al netto dell’energiat i t l t di i t i it i i t it i di ( i hi di l )termica eventualmente dissipata in situazioni transitorie o di emergenza (scarichi di calore).

• Et è somma delle due componenti Etciv e Etind definite come segue:

• energia termica utile per usi civili Etciv è la parte di produzione di energia termica utiled ti t ll tili i i di ti i il fi i di li ti i i ld tdestinata alle utilizzazioni di tipo civile a fini di climatizzazione, riscaldamento,raffrescamento, raffreddamento, condizionamento di ambienti residenziali, commerciali eindustriali e per uso igienico-sanitario, con esclusione delle utilizzazioni in processiindustriali;industriali;

• energia termica utile per usi industriali Etind è la parte di produzione di energia termica utiledestinata ad utilizzazioni diverse da quelle previste per Etciv


LA COGENERAZIONE IN ITALIALA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02 - IRE

1 minciv ind

EcIRE IREEt EtEe= − ≥+ +

, ,es ts civ ts indpη η η+ +

⋅

• ηes è il rendimento elettrico netto medio annuo di un impianto destinato alla sola produzione di energiaη p p gelettrica inteso come il rapporto tra la produzione annua netta di energia elettrica e l'energia primaria delcombustibile immessa annualmente nell'impianto, entrambe riferite all’anno solare

• ηts è il rendimento termico netto medio annuo di un impianto destinato alla sola produzione di energiaη p p gtermica inteso come il rapporto tra la produzione annua netta di energia termica e l'energia primaria delcombustibile immessa annualmente nell'impianto, entrambe riferite all’anno solare.

• p è un coefficiente che rappresenta le minori perdite di trasporto e di trasformazione dell’energia elettricap è un coefficiente che rappresenta le minori perdite di trasporto e di trasformazione dell energia elettricache le sezioni cogenerative comportano quando autoconsumano l’energia elettrica autoprodotta,evitando le perdite associate al trasporto di energia elettrica fino al livello di tensione cui le sezionistesse sono allacciate o quando immettono energia elettrica nelle reti di bassa o media tensione,q g ,evitando le perdite sulle reti, rispettivamente, di media e alta tensione


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02

valore del parametro ηes

,

1

nes j j

esj

TP

ηη

=

⋅=∑

1j

• Il valore del rendimento elettrico di riferimento è differenziato per classi di potenza eper tipo di combustibile utilizzato ed è rappresentativo della miglior tecnologiadisponibile in esercizio commerciale per la sola produzione di energia elettrica.

• Al fine di una comparazione omogenea delle prestazioni delle diverse tipologiep g p p gimpiantistiche, viene introdotta la definizione di taglia di riferimento che non semprecoincide con la potenza nominale di sezione (una sezione può risultare composta dapiù motori primi integrati ad un solo sistema di recupero termico, come ad esempio, ilpiù motori primi integrati ad un solo sistema di recupero termico, come ad esempio, ilcaso dei cicli combinati con più turbine a gas e una turbina a vapore)


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02


,1

j

n

es Cj Cj

Ecη ⋅∑1

1j

jes n

Cj

Ecη =

=

=

∑j

• Nel caso di sezioni di produzione combinata di energia elettrica e calore che utilizzino più combustibili di diverso tipo C1 C2 Cn il parametro ηes viene calcolato comepiù combustibili di diverso tipo C1, C2,…,Cn, il parametro ηes viene calcolato come media ponderata dei singoli ηes rispetto all’energia primaria EcC1, EcC2,…, EcCn, dei combustibili annualmente immessi nella sezione


LA COGENERAZIONE IN ITALIALA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02 - parametro p

immessa immessa autocons autocons

immessa autocons

p Ee p EepEe Ee

⋅ + ⋅=

+immessa autocons

ii l tt il tt i t tt t t di i l tt i d tt h i•• energiaenergia elettricaelettrica autoconsumataautoconsumata parte di energia elettrica prodotta che non vieneimmessa nella rete di trasmissione o di distribuzione dell’energia elettrica in quantodirettamente utilizzata e autoconsumata nel luogo di produzione

•• energiaenergia elettricaelettrica immessaimmessa inin reterete è la parte di energia elettrica netta prodotta che nonrientra nella precedente definizione

