Combined
Heat
& Power
Prospettive tecnologiche di cogenerazione di bioenergia in agricoltura
1a parte
Reggio Emilia, 12 Ottobre 2007
Ing. Claudio Zini, ENEA, Laboratorio sulle Energie
CHP - Sommario
- Cosa è il CHP e perché si ricorre al CHP
- Tecnologie CHP consolidate
- Parametri di riferimento e normative
- Valutazioni energetiche
- Campi di applicazione ottimali nel settore delle FER
- Casi tipici di applicazioni con il ricorso alle FER
- Evoluzioni tecnologiche nel breve termine
Cosa è il CHP ?
“… sistema integrato che converte l’energia primaria
di una qualsivoglia fonte di energia nella produzione
congiunta di energia elettrica e di energia termica
(calore)… conseguendo un risparmio di energia
primaria ed un beneficio ambientale rispetto alla
produzione separata delle stesse quantità di energia
elettrica e termica ….”
Definizione dalla Delibera AEEG n. 42/02 19 marzo 2002
Cosa è il CHP ?
Il sistema comprende diversi componenti:
un motore primario, un generatore, un recuperatore di calore,
interconnessioni elettriche, etc.
Il motore primario è il componente che caratterizza
la tipologia del sistema.
Si possono avere impianti che utilizzano:
• Motori alternativi
• Turbine a gas
• Turbine a vapore
• Celle a combustibile
Perché il CHP ?
VANTAGGI
• Economico: grazie alla miglior efficienza d’impianto si sfrutta
meglio l’energia contenuta nel combustibile, consumando meno.
Ulteriore risparmio è legato alla produzione localizzata dell’energia
• Ambientale: minor consumo di combustibile implica minor
emissioni nocive nell’ambiente
• Finanziario: la cogenerazione è considerata una fonte di
energia assimilabile alle fonti alternative (sole, vento, geotermia) e
gode quindi di incentivi e facilitazioni previsti dalla legge
Perché il CHP ?
LIMITI
• Necessità di corrispondenza tra produzione e domanda sia per
l’energia elettrica che termica
• Affinché si realizzi una convenienza economica per l’impianto le
utenze termiche ed elettriche devono trovarsi nelle vicinanze del
sistema di generazione
• Maggiori costi di impianto rispetto ai sistemi tradizionali imputabili
alla complessità degli impianti cogenerativi
Perché il CHP ?
L’idea di cogenerazione è insita nel Secondo Principio
della Termodinamica
• Un generico ciclo termodinamico destinato a convertire calore in
lavoro meccanico deve necessariamente scaricare una parte del
calore introdotto nel ciclo
• Nelle tecnologie concretamente realizzabili e utilizzate, la frazione
di calore scartato è quasi sempre maggiore della frazione convertita
in lavoro meccanico
• L’energia termica è una forma di energia ampiamente richiesta in
ambiente industriale e civile
• Il processo di cogenerazione porta ad un più razionale uso dell’energia
primaria rispetto ai processi che producono separatamente le due forme
di energia
Perché il CHP ?
CHP Vs SHP
Gli impianti che producono separatamente energia elettrica e
calore sono definiti, in questa nuova ottica:
SHP: Separated Heat and Power
Un confronto di massima tra le due soluzioni impiantistiche
aiuta a valutare i vantaggi della generazione combinata (CHP)
rispetto alla generazione separata (SHP) di energia
CHP Vs SHP
SHP: Separated Heat and Power
Energia elettrica
Energia
chimica
mcHi
ηc
Calore
Q
Inquinamento
chimico
ηt
Lavoro
L
Inquinamento
termico
ηm
Perdite
meccaniche
Energia termica
Energia
chimica
mcHi
ηc
Calore
Q
Inquinamento
chimico
ηt
Inquinamento
termico
Calore
utile
Lavoro
utile
Le
CHP Vs SHP
CHP: Combined Heat and Power
Produzione combinata di Energia elettrica ed Energia Termica
Energia
chimica
mcHi
ηc
Calore
Q
ηt
Lavoro
L
ηm
Perdite
meccaniche
Inquinamento
chimico
Calore
utile
Lavoro
utile
Le
CHP Vs SHP
Schema esemplificativo dei bilanci energetici comparati
Fonte: Tina Kaarsberg e Joseph Roop, “Combined Heat and Power: How Much Carbon and Energy Can
it Save for Manifacturers?”
