Dispensa N.6 Università degli Studi di Napoli Federico II D.E.TE.C.- Dipartimento di Energetica, TErmofluidodinamica applicata e Condizionamenti ambientali Cogenerazione e trigenerazione: dai principi generali alle applicazioni Gestione delle Risorse Energetiche A.A. 2012/2013
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Dispensa N.6 Cogenerazione e trigenerazione: dai principi ... · Produzione combinata di ... Il ruolo della domanda di energia termica ... – centrali termoelettriche realizzate
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Dispensa N.6
Università degli Studi di Napoli Federico II
D.E.TE.C. - Dipartimento di Energetica, TErmofluidodinamica
applicata e Condizionamenti ambientali
Dispensa N.6
Cogenerazione e trigenerazione:
dai principi generali alle applicazioni
Gestione delle Risorse Energetiche
A.A. 2012/2013
Sommario
1. Principi generali
2. Tecnologie
3. Progettazione ed analisi di fattibilità tecnico-economica
4. Esempi di applicazione
Riferimenti bibliografici
2
1. Principi generali
3
La cogenerazione (Combined Heat and Power, CHP)
� Produzione combinata di
due diverse forme di
energia mediante un unico
processo di conversione.
� Abitualmente vengono
prodotte:
• energia elettrica (e/o
meccanica);meccanica);
• energia termica (e/o
frigorifera).
� Un’applicazione molto
comune:
4
Moto
re p
rim
o
100
40
Sistema di Cogenerazione
Energia elettrica
Centrale termoel.
40
Sistema Tradizionale
100
Efficienza energetica nella cogenerazione
Utenza
Moto
re p
rim
o
50 Energia termica
Gen. di calore50 55
A parità di energia utile, il S.T. usa 55 unità di energia in più (Risparmio di Energia Primaria = 35%)
5
Efficienza energetica nella cogenerazione
Moto
re p
rim
o
Ec =100
Ee =40
Et =50
Sistema di Cogenerazione
Energia elettrica
Energia termica
CentraleEe =40
Sistema Tradizionale (rif.)
Gen. di caloreEt =50 Ec,t= 55
Ec,e = 100
Utenza
Rendimenti
40%ee
c
E
Eη = =
,,
40%ee rif
c e
E
Eη = =
RendimenticE
50%tt
c
E
Eη = =
90%e ttot
c
E ECUC
Eη += = =
,c eE
,,
90%tt rif
c t
E
Eη = =
,, ,
58%e ttot rif rif
c e c t
E ECUC
E Eη += = =
+
,,
/ 1- 1- 35%p rifp p rif
p rif
E CUCE E
E CUC∆ = = ≈REP =
6
Il ruolo della domanda di energia termica
� In ogni centrale termoelettrica il 50% ca. dell’energia primaria in ingresso
non viene convertito in en. elettrica ed è teoricamente disponibile per
cogenerazione
� Per l’enorme potenza termica disponibile, questo potenziale può essere
sfruttato molto di rado:
– centrali termoelettriche realizzate in aree con forte presenza industriale
– reti di teleriscaldamento (complesse e costose)
Soluzione: produzione di energia elettrica localizzata dove è presente anche
una significativa domanda di energia termica => cogenerazione “diffusa”
7
Generazione diffusa e µ-grids: un modello per il futuro?
8
Potenziali vantaggi
� Riduzione del fabbisogno di energia primaria rispetto alla produzione
separata:
• utilizzo di reflui termici normalmente dispersi in ambiente
• riduzione delle perdite elettriche di trasporto e distribuzione
� Riduzione dell’impatto ambientale (N.B.: non sempre, a livello locale!)