• il valore del coefficientecoefficiente pp viene determinato in base alle quantità di energia elettricail valore del coefficientecoefficiente pp viene determinato in base alle quantità di energia elettricaimmessa in rete o autoconsumata ed in base al livello di tensione a cui è allacciata lasezione dell’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore




• Nel caso di utilizzo di combustibili di processo e residui biogas gas naturale da giacimenti minori isolati siNel caso di utilizzo di combustibili di processo e residui, biogas, gas naturale da giacimenti minori isolati sipropone per il parametro ηes un valore pari a 0,35 per tutte le fasce di potenza nominale della sezione

• Nel caso di utilizzo di combustibili diversi da quelli sopra richiamati, ai fini della determinazione delparametro ηes si assume il gas naturale come combustibile di riferimento.



valore del parametro ηts

• Il parametro ηts,civ è pari a 0.8, valore rappresentativo del rendimentotermico medio annuo delle caldaie di piccole dimensioni per usi civili

• parametro ηts,ind è pari a 0.9, valore rappresentativo del rendimentotermico medio annuo per le caldaie di tipo industriale e di dimensionimedio-grandi


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02deliberazione n. 42/02

valore di IREmin

• Il valore di IREmin deve essere pari a

10.0% - per le sezioni di nuova realizzazione10.0% per le sezioni di nuova realizzazione

5.0% - per le sezioni esistenti

8 0% i if i ti di i i8.0% - per i rifacimenti di sezioni



LTEt

minEtLT LT

Ee Et= ≥

+

• Al fine di evitare soluzioni definite cogenerative prive di una effettiva produzionecombinata di energia elettrica e calore o troppo sbilanciate sulla produzione di energiaelettrica come già sperimentato in passato con l’Indice energetico (Ien) di cui alelettrica, come già sperimentato in passato con l Indice energetico (Ien) di cui alprovvedimento CIP n. 6/92, l’Autorità ha proposto di introdurre, oltre all’indice IRE chemisura il risparmio di energia primaria di un impianto di cogenerazione rispetto alleproduzioni separate anche un indice che verifichi la condizione di effettiva produzioneproduzioni separate, anche un indice che verifichi la condizione di effettiva produzionecombinata di energia elettrica e calore. A tal fine si propone di individuare un limiteinferiore LTmin al parametro LT, definito come rapporto tra l’energia termica utile Et el’effetto tile complessi amente generato pari alla somma dell’energia elettrica el’effetto utile complessivamente generato pari alla somma dell’energia elettrica edell’energia termica utili (Ee+Et)


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02 - LT

minEtLT LT

Ee Et= ≥

+

• il parametro LT, come l’indice IRE, viene calcolato con riferimento alla sezione• il parametro LT deve essere calcolato su base annuale in quanto la priorità di dispacciamento è una

condizione che può essere riconosciuta all’energia elettrica prodotta da una sezione definita cogenerativacondizione che può essere riconosciuta all energia elettrica prodotta da una sezione definita cogenerativasolo su base annuale

• vanno salvaguardati alcuni principi che tengono conto dei problemi tecnologici e del fatto che il parametroLT deve essere calcolato su base annuale:

l’utilizzo dell’energia termica presenta maggiori vincoli, in termini di trasporto, di distribuzione, dicosti associati e di reperibilità della domanda, rispetto all’energia elettrica, e tali vincoliaumentano con la dimensione degli impianti;su base annuale la richiesta termica subisce inevitabilmente variazioni significativesu base annuale, la richiesta termica subisce inevitabilmente variazioni significative(discontinuità giornaliera e stagionale dei cicli produttivi e della domanda di riscaldamentourbano);una moderna sezione di impianto di cogenerazione a ciclo combinato deve di norma prevedereun condensatore a freddo, per contenere le dissipazioni di energia al variare della richiestatermica e per utilizzare il vapore di bassa pressione generato da una caldaia a recupero a duelivelli di pressione quando la pressione dei prelievi è superiore.


