Cogenerazione e DPR 412:interventi di energy-savingNicola De Nardi
Nel corso dei secoli l'evoluzione del pensiero ed il progresso
scientifico-tecnologicohanno migliorato di molto la qualità della vita, ma la
saggezzadell'uomo moderno è certamente posta in discussione se si rifletteper un attimo
allo spreco di energia che si verifica ogni giorno sul nostropianeta.
Nelle centrali termoelettriche l'energia primaria del combustibileviene utilizzata
soltanto al 3840% per produrre energia elettrica, mentrela restante parte del 62-60% quasi
sempre si perde e non viene recuperata.Così la potenziale energia termica contenuta nei
rifiuti solidiurbani quasi sempre non viene utilizzata in alcun modo. Gli esempi di
questisprechi sono molteplici ed un modo di risparmiare energia è quellodi 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 tecnologiache consente di
ottenere questo risultato di simbiosi di più processicon macchine "ad energia
totale", che producono simultaneamente energiaelettrica ed energia termica da
un'unica sorgente di energia primaria.
Confrontando la produzione separata di energia termica ed energia elettricacon 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 perchèle emissioni inquinanti sono ridotte
notevolmente, sia perché inalcuni gruppi di cogenerazione esistenti sul mercato viene
utilizzato comecombustibile il gas tratto da biomasse.
Il D.P.R. 412 del 26108/93, al punto E3 dell'allegato D (comma 1 8dell'art. 5), prescrive
al progettista di valutare l'utilizzo della cogenerazione.Vale certamente la pena di
effettuare un'analisi di fattibilitàperché il recupero degli extracosti dell'impianto di
cogenerazionerispetto ad un impianto convenzionale è, mediamente, inferiore altempo di
pay-back prescritto dall'art. 5 comma 16 del D.P.R 412, perchéla tecnologia cogenerativa
disponibile sul mercato è ormai in fasemolto avanzata e sicura.
Il Flow-chart progettuale si puo sintetizzare in tre fasi, strettamentecollegate:
I) Normativa tecnico-legislativa.
II) Diagnosi energetica.
III) Studio di fattibilita e progettazione dell'intervento.
1) Normativa tecnico-legislativa
Viene elencata in ordine cronologico la normativa cui far riferimentonel 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'lnterno n. 31 del 1978 che riguardanorme di sicurezza per
impianti di autoproduzione.
- Legge 406 del 1980 sulla prevenzione incendi nelle attivitàal berghiere.
- C.M.I. N° 835114122 del [982 sulla normativa antincendio nelleattività ospedatiere.
- Norme CEI 34-22 del 1983: parte IIa. - Legge N° 818 del 07/12/1984e normativa seguente.
- Norme CEI 11-20 del 4 sugli impianti di autoproduzione fino a 3000Kw.
Norme CEI 64-8 del 1987 variante V5 del 91.
- Norme CEI 64-50 del sugli impianti elettrici nell'edili residenziale.
- Schede d'impiantistica eleca CEI gruppo 2 per le applicazi terziarie.
- Legge N° 46 del 1990 e D. F 447192.
- C.M.I 13148/4188 sull'istallazione dei gruppi cogenerazione.
- Norme CEI 64-2 e 64-4 1990.
- Legge 9/91 (artt.20 e 22) L ge 10/91 (artt. l-8-9-10-13)
- Decreto M.I.C.A. 15/02/1c (direttive alle Regioni per i cor butidella 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 - CircolareM.I.C.A. del 23,
1993.
II) Diagnosi energetica.
La diagnosi energetica si concretizza nell'individuazione degli sprechidi energia termica
o elettrica e della terapia costituita da specificiinterventi di energy-saving.
La diagnosi andrà fatta sulla base di un'accurata analisi deidati raccolti a tavolino, ma
sopratto rilevati da un sopralluogo tecnicosul posto, effettuato sui due percorsi reali
dei flussi energetici termicoed elettrico dal punto di produzione (o di alimentazione) al
punto di utilizzazione.
Per l'energia elettrica si potrebbero così individuare sprechidi energia per contratti di
fornitura inadeguati insufficiente rifasamento,sovradimensionamento di trasformatori e di
utilizzatori nel funzionamentoattuale, impianti elettrici ed utilizzatori non più
adeguati allemoderne tecnologie di energy-saving ecc.. Per l'energia termica si
potrebberoindividuare cause di spreco in contratti di fornitura e/o
combustibiliinadeguati, coibentazione termica insufficiente, sovradimensionamento
deigeneratori di calore e degli utilizzatori, generatori di calore ed utilizzatoriobsoleti
e/o con rendimenti troppo bassi, manutenzione inadeguata, recuperidi calore non
effettuati, ecc..
Eventuali processi di lavorazione esistenti vanno rivisti ed adeguatialle moderne
tecnologie di energy-saving.
Raccolta dei dati
E' indispensabile rilevare i seguenti dati con la fattiva collaborazionedel responsabile
tecnico della committenza.