CHP Vs SHP
Diagramma comparato delle efficienze
(Si assume del 40% l’efficienza del generatore elettrico e dell’80% il generatore termico)
Fonte: EPA
CHP Vs SHP
Si prenda ad esempio un sistema che richiede contemporaneamente:
60 Unità di Energia Elettrica + 100 Unità di Energia Termica
e si ipotizzino i seguenti rendimenti:
40 % nella produzione Elettrica, 80% in quella Termica
Il bilancio energetico, nel caso di produzione separata, diventa:
Energia
Energia
utilizzabile
Efficienza
Energia primaria
Elettrica
60
40%
150
Termica
100
80%
125
Totale
160
58%
275
CHP Vs SHP
I sistemi cogenerativi raggiungono livelli di efficienza complessiva
superiore all’80%, pertanto, se nell’esempio dell’utenza di prima si
confrontassero le due ipotesi otterremmo il seguente bilancio energetico:
Energia
Energia
utilizzabile
Elettrica
60
Termica
100
Totale
160
Efficienza
Energia primaria
80%
200
Ottenendo una riduzione superiore al 27% (275 Vs 200) nel consumo di
combustibile !
TECNOLOGIE CHP
Tecnologie CHP
Impianti considerati cogenerativi ( Direttiva 2004/8/CE)
 Turbine a gas a ciclo combinato con recupero di calore
 Turbine a vapore a contropressione
 Turbina a condensazione con spillamento di vapore
 Turbine a gas con recupero di calore
 Motore a combustione interna
 Microturbine
 Motori Stirling
 Pile a combustibile
 Motori a vapore
 Cicli Rankine a fluido organico
 Ogni altro tipo di tecnologia o combinazione di
tecnologie che rientrano nella definizione di cogenerazione
(articolo 3, lettera a)
Tecnologie CHP
Classificazione degli impianti
Gli impianti di cogenerazione possono essere
classificati sulla base della POTENZA in:
 Micro cogenerazione: unità di cogenerazione con una
capacità massima inferiore a 50 kWe
 Piccola cogenerazione: unità di cogenerazione con una
capacità massima di inferiore a 1MWe
 Media cogenerazione: unità di cogenerazione con una
capacità massima compresa tra 1 e 10 MWe
 Grande cogenerazione: unità di cogenerazione con una
capacità massima superiore a 10 MWe
Tecnologie CHP
PRINCIPALI MOTORI PRIMI
UTILIZZATI NEGLI IMPIANTI
COGENERATIVI
Turbine a gas
GE – Nuovo Pignone
Turbine a gas
Sistema basato sul ciclo termodinamico di Brayton
Esistono numerose varianti ottenute adottando integrazioni sul
sistema base al fine di recuperare energia sia elettrica che termica
e per ottimizzare i rendimenti dei vari stadi del ciclo
Turbine a gas
Principali caratteristiche
1 - Recupero termico: le turbine a gas generano gas di scarico ad
alta temperatura e quindi di buona qualità. Queste caratteristiche
consentono pertanto di:
 Integrare sistemi di recupero dell’energia con turbine ausiliarie
(sistemi HRSG)
 Impiegare direttamente i gas in processi tecnologici di
riscaldamento/essiccamento
 Consentire alte efficienze nel recupero termico finale, sia allo
scarico che nel circuito di raffreddamento
Turbine a gas
Principali caratteristiche
2 – Elevata flessibilità nella scelta del combustibile:
Le turbine a gas possono essere alimentate praticamente con tutti i tipi
di gas combustibili.