LA COGENERAZIONE IN ITALIA:deliberazione n. 42/02deliberazione n. 42/02

valore di LTmin

• Il limite termico LT non deve essere inferiore al valore minimo LTmin cheviene fissato pari al

15.0%

• Nel caso di sezioni di nuova realizzazione che soddisfino la condizioneNel caso di sezioni di nuova realizzazione che soddisfino la condizionedi IREmin ma non soddisfano la condizione per il limite termico LT èammessa, ai soli fini dell’esenzione dall'obbligo di acquisto dei certificativerdi, l’esenzione dal predetto obbligo per la quota di energia elettricache soddisfa il limite termico di 15.0%


La Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)(istituita dalla Direttiva Europea 2004/8/CE e s.m.i.)( p )

• E: energia elettrica/meccanica prodottaH calore utile• H calore utile

• F energia primaria immessa(da combustibile e/o da altre fonti)



rendimentorendimento globaleglobale:

g IE H

Fη η += =

di tdi t l tt il tt i i l ti l t l t l lità d ll’i i t di i d lrendimentorendimento elettricoelettrico equivalenteequivalente: valuta la qualità dell’impianto di cogenerazione dalpunto di vista del ciclo di conversione termo -meccanica/termoelettrica realizzatonell’impianto di cogenerazione.Tale rendimento si ottiene rapportando all’energia primaria la somma dell’energiaTale rendimento si ottiene rapportando all energia primaria la somma dell energiaelettrica/meccanica effettivamente prodotta e di quella non prodotta a causa dellaconcomitante produzione di calore utile H:

EQH

EE E E H

F Fβη + + ⋅= =

dove il coefficiente ββ rappresenta appunto la mancata produzione elettrica per unità dienergia termica utile prodotta



In relazione all’interazione tra produzione elettrica e termica, gli impiantiIn relazione all interazione tra produzione elettrica e termica, gli impianti

di cogenerazione possono essere suddivisi in due tipologie

impiantistiche:impiantistiche:

impiantiimpianti neinei qualiquali lala produzioneproduzione termicatermica nonnon comportacomporta perditeperdite didi

d id i l tt il tt i i i tii i ti didi ti l iti l i AAproduzioneproduzione elettricaelettrica:: impiantiimpianti didi tipologiatipologia AA;;

impiantiimpianti neinei qualiquali lala produzioneproduzione termicatermica comportacomporta perditeperdite didi produzioneproduzione

elettricaelettrica:: impiantiimpianti didi tipologiatipologia BB..


Impianti di tipologia AAppartengono a questa categoria tutti quegli impianti di cogenerazione nei quali laAppartengono a questa categoria tutti quegli impianti di cogenerazione nei quali laproduzione termica avviene per recupero di calore allo scarico dell’impianto senza chequesto recupero di calore alteri il ciclo di conversione che a partire dal combustibile iningresso genera energia elettrica.Esempi tipici di questa categoria di impianti sono le turbine a gas (TG) ed i motori acombustione interna (MCI) dotati di recupero del calore di scarico (recuperatore R e/ogeneratori di vapore a recupero GVR) non considerando la presenza di sistemi di post-combustione non cogenerativicombustione non cogenerativi .


Impianti di tipologia A

In tali impianti è evidente che il recupero di calore non incide minimamente sulla produzionedi elettricità. Infatti, mantenendo costante il combustibile di alimentazione, la produzionel tt i i ti t t id d l di b i f i di ielettrica si mantiene costante e, considerando la presenza di un by-pass sui fumi di scarico,

la produzione termica può variare da un valore minimo (in particolare nullo, incorrispondenza del by-pass tutto aperto che esclude la produzione termica da parte delrecuperatore disposto allo scarico del motore) fino ad un valore massimo (by-passcompletamente chiuso e quindi tutti i gas di scarico convogliati nel recuperatore che producela massima energia termica).g )

Anche in assenza di by-pass la produzione di energia termica non introduce perdite diproduzione elettrica. Ad una maggiore richiesta termica l’impianto si adegua aumentando la

d i l tt i di il b tibil di li t i l t i lproduzione elettrica e, di conseguenza, il combustibile di alimentazione e, al contrario, alridursi della richiesta termica si riduce il carico elettrico e l’alimentazione da combustibile. Inogni caso, il maggiore/minore consumo di combustibile è legato alla maggiore/minoreproduzione elettrica e pertanto la variazione di combustibile è correlata esclusivamente allavariazione di produzione elettrica.


