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.... ,
G R E
A.A. 2012/2013
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eprimo
100
40
Sistema diCogenerazione
Energiaelettrica
Centraletermoel.
40
SistemaTradizionale
100
Utenza
Moto
50 Energiatermica
Gen. dicalore50 55
A parit di energia utile, il S.T. usa 55 unit di energia in pi
(Risparmio di Energia Primaria = 35%)5
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Mot
oreprimo
Ec =100
Ee =40
Et =50
Sistema di Cogenerazione
Energiaelettrica
Energiatermica
CentraleEe =40
SistemaTradizionale (rif.)
Gen. di caloreEt =50 Ec,t= 55
Ec,e = 100
Utenza
40%eeE
= =, 40%
ee rif
E = =
Rendimenti
c
50%ttc
E
E = =
90%
e t
totc
E E
CUC E
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,
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E
E = =
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58%e ttot rif rif c e c t
E ECUC
E E
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/ 1- 1- 35%p rif
p p rif
p rif
E CUCE E
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R (N.B.: , !)
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10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
IRE(%)
-20,00
-10,00
0,00
0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50
Rendimento elettrico
0,2
0,3
0,4
0,5Rendimento termico
REP =
10
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500
600
700
2
0
100
200
300
400
Media parco
termoelettrico
Ciclo combinato a
gas
Cogenerazione
ad alta efficienza
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: 85/90 C;
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20 )
(3545%,
)
( 50% )
(1.5002.000 /, )
< 20
5070%
( 90/80 C;
95/80 C) / (
)
( )
(
) (0,80
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(C, , D)
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30 200
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(> 5.000 /)
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10 ), (2530%;
3538%)
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(0,60 0,70)
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10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
IRE(%)
T.V.*
T.G. M.A.
-20,00
-10,00
0,00
0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50
Rendimento elettrico
0,20,3
0,4
0,5Rendimento termico
* ;
20%
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C.C.T.G.
M.A.
T.V.
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Microturbine a gas Turbine a gas Motori alternativi Turbina a vaporeCiclo combinato
TG-TVRange di potenza
(tipico)30 - 250 kW 0,25 - 250 MW 0,01 MW - 20 MW 0,5 MW - 200 MW 5 MW - 350 MW
Rendimento
elettrico20% - 30% 25% - 40% 30% - 45% 10% -35% * 40% - 55% *
Rendimento
complessivo
80% - 90% 75% - 85% 75% - 80% 80% - 85% 70% - 80%
CombustibileMetano o
combustibile gassoso
Metano, gpl,
gasolio
Metano, gpl, biogas,
gasolio, dual
fuel (gasolio e gas)
Qualsiasi
combustibile, calore di
recupero
Metano o
combustibile
gassoso
Vantaggi
Recupero termico adalta temperatura,
elevato rapporto
potenza/peso, alta
ffidabilit
Recupero termico adalta temperatura,
elevato rapporto
potenza/peso, alta
affidabilit
Alta flessibilit,
possibilit di arresto
giornaliero, costi
contenuti, rend. el.
elevati anche a carico
parziale
Possibilit di recuperodi cascami termici ad
alta temperatura
(vapore), costi
contenuti
Elevato rendimentoelettrico, discreta
flessibilit nel
modulare pot. el. e
pot. termica
LimitiRendimenti medio-
bassi, costi elevati
Rendimenti medio-
bassi, scarsa flessibilitdi esercizio,
alimentazione da GN a
15-20 bar, costi
elevati
>50% del recupero
termico disponibile abassa temperatura,
rapporto potenza/peso
inferiore rispetto alle TG
Rendimenti elettrici
modestiCosti elevati
* Il valore pi alto si ottiene in caso di sola produzione di elettricit
45
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A ( )
: ,
I:
46
Alcuni gruppi ad assorbimento per
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Alcuni gruppi ad assorbimento perapplicazioni trigenerative
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.