Sono pertanto integrabili in una filiera bioenergetica (biogas)
3 – Affidabilità e durata: le turbine a gas sono altamente affidabili. Ne
è la prova che l’intervallo tra le revisioni manutentive è dell’ordine delle
25.000 – 50.000 ore di funzionamento (fonte EPA)
Turbine a gas
Principali caratteristiche
4 – Applicabilità: le turbine a gas hanno un campo di applicazione per
impianti da 500 kW a 250 MW di potenza elettrica
Si fa ricorso alle turbine a gas quando è richiesto di privilegiare la
produzione di Energia Elettrica a scapito della Termica. Quest’ultima è
percentualmente più bassa che in altre soluzioni CHP ma di ottima
qualità (alta temperatura). Ciò comporta però che il rendimento
complessivo del sistema si attesta mediamente al 70%
5 – Emissioni: La combustione ad alta temperatura dei gas genera
l’emissione di NOx e di CO.
In relazione alla dimensione e dell’ubicazione dell’impianto e del livello
di purezza dei gas, è possibile prevedere l’integrazione di sistemi di
abbattimento degli inquinanti con filtri catalitici
Turbine a gas
Esempio di dimensionamento di turbina a gas di media potenza
(attorno ai 10 MW)
Costo
Rapporto E.E. / E.T.
Efficienza elettrica effettiva
Energia all’ingresso kWh / h
Energia termica disponibile (vapore)
Efficienza totale CHP (%)
Efficienza termica netta
(energia totale
all’ingresso-energia consumata per produrre la stessa
quantità termica)/Potenza elettrica
800 €/kW
3,5
29%
34.600
14.500
71%
1,63
Spaccato di una turbina a gas – Produttore: GE -Nuovo Pignone
Turbine a gas
Spaccato di una turbina a gas accoppiata al generatore – Produttore: MAN
Turbine a vapore
GE – Nuovo Pignone
Turbine a vapore
Macchine motrici a “combustione esterna”. Il fluido motore, fatto evaporare in
apposito generatore di vapore, espande in turbina a produrre energia meccanica
Si possono annoverare due tipologie, con o senza spillamenti:
Turbina a condensazione
Turbina a contro pressione
Turbine a vapore
La macchina è inserita all’interno di un impianto che realizza il ciclo termodinamico di
Rankine seguendo le fasi di evaporazione espansione ed eventuale condensazione
Turbine a vapore
Principali caratteristiche
1 - Recupero termico: possibilità di ottenere elevati valori di rendimento
termico globale fornendo calore ad elevata temperatura
2 - Elevata flessibilità nella scelta del combustibile:
Possibilità di alimentare il bruciatore con qualsiasi tipo di
combustibile anche non pregiato. Pertanto integrabili in una
filiera bioenergetica
Turbine a vapore
Principali caratteristiche
3 – Affidabilità e durata: le turbine a vapore sono altamente affidabili. La vita
media può raggiungere i 50 anni. Se correttamente condotte (adeguati warm
up) le attività manutentive importanti sono legate all’eliminazione dei depositi.
4 – Applicabilità: le turbine a vapore hanno un campo di applicazione per
impianti da 50 kW a 250 MW di potenza elettrica
Si fa ricorso alle turbine a vapore quando è richiesto elevata produzione di
Energia termica.
5 – Emissioni: Le emissioni sono legate al tipo di combustibile utilizzato nel
generatore di vapore.
Motore a combustione interna
Motore
a combustione interna
Motore a combustione interna
Macchine motrici a “combustione interna” che seguono il ciclo termodinamico
Sabathe o Diesel
Ciclo Sabathe’
Ciclo Diesel
Motore a combustione interna
Principali caratteristiche
1 - Recupero termico : possibilità di ottenere elevati valori di rendimento
termico globale fornendo calore a temperatura non troppo elevata
2 - Elevata flessibilità nella scelta del combustibile:
Possibilità di alimentare il motore con un ampia gamma di
combustibili sia liquidi che gassosi. Pertanto integrabili in
una filiera bioenergetica
3 – Affidabilità e durata: elevate
4 – Applicabilità: campo di applicazione molto vasto da 5 kW a 10 MW di
potenza elettrica. Elevata flessibilità operativa.