� Risparmio sull’ammontare complessivo delle fatture per l’acquisto di
energia (aumento fattura combustibili, forte riduzione fattura energia energia (aumento fattura combustibili, forte riduzione fattura energia
elettrica)
9
Rendimenti e risparmio di energia
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
IRE
(%)
0,1
RE
P (
%)
-20,00
-10,00
0,00
0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50
Rendimento elettrico
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5Rendimento termico
REP = risparmio di energia primaria rispetto alla produzione separata
RE
P (
%)
10
Riduzione delle emissioni di gas serra
500
600
700
Fattori di emissione di gas serra
(grammi di CO2 equivalente per kWhe)
0
100
200
300
400
Media parcotermoelettrico
Ciclo combinato agas
Cogenerazionead alta efficienza
11
Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia
� Utenze con carichi elettrici e termo-frigoriferi:
• contemporanei
• stabili per almeno 3.000÷4.000 h/anno
� Approfondita analisi di fattibilità e corretta progettazione:
• valutazione delle richieste energetiche dell’utenza (diagrammi di
carico, curve di durata, ….)carico, curve di durata, ….)
• dimensionamento ottimale
� Gestione e manutenzione accurate
12
Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia:
diagrammi di carico
0
200
400
600
800
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Ora
Richiesta termica (kW)
Richiesta elettrica (kW)
SI’ (carichi termici ed
elettrici “in fase”)
0
100
200
300
400
500
600
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Ora
Richiesta termica (kW)
Richiesta elettrica (kW)
NO (carichi termici ed
elettrici “sfasati”:
sarebbero necessari
accumuli, complessi e
costosi)
13
0
200
400
600
800
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8760
Ore / anno
Durata del carico termico (kW)
Richiesta elettrica contemporanea (kW)
Durata del carico termico (kW)
SI’ (carichi elettrici e soprattutto
termici caratterizzati da una
durata annua significativa: ad
ex., per 4000 h/anno la potenza
termica richiesta è superiore a
300 kW circa, pari al 43% del
picco…..)
Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia:
curve di durata (*)
0
100
200
300
400
500
600
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8760
Ore / anno
Durata del carico termico (kW)
Richiesta elettrica contemporanea (kW)
NO (il carico termico dopo 2000
h/anno è già quasi nullo….)
(*) Per non perdere le necessarie informazioni sulla contemporaneità dei carichi, abitualmente per uno dei carichi (nell’ex., quello
termico) si riporta la curva di durata, per l’altro (nell’ex., quello elettrico) si riportano le potenze richieste contemporaneamente a
ciascun valore di carico della curva di durata: per esempio, considerando la figura in alto, quando la potenza termica richiesta è di
600 kW quella el. è di circa 400 kW; quando la potenza termica è di 400 kW, quella el. è di circa 300 kW, etc. etc. 14
Requisiti per una corretta applicazione della tecnologia (IV)
• inconvenienti: regolazione più complessa, rendimento elettrico inferiore, possibilità di eccedenze
elettriche (poco rilevante: attualmente le eccedenze possono essere collocate sul mercato senza
eccessivi problemi ai prezzi di borsa; tuttavia, per piccole e medie taglie le eccedenze non dovrebbero
superare il 30÷40%, in linea di massima, perché il prezzo di vendita è comunque inferiore al costo
evitato dell’autoconsumo, e quindi un livello di eccedenze troppo alto può incidere negativamente sulla
redditività
1000
Pt richiesta (kW)
Pt cogenerata (kW)Integrazioni da
caldaia
Possibili modalità di esercizio (III)
0
200
400
600
800
1000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Ora
caldaiaGruppo
fermo
Parzializzazione
61
400
500
Pe richiesta (kW) Pe cogenerata (kW)
Funzionamento a pilotaggio elettrico:
• Pe,cog ≤ Pe richiesta
• vantaggi: autoconsumo totale dell’energia el. (nell’attuale quadro normativo e tariffario, non molto
rilevante)
• inconvenienti: regolazione più complessa, rendimento elettrico inferiore (funzionamento a carico
parziale), possibilità di eccedenze termiche
Integrazioni da rete
esterna
Gruppo
fermo
Possibili modalità di esercizio (IV)
0
100
200
300
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Ora
fermo
Parzializzazione
62
Sintesi dei principali obiettivi progettuali da peseguire nel
dimensionamento del sistema
� La taglia ottimale è, di norma, la più alta (in modo da ottenere rendimenti elettrici più alti, e
sfruttare le economie di scala per ridurre l’investimento specifico, I/Pe) che sia compatibile
con le seguenti esigenze:
� Funzionamento per almeno 3.000/4.000 h/anno, possibilmente a pieno carico
� Limitate eccedenze termiche (orientativamente, max valore medio: 40÷50% per MA,
15÷20% per TG di piccola/media taglia)
� Limitate eccedenze elettriche, soprattutto in F3 (orientativamente, max valore su base
annuale: 30/40%)
Progettazione preliminare ed analisi di fattibilità:
sintesi delle principali fasi operative
1. Analisi dell’utenza (curve di durata e di carico)
2. Ipotesi su taglia e della tecnologia => più soluzioni!
3. Analisi di fattibilità => identificazione della soluzione ottimale
63
Progettazione preliminare e fattibilità: analisi dell’utenza
� Analisi delle curve di durata dei carcihi su base annuale, a partire da quella
del carico termico; quando necessario (ad ex.: carichi termici stagionali, per
poche ore/anno), può essere considerato anche il carico frigorifero
(configurazione con gruppo ad assorbimento)
� Verifica di dettaglio (orari di funzionamento, contemporaneità, continuità di
esercizio, etc.) attraverso i diagrammi di carico giornalieri (nei giorni-tipo
dell’anno: ad ex., feriale e festivo invernale, feriale e festivo estivo, feriale edell’anno: ad ex., feriale e festivo invernale, feriale e festivo estivo, feriale e
festivo mezze stagioni)
IPOTESI SULLA TAGLIA E
SULLA TECNOLOGIA DA IMPIEGARE
(anche in relazione al livello di temperatura dell’utenza termica)
INDIVIDUAZIONE DELLE VARIE SOLUZIONI TECNICAMENTE PROPONIBILI64
� Per la scelta della tecnologia, tipicamente:
• livelli di T bassi (max 90°C) o richieste “miste” (in parte a bassa T – fino
a 90÷95°C, in parte a T superiori), piccole/medie taglie (fino a 8/10
TOTALE ANNO 12.411.000 7.725.049 4.685.951 537.870 5.117.404 1.022.357 3.078.125 1.190.135 4.268.260
F1 F2 F3 F4 Tot
1.435.327 1.083.617 2.167.008 0 4.685.951
ENERGIA RICHIESTA E FORNITASISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N.
Energia elettrica ceduta alla rete (kWh/anno)
Utenza industriale, soluzione 2 (MA da 1.400 kWe)
3.624
3.960
335 8,5%
8.368
9.775
1.407 14,4%
FABBISOGNO EN. PRIMARIA SIST. DI RIF. CORRETTO CON ECCEDENZE (tep/anno)
EMISSIONI DI GAS SERRA SISTEMA DI COG. (t/anno di CO2 equiv.)
EMISSIONI EVITATE DI GAS SERRA SISTEMA DI COGEN. (t/anno di CO2 equiv)
FABBISOGNO EN. PRIMARIA SISTEMA DI COG. (tep/anno)
EMISSIONI DI GAS SERRA SISTEMA DI RIF. CORRETTO CON ECCEDENZE (t/anno di CO2 equiv.)
RISPARMIO DI EN. PRIMARIA SIST. DI COGEN. (tep/anno)
SISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N. 2
Caso baseCon finanziamento
a fondo perduto (30%)
Investimento complessivo (€)1.850.000 1.295.000
Pay-Back semplice (anni)6,3 4,4
Valore Attuale Netto, tasso = 5%, 10 anni (€)406.829 961.829
Indice di Profitto = VAN/Investimento0,220 0,743
INDICI DI REDDITIVITA' DELL'INVESTIMENTO
Commento: gli indici economici migliorano, grazie alla maggiore
efficienza elettrica e al minore costo specifico del gruppo.
