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Cogenerazione e DPR 412: interventi di
energy-saving
Nicola De Nardi
Nel corso dei secoli l'evoluzione del pensiero ed il progresso scientifico-tecnologico
hanno migliorato di molto la qualità della vita, ma la saggezza dell'uomo moderno è
certamente posta in discussione se si riflette per un attimo allo spreco di energia che si
verifica ogni giorno sul nostro pianeta.
Nelle centrali termoelettriche l'energia primaria del combustibile viene utilizzata
soltanto al 3840% per produrre energia elettrica, mentre la restante parte del 62-60%
quasi sempre si perde e non viene recuperata. Così la potenziale energia termica
contenuta nei rifiuti solidi urbani quasi sempre non viene utilizzata in alcun modo. Gli
esempi di questi sprechi sono molteplici ed un modo di risparmiare energia è quello di
aumentare i rendimenti, riutilizzando le 8randi quantità di energia, che vengono invece
inutilmente scaricate.
La cogenerazione e il DPR 412/3. La cogenerazione è una tecnologia che consente di
ottenere questo risultato di simbiosi di più processi con macchine "ad energia
totale", che producono simultaneamente energia elettrica ed energia termica da
un'unica sorgente di energia primaria.
Confrontando la produzione separata di energia termica ed energia elettrica con impianti
convenzionali e la produzione combinata con gruppi di cogenerazione, si ha mediamente un
risparmio del 44% di energia primaria di combustibile. Nello stesso tempo viene
salvaguardato l'aspetto ecologico sia perché le emissioni inquinanti sono ridotte
notevolmente, sia perché in alcuni gruppi di cogenerazione esistenti sul mercato viene
utilizzato come combustibile il gas tratto da biomasse.
Il D.P.R. 412 del 26108/93, al punto E3 dell'allegato D (comma 1 8 dell'art. 5), prescrive
al progettista di valutare l'utilizzo della cogenerazione. Vale certamente la pena di
effettuare un'analisi di fattibilità perché il recupero degli extracosti dell'impianto
di cogenerazione rispetto ad un impianto convenzionale è, mediamente, inferiore al tempo
di pay-back prescritto dall'art. 5 comma 16 del D.P.R 412, perché la tecnologia
cogenerativa disponibile sul mercato è ormai in fase molto avanzata e sicura.
Il Flow-chart progettuale si può sintetizzare in tre fasi, strettamente collegate:
I) Normativa tecnico-legislativa.
II) Diagnosi energetica.
III) Studio di fattibilità e progettazione dell'intervento.
1) Normativa tecnico-legislativa
Viene elencata in ordine cronologico la normativa cui far riferimento nel percorso
progettuale e nella fase degli adempimenti legislativi:
Decreto del 20/07/1939 - Norme per strutture ospedaliere
- D.P.R 27/04/1955 n. 547.
- Circolare del Ministero dell'interno n. 31 del 1978 che riguarda norme di sicurezza per
impianti di autoproduzione.
- Legge 406 del 1980 sulla prevenzione incendi nelle attività alberghiere.
- C.M.I. N° 835114122 del 1982 sulla normativa antincendio nelle attività ospedaliere.
- Norme CEI 34-22 del 1983: parte IIa. - Legge N° 818 del 07/12/1984 e normativa
seguente.
- Norme CEI 11-20 del 4 sugli impianti di autoproduzione fino a 3000 kW.
Norme CEI 64-8 del 1987 variante V5 del 91.
- Norme CEI 64-50 del sugli impianti elettrici nell'edilizia residenziale.
- Schede d'impiantistica elenchi CEI gruppo 2 per le applicazioni terziarie.
- Legge N° 46 del 1990 e D. F 447192.
- C.M.I 13148/4188 sull'installazione dei gruppi cogenerazione.
- Norme CEI 64-2 e 64-4 1990.
- Legge 9/91 (artt.20 e 22) Legge 10/91 (artt. l-8-9-10-13)
- Decreto M.I.C.A. 15/02/1c (direttive alle Regioni per i contributi della legge 10).
- Decreto M.I.C.A. 15/02/19.
- Circolare M.I.C.A. 21 9/F 02/03/1992.
- Delibera C. I. P. del 29/ 1992.