5 – Emissioni: Significative emissioni di NOx
Motori a combustione interna
Esempio di prestazioni di un motore a combustione interna
alimentato a metano
Potenza elettrica
1000 kW
Potenza termica
1100 kW
Rendimento elettrico
40 %
Rendimento termico
45 %
Potenza termica recuperabile dal
circuito motore
600 kW
Potenza termica recuperabile dai fumi
(raffreddamento a 120 °C)
500 kW
Emissioni con catalizzatore
(con 5% di O2 nei fumi)
NOx < 250 ; CO < 320
Celle a combustibile
Celle a combustibile
CELLE A COMBUSTIBILE
Le celle a combustibile sono dispositivi atti a trasformare l’energia chimica generata dalla
reazione tra due composti in energia elettrica
energia chimica: energia sviluppata o assorbita, principalmente sotto forma di calore,
quando due elementi interagiscono trasformando la propria struttura molecolare
H2
+
O2
2H2 + O2 = 2H2O
=
H2O
Celle a combustibile
Confronto tra conversione “convenzionale” termodinamica
e conversione elettrochimica
Celle a combustibile
Come funziona una cella a combustibile
Celle a combustibile
Stack
Ogni singola cella genera una tensione di circa 0.7 v
e correnti comprese tra i 300 e 800 ma/cm2
pertanto risulta necessario disporre piu’ celle in serie per avere la
tensione e la potenza volute
Celle a combustibile
Principali tipi di celle /1
• CELLE ALCALINE ( AFC Alkaline Fuel Cell): Usano un elettrolita
costituito da idrossido di potassio ed operano a temperature intorno a
120 °C
• CELLE AD ELETTROLITA POLIMERICO (PEFC Polymer Electolyte Fuel
Cell) : Usano come elettrolita una membrana polimerica ad elevata
conducibilità protonica e funzionano a temperature comprese tra 70 e 100 °C
• CELLE AD ACIDO FOSFORICO (PAFC Phosphoric Acid Fuel Cell) :
Usano come elettrolita una soluzione concentrata di acido fosforico
funzionano a temperature prossime ai 200 °C
Celle a combustibile
Principali tipi di celle /2
• CELLE A CARBONATI FUSI (MCFC Molten Carbonate Fuel Cell) :
Usano come elettrolita una soluzione di carbonati alcalini fusa e
funzionano a temperature prossime ai 650°C
• CELLE OSSIDI SOLIDI (SOFC Solid oxide Fuel Cell) : Usano come
elettrolita costituito da ossido di zirconio drogato con ossido di ittrio e
funzionano a temperature elevate prossime ai 1000°C
• CELLE A METANOLO DIRETTE (DMFC Direct Methanol Fuel Cell) :
Usano come elettrolita una membrana polimerica ad elevata conducibilità
protonica e funzionano a temperature comprese tra 70 e 120 °C
Celle a combustibile
Curva caratteristica
Celle a combustibile
Influenza delle condizioni operative sulle
prestazioni della cella
Curve caratteristiche al variare della pressione operativa
Tensione di cella al variare della temperatura operativa
Celle a combustibile
Perche’ utilizzare le celle a combustibile
Celle a combustibile
Tipi di combustibili utilizzabili
Microturbine
Microturbine a gas
Sistema basato sul ciclo termodinamico di Brayton
Microturbine a gas
Principali caratteristiche
1 - Recupero termico: le microturbine generano gas di scarico ad alta
temperatura e quindi di buona qualità.
Queste caratteristiche consentono pertanto di:
 Impiegare direttamente i gas in processi tecnologici di
riscaldamento/essiccamento
 Consentire alte efficienze nel recupero termico finale allo scarico
2 – Elevata flessibilità nella scelta del combustibile:
Le microturbine a gas possono essere alimentate praticamente con tutti
i tipi di gas combustibili.
Sono pertanto integrabili in una filiera bioenergetica (biogas)
Microturbine a gas
3 – Affidabilità e durata: Vita media stimata tra 40000 – 80000 ore.