Energia elettrica
- Schema elettrico dell'impianto con i valori delle potenze utilizzatee del tempo di
utili7zo giornaliero nell'arco di un mese e per un periodoannuo.
- Contratto di fornitura ENEL, prezzo del KWh, valore del sovrapprezzotermico, delle
imposte e del corrispettivo di potenza.
- Dati Enel delle misure mensili per il periodo di uno/due anni: potenzaattiva massima
energia attiva - energia reattiva, fattore di potenza.
- Analisi ed individuazione dei periodi temporali di funzionamentodei carichi elettrici
nell'arco del mese e per un periodo annuo. Tali dativanno collegati con i dati elettrici
del punto precedente, anche tramiteuna tabella che consenta poi di ricavare i diagrammi
del carico elettricogiornaliero, 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'attrezzaturaabbastanza diffusa sul
mercato: analizzatore di energia a microprocessore,che può essere inseritodirettamente e
stabilmente sull'impiantoper ri}evare automaticamente il diagramma temporale del carico
elettricoed 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 dellecaldaie, lo sviluppo
della rete termica, i valori delle potenze termichedegli utilizzatori e del tempo di
utilizzo giornaliero, nell'arco mensilee per un periodo annuo.
- Rilievo del diagramrna 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 élettrica e termica ed i tipid'intervento più semplici ed economici
per risparmiare energia,come quelli già elencatì all'inizio.
Soltanto dopo queste verifiche è corretto prendere in considerazionel'intervento
cogenerativo.
III) Studio di fattibilita' e progettazione dell'intervento
Scopo dello studio di fattibilità è quello di dimostrarela convenien7a dell'istallazione
del gruppo di cogenera_ione secondo icriteri dell'art. 5, comma 16 del D.P.R 412/93.
I requisiti generali necessari per tale convenienza, già esistonoper gli ospedali,
cliniche e case di cura indicati nell'allegato D al comma18 e cioè:
- adeguata domanda di energia elettrica;
- adeguata domanda di calore a bassa temperatura;
- numero elevato di ore di contemporaneità della richiesta dienergia termica ed
elettrica.
Dimensionamento e scelta dei gruppo di cogenerazione.
Il dimensionamento più conveniente dal punto di vista economicoattribuisce al gruppo di
cogenerazione il compito di erogare una potenzaelettrica 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 erogheràil surplus
del fabbisogno elettrico. Per il settore considerato (ospedali,cliniche, case di cura)
esistono sul mercato motori primi a gas metanoa ciclo otto (tra 100 KW e 2000 KW), oppure
motori DIESEL per le zone sprovvistedi 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 e1,8 per i motori a gas metano, valori specificati
dalla Ditta costruttriceanche per gli altri modelli & gruppi cogenerativi.
Poichè il dimensionamento più conveniente del gruppoprevede che la potenza termica
cogenerata venga tutta utilizzata, èbene verificare dai dati raccolti in sede di diagnosi
che la potenza termicaPTG del gruppo sia inferiore o uguale alla potenza termica PTU
richiesta dall'utenza.
Individuato il modello disponibile sul mercato si può risalirea tutti i dati necessari
per lo studio di fattibilità, poichèla ditta costruttrice li fornisce in dettaglio, ad
esempio: la potenzatermica introdotta, il consumo orario di combustibile, la potenza
termicaed elettrica in uscita, il rendimento dell'alternatore, la velocitàe coppia al I
'asse del motore primo, i m3/ora di acqua calda prodottaa 70/80°C, ecc..
Le ore di contemporaneità annue e quindi il periodo di erogazionesimultanea 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, poichè il gruppo di cogenerazionefornisce una data potenza
elettrica PEG ed una data potenza termica PTG.
Studio di fattibilità
Avendo a disposizione i dati necessari, si può effettuare oralo studio di fattibilità
secondo un diagramma di flusso, le cuifasi sono di seguito specificate.
1. Calcolo del costo annuo dei KWh prelevati dalla rete ENEL e da gruppielettrogeni, in
assenza di cogenerazione: C . A . Kwh . s . c 2. Calcolodel costo annuo, dei Kwh in
presenza di cogenerazione prelevati dalla reteENEL, compreso il costo aggiuntivo del
contratto di soccorso ENEL per iguasti accidentali ed i periodi di manutenzione
programmata: C . A . Kwh. c . c
3. Calcolo del costo aggiuntivo annuo per il consumo di combustibiledel gruppo di
cogenerazione, C . A . A . C, tenendo conto nel calcolo delleseguenti detrazioni:
- defiscalizzazione per i Kwh autoprodotti (solo per il metano );
- costo del combustibile risparmiato ed equivalente all'energia termicaprodotta dal
gruppo;
- agevolazioni tariffarie per il costo del metano, espresse in riferimentoai 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 èdisponibile a concedere un contributo fino ad
un massimo del 50%, qualoral'impianto venga realizzato. Inoltre la SNAM offre un servizio
di consulenzaper l'assistenza:
- nell'istruttoria delle pratiche per l'ottenimento dei contributiprevisti dalla legge n°
10/91 e dalla legge 64/86, che sono cumulabilicon altre incentivazioni a carico del
bilancio dello Stato fino al 75%dell'investimento complessivo;
- nell'individuazione dei finanziamenti più idonei (Banca Europeaper gli investimenti che
eroga prestiti a tasso agevolato fino ad un massimodel 50% per 7-12 anni, mutui bancari,
ecc.).