I i ti di ti l i AImpianti di tipologia AAppartengono a questa categoria di impianti anche le turbine a vapore (TV) incontropressione e, di conseguenza, gli impianti combinati TG+TV in contropressionecontropressione e, di conseguenza, gli impianti combinati TG TV in contropressione

E ETG

F

TVF GVC

ETV

G

TG

GVR

H GTV

GVR

H

Nella TV in contropressione, considerando l’assenza di dispositivi di dissipazione del calorecontenuto nel vapore allo scarico ad una maggiore richiesta termica l’impianto si adeguacontenuto nel vapore allo scarico, ad una maggiore richiesta termica l impianto si adeguaaumentando la quantità di vapore in turbina e, di conseguenza, la produzione elettrica ed ilcombustibile di alimentazione. Al contrario, al ridursi della richiesta termica si riduce ilvapore in turbina e quindi il carico elettrico e l’alimentazione da combustibile. In ogni caso, ilmaggiore/minore consumo di combustibile è legato alla maggiore/minore produzioneelettrica e pertanto la variazione di combustibile è correlata esclusivamente alla variazionedi produzione elettrica.


Impianti di tipologia A

È evidente che, per la tipologia di impianti A, il combustibile di alimentazione è associatoesclusivamente alla produzione di energia elettrica e la produzione termica avviene per

di l ll i d ll’i i t lt l d i l tt ipuro recupero di calore allo scarico dell’impianto senza alterare la produzione elettrica.

Per impianti di tipo A risulta evidentemente:Impianti Tipo A:

β = 0

e quindi il rendimento elettrico dell’impianto può essere considerato indicativo della qualità delciclo di conversione in quanto coincidente con il rendimento elettrico equivalente:

EQE EE H E

F Fβη η+ ⋅= = =


Impianti di tipologia BAppartengono a questa categoria tutti quegli impianti di cogenerazione nei quali la produzioneAppartengono a questa categoria tutti quegli impianti di cogenerazione nei quali la produzione termica avviene tramite un prelievo di calore dal ciclo di conversione durante la fase di scambio di lavoro e quindi con conseguenti perdite di produzione elettrica.Esempi tipici di questa categoria di impianti sono le turbine a vapore (TV), sia a condensazione che a contropressione, dotate di estrazione di vapore cogenerativo e, di conseguenza, i cicli combinati TG+TV con estrazione di vapore.


Impianti di tipologia BIn tali impianti è evidente che il recupero di calore incide direttamente sulla produzione dielettricità Infatti mantenendo costante il combustibile di alimentazione all’aumentare dellaelettricità. Infatti, mantenendo costante il combustibile di alimentazione, all aumentare dellaproduzione termica, realizzata tramite una maggiore estrazione di vapore, la produzione elettricadiminuisce progressivamente a causa della minore quantità di vapore che proseguel’espansione nel corpo di turbina a valle dell’estrazione Viceversa al ridursi della produzionel espansione nel corpo di turbina a valle dell estrazione. Viceversa, al ridursi della produzionetermica, realizzata tramite una progressiva riduzione del vapore estratto, aumenta la produzioneelettrica a causa della maggiore quantità di vapore che prosegue l’espansione nel corpo diturbina a valle dell’estrazioneturbina a valle dell estrazione.


I i ti di ti l i BImpianti di tipologia BPer evidenziare maggiormente la correlazione di una quota parte di combustibile consumatocon la produzione termica si consideri una turbina ad estrazione e condensazionecon la produzione termica, si consideri una turbina ad estrazione e condensazioneinizialmente in assetto “tutto elettrico”, cioè senza produzione di energia termica (portata divapore estratto nulla), con una portata di vapore in testa alla turbina inferiore alla portatanominale.


I i ti di ti l i BImpianti di tipologia BEstraendo una quantità di vapore Y per soddisfare una determinata richiesta di energiatermica a parità di energia elettrica generata rispetto all’assetto precedente la quantità ditermica, a parità di energia elettrica generata rispetto all assetto precedente, la quantità divapore da immettere in turbina aumenta di una quantità X. Tale quantità X comportanecessariamente un incremento di combustibile di alimentazione per essere prodotta. Nederiva immediatamente che tale incremento di combustibile è connesso alla produzione dienergia termica essendo rimasta inalterata tra i due assetti la produzione elettrica.