4 – Applicabilità: le microturbine a gas hanno un campo di applicazione per
impianti da 30 a 350 kW di potenza elettrica
5 – Emissioni: Alti rapporti combustibile/aria determinano basse emissioni di NOx
Motori a vapore
Motori alternativi basati sulla tecnologia delle locomotive a vapore
Caratteristiche:
• Buon rendimento anche a carichi parziali
• Semplicità di conduzione
• Campo di pressioni: 6 – 60 bar
• Numero di giri : 750 – 1500 giri/min
• Taglie: 25 – 1500 kW
Motore Stirling
Motori alternativi a combustione esterna
Il riscaldamento del fluido motore viene realizzato all’esterno dei cilindri.
Si possono utilizzare combustibili con elevati livelli di contaminanti ( H2S, siloxani, etc.)
Confronto delle efficienze tra i diversi generatori
SCHEMI DI
IMPIANTO
Schemi di Impianto
Turbina a gas con post-combustione
C compressore d’aria
CC camera di combustione
TG turbina a gas
PC post combustore
SR sistema di recupero
ST scarico turbina
Si recupera tramite uno scambiatore parte del calore dei fumi di
scarico del post-combustore
Schemi di Impianto
Turbina a vapore in contropressione
P pompa di alimento acqua
G generatore di vapore
TV turbina a vapore
SR sistema di recupero
Si recupera tramite uno scambiatore parte del calore del vapore
scaricato dalla turbina
Schemi di Impianto
Turbina a vapore a condensazione con spillamento
P pompa di alimento acqua
G generatore di vapore
TV turbina a vapore
SR sistema di recupero
CD condensatore
Si recupera tramite uno scambiatore parte del calore del vapore
spillato dalla turbina
Schemi di Impianto
Ciclo combinato con post-combustione e Turbina a
vapore in contropressione
P pompa di alimento acqua
C compressore d’aria
CC camera di combustione
TG turbina a gas
TV turbina a vapore
PC post combustore
SR sistema di recupero
TA alternatore
Si utilizza il calore dei fumi di scarico del post-combustore per
produrre vapore che va in turbina e si recupera calore dal
raffreddamento del vapore in uscita dalla turbina
Schemi di Impianto
Ciclo combinato con post-combustione e Turbina a
vapore a condensazione con spillamento
P
pompa di alimento acqua
C
compressore d’aria
CC
camera di combustione
TG turbina a gas
PC post combustore
TV
turbina a vapore
SR
sistema di recupero
TA
alternatore
CD
condensatore
Si utilizza il calore dei fumi di scarico del post-combustore per
produrre vapore che va in turbina e si recupera calore dal vapore
spillato
Schemi di Impianto
Ciclo combinato con Turbina a gas e turbina a vapore a condensazione
Schemi di Impianto
Motore a combustione interna turbocompresso
C compressore d’aria
TG turbina a gas
SR sistema di recupero
Si recupera calore dell’aria compressa di alimento, dai fumi di
scarico e dal fluido di raffreddamento del motore
Schemi di Impianto
Schema di impianto con motore a combustione interna
Cicli Rankine a fluido organico
Ciclo chiuso simile a quello di una turbina a vapore d’acqua che utilizza un
fluido organico ad elevata massa molecolare, generalmente un olio siliconico
L’impianto è costituito dal gruppo di turbogenerazione accoppiato
ad una centrale termica ad olio diatermico che riscalda, tramite
scambiatore, il fluido organico che realizza il ciclo Rankine
VANTAGGI
• elevata efficienza del ciclo
• elevata efficienza della turbina
• bassa velocità di esercizio:
- basse sollecitazioni meccaniche
- azionamento diretto del generatore
Schemi di Impianto
Impianti utilizzanti celle a combustibile /1
Gas naturale
Aria
Trattamento gas naturale
Celle a combustibile
Sistema di
condizionamento energia
elettrica
Energia elettrica
Sistema di recupero energia termica
Calore
Impianto di piccole dimensioni che accoppia la produzione di energia
elettrica, tramite celle a combustibile, con un sistema di produzione di
idrogeno, attraverso il trattamento termochimico di un idrocarburo.