- D.P.R. 412 del 26/08/1993; decreto M.I.C.A. del 13/12/1993 - Circolare M.I.C.A. del 23,
1993.
II) Diagnosi energetica.
La diagnosi energetica si concretizza nell'individuazione degli sprechi di energia termica
o elettrica e della terapia costituita da specifici interventi di energy-saving.
La diagnosi andrà fatta sulla base di un'accurata analisi dei dati raccolti a tavolino,
ma soprattutto rilevati da un sopralluogo tecnico sul posto, effettuato sui due percorsi
reali dei flussi energetici termico ed elettrico dal punto di produzione (o di
alimentazione) al punto di utilizzazione.
Per l'energia elettrica si potrebbero così individuare sprechi di energia per contratti
di fornitura inadeguati insufficiente rifasamento, sovradimensionamento di trasformatori e
di utilizzatori nel funzionamento attuale, impianti elettrici ed utilizzatori non più
adeguati alle moderne tecnologie di energy-saving ecc.. Per l'energia termica si
potrebbero individuare cause di spreco in contratti di fornitura e/o combustibili
inadeguati, coibentazione termica insufficiente, sovradimensionamento dei generatori di
calore e degli utilizzatori, generatori di calore ed utilizzatori obsoleti e/o con
rendimenti troppo bassi, manutenzione inadeguata, recuperi di calore non effettuati, ecc..
Eventuali processi di lavorazione esistenti vanno rivisti ed adeguati alle moderne
tecnologie di energy-saving.
Raccolta dei dati
E' indispensabile rilevare i seguenti dati con la fattiva collaborazione del responsabile
tecnico della committenza.
Energia elettrica
- Schema elettrico dell'impianto con i valori delle potenze utilizzate e del tempo di
utili7zo giornaliero nell'arco di un mese e per un periodo annuo.
- Contratto di fornitura ENEL, prezzo del kWh, valore del sovrapprezzo termico, delle
imposte e del corrispettivo di potenza.
- Dati Enel delle misure mensili per il periodo di uno/due anni: potenza attiva massima
energia attiva - energia reattiva, fattore di potenza.
- Analisi ed individuazione dei periodi temporali di funzionamento dei carichi elettrici
nell'arco del mese e per un periodo annuo. Tali dati vanno collegati con i dati elettrici
del punto precedente, anche tramite una tabella che consenta poi di ricavare i diagrammi
del carico elettrico giornaliero, mensile e annuale (potenza elettrica in funzione del
tempo). Volendo procedere in maniera sperimentale con risultati più esatti, riscontrati
direttamente sull'impianto, è possibile utilizzare un'attrezzatura abbastanza diffusa sul
mercato: analizzatore di energia a microprocessore, che può essere inserito direttamente
e stabilmente sull'impianto per RI}evare automaticamente il diagramma temporale del carico
elettrico ed altre grandezze.
Energia termica
- Contratto di fornitura del metano, già esistente o da effettuare, con i valori del
costo a Nm 3 e dei costi accessori.
- Consumi e costi mensi!i di combustibile (metano o altro combustibile) per il periodo di
un anno.
- Schema dell'impianto termico esistente con i dati di targa delle caldaie, lo sviluppo
della rete termica, i valori delle potenze termiche degli utilizzatori e del tempo di
utilizzo giornaliero, nell'arco mensile e per un periodo annuo.
- Rilievo del diagramma di carico termico giornaliero, mensile ed annuale (potenza termica
in funzione del tempo).
Individuazione degli interventi
Da uno studio analitico dei dati rilevati e descritti in precedenza, s'individuano gli
sprechi d'energia elettrica e termica ed i tipi d'intervento più semplici ed economici
per risparmiare energia, come quelli già elencati all'inizio.
Soltanto dopo queste verifiche è corretto prendere in considerazione l'intervento
cogenerativo.
III) Studio di fattibilita' e progettazione dell'intervento
Scopo dello studio di fattibilità è quello di dimostrare la convenien7a
dell'installazione del gruppo di cogenerazione secondo i criteri dell'art. 5, comma 16 del
D.P.R 412/93.
I requisiti generali necessari per tale convenienza, già esistono per gli ospedali,
cliniche e case di cura indicati nell'allegato D al comma 18 e cioè:
- adeguata domanda di energia elettrica;
- adeguata domanda di calore a bassa temperatura;
- numero elevato di ore di contemporaneità della richiesta di energia termica ed
elettrica.