Impianti di tipologia B

È evidente che, per la tipologia di impianti B, il combustibile di alimentazione non èassociato esclusivamente alla produzione di energia elettrica ma imputabile in parte alla

d i l tt i l i t t ll d i t iproduzione elettrica e per la rimanente parte alla produzione termica.

Per impianti di tipo B risulta evidentemente:Impianti Tipo B:

0β >

e quindi il rendimento elettrico dell’impianto non può essere considerato indicativo della qualitàdel ciclo di conversione in quanto penalizzato dalla produzione termica. In questo caso deveessere quindi utilizzato allo scopo il rendimento elettrico equivalente:essere quindi utilizzato allo scopo il rendimento elettrico equivalente:

βη η+ ⋅= > =EQE E

E H EF FF F


L C i d Alt R di t (CAR)La Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)(istituita dalla Direttiva Europea 2004/8/CE e s.m.i.)

• L’importanza del rendimento elettrico equivalente è riconosciuta dalla vigente legislazione• L importanza del rendimento elettrico equivalente è riconosciuta dalla vigente legislazione(DLgs 20/07, DM 4/8/11 e DM 5/9/11) ai fini del riconoscimento della Cogenerazione adAlto Rendimento (CAR) per la quale è previsto un regime di sostegno attraverso ilriconoscimento di benefici ed incentivi

• Qualora l’unità di cogenerazione non raggiunga nel suo complesso un rendimento globaledi soglia (75% per impianti di tipo A, ad eccezione per i cicli combinati con turbine a vaporein contropressione per i quali assume il valore dell’80%, ed 80% per impianti di tipo B) tale

ità i di i i d ità i t li l’ ità ti CHP l’ ità tiunità viene divisa in due unità virtuali: l’unità cogenerativa CHP e l’unità non cogenerativaNON CHP. L’unità CHP è individuata in maniera tale che le energie ai sui confini dianoluogo ad un rendimento globale esattamente pari al rendimento di soglia.


La Cogenerazione ad Alto Rendimento (CAR)

Per individuare le energie dell’unità CHP si utilizza proprio il rendimento elettricoPer individuare le energie dell unità CHP si utilizza proprio il rendimento elettricoequivalente (individuato, nelle guide esplicative della vigente legislazione con il termineηNON CHP,E ) valutando il rapportorapporto energia/caloreenergia/calore effettivoeffettivo:

EQ

EQ

E sogliaeff

soglia EC

η β ηη η

− ⋅=

−

dal quale si ricava l’energia elettrica/meccanica prodotta dalla unità CHP:

= ⋅CHP eff CHPE C H

avendo ipotizzato HCHP=H e cioè che tutta la produzione di calore utile avvenga per viacogenerativa (assenza di produzione di calore utile da fonti non cogenerative, quali, adesempio, caldaie di integrazione, post-combustioni finalizzate all’incremento della solagproduzione termica, etc.)



Si ricava quindi l’energia elettrica prodotta dalla unità NON CHP:Si ricava quindi l energia elettrica prodotta dalla unità NON CHP:

NONCHP CHPE E E= −

e la quota parte di energia primaria ad essa associata:

E

EQ

NONCHPNONCHP

E

EF

η=

Da questa si ricava infine la quotaparte di energia primaria attribuibile alla unità CHP:

CHP NONCHPF F F= −



Completate le valutazioni delle energie alla frontiera dell’unità CHP con queste energie si

⎛ ⎞⎜ ⎟

Completate le valutazioni delle energie alla frontiera dell unità CHP, con queste energie sicalcola il risparmiorisparmio didi energiaenergia primariaprimaria tramite:

dove:

11 100

Re Re

PESCHPH CHPE

fH fEη ηη η

⎜ ⎟⎜ ⎟= − ⋅⎜ ⎟+⎜ ⎟⎝ ⎠

dove:

rendimento di riferimento per la produzioneseparata di caloreη = CHP

CHP

HCHPHF

η = CHP

CHP

ECHPEF

ηRe fH

ηRe fE rendimento di riferimento per la produzioneseparata di energia elettrica

Le modalità di quantificazione dei valori di rendimento di riferimento per la produzioneseparata di HCHP e ECHP sono prescritte negli Allegati IV, V, VI e VII del DM 4 agosto 2011.Se, invece, l’unità di cogenerazione nel suo complesso è caratterizzata da un rendimentoglobale superiore al rendimento di soglia non si procede alla suddetta suddivisione in unitàglobale superiore al rendimento di soglia, non si procede alla suddetta suddivisione in unitàvirtuali ed il PES viene semplicemente calcolato con le energie ai confini dell’unità complessivae con i rendimenti di riferimento sopra definiti.