N.B.: RIPETENDO LE SIMULAZIONI NELL’IPOTESI DI CARICHI TERMICI
A BASSA TEMPERATURA, si ottiene un SPB di 4,0 anni (2,8 anni con
finanziamenti)
(calcoli economici basati su tariffe 2009, omessi per brevità: esempi
completi saranno forniti in seguito) 80
Obiettivo: dimensionare in modo ragionevole un impianto CHP a servizio di una
prefissata utenza, di cui siano note le curve di durata annuale dei carichi (saranno
omessi, per brevità, i diagrammi di carico nei giorni tipo), e stimare il risparmio
energetico ed economico conseguibile rispetto alla produzione separata.
Ipotesi comuni e criteri da adottare
1) Obiettivo: individuare un gruppo (MA oppure TG), di taglia significativa rispetto alle richieste
energetiche dell’utenza (ovvero, in grado di coprire almeno il 20÷30% delle richieste
termiche), che possa funzionare per almeno 4.000 h/anno (meglio se ancora più a lungo!)
possibilmente senza produrre più del 30÷40% di eccedenze termiche (20% per TG) e più del
Esempi di dimensionamento e analisi tecnico-economica di impianti CHP
possibilmente senza produrre più del 30÷40% di eccedenze termiche (20% per TG) e più del
30% di eccedenze elettriche (20% per TG)
2) Selezionare il modello (MA oppure TG) tra quelli riportati in Appendice; per i costi di
investimento, si faccia riferimento anche in questo caso a quanto riportato in Appendice; per
la manutenzione, si ipotizzerà un extra-costo di 0,015 €/kWhe per MA e 0,010 €/kWhe per TG)
3) Funzionamento a punto fisso (ipotizzando per semplicità rendimenti elettrici costanti, anche
per TG)
4) Soluzione di riferimento per la produzione separata:
• rete elettrica pubblica per l’energia elettrica (rendim. el. convenzionale = 0,46);
• caldaie con rendimento = 0,90 per l’energia termica;
• chiller elettrici con COP medio = 3,0 per l’energia frigorifera.
81
6) Fattori di emissione di gas serra (CO2 equiv.): 0,20 kg/kWh per l’energia primaria da gas
naturale; 0,48 kg/kWhe per l’energia elettrica prelevata da rete
7) Utilizzare preferibilmente:
• MA, in presenza di una richiesta termica almeno in parte a bassa temperatura
(max 95 °C) e per potenze elettriche fino a 6÷8 MW
• TG, in presenza di richieste termiche esclusivamente ad alta temperatura (> 95 °C)
e/o per potenze elettriche superiori a 8÷10 MW (*)
8) Formulare varie ipotesi di dimensionamento:
• preferibilmente senza prevedere l’accoppiamento con gruppi frigo ad
assorbimento (salvo utilizzarli in caso di dimensionamento non soddisfacente)
Esercizi sul dimensionamento e l’analisi preliminare di impianti CHP
assorbimento (salvo utilizzarli in caso di dimensionamento non soddisfacente)
• partendo dal gradino più basso della curva di durata del carico elettrico, per poi
eventualmente aumentare la taglia di tentativo
9) Nel caso sia previsto l’inserimento di un gruppo ad assorbimento, ipotizzare per
semplicità che sia destinato a coprire interamente il fabbisogno frigorifero dell’utenza,
prevedendo quindi anche la possibilità di alimnetarlo mediante energia termica
prodotta in caldaia (e non solo mediante i reflui termici del cogeneratore) => eliminare
dalla configurazione proposta i gruppi frigo elettrici presenti in quella di riferimento.
10) Per l’eventuale assorbitore, assumere COP = 0,70 per singolo effetto, 1,20 per doppio
effetto.