Convenienza economica dell'investimento.
Per valutare la convenienza economica si calcola il PAY-BACK PERIODed 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 eccessoe vend uti al I ' EN EL
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, incrementonel tempo del
costo dell'energia, tasso d'inflazione, tasso di sconto deldenaro e vita economica
dell'impianto sono i parametri principaìiper sviluppare l'analisi di redditività col
metodo dei "flussi dicassa scontati", oppure col metodo più rapido del V.A.N.,
cosìcalcolato: V.A.N.= Bn.a . x FATTORE ANNUALITA' - COSTO INVESTIMENTO
ove il fattore di annualità è tabellato in funzione deglianni 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 retepubblica si effettua
per ottenere i seguenti vantaggi:
1. Migliore qualità dell'energia prodotta per la maggiore stabilitàdeDa tensione e della
frequenza e per la maggiore potenza di corto circuitodella rete pubblica rispetto a quella
del gruppo di autoproduzione.
2. Maggiore stabilità di funzionamento del gruppo di autoproduzionecon minori
sollecitazioni meccaniche e termiche per il motore pnmo.
3. Modifiche trascurabili aD'impianto elettrico esistente dell'utenzae maggiore
affidabilità per la presenza di due sorgenti di alimentazione.
Il collegamento alla rete pubblica è effettuato secondo le normetecniche congiunte
CEIENEL, CEI 11-20 ed ENEL DV 1603, ove viene specificatoanche il tipo di protezione
d'interfaccia richiesto a seconda della potenzae del tipo di generatore. Quando si
manifesta un'interruzione dell'alimentazioneENEL, per qualsiasi motivo, la protezione
d'interfaccia stacca rapidamenteil sistema di autoproduzione dal parallelo sia per evitare
d'inviare sullarete ENEL apporti di energia dannosi, sia per evitare al gruppo di
cogenerazionedi 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'impiantoelettrico.
Caratteristiche costruttive
Anche se il gruppo deve essere realizzato dalla ditta produttrice secondole 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 prescrizionidella norma CEI 1 1-20 capitolo 5
sez.3, così da sopportare eventualisollecitazioni meccaniche derivanti dal parallelo con
la rete pubblica.
- Verifica sulle dimensioni del generatore sincrono secondo le pre9clizionidella variante
alla norma CEI 11-20, per le macchine che devono funzionarein 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 delservizio, ed è bene verificare che nel quadro sia no previsti iseguenti
apparati, insieme ad altri accessori.
- Dispositivi specifici di protezione e controllo del motore primaper salvaguardare la
sicurezza del regolatore di velocità secondoper man tenere costante la frequenza.
- Protezioni elettriche del generatore sincrono secondo le prescrizionidelle norme CEI
1120.
- Protezioni d'interfaccia con la rete ENEL secondo le prescrizionidelle 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 direttamenteal camino.
Contatore UTIF per la contabilizzazione energetica.
Controllore programmabile (PLC) a microprocessore che garantisce l'automazionenella
gestione automatica dell'avviamento, dell'arresto e fuori servizio,dei blocchi di
sicurezza, parallelo rete, funzionamento in isola per cadutarete, 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 lorovariabilità è
indispensabile una programmazione accurata del PLC che realizzi insieme a tutti i
dispositivi specifici un'automazione completa ed affidabile.
Conclusioni
Da un'indagine ENEA del 1988 sulla situazione della cogenerazione nell'EuropaOccidentale
è risultato che 11talia è al terzo posto conuna produzione di 13,7 TWh (13,2 TWh
nell'industriale 0,5 nel civile) precedutadalltOlanda 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 agliinizi di uno sviluppo che certamente si farà sentire nei
prossinlianni, considerato l'orientamento europeo e mondiale in tal senso, gli
incentiviintrodotti dalla legge n° 9 e n° 10 del 1991, il perfezionamentodella
tecnologia cogenerativa, la considerazione che in ltalia l'energiatermica dístribuita a
bassa temperatura (inferiore a 100°C)è circa la metà dell'intera produzione e che
l'applicazionedel teleriscaldamento è limitata a qualche zona geografìca.
Nicola De Nardi
Alcuni dati tecnici reali
Bibliografia
- A Luciano Silveri, Cogenerazione e gestione del calore in Italia,Milano, F. Angeli
Editore
- Cispel, Produzione combinata di energia elettrica e calore, Milano,F. Angeli Editore -A.
LucianoSilveri, teleriscaldamento, Milano, F AngeliEditore
- AA.VV., Produtbvità dell'energia e innovazione nella piccolae media industria, Milano,
F. Angeli Editore.
- A. Giorgio Cortellessa, La questione energetica e l'ltalia, EdizioniAssociati
- 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.