*
*
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,
,
:
cos to del combustibile per il cogeneratore (/kWh)*
cos to del combustibile per il gen. di calore di riferimento (/kWh)*
= rendimento termico effettivo del cogeneratore
= rendimen
c
c rif
t
t rif
con
c
c
=
=
to termico del gen. di calore di riferimento
,
,
tc c rif
t rif
kWhe
e
c c
c M
+
M = oneri medi di manutenzione e gestione (/kWh)
costo dell'energia el. prodotta dal cogeneratore,
al netto dei benefici del recupero termi
kWhec =
3
3
co (/kWh)
* . . : il costo in (/kWh) calcolato a partire da quello in (/m ) oppure in (/kg)
divindendo per il PCI, espresso in (kWh/m ) oppure in (kWh/kg), rispettivamente
N B
* *
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( )
,
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(1 )c rif ASS
c t ass ass kWhe rif
t rif rif
kWhe
e
c COPc f f c
COPc M
+
+
,
:frazione del recupero termico utilizzata per l'assorbitore
c costo dell'energia elettrica prelevata da rete (/kWh)
COP del gruppo frigorifero ad assorbimento
COP del
ass
kWhe rif
ASS
rif
conf
COP
COP
=
=
=
= gruppo frigorifero elettrico di riferimento
50
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, kWhe e,cog eqCE ( - c ) P H
Pay Back Semplice (SPB) I/CE
Valore Attuale Netto (NPV o VAN) CE FA - I
kWhe rifc =
eq e,cog e,cog
:
CE risparmio economico annuale
H (ore equivalenti) = E /P
I = invesimento complessivo richiesto
1 1FA fattore di annualit = 1 (1 )
N
con
a a
=
= +
51
()
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Esempio 1: utenza civile, costo dellimpianto: 1.000 /kWe -e = 0,30, t,rif= 0,90
7
8
9
10
ni)
0,1
0,2
0,3
0 4
Rendimento termico
0
1
2
3
4
5
6
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Ore annue di esercizio
(ore equivalenti a pieno carico)
Pay-Back(a 0,5
52
()
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6
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8
9
10
(anni)
0,1
0,20,3
0,4
0 5
Rendimento termico
Esempio 2: utenza industriale o assimilata,costo dellimpianto: 1.000 /kWe -e = 0,30, t,rif= 0,90
0
1
2
3
4
5
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Ore annue di esercizio
(ore equivalenti a pieno carico)
Pay-B
ac
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Ec Ee,integrazioni
Et
Ee,autoconsumo
Ee,eccedenze
Caldaie di
integrazione
Gruppi ad
assorbimento
UTENZA
Ef
Gruppi el. di
integrazione
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Ec Ee
Ee,netta
Gruppi frigo
Caldaie
UTENZA
Et
Ef
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IPOTESI SLLA TAGLIA E
SLLA TECNOLOGIA DA IMPIEGARE
( )
INDIIDAIONE DELLE ARIE SOLIONI TECNICAMENTE PROPONIBILI64
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E CHP:
, 10 (180 C)
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4.000
5.000
6.000
hieste(kW)
Richiesta termica
Richiesta frigorifera
Richiesta elettrica (inclusa alimentazione gruppi frigo)
0
1.000
2.000
.
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
Potenzeric
Ore/anno
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D
( )
( )
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( 1 1.000 )
DESCRIZIONE QUALITATIVA DELLA CENTRALE
Numero gruppi: 1 17.000
Tecnologia: Motore alternativo 0,90Rendimento gen. calore integrazione:
Potenza termica gen. di calore integrazione (kW):
Potenza elettrica netta gruppi (kW): 1.000 0,90
Potenza termica gruppi (kW): 1.200
Potenza frigorifera gruppi elettrici di integrazione (kW): 1.200di cui A.T.* 600 5,00
B.T. 600 3,00
Rendimento elettrico gruppi:
100%: 0,400 Poteza termica pompe di calore (kW): 0
75%: 0,390 4,00
50%: 0,380 5,00
Numero gruppi fr igo ad assorbimento: 1
Potenza frigorifera assorbitori (kW): 700 0
Tecnologia assorbitori: singolo effetto 0,010
Alimentazione assorbitori: acqua calda Stima investimento complessivo (): 1.550.000
COP medio assorbitori: 0,70 Eventuale finanziamento a fondo perduto (%): 30
* Utilizzata per la produzione di vapore a media pressione
Rendimento gen. calore integrazione AT:
COP gruppi frigo elettrici integrazione (inverno):
COP gruppi frigo elettrici integrazione (estate):
COP pompe di calore (inverno):
Maggiori oneri personale (/anno):
COP pompe di calore (estate):
Incidenza oneri manutenzione (/kWhe):
72
, 1 (MA 1.000 )
-
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1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
ichieste(kW)
Richiesta elettrica con cogen. (inclusa alimentazione gruppi frigo)
Produzione en. elettrica in cogen.
