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I meccaniscmi incentivanti: certificati verdi e tariffa unica omnicomprensiva |
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Con la Legge 244 del 24 dicembre 2007, dal 1° gennaio è entrata in vigore la Finanziaria 2008, che, insieme al “Collegato alla Finanziaria 2008” (D.L. 159/07 come modificato dalla legge di conversione 220/07), ha rivoluzionato il meccanismo di incentivazione dei Certificati Verdi introdotto nel 2002. Le nuove norme hanno determinato cambiamenti sostanziali, iniziando dal nuovo valore unitario dei certificati verdi, pari a solo 1 MWh.
Il sistema dei Certificati Verdi è nato con il Decreto Bersani (d.l. 79/99), che ha imposto l’obbligo di immettere una quota di energia elettrica prodotta da impianti ad energie rinnovabili del 2%, a decorrere dall’anno 2001, a tutti gli importatori e produttori di energia elettrica da fonti non rinnovabili e che immettono in rete più di 100 GWhe/anno. Tale obbligo è stato incrementato dello 0,35% dal 2004 al 2006, attestandosi così al 3,05% e, con la nuova finanziaria, dello 0,75% dal 2007 al 2011. Facendo i conti, alla fine del periodo si dovrà arrivare ad una quota obbligatoria del 7,55%. Tale quota rappresenta un valore difficilmente raggiungibile dai produttori da fonte non rinnovabile, costretti quindi ad acquisire CV dai produttori di energia pulita, e darà luogo ad un vigoroso mercato di scambio fra i proprietari degli impianti e gli operatori presenti sul mercato. Ove le trattative dirette non bastassero, è possibile riferirsi all’apposito mercato creato dal Gestore del Mercato Elettrico.
La durata e la diversificazione per fonte
In particolare, la produzione degli impianti alimentati da fonte rinnovabile entrati in esercizio prima del 2008, che abbiano ottenuto la qualifica IAFR (Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili), viene associato un certificato verde ogni MWhe/anno prodotto (in caso di nuova costruzione, rifacimento o riattivazione). I CV vengono emessi, ai fini dei riconoscimenti previsti dal Decreto Bersani, per 12 anni per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dal 1/4/99 al 31/12/07.
Con il nuovo regime, gli impianti a fonte rinnovabile entrati in esercizio dal 2008 a seguito di nuova costruzione, rifacimento o potenziamento, avranno diritto ai Certificati Verdi, della durata di 15 anni, pari al prodotto della produzione netta di energia elettrica da fonti rinnovabili moltiplicata per un coefficiente diverso da fonte a fonte.
Gli impianti di potenza inferiore a 1MWe, su richiesta del produttore, possono essere incentivati, in alternativa ai CV, con conto energia specifico per fonte, ovvero tramite una tariffa fissa omnicomprensiva per ogni kWhe prodotto.
Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia inferiore a 200 kW
Coefficiente 1,0 – €/kWhe 0,3
Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia superiore a 200 kW
Coefficiente 1,0 – €/kWhe N.A.[1]
Fonte/Tecnologia Eolica offshore
Coefficiente 1,1 – €/kWhe N.A. [1]
Fonte/Tecnologia Solare [2]
Coefficiente [2] – €/kWhe [2]
Fonte/Tecnologia Geotermica
Coefficiente 0,9 – €/kWhe 0,20
Fonte/Tecnologia Moto ondoso e maremotrice
Coefficiente 1,8 – €/kWhe 0,34
Fonte/Tecnologia Idraulica
Coefficiente 1,0 – €/kWhe 0,22
Fonte/Tecnologia Rifiuti biodegradabili, biomasse diverse da quelle di cui al punto successivo
Coefficiente 1,1 – €/kWhe 0,22
Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas prodotti da attivita` agricola, allevamento e forestale da filiera corta [3]
Coefficiente [3] – €/kWhe [3]
Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas di cui al punto precedente, alimentanti impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con riutilizzo dell’energia termica in ambito agricolo [3]
Coefficiente [3] – €/kWhe N.A.[1]
Fonte/Tecnologia Biomasse e biogas di cui al punto precedente, alimentanti impianti Gas di discarica e gas residuati dai processi di depurazione e biogas diversi da quelli del punto precedente
Coefficiente 0,8 – €/kWhe 0,18
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Continua...