(*) Anche se, per brevità, negli esempi non si considerano tra i dati di input i diagrammi di carico giornalieri, va ricordato che le TG non
dovrebbero mai essere gestite in funzionamento intermittente (ON/OFF giornalieri), per cui , soprattutto per questa tecnologia,
andrebbe effettuata anche una verifica sugli orari giornalieri di esercizio del gruppo 82
11) Nelle analisi economiche, tener conto del fatto che il combustibile usato per produrre
energia elettrica, calcolato convenzionalmente in proporzione ai flussi di en. el. (Ee) e
termica (Et) erogati, è defiscalizzato:
fraz. del consumo di combustibile del cogeneratore attribuito alla produz.
di energia elettrica e quindi defiscalizzata, fdef = Ee/(Ee + Et) = ηe/(ηe + ηt)
12) Per il costo delle forniture elettriche e gas e i prezzi di cessione eccedenze el., utilizzare I
valori riportati in Appendice (per i costi dell’energia elettrica, assumere per semplicità che il
consumo mensile sia uniforme per 12 mesi, e che lo stesso valga per il picco mensile della
potenza prelevata)
13) In particolare, per le imposte gas:
Esercizi sul dimensionamento e l’analisi preliminare di impianti CHP
13) In particolare, per le imposte gas:
• per il sistema di cogenerazione (da applicare solo alla fraz. non defiscalizzata):
� se Ee,cog/Ec,totale ≥ 0,10 => assumere il valore di 0,0187 €/Sm3 (*)
� in caso contrario, il regime fiscale è quello civile
• per il sistema di rif.:
� nel caso di utenze con regime fiscale civile => a scaglioni (≅ 0,181 € /Sm3)
� nel caso di utenze con regime fiscale industriale (e quindi anche alberghi, centri
commerciali, centri sportivi gestiti senza fini di lucro, etc.) => 0,0187 € /Sm3
(*) Se l’energia elettrica prodotta in cog. è almeno pari al 10% del consumo totale di gas naturale presso la
centrale (comprese le caldaie integrative), la centrale cogenerativa, per quanto riguarda la fiscalità sul gas, viene
considerata come utenza di tipo industriale, purché il gestore della stessa sia diverso dall’utente finale
dell’energia (ipotesi che si assumerà valida per default) => v. “Quadro normativo e incentivazioni”) 83
14) Una volta scelta (tra le varie possibili) la soluzione da analizzare, verificare IN VIA
PRELIMINARE che, nelle ore di fascia 3 (*), il costo dell’energia prodotta sia inferiore a
quello dell’energia acquistabile dalla rete pubblica; quest’ultimo, on base alle tariffe
elettriche di riferimento per gli esempi, potrà essere ipotizzato pari a 0,075 €/kWh, al
netto delle imposte.
Nel caso ci siano anche eccedenze da vendere al mercato, il valore di riferimento con cui
confrontarsi andrà calcolato come media pesata tra il prezzo di acquisto
precedentemente fissato (0,075 €/kWh) e quello di cessione, che si ipotizzerà pari a
0,064 €/kWh. In questa analisi, inoltre, adottare i seguenti valori (indicativi) del costo del
gas naturale:
Esercizi sul dimensionamento e l’analisi preliminare di impianti CHP
gas naturale:
• prezzo totale del combustibile, compresi servizi di rete (al netto delle imposte) ≅0,43 €/Sm3
• imposte gas per il sistema di cogenerazione ≅ (1 – fdef)⋅0,0187 €/Sm3
(dove ηt,corrente è il rendimento termico riferito alle specifiche ore di fascia F3 per le
quali si sta effettuando l’analisi; il valore tiene conto del fatto che il comb. “usato
per produrre en. elettrica” è defiscalizzato)
(*) La verifica può essere effettuata, con modalità analoghe, anche nelle altre fasce, soprattutto quando, a
causa di un basso rendimento termico, si ha il dubbio che il costo dell’energia prodotta in cogenerazione
possa essere eccessivo; negli esempi presentati, queste analisi saranno però omesse, per brevità.84