L di i d ddi f i h d t itàLa condizione da soddisfare per riconoscere che una data unitàfunzioni in CAR consiste nel raggiungimento di un risparmio di energiaprimaria (PES) superiore ad un valore minimo prestabilito, differenziatoin funzione della classe di potenza dell’unità cogenerativa. Tale condizionerisulta:

PESPES ≥≥ 00 11 ((1010%%)) per unità di cogenerazione con capacità diPESPES ≥≥ 00,,11 ((1010%%)) per unità di cogenerazione con capacità digenerazione almeno pari a 1 MWe;PES > 0 per le unità di piccola e micro-cogenerazione.


I benefici previsti dalla normativa vigente per la CAR

C il DM 5 tt b 2011 i i t d tt tt il i i t d i CB (C tifi tiCon il DM 5 settembre 2011 viene introdotto, attraverso il riconoscimento dei CB (CertificatiBianchi), il regime di sostegno per la Cogenerazione ad Alto Rendimento.

Gli ulteriori benefici previsti dalla normativa vigente per la CAR sono:

l’esonerol’esonero dall’obbligodall’obbligo didi acquistoacquisto deidei CertificatiCertificati VerdiVerdi previstoprevisto perper ii produttoriproduttori ee gliglii ii i didi ii l il i d i id i i i i ii i i dd f if iimportatoriimportatori didi energiaenergia elettricaelettrica concon produzioniproduzioni ee importazioniimportazioni annueannue dada fontifonti nonnonrinnovabilirinnovabili eccedentieccedenti ii 100100 GWhGWh (art(art.. 1111,, commicommi 11,, 22 ee 33 deldel DecretoDecreto LegislativoLegislativo 1616 marzomarzo19991999,, nn..7979));;

lala precedenza,precedenza, nell’ambitonell’ambito deldel dispacciamentodispacciamento,, dell’energiadell’energia elettricaelettrica prodottaprodotta dadaunitàunità prevalentementeprevalentemente CARCAR rispettorispetto aa quellaquella prodottaprodotta dada fontifonti convenzionaliconvenzionali (art(art.. 1111,,commacomma 44 deldel DecretoDecreto LegislativoLegislativo 1616 marzomarzo 19991999 nn 7979));;commacomma 44 deldel DecretoDecreto LegislativoLegislativo 1616 marzomarzo 19991999,, nn..7979));;

lele agevolazioniagevolazioni fiscalifiscali sull’accisasull’accisa deldel gasgas metanometano utilizzatoutilizzato perper lala cogenerazionecogenerazione(Decreto(Decreto LegislativoLegislativo 2626 ottobreottobre 19951995,, nn.. 504504 aggiornatoaggiornato daldal DecretoDecreto LegislativoLegislativo 22febbraiofebbraio 20072007,, nn.. 2626));;


I benefici previsti dalla normativa vigente per la CARpossibilitàpossibilità didi accedereaccedere alal regimeregime didi RitiroRitiro DedicatoDedicato dell’energiadell’energia elettricaelettrica,, secondosecondolele modalitàmodalità semplificatesemplificate stabilitestabilite dalladalla deliberadelibera AEEGAEEG 280280//0707;;lele modalitàmodalità semplificatesemplificate stabilitestabilite dalladalla deliberadelibera AEEGAEEG 280280//0707;;

lala possibilitàpossibilità didi accedereaccedere alal servizioservizio didi scambioscambio sulsul postoposto dell’energiadell’energia elettricaelettricaprodottaprodotta dada impiantiimpianti didi CogenerazioneCogenerazione adad AltoAlto RendimentoRendimento concon potenzapotenza nominalenominale finofinoaa 200200 kWkW (deliberazione(deliberazione 33 giugnogiugno 20082008 –– ARG/ARG/eltelt 7474//0808 “Testo“Testo integratointegrato delledellemodalitàmodalità ee delledelle condizionicondizioni tecnicotecnico--economicheeconomiche perper lolo scambioscambio sulsul postoposto (TISP)(TISP) eess..mm..ii..));;