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Microcogenerazione e motori a combustione interna |
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I motori a combustione interna (spesso MCI), studiati ed applicati fin dalla seconda metà del 1800, vantano ormai una storia secolare. Dalle loro prime rare applicazioni, nelle miniere di carbone, ne hanno fatta di strada, incredibile il loro sviluppo nel campo automobilistico e non meno importanti sono gli altri impieghi. Li ritroviamo infatti utilizzati, nel corso del secolo scorso, nella propulsione marina e ferroviaria e in molte applicazioni stazionarie: motopompe, compressori, gruppi elettrogeni, ecc.
Principio di funzionamento
La dizione utilizzata di “motori a combustione interna” ha origine dal principio di funzionamento della macchina, ovvero combustione interna alla macchina e movimentazione del fluido di lavoro tramite cinematismo alternativo. Pur essendo il principio unico esistono due tipologie di macchine, denominate in base al tipo di ciclo termodinamico utilizzato: macchine a ciclo Otto e macchine a ciclo Diesel. In base poi al numero di corse del pistone necessarie a realizzare il ciclo si distinguono macchine a due e quatto tempi.
Le macchine a due tempi, non avendo alcuna rilevanza applicativa nella micro-cogenerazione, non verranno trattate, segue invece una breve trattazione dei cicli Otto e Diesel a quattro tempi, ideali e reali.
Dal diagramma p-v di ciclo Otto ideale, esso si compone di quattro trasformazioni: due isocore e due isoentropiche. Le trasformazioni, tutte ideali, sono numerate secondo il loro ordine temporale.
• Trasformazione isoentropica 1-2 compressione. Il pistone si muove dal punto morto inferiore (PMI) al punto morto superiore (PMS) determinando un forte aumento di pressione a spese di lavoro esterno.
• Trasformazione isocora 2-3 combustione. Nel ciclo ideale avviene istantaneamente con pistone fermo al PMS.
• Trasformazione isoentropica 3-4 espansione. Corrisponde alla corsa del pistone tra il PMS e il PMI, questa è la fase in cui si produce lavoro, è accompagnata da una brusca riduzione dei parametri intensivi del gas (pressione e temperatura).
• Trasformazione isocora 4-1 scarico naturale. A pistone fermo dopo l’apertura della valvola di scarico i gas combusti escono dal cilindro.
Nel ciclo reale sono necessarie altre due trasformazioni per completare il ciclo.
• Trasformazione P-1 scarico forzato. I gas combusti vengono espulsi attraverso la valvola di scarico dal pistone durante la risalita al PMS.
• Trasformazione 1-Q aspirazione. In questa fase, durante una corsa PMS - PMI, dalla valvola di ammissione viene aspirata la miscela aria-combustibile necessaria a compiere un nuovo ciclo.
Ciclo ideale e ciclo reale di un motore Otto.
Nel ciclo Diesel ideale, l’unica sostanziale differenza è nella combustione, che si ipotizza avvenire a pressione costante e non a volume costante.
Nei cicli reali le differenze tra Diesel e Otto sono più numerose. Nel ciclo Otto il combustibile viene iniettato durante l’aspirazione nei collettori, la quantità di combustibile iniettata è tale da ottenere sempre un rapporto di miscela vicino allo stechiometrico, la parzializzazione del motore è regolata dalla quantità di miscela aria-combustibile aspirata nel cilindro, l’ignizione è controllata tramite scintilla scoccata, a fine compressione, dalla candela.
Nel motore a ciclo Diesel il combustibile è iniettato ad alta pressione direttamente nel cilindro, nella corsa di compressione viene compressa solo aria, la regolazione del motore avviene variando la quantità di combustibile iniettata e quindi il rapporto di miscela, resta invece costante la quantità d’aria aspirata. La regolazione tramite iniezione del combustibile fa si che ai carichi parziali il rendimento del ciclo Diesel sia maggiore, rendimento che si mantiene maggiore anche in piena ammissione grazie ai maggiori rapporti di compressione ottenibili.