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Diagrammi di carico
Considerazioni preliminari:
• carichi a bassa temperatura => MA
• carico termico significativo e di buona
durata annua => non necessario chiller ad
assorbimento
85
Ipotesi N. 1
In base al “gradino” più basso del diagramma
di carico termico => Pt ≅ 600 kW (8760 h/anno)
MA Jenbacher 312
Pe ≅ 600 kW
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Ipotesi 1
Pe ≅ 600 kW
Pt ≅ 730 kW
ηe = 38,9%
Pi ≅ 600/0,389 = 1540 kW
86
In base al secondo “gradino” del diagramma di
carico termico => Pt ≅ 1000/1200 kW
(presumibilmente per 5500 h/anno: dopo le
dissipazioni termiche diventerebbero significative; in
ogni caso, l’eventuale esercizio dopo le le 5500
h/anno sarà valutato)
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Ipotesi 2
MA Jenbacher 320
Pe ≅ 1060 kW
Pt ≅ 1250 kW
ηe = 39,9%
Pi ≅ 1060/0,399 = 2650 kW
87
In base all’ulteriore “gradino” del diagramma
di carico termico => Pt ≅ 1600/1800 kW
(presumibilmente per 5000/5500 h/anno: dopo
le dissipazioni termiche diventerebbero
significative)
MA Jenbacher 612 (oppure 420…..)
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Ipotesi 3
MA Jenbacher 612 (oppure 420…..)
Pe ≅ 1860 kW
Pt ≅ 1800 kW
ηe = 42,2%
Pi ≅ 1860/0,422 = 4408 kW
Le eccedenze elettriche sono considerevoli!
Anche le dissipazioni di calore sono suignificative.
Possibile miglioramento (per ridurre le dissipazioni
di energia termica; quelle elettriche
aumenteranno): gruppo frigo ad assorbimento =>
ipotesi N. 488
MA Jenbacher 612
Pe ≅ 1860 kW
Pt ≅ 1800 kW
ηe = 42,2%
Pi ≅ 1860/0,422 = 4408 kW
+
Gruppo frigorifero ad assorbimento a singolo effetto
(teoricamente utilizzabile anche un doppio effetto:
sarebbe però necessaria la produzione di vapore solo
per questo scopo, con aggravio di costi e complicazioni
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Ipotesi 4
per questo scopo, con aggravio di costi e complicazioni
impiantistiche…); COPASS = 0,70.
Nell’ipotesi di lavoro che debba coprire comunque tutto
il carico frigorifero (ovviamente nella realtà andrebbe
verificata la convenienza effettiva di questa scelta),
sarà un gruppo da 900 kWf.
Grazie a questa stessa ipotesi, diventa indifferente la
scelta di usare il reflui termici prioritariamente per
l’utenza calore (ipotesi adottata nell’esempio) o
piuttosto per alimentare il chiller ad assorbimento.
N.B.: il carico elettrico per il sistema proposto
CAMBIERA’, rispetto a quello di partenza, per la
scomparsa dei chiller elettrici (ovviamente si trascura
il consumo el. dell’assorbitore)89
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Ipotesi 4Ulteriori dettagli sull’ipotesi N. 4
1) Correzione del carico elettrico: nelle ore in cui è presente richiesta frigorifera, va sottratto al consumo
elettrico complessivo quello dei chiller elettrici, non più presenti nel sistema proposto.
Ad esempio, tra 500 e 1500 h/anno I chiller elettrici richiedevano una potenza pari a:
Pf/COP = 900/3,0 = 300 kW
2) Calcolo dell’energia frigorifera producibile da chiller ad assorbimento alimentato dai reflui termici del
cogeneratore: nell’ipotesi di priorità al termico, si deve calcolare la potenza frigo disponibile come
prodotto della potenza temrica del cogeneratore non richiesta dall’utenza termica per il COP prodotto della potenza temrica del cogeneratore non richiesta dall’utenza termica per il COP
dell’assorbitore: il valore minimo tra questo valore e la richiesta frigorifera effettiva darà la potenza
frigo effettivamente erogata dal chiller ad assorbimento in assetto cogenerativo.