0
200
400
600
800
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
Potenze
Ore/anno
73
, 1 (MA 1.000 )
6 000
-
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3.000
4.000
5.000
6.000
ichieste(kW)
Richiesta termica
Richiesta frigorifera
Produzione en. termica cogen.
Produzione en. frigo in cogen.
,
0
1.000
2.000
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
Po
tenzer
Ore/anno
74
, 1 (MA 1.000 )
-
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MESE
Energia elettrica
richiesta (kWh)
Energia termica
richiesta (kWh)
Energia frigo
richiesta (kWh)
Consumi gas naturale
(Smc)
GENNAIO 655.797 2.202.023 0 254.864
FEBBRAIO 580.141 2.027.516 0 234.666
MARZO 638.705 2.008.087 0 232.417APRILE 607.549 1.120.516 0 129.689
MAGGIO 659.500 964.644 118.969 111.649
GIUGNO 869.264 650.137 221.493 75.247
LUGLIO 924.513 597.404 322.288 69.144
SISTEMA DI RIFERIMENTO - ENERGIA RICHIESTA E FORNITA
AGOSTO 943.379 479.102 277.493 55.452
SETTEMBRE 785.380 586.025 223.212 67.827
OTTOBRE 634.811 1.380.031 0 159.726NOVEMBRE 643.006 1.703.652 0 197.182
DICEMBRE 681.838 1.679.536 0 194.391
TOTALE ANNO 8.623.882 15.398.673 1.163.456 1.782.254
3.084
7.526
SISTEMA DI RIFERIMENTO - FABBISOGNO DI ENERGIA PRIMARIA (tep/anno)
SISTEMA DI RIFERIMENTO - EMISSIONI DI GAS SERRA (t/anno di CO2
equivalente)
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, 2 (MA 1.400 )
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DESCRIZIONE QUALITATIVA DELLA CENTRALE
Numero gruppi: 1 17.000
Tecnologia: Motore alternativo 0,90
Potenza elettrica netta gruppi (kW): 1.500 0,90
Potenza termica gruppi (kW): 1.600 Potenza frigorifera gruppi elettrici di integrazione (kW): 1.200
di cui A.T.* 800 5,00
B.T. 800 3,00
Rendimento elettrico gruppi:
Rendimento gen. calore integrazione AT:
COP gruppi frigo elettrici integrazione (inverno):
Rendimento gen. calore integrazione:
Potenza termica gen. di calore integrazione (kW):
COP gruppi frigo elettrici integrazione (estate):
,
75%: 0,405 4,00
50%: 0,390 5,00Numero gruppi frigo ad assorbimento: 1
Potenza fr igorifera assorbitori (kW): 700 0
Tecnologia assorbitori: singolo effetto 0,010
Alimentazione assorbitori: acqua calda Stima investimento complessivo (): 1.850.000
COP medio assorbitori: 0,70 Eventuale finanziamento a fondo perduto (%): 30
* Utilizzata per la produzione di vapore a media pressione
COP pompe di calore (inverno):
Maggiori oneri personale (/anno):
COP pompe di calore (estate):
Incidenza oneri manutenzione (/kWhe):
77
, 2 (MA 1.400 )
2.000 Richiesta elettrica con cogen. (inclusa alimentazione gruppi frigo)
-
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78/116
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
richieste(kW)
Produzione en. elettrica in cogen.