Caratteristiche e tecnologia costruttiva
I motori a combustione interna per loro natura possono utilizzare una grande varietà di combustibili sia liquidi (gasoli, benzine, oli pesanti) sia gassosi (gas naturale, propano, gas da discarica, biogas). Per applicazioni micro-cogenerative il combustibile principe è il gas naturale. Questo viene infatti preferito agli altri per il basso costo, il ridotto impatto ambientale, i minori costi di manutenzione e una maggiore vita utile della macchina. Anche per i cogeneratori alimentati a gas naturale distingueremo MCI a ciclo Otto e MCI a ciclo Diesel.
I motori a ciclo Otto hanno rapporti di compressione oscillanti tra 9:1 e 12:1, simili a quelli di un motore alimentato a benzina, nonostante il gas naturale abbia un potere antidetonante maggiore. Come in un motore a benzina il gas viene iniettato nei condotti di aspirazione formando miscele stechiometriche e poi compresso nel cilindro. Per ottenere scarse emissioni di ossidi di azoto e alti rendimenti si utilizzano: motori a precamera, ove la miscela è ricca nella precamera ma povera nella camera di combustione principale; oppure motori a carica stratificata caratterizzati da miscela ricca in prossimità della candela che smagrisce allontanandosi dalla zona di ignizione.
Molti cogeneratori a gas derivano costruttivamente da motori Diesel realizzati per altri scopi; questi motori vengono adattati al ciclo Otto con l’aggiunta della candela e con la riduzione del rapporto di compressione, con conseguente riduzione di potenza, al fine di evitare fenomeni di detonazione.
I motori a ciclo Diesel sono motori “dual fuel” cioè a doppio combustibile; sono alimentati prevalentemente a metano e con una piccola aggiunta tra 1-10% di gasolio per evitare la detonazione della carica fresca. Il gasolio viene usualmente iniettato ad alta pressione direttamente nel cilindro; per il gas vi sono due strade: iniezione diretta ad alta pressione come per il gasolio, iniezione nel collettore e successiva compressione come in un motore Otto. In questo secondo caso vi è una riduzione della potenza erogata, come per gli analoghi motori a ciclo Otto, per evitare gli effetti detonanti del riscaldamento per compressione. La scelta tra le due soluzioni viene dettata dalla pressione di distribuzione del gas nella rete: se la distribuzione è ad alta pressione si utilizzano motori ad iniezione diretta; se è a bassa pressione si preferisce l’iniezione indiretta evitando gli oneri di acquisto e manutenzione di un compressore ausiliario per la compressione del gas. Il compressore ausiliario ridurrebbe inoltre del 4-7% la potenza meccanica prodotta dal cogeneratore.
I motori con potenze superiori ai 300 kW sono solitamente dotati di un turbo-compressore radiale per la sovralimentazione. Il gruppo di sovralimentazione innalza la pressione dell’aria aspirata dal pistone aumentandone la densità e quindi incrementando, a parità di cilindrata, la potenza del motore. Questo dispositivo viene solitamente abbinato ad uno scambiatore che effettua la inter-refrigerazione, allo scopo di: ridurre ulteriormente la densità dell’aria, ridurre il lavoro di compressione del motore e aumentare la potenza specifica. |
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Microcogenerazione con turbine a combustione esterna |
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Sistemi con microturbina e combustore esterno
Il sistema si basa su una microturbina a gas commerciale opportunamente modificata per poterne consentire il funzionamento con alimentazione a cippato. La modifica più sostanziale ha riguardato il combustore, mentre il compressore e la turbina ad alta velocità hanno mantenuto la loro configurazione originale.
Il combustore a gas naturale, componente sede della combustione del gas necessaria per riscaldare il flusso di aria compressa elaborata dal compressore, è stato sostituito da un opportuno scambiatore. Il calore viene dunque trasferito al gas a mezzo di un sistema a combustione esterna, in particolare una caldaia a griglia mobile idonea all’impiego di cippato.