Ad esempio, tra 500 e 1500 h/anno c’è una potenza termica CHP non utilizzata dall’utenza termica
pari a:
(1860-1200) = 660 kW
E’ quindi disponibile una potenza frigo mediante uso dei recuperi termici pari a:
660 ⋅ 0,70 ≅ 460 kWf
Tale potenza, nell’intervallo temporale considerato, è interamente utilizzabile, perché la richiesta
effettiva dell’utenza è superiore….
90
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera
Ipotesi 2 - Analisi ore F3
A titolo di esempio, si analizza l’Ipotesi N. 2, a partire dall’analisi preliminare sull’eventuale funzionamento
in fascia F3.
Analisi F3
� I intervallo: 2000-2800 h/anno:
in queste ore, il rendimento termico (potenza termica utile recuperata/potenza immessa) è:
- energia termica totale richiesta = (2100 ⋅ 500 + 1200 ⋅ 1500 +…. +600 ⋅ 3260) = 10,18 GWh
- energia di integrazione mediante caldaia = per differenza tra il totale richiesto e l’energia resa dal cogen.
- l’energia termica resa in cogen. può considerarsi gratuita (attribuiremo convenzionalmente il consumo del motore
alla produzione elettrica), quindi il consumo di energia primaria in questo bilancio è solo quello delle eventuali caldaie
di integrazione
Bilancio di energia frigorifera S.P.:
si procede analogamente; l’energia elettrica consumata dai chiller elettrici (se presenti) verrà contabilizzata nel si procede analogamente; l’energia elettrica consumata dai chiller elettrici (se presenti) verrà contabilizzata nel
bilancio dell’energia elettrica, per cui gli eventuali consumi da attribuire alla produzione di energia frigo saranno solo
quelli associati alla presenza di gruppi frigo ad assorbimento da alimentare mediante caldaie.
Bilancio di energia elettrica S.P.:
si procede analogamente; come energia elettrica resa, si dovrà considerare tutta quella prodotta dal cogeneratore,
più quella di integrazione prelevata dalla rete; a tale valore, andranno però sottratti I consumi degli eventuali chiller
elettrici (Efrigo/COP), in quanto non rappresentano un consumo finale (viene contabilizzata come energia resa quella
frigo).
Bilanci per il S.R..:
si procede analogamente (e rapidamente: le energie rese sono uguali a quelle del S.P., con la sola eccezione di quella
elettrica, che può essere diversa in presenza di eccedenze prodotte dal sistema di cogenerazione; in questo caso, il
valore di energia resa calcolato per il S.R. va “corretto” sommando tali eccedenza (che, pur non essendo erogate
all’utenza, sono comunque utilmente prodotte e saranno consumate da terzi), così coem il consumo di energia
primaria andrà corretto sommando al valore effettivo del S.R. i consumi del parco termoelettrico necessari per
ottenere un’energia pari alle eccedenze elettriche del cogeneratore.98
Esempio N. 1 – Utenza Ospedaliera: alcune osservazioni sul procedimento di calcolo
Per il calcolo dei flussi economici, vanno applicate le tariffe gas ed energia elettrica ipotizzate e riportate in
appendice.
Va solo osservato che, ai fini del calcolo delle imposte elettriche:
1) l’energia autoconsumata e quella integrata dalla rete, nel sistema proposto, si sommano, essendo del tutto
equivalenti ai fini fiscali;
2) in mancanza dei dati relativi ai consumi mensili, si è proceduto con il seguente calcolo approssimato:
a. Ee,mese = Ee,anno/12
b. Se Ee,mese ≤ 200.000 kWh => tutto il consumo viene pagato all’aliquota massimab. Se Ee,mese ≤ 200.000 kWh => tutto il consumo viene pagato all’aliquota massima