Dimensionamento e scelta dei gruppo di cogenerazione.
Il dimensionamento più conveniente dal punto di vista economico attribuisce al gruppo di
cogenerazione il compito di erogare una potenza elettrica PE pari alla base del diagramma
di carico elettrico, e quindi almeno pari al 20% in più della potenza elettrica minima
richiesta dall'utenza nei vari periodi dell'anno, mentre la rete ENEL erogherà il surplus
del fabbisogno elettrico. Per il settore considerato (ospedali, cliniche, case di cura)
esistono sul mercato motori primi a gas metano a ciclo otto (tra 100 kW e 2000 kW), oppure
motori DIESEL per le zone sprovviste di gas metano.
In base alla potenza elettrica PE prima individuata ed al tipo di combustibile, si sceglie
il gruppo di cogenerazione tra i modelli esistenti sul mercato.
La potenza termica erogata in uscita dal gruppo è pari a: PT= ITPE dove IT è l'indice
termico che varia, ad esempio, tra 1,2 e 1,8 per i motori a gas metano, valori specificati
dalla Ditta costruttrice anche per gli altri modelli & gruppi cogenerativi.
Poiché il dimensionamento più conveniente del gruppo prevede che la potenza termica
cogenerata venga tutta utilizzata, è bene verificare dai dati raccolti in sede di
diagnosi che la potenza termica PTG del gruppo sia inferiore o uguale alla potenza termica
PTU richiesta dall'utenza.
Individuato il modello disponibile sul mercato si può risalire a tutti i dati necessari
per lo studio di fattibilità, poiché la ditta costruttrice li fornisce in dettaglio, ad
esempio: la potenza termica introdotta, il consumo orario di combustibile, la potenza
termica ed elettrica in uscita, il rendimento dell'alternatore, la velocità e coppia al I
'asse del motore primo, i m3/ora di acqua calda prodotta a 70/80°C, ecc..
Le ore di contemporaneità annue e quindi il periodo di erogazione simultanea di energia
termica ed energia elettrica si ricavano dai dati rilevati in sede di diagnosi.
Il contratto di fornitura ENEL ed eventualmente il contratto SNAM, ove esista, devono
essere ridimensionati, poiché il gruppo di cogenerazione fornisce una data potenza
elettrica PEG ed una data potenza termica PTG.
Studio di fattibilità
Avendo a disposizione i dati necessari, si può effettuare ora lo studio di fattibilità
secondo un diagramma di flusso, le cui fasi sono di seguito specificate.
1. Calcolo del costo annuo dei kWh prelevati dalla rete ENEL e da gruppi elettrogeni, in
assenza di cogenerazione: C . A . kWh . s . c 2. Calcolo del costo annuo, dei kWh in
presenza di cogenerazione prelevati dalla rete ENEL, compreso il costo aggiuntivo del
contratto di soccorso ENEL per i guasti accidentali ed i periodi di manutenzione
programmata: C . A . kWh . c . c
3. Calcolo del costo aggiuntivo annuo per il consumo di combustibile del gruppo di
cogenerazione, C . A . A . C, tenendo conto nel calcolo delle seguenti detrazioni:
- defiscalizzazione per i kWh autoprodotti (solo per il metano );
- costo del combustibile risparmiato ed equivalente all'energia termica prodotta dal
gruppo;
- agevolazioni tariffarie per il costo del metano, espresse in riferimento ai kWh
autoprodotti. 4. Calcolo del costo annuo di manutenzione del gruppo, C,A. M.G . .
5. Calcolo del costo annuo d'imposta U.T.I.F. per i kWh autoprodotti. Per lo studio di
fattibilità per impianti a metano la SNAM è disponibile a concedere un contributo fino
ad un massimo del 50%, qualora l'impianto venga realizzato. Inoltre la SNAM offre un
servizio di consulenza per l'assistenza:
- nell'istruttoria delle pratiche per l'ottenimento dei contributi previsti dalla legge
n° 10/91 e dalla legge 64/86, che sono cumulabili con altre incentivazioni a carico del
bilancio dello Stato fino al 75% dell'investimento complessivo;
- nell'individuazione dei finanziamenti più idonei (Banca Europea per gli investimenti
che eroga prestiti a tasso agevolato fino ad un massimo del 50% per 7-12 anni, mutui
bancari, ecc.).