Un opportuno scambiatore aria/acqua posto a valle della turbina è in grado di recuperare il significativo contenuto termico ancora disponibile che quindi può essere utilizzato per fini cogenerativi. In particolare il sistema a microturbina presenta il vantaggio di rendere a disposizione calore a temperatura piuttosto elevata (nell’ordine dei 90°C), valore dunque compatibili con vari processi produttivi o con esigenze di riscaldamento.
Il sistema è disponibile nell’unica taglia da 70kW; in tabella sono riportati alcuni dati salienti del sistema.
Potenza elettrica generata 70 kW
Consumo di cippato (@ 11000 kJ/kg) 150 kg/h
Potenza termico disponibile 250 kW
Temperature vettore termico mandata/ritorno 90/60 °C
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La cogenerazione è la produzione combinata di elettricità e calore. Nella cogenerazione queste due forme di energia, cioè l’elettricità e il calore, vengono prodotte in cascata, con un unico sistema.
In un impianto convenzionale per la produzione di energia elettrica, l’energia chimica del combustibile, trasformata in energia termica tramite combustione, viene utilizzata in un ciclo di potenza che la trasforma in elettricità. Il calore di scarto del ciclo viene disperso nell’ambiente ottenendo così rendimenti di primo principio del 40-50%.
Con un impianto di cogenerazione, invece, il calore di scarto non viene disperso, ma recuperato per essere poi utilizzato in vario modo. In questo modo la cogenerazione raggiunge un’efficienza superiore anche al 85%.
Un esempio numerico può chiarire le idee. Si confronti la produzione tradizionale in centrale di 100 kWh di energia elettrica, più 150 kWh di energia termica tramite caldaia, con la produzione contemporanea delle stesse quantità di energia ottenute da un unico processo cogenerativo. Per una più rapida esemplificazione sono presentati nelle figure sottostanti e per entrambi i casi i diagrammi di Sankey. Si ipotizza un rendimento del 40% nella produzione dell’energia elettrica e del 90% per la produzione di energia termica. Sarà quindi necessario fornire una portata di combustibile corrispondente a 250 kWh all’impianto di produzione dell’energia elettrica e 167 kWh a quello di produzione dell’energia termica ottenendo un totale di 417 kWh di energia assorbita per soddisfare, nel modo tradizionale, i fabbisogni ipotizzati.
Con la cogenerazione, invece, producendo contemporaneamente sia l’energia elettrica che quella termica tramite un unico impianto che abbia un rendimento elettrico del 29% e termico del 44% (rendimenti facilmente ottenibili tramite packages di cogenerazione a microturbina), si riesce a ridurre l’energia primaria fornita all’impianto a 345 kWh.
Si osservino ora i numeri: sono state alimentate le stesse utenze energetiche, elettriche e termiche, con un risparmio del 18% (345/417) sull’energia primaria fornita dal combustibile, le perdite infatti sono diminuite da 165 kWh (150+15) a 95 kWh.
Il risparmio che si ottiene con la cogenerazione è molto significativo, e si traduce non solo in risparmi economici, ma anche ecologico-ambientali: si consuma circa il 20% di combustibile in meno con la conseguente riduzione delle emissioni inquinanti.
Utilizzando nuovamente i rendimenti prima ipotizzati si potrà infatti dire che un impianto di cogenerazione alimentato a metano permette per ogni KWh prodotto, una riduzione della CO2 immessa in atmosfera pari a 450 grammi, se confrontato con la produzione separata di energia elettrica (centrale termoelettrica) ed energia termica (caldaia convenzionale).
Finora la produzione cogenerativa è stata una prerogativa delle macchine di taglia medio grande su grandi impianti di potenza, ed in particolare di turbine a gas (ciclo semplice e combinato), turbine a vapore e più raramente grandi motori alternativi.
In una centrale di cogenerazione il calore di scarico delle macchine ha livelli termici elevati e di conseguenza può essere utilizzato in diversi modi:
- produzione di acqua calda per usi civili o industriali,
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produzione di vapore per teleriscaldamento o per processi industriali,
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utilizzo diretto dei fumi depurati per essiccamento o riscaldamento.
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prova
