. : Studio Bartucci : .

INTRODUZIONE
L'idea base della cogenerazione è ben nota: in ogni ciclo termodinamico “motore”, che generi energia elettrica utilizzando come fonte energetica calore ad alta temperatura (in particolare quello generato dalla combustione di un combustibile fossile come il gas metano), è necessario cedere calore a più bassa temperatura, in genere all'ambiente. Il calore ceduto è una quota rilevante del calore introdotto nel ciclo attraverso il combustibile, ed è, a tutti gli effetti, una perdita che penalizza le prestazioni energetiche del ciclo motore. Se questo calore, in tutto o in parte, viene recuperato perché esiste un utilizzatore termico, si realizza un processo cogenerativo e si migliora l'efficienza termodinamica del processo. La cogenerazione consente quindi un significativo risparmio di energia primaria rispetto alla generazione separata di energia elettrica e termica. Il rendimento totale di un impianto di cogenerazione alimentato a gas metano è generalmente superiore all'80%.

LA COGENERAZIONE IN ITALIA
Gli impianti di cogenerazione giocano un ruolo significativo nel panorama energetico nazionale, coprendo circa il 30% di tutta la generazione elettrica da combustibili fossili italiana. Dal punto di vista della taglia, la potenza media di questo tipo di impianti si attesta intorno ai 10 MWe, comprendendo alcune centinaia di impianti di potenza media intorno ad 1 MWe basati su motori a combustione interna; impianti turbogas a recupero semplice e cicli a vapore a contropressione prevalentemente nella fascia dei 5-10 MWe di potenza; cicli a vapore a condensazione/spillamento ed impianti a ciclo combinato nella fascia dei 20-80 MWe di potenza.

TIPOLOGIE DI IMPIANTO PER APPLICAZIONI INDUSTRIALI E CIVILI
Negli impianti alimentati a gas metano destinati ad applicazioni industriali e civili con potenze comprese tra 100 KWe e 20 MWe le tecnologie più utilizzate sono 3: micro turbine a gas, motori a combustione interna ed impianti turbogas.

Le micro turbine a gas (MTG) sono impianti di piccola taglia (<500 KWe) basati su di un ciclo a gas recuperativo. L'impiego delle turbine a gas per la generazione di potenza elettrica su piccola scala è una realtà sicuramente innovativa. Si pensi infatti che gli impianti TG presenti nel mercato industriale mostrano una vera competitività economica ed energetica per potenze superiori a 5-10 MWe, mentre unità di potenza dell'ordine del MWe mostrano costi specifici crescenti e rendimenti notevolmente penalizzati. Macchine di potenza ancora inferiore potrebbero apparire decisamente fuori mercato se il concetto di “microturbina” non coinvolgesse un completo ripensamento dell'architettura della macchina e del suo tipo di utilizzo. Infatti le MTG si basano sull'impiego di un ciclo recuperativo e di turbomacchine radiali assai più economiche ed operanti ad un numero di giri elevatissimo. Il background tecnologico delle MTG ha basi estese derivate da progettazione di macchine tradizionali come turbocompressori dell'industria automobilistica, unità di potenza ausiliaria per aeromobili, applicazioni militari, ecc.

I motori a combustione interna sono stati studiati ed applicati già dalla seconda metà dell'800 ed hanno conosciuto uno sviluppo industriale notevole grazie alla loro diffusione come propulsori per gli autoveicoli. Inoltre il loro impiego ha interessato molti ambiti, per esempio la propulsione navale, la trazione ferroviaria, e le applicazioni stazionarie per generazione di potenza meccanica (motopompe, gruppi elettrogeni, aria compressa, ecc.). A partire dalla seconda metà del secolo scorso sono impiegati anche nella cogenerazione industriale e, più recentemente, grazie alla disponibilità sul mercato di modelli di piccola potenza, nei settori civile e terziario. I motori a combustione interna hanno quindi l'indubbio vantaggio di essere una tecnologia matura, conosciuta ed applicata da tempo e caratterizzata da un'ampia diffusione in vari settori. Hanno raggiunto quindi un'elevata affidabilità, rendimenti piuttosto alti e costi relativamente contenuti e vengono largamente utilizzati per la cogenerazione.

Gli impianti turbogas tradizionali sono comunemente utilizzati per potenze superiori ai 4-5 MWe, impiegano turbomacchine assiali ad elevati rendimenti e rapporti di compressione e sono caratterizzati da rapporti tra produzione di energia elettrica e termica di 1:3

LA TRIGENERAZIONE
La trigenerazione viene definita come produzione contemporanea di energia elettrica, calore e freddo, quindi di tre forme distinte di energia, tutte intese come effetti utili. Rispetto alla cogenerazione si aggiunge quindi la generazione di freddo all'insieme dei prodotti energetici utili. Un impianto di trigenerazione è generalmente composto dai seguenti elementi:

Un motore primo (per esempio motore a combustione interna o turbina a gas).