lala possibilitàpossibilità didi applicareapplicare condizionicondizioni tecnicotecnico--economicheeconomiche semplificatesemplificate perper lalaconnessioneconnessione allaalla reterete elettricaelettrica,, comecome definitedefinite dall’Autoritàdall’Autorità concon lala deliberazionedeliberazione deldel 2323luglioluglio 20082008 ARG/ARG/eltelt 9999//0808 “Testo“Testo integratointegrato delledelle condizionicondizioni tecnichetecniche eded economicheeconomicheluglioluglio 20082008 -- ARG/ARG/eltelt 9999//0808 TestoTesto integratointegrato delledelle condizionicondizioni tecnichetecniche eded economicheeconomicheperper lala connessioneconnessione allealle retireti elettricheelettriche concon obbligoobbligo didi connessioneconnessione didi terziterzi deglidegli impiantiimpiantididi produzioneproduzione didi energiaenergia elettricaelettrica (Testo(Testo integratointegrato delledelle connessioniconnessioni attiveattive –– TICA)TICA) ”” eess..mm..ii....

rilasciorilascio didi GaranziaGaranzia didi origineorigine perper l’energial’energia elettricaelettrica prodottaprodotta daglidagli impiantiimpiantifunzionantifunzionanti inin CogenerazioneCogenerazione adad AltoAlto RendimentoRendimento ((GOcGOc)).. TaleTale certificazione,certificazione,u o a tu o a t Coge e a o eCoge e a o e adad toto e d e toe d e to ((GOcGOc)) a ea e ce t ca o e,ce t ca o e,rilasciatarilasciata daldal GSEGSE potrebbepotrebbe essereessere potenzialmentepotenzialmente utilizzatautilizzata daidai produttoriproduttori perperdimostraredimostrare aiai propripropri clienticlienti l’originel’origine dell’energiadell’energia elettricaelettrica vendutavenduta;;


I benefici previsti dalla normativa vigente per la CAR

dd i i t tii i t ti lifi tlifi t l’ t i il’ t i i llll t it iprocedureprocedure amministrativeamministrative semplificatesemplificate perper l’autorizzazionel’autorizzazione allaalla costruzionecostruzione eegestionegestione deglidegli impiantiimpianti,, concon particolareparticolare riferimentoriferimento allealle unitàunità didi piccolapiccola ee micromicro--cogenerazionecogenerazione;;

semplificazionisemplificazioni perper lala connessioneconnessione allaalla reterete deglidegli impiantiimpianti.. InIn particolare,particolare, aiai finifinidelladella connessione,connessione, gligli impiantiimpianti didi cogenerazionecogenerazione godonogodono didi tuttitutti ii vantaggivantaggi assicuratiassicuratiagliagli impiantiimpianti cheche produconoproducono energiaenergia dada fontifonti rinnovabilirinnovabili;;agliagli impiantiimpianti cheche produconoproducono energiaenergia dada fontifonti rinnovabilirinnovabili;;

semplificazionesemplificazione deglidegli adempimentiadempimenti relativirelativi all’installazioneall’installazione deidei dispositividispositivi ee alleallemisuremisure didi caratterecarattere fiscalefiscale ee perper lala definizionedefinizione didi procedureprocedure semplificatesemplificate ininmateriamateria didi versamentoversamento delledelle acciseaccise ee deglidegli altrialtri onerioneri tributaritributari ee fiscalifiscali;;

semplificazionisemplificazioni nell’iternell’iter autorizzativoautorizzativo::

oo perper l’installazionel’installazione deglidegli impiantiimpianti didi micromicro cogenerazionecogenerazione èè previstaprevista lala solasolaoo perper l installazionel installazione deglidegli impiantiimpianti didi micromicro cogenerazionecogenerazione èè previstaprevista lala solasolaComunicazioneComunicazione alal ComuneComune;;

oo perper l’installazionel’installazione didi impiantiimpianti didi cogenerazionecogenerazione concon potenzapotenza nominalenominale inferioreinferiore aa 33MWMW èè previstaprevista lala DIADIA..

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