Convenienza economica dell'investimento.
Per valutare la convenienza economica si calcola il PAY-BACK PERIOD ed il V.A.N.,
utilizzando i dati precedenti;
PAY BACK PERIOD = costo d'investimento/beneficio netto annuo
Il costo dell'investimento è il costo del gruppo di cogenerazione "chiavi in
mano". Il beneficio netto annuo si ricava dalla formula:
BN .A= CAkWhsc -CAkWhcc-CA.A.C.-CAMCC,UTIF+-RAkWhA
ove RAkWhA. è il ricavato annuo per i kWh autoprodotti in eccesso e venduti all' ENEL e
C. =UTIF è il costo dell'imposta U.T.I.F. sui kWh annui autoprodotti.
Il pay-back period calcolato deve essere nei limiti previsti dall'art. 5 comma 16 del
D.P.R. 412/93 riferito agli impianti termici di nuova istallazione, nonchè per quelli
sottoposti a ristrutturazione.
Analisi di redditività.
Costo dell'investimento, beneficio, annuo sui costi di esercizio, incremento nel tempo del
costo dell'energia, tasso d'inflazione, tasso di sconto del denaro e vita economica
dell'impianto sono i parametri principaìi per sviluppare l'analisi di redditività col
metodo dei "flussi di cassa scontati", oppure col metodo più rapido del V.A.N.,
così calcolato: V.A.N.= Bn.a . x FATTORE ANNUALITA' - COSTO INVESTIMENTO
ove il fattore di annualità è tabellato in funzione degli anni di vita economica
dell'impianto e del tasso reale di attualizzazione.
Collegamento con la rete pubblica e schema dell'impianto
Il collegamento del gruppo di cogenerazione in parallelo con la rete pubblica si effettua
per ottenere i seguenti vantaggi:
1. Migliore qualità dell'energia prodotta per la maggiore stabilità deDa tensione e
della frequenza e per la maggiore potenza di corto circuito della rete pubblica rispetto a
quella del gruppo di autop rod uzi on e .
2. Maggiore stabillità di funzionamento del gruppo di autoproduzione con minori
sollecitazioni meccaniche e termiche per il motore pnmo.
3. Modifiche trascurabili aD'impianto elettrico esistente dell'utenza e maggiore
affidabilità per la presenza di due sorgenti di alimentazione.
Il collegamento alla rete pubblica è effettuato secondo le norme tecniche congiunte
CEIENEL, CEI 11-20 ed ENEL DV 1603, ove viene specificato anche il tipo di protezione
d'interfaccia richiesto a seconda della potenza e del tipo di generatore. Quando si
manifesta un'interruzione dell'alimentazione ENEL, per qualsiasi motivo, la protezione
d'interfaccia stacca rapidamente il sistema di autoproduzione dal parallelo sia per
evitare d'inviare sulla rete ENEL apporti di energia dannosi, sia per evitare al gruppo di
cogenerazione di subire le conseguenze dei guasti della rete pubblica e, soprattutto, per
riprendere l'alimentazione di rete in condizioni ottimali di sincronizzazione, evitando
così forti sollecitazioni alle macchine ed alI'impianto elettrico.
Caratteristiche costruttive
Anche se il gruppo deve essere realizzato dalla ditta produttrice secondo le norme
tecniche di legge, è opportuno verificare almeno i seguenti aspetti costruttivi.
- Calcoli di verifica per la coppia massima al traferro della macchina elettrica e per il
funzionamento del motore primo secondo le prescrizioni della norma CEI 1 1-20 capitolo 5
sez.3, così da sopportare eventuali sollecitazioni meccaniche derivanti dal parallelo con
la rete pubblica.
- Verifica sulle dimensioni del generatore sincrono secondo le pre9clizioni della variante
alla norma CEI 11-20, per le macchine che devono funzionare in isola, oppure
isola/parallelo come nel nostro caso.
Sn>l,l (1/0,9) . h . Pm> Sa ove Sn= potenza nominale del generatore (KVA),
Pm = potenza all'asse del generatore (kW), h = rendimento generatore,
0,9= fattore di potenza convenzionale,
Sa = potenza apparente dei carichi alimentati in isola.