0
200
400
600
800
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
Potenze
Ore/anno
78
6.000 Richiesta termica
, 2 (MA 1.400 )
-
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79/116
3.000
4.000
5.000
richieste(kW)
Richiesta frigorifera
Produzione en. termica cogen.
Produzione en. frigo in cogen.
,
0
1.000
2.000
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000
Potenz
Ore/anno
79
2
Energia elettrica erogata
in cogen. (kWh)
Energia elettrica
autoconsumata (kWh)
Energia elettrica in
eccedenza (kWh)
Energia elettrica da
rete (kWh)
Energia termica
erogata in cogen.
(kWh)
Energia frigo erogata
in cogen. (kWh)
Consumi gas cogen.
(Smc)
Consumi gas gen.
calore
i t i (S )
Consumi gas totali
(Smc)
ENERGIA RICHIESTA E FORNITASISTEMA DI COGENERAZIONE - SOLUZ. N.
, 2 (MA 1.400 )
-
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80/116
MESE
g ( ) ( ) ( ) ( )(kWh)
g ( ) ( )integrazione (Smc)
( )
GENNAIO 870.000 522.273 347.727 133.524 464.000 0 215.774 201.449 417.223
FEBBRAIO 1.012.500 580.141 432.359 0 540.000 0 251.116 172.166 423.282
MARZO 1.116.000 638.705 477.295 0 595.200 0 276.786 163.500 440.285
APRILE 1.080.000 607.549 472.451 0 576.000 0 267.857 62.892 330.750
MAGGIO 1.116.000 619.783 496.217 0 420.839 119.149 276.786 62.940 339.726
GIUGNO 1.077.000 791.788 285.212 3.630 251.352 221.538 267.113 46.090 313.203
LUGLIO 1.114.500 817.205 297.295 3.957 159.144 301.753 276.414 50.714 327.128
AGOSTO 634.500 478.269 156.231 396.759 101.790 156.915 157.366 43.662 201.029
SETTEMBRE 1.078.500 711.046 367.454 0 242.679 223.002 267.485 39.693 307.178
OTTOBRE 1.116.000 634.811 481.189 0 595.200 0 276.786 91.019 367.805NOVEMBRE 1.080.000 643.006 436.994 0 576.000 0 267.857 130.564 398.422
DICEMBRE 1.116.000 680.473 435.527 0 595.200 0 276.786 125.444 402.230
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 4.685.951Energia elettrica ceduta alla rete (kWh/anno)
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
, .
..
, 4,0 (2,
)
( 200,
) 80
E CHP
-
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81/116
1) O: (MA G),
(, 2030%
), 4.000 / ( !)
3040% (20% G)
30% (20% G)
2) (MA G) A;
, A;
, 0,015 / MA 0,010 / G)
3) F ( ,
G)
4) :
(. . = 0,46);
= 0,90 ;
CO = 3,0 .
81
6) F (CO.): 0,20 /
E CHP
-
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82/116
; 0,48 / 7) :
MA,
( 95C) 68 M
G, (> 95C)
/ 810 M
8) F :
,
9) N ,
,
( ) =>
.10) , CO = 0,70 , 1,20
.
(*) , , ,
( ), , ,
82
11) N ,
E CHP
-
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83/116
, . . (E) (E) , :
, ( + ) (+ )
12) ., I
A ( , 12 ,
)
13) I , :
( . ):
E,/E, 0,10 => 0,0187 /
,
.:
=> (0,181 /)
( ,
, , .) => 0,0187 /
(*) S . 10%
( ), , ,
,
( ) => . Q ) 83
14) ( ) , IN IA
E CHP
-
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84/116
) ( ) ,
ELIMINAE , 3 ,
; ,
, 0,075 /,
.
N ,
(0,075 /) ,
0,064 /. I , , ()
, ( )
0,43 /
(1 )0,0187 /
( F3
; .