Un sistema di recupero termico dai gas di scarico e/o dal circuito di raffreddamento del motore, con produzione di calore utile.

Un sistema di generazione di freddo generalmente costituito da un impianto frigorifero basato su macchine a ciclo inverso a compressione o su macchine ad assorbimento.

La trigenerazione trova migliore applicazione per soddisfare utenze caratterizzate dalla compresenza delle tre richieste energetiche che possono presentarsi sia separatamente, per esempio in relazione ai cicli stagionali, sia contemporaneamente. Alcuni esempi di utenze di questo tipo spaziano dal settore civile e terziario (utenze residenziali, ospedali, aeroporti, centri commerciali, ecc.) al settore industriale (settore alimentare, ecc.). in tali casi la possibilità di aggiungere un effetto utile alla generazione di energia elettrica e calore può consentire di migliorare considerevolmente la redditività ed il ritorno economico dell'impianto.

BENEFICI AMBIENTALI
La cogenerazione a gas comporta notevoli benefici ambientali rispetto alla generazione separata di energia elettrica e calore, infatti, avremo: (i) migliore efficienza complessiva e quindi minor consumo di energia primaria con conseguente (ii) riduzione delle emissioni di CO2 in atmosfera, (iii) inferiori emissioni di sostanze nocive (come NO x , SO x e PTS) rispetto a quanto emesso dal mix delle centrali termoelettriche sul territorio nazionale che utilizzano, oltre al gas, anche carbone ed olio combustibile.

SISTEMI DI INCENTIVAZIONE
Gli impianti di cogenerazione alimentati a gas metano usufruiscono del meccanismo di incentivazione dei titoli di efficienza energetica o certificati bianchi, varati in generale per tutte le iniziative di risparmio energetico. Il meccanismo prevede che società attive nel settore energetico assumano il ruolo di “Energy Service Companies” (E.S.Co.), richiedendo all'autorità per l'Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) di essere qualificate per progettare e gestire iniziative di risparmio energetico. Le ESCO possono richiedere la certificazione dei risparmi energetici ottenuti dagli utenti finali per mezzo di una determinata iniziativa, e, in caso di esito positivo della verifica delle prestazioni raggiunte dall'impianto, acquisiscono il diritto ad ottenere certificati bianchi in quantità proporzionale al risparmio energetico conseguito. Il mercato dei certificati bianchi è gestito dal GME ed è creato imponendo a tutti i distributori di energia elettrica e gas (con oltre 100.000 clienti) di raggiungere determinati obiettivi annuali di risparmio energetico o di acquistare certificati bianchi per lo stesso quantitativo. L'AEEG definisce quindi gli obiettivi annuali di efficienza specifici per ogni distributore, esamina i progetti, verifica la realizzazione e l'effettivo risparmio conseguito, calcola il numero di certificati bianchi e lo comunica al GME. Gli obiettivi di risparmio energetico sono definiti nella delibera AEEG 213/04 e, per il primo quinquennio di applicazione del sistema (2005-2009), sono pari a 2,9 milioni di TEP. I costi derivanti da questa iniziativa, necessari a sostenere il mercato dei certificati bianchi, saranno sostenuti dai distributori di energia elettrica e gas, tramite finanziamenti dello Stato o di Autorità locali.

DATI NECESSARI PER IL DIMENSIONAMENTO DI UN IMPIANTO DI COGENERAZIONE
Per dimensionare l'impianto di cogenerazione e poterne valutare la convenienza, in termini di risparmio di energia primaria, abbiamo bisogno delle seguenti informazioni:

Ore di funzionamento annue dell'impianto asservito dal cogeneratore:

Per ogni mese dell'anno occorre indicare:

numero di ore al giorno in cui si richiede la generazione di energia elettrica e termica
numero di giorni a settimana in cui si richiede la generazione di energia elettrica e termica

Consumi di energia elettrica

Consumi di energia elettrica per ogni mese dell'anno (nel caso fossero discontinui nell'arco della giornata, specificare il consumo per fasce orarie)
Indicazione della potenza elettrica massima installata

Consumi di gas metano/energia termica

Consumi di gas metano dettagliati per mese
Potenza termica installata nella centrale termica e tipo di vettore termico (es: acqua, vapore, olio diatermico, ecc.)
Descrizione di tutte le utenze termiche dell'impianto ed indicazione del relativo consumo di metano e/o energia termica (es: 10.000 mc/mese di metano utilizzati per il riscaldamento degli ambienti, 200.000 di kwh/mese per processo industriale, ecc.)
Indicazione della temperatura del vettore termico (mandata e ritorno) per ogni utenza termica. Nel caso del vapore indicare la pressione di utilizzo, la percentuale di ritorno della condensa e la relativa temperatura (es: acqua per riscaldamento invernale T mandata =90°C, T ritorno =70°C; vapore per processo industriale a 12 bar, ritorno 50% della condensa a 60°C ).