Si recupera calore dal processo di trattamento dell’idrocarburo e nella
reazione chimica all’interno della cella
Schemi di Impianto
Impianti utilizzanti celle a combustibile /2
SOTTOSISTEMI DI IMPIANTO
•Sistema di pulizia del gas naturale: elimina i composti dello zolfo che risultano nocivi per i catalizzatori
presenti nel sottosistema di trattamento combustibile e nello stack di celle;
•Sistema di trattamento del gas naturale: produce un gas ad alto contenuto di idrogeno con
caratteristiche compatibili al corretto funzionamento dello stack di celle utilizzate;
•Sistema cella a combustibile (stack): produce energia elettrica dalla reazione tra idrogeno e ossigeno
•Sistema di umidificazione : garantisce il corretto funzionamento delle membrane polimeriche nello stack;
•Sistema di raffreddamento: garantisce i livelli ottimali di temperatura dello stack e degli altri sottosistemi
recuperando il calore da inviare alle utenze;
•Sistema di power conditioning: trasforma l’energia in cc prodotta dallo stack in energia in ca ed assicura
nel contempo il parallelo con la rete ENEL (modalità grid-connected) nel rispetto delle normative vigenti.
Inoltre in caso di mancanza della rete ENEL assicura il funzionamento delle utenze critiche (modalità gridindipendent);
STEAM REFORMER CH4+H2O = CO+3H2
WATER SHIFT CO+H2O = CO2+H2
OSSIDAZIONE PREFERENZIALE
CO+1/2 O2 = CO2
PILA A COMBUSTIBILE
Fonte ENEA
Schemi di Impianto
Impianti utilizzanti celle a combustibile /3
Rete distribuzione elettrica
Elettricità
FC
Elettricità
CHP
Acqua calda
Metano
Sistema trattamento
gas/Scambiatore
Integrazione sistema di cogenerazione PEMFC con
impianto di riscaldamento residenziale
Schemi di Impianto
Impianti utilizzanti celle a combustibile /4
Impianto di cogenerazione con celle ad elettrolita polimerico
Schemi di Impianto
Impianti utilizzanti celle a combustibile /5
CHP
Possibile scenario
Tecnologie CHP
RIEPILOGO DELLE PRINCIPALI TECNOLOGIE CHP
Sistema CHP
TURBINA A GAS
Vantaggi
Svantaggi
Alta affidabilità
Richiede gas ad alta pressione oppure abbisogna di compressore
Basse emissioni
Poco efficiente ai bassi carichi
Energia termica disponibile ad alte temperature
Efficienza penalizzata dall'alta temperatura dei gas di scarico
Tagli ottimali
Da 500 kW a 40 MW
Non richiede raffreddamento
MICROTURBINA
Minor numero di parti in movimento
Costi elevati
Piccole dimensioni e leggerezza
Efficienza meccanica relativamente bassa
Basse emissioni
Impiego limitato ai fabbisogni termici a bassa temperatura
Da 30 kW a 350 kW
Non richiede raffreddamento
MOTORE
ALTERNATIVO A
CICLO OTTO
MOTORE
ALTERNATIVO A
CICLO DIESEL
Buona efficienza per impieghi a carichi variabili
Messa a regime veloce
Costi di manutenzione elevati
Costo relativamente basso
Impiego limitato ai fabbisogni termici a bassa temperatura
Impiego in modalità isolata
Emissioni relativamente alte
Buona autoadattabilità al carico
Richiede un sistema di raffreddamento per il calore non utilizzato
Manutenzionabile in situ anche senza particolari
specializzazioni
Sono molto rumorosi
Diesel veloci (1.200 g/1'):
fino a 4 MW
Diesel lenti (60 - 275 g/1'):
fino a 65 MW
Richiede gas a bassa pressione
TURBINA A
VAPORE
fino a 5 MW
Elevata efficienza complessiva
Messa a regime lenta
Funziona con ogni tipo di combustibile
Basso rapporto power to heat
Da 50 kW a 250 MW
Energia termica disponibile in più forme e a
temperature differenziabili
Flessibilità nel rapporto power to heat
Basse emissioni e disturbi minimi
FUEL CELL
Efficienza elevata a tutte le condizioni di carico
Progettazione modulabile
Costi elevati
Bassa durata tecnologica e bassa densità di energia
(potenza/peso)
Il combustibile richiede un pretrattamento, salvo il caso di impiego
dell'idrogeno puro
Fino a 250 kW