Il committente è tenuto a fornire lo schema dell'impianto d'utenza e dei dati elettrici
caratteristici .
Quadro di comando e di controllo
Secondo le norme CEI 11-20 Cap. 4 Sez. 1. Tale quadro deve essere istallato in un locale
separato ed in prossimità del gruppo di cogenerazione. Le Ditte costruttrici dei gruppi
di cogenerazioni forniscono anche tale quadro che è essenziale per avere un'automazione
efficiente del servizio, ed è bene verificare che nel quadro sia no previsti i seguenti
apparati, insieme ad altri accessori.
- Dispositivi specifici di protezione e controllo del motore prima per salvaguardare la
sicurezza del regolatore di velocità secondo per man tenere costante la frequenza.
- Protezioni elettriche del generatore sincrono secondo le prescrizioni delle norme CEI
1120.
- Protezioni d'interfaccia con la rete ENEL secondo le prescrizioni delle norme CEI 1120
ed ENEL DV 1603.
Sistema di sincronizzazione e risincronizzazione automatica per realizzare il parallelo
automatico con la rete.
Regolazione automatica di scambio minimo con la rete.
Regolatore automatico della tensione dell'alternatore
Regolatore della potenza attiva tramite ripartitore di carico e modulatore di potenza.
Regolatore di potenza reattiva e fattore di potenza.
Regolazione termica, con comando diretto dal PLC, della valvola a tre vie dello
scambiatore di calore recupero.
Regolazione termica, comandata dal PLC, programmato opportunamente, con by-pass dello
scambiatore termico e con avvio dei fumi di scarico direttamente al camino.
Contatore UTIF per la contabilizzazione energetica.
Controllore programmabile (PLC) a microprocessore che garantisce l'automazione nella
gestione automatica dell'avviamento, dell'arresto e fuori servizio, dei blocchi di
sicurezza, parallelo rete, funzionamento in isola per caduta rete, ripristino rete,
coordinamento delle regolazioni e delle protezioni, regolazione e gestione della energia
terrnica, regolazione e gestione dell'energia elettrica, misure di controllo e allarmi.
Considerata la complessità delle grandezze in gioco e la loro variabilità è
indispensabile una programmazione accurata del PLC che realizzi insieme a tutti i
dispositivi specific un'automazione completa ed affidabile.
Conclusioni
Da un'indagine ENEA del 1988 sulla situazione della cogenerazione nell'Europa Occidentale
è risultato che 11talia è al terzo posto con una produzione di 13,7 TWh (13,2 TWh
nell'industriale 0,5 nel civile) preceduta dalltOlanda con20,5 Twh (10+ 10,5)edalla
Germania Occidentale con 44 TWh (30,5 + 13,5). Si vede quindi che nel settore civile
italiano siamo agli inizi di uno sviluppo che certamente si farà sentire nei prossinli
anni, considerato l'orientamento europeo e mondiale in tal senso, gli incentivi introdotti
dalla legge n° 9 e n° 10 del 1991, il perfezionamento della tecnologia cogenerativa, la
considerazione che in ltalia l'energia termica dístribuita a bassa temperatura (inferiore
a 100°C) è circa la metà dell'intera produzione e che l'applicazione del
teleriscaldamento è limitata a qualche zona geografìca.
Nicola De Nardi
Bibliografia
- A Luciano Silveri, Cogenerazione e gestione del calore in Italia, Milano, F. Angeli
Editore
- Cispel, Produzione combinata di energia elettnca e calore, Milano, F. Angeli Editore -A.
LucianoSilveri, literiscaldamento, Milano, F Angeli Editore
- AA.VV., Produtbvità dell'energia e innovazione nella piccola e media industria, Milano,
F. Angeli Editore.
- A. Giorgio Cortellessa, La questione energetica e l'ltalia, Edizioni Associati
- Notiziario dell'Enea, Aprile-Giugno 1991. - Notiziario dell'Enea, Aprile-Giugno 1992 -
Promozione tecnica Snam, La cogenerazione con metano.
- L'istallatore italiano, luglio 1988.
- Automazione, energia, informazione, ottobre 1993.
- Automazione, energia, informazione, marzo 1986.
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