. )
L , , , ,
,
; , , .84
E N. 1 O
D
-
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C :
=> MA
=>
85
E N. 1 O
I 1
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
86/116
I N. 1
I
=> P 600 (8760 /)
MA J 312
P 600
P 730
= 38,9%
P 600/0,389 = 1540
86
E N. 1 O
I 2
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
87/116
I
=> P 1000/1200
( 5500 /:
;
, 5500
/ )
MA J 320
P 1060 P 1250
= 39,9%
P 1060/0,399 = 2650
87
E N. 1 O
I 3
-
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88/116
I
=> P 1600/1800
( 5000/5500 /:
)
..
P 1860
P 1800 = 42,2%
P 1860/0,422 = 4408
L !
A .
P (
;
): =>
. 88
E N. 1 O
I 4
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
89/116
MA J 612
P 1860
P 1800
= 42,2%
P 1860/0,422 = 4408
+G
( :
,
); COP= 0,70.
N (
),
900 .
G ,
( )
.
..
, ,
(
. )
89
E N. 1 O
I 4 N. 4
-
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90/116
1) C : ,
, .
A , 500 1500 / I :
P/COP = 900/3,0 = 300
2) C
: ,
:
.
A , 500 1500 / CHP
:
(18601200) = 660
E :
660 0,70 460
T , , ,
.
90
E N. 1 O
I 2 A F3
A , I N. 2,
F3
-
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91/116
F3.
: 20002800 /:
, ( / ) :
P,/P = MINP,P/P = 1200/2650 = 0,469 =>
=> = 0,399 / (0,399 + 0,469) =0,460 =>
[ ] ( )icifc GNutesenzaimpos
GNu
rit
tGNudef
tesenzaimpos
GNu
co
)1( ,,,, ++
( ) ( )kWh
IPCc
e
kWh
/069,0015,0399,059,9
0187,043,090,0
469,00187,054,043,0
=+
++
=
=
=
L ,
( 0,075 /).
I , , (
).
91
E N. 1 O
I 2 A F3
: 55008760 /:
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
92/116
: 5500 8760 /:
, ( / ) :
P,/P = M(P,P)/P = 600/2650 = 0,226=>
=> = 0,399 / (0,399 + 0,226) =0,638 =>
[ ] ( )M
IPC
icifcc
e
GNu
tesenzaimpos
GNu
rift
tGNudef
tesenzaimpos
GNu
cog
kWh
226,0
)1( ,,,
,,
=+
++=
kWh/0997,0015,0
399,059,9
,,90,0
,,,
=+
=
L 30%,
(0,075 /) (
0,060 /):
P . = 0,300,075+0,70 0,064= 0,067 / .
I (/),
=> : 00 /
92
E N. 1 O: R
(F E S P)
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
93/116
()
()
1 2 3
2, 2,23 0, ,3
. 2,1 1,2 0,0 4,
0,2 0, 0,0 1,2 ()
. 0,1 0,00 0, 1,0
0,4
, (3) ' ( + .)
. ( / )
93
( + +
), + ,
()
()
. 14,1
. . 3,2
1, ( )
1, 10
21,1 10
0,1
442
(1+2+3)
(++)
2
E N. 1
O: R
(F E S
10,1 (1')
11,31 (')
(106 )
(106 )
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
94/116
(F E S R. )
2,22 (2')
1 2 3
3,02 1,2 1, ,0 ( )
,3 (3')
(106 )
' ( . /)
.
(106 )
94
. /. . . 13,22 (')
17,74 106
24,53 106
18,99 106
0,6975781
. . . %
() 21,81 27,25 5,44 20,0%
2 () 4429 5781 1352 23,4%
(1'+2'+3')
('+')
2
. . .. (1'+2'+3' +)
. ( )
. ..
('+'+/,) 27,25 106
(106 )
1.933.771
/ 0,314
0,468
712.327
E N. 1
O: R
(F E S
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
95/116
676.820
200.377
22.712
.0 (1)
4,58 106
5,83 106 0,015 /
.0 (2)
1 2 3
(F E SP)
() + () + /
(3,3+0+14,61)10/,5
0,51 0,00 0,99 1,50
340
10.200
145.650
1.0 ()
0,51 106
.20 ()
(3+4) 202.058
1 2 3
(106 ) 0,25 0,96 0,05 1,25
(/) 0,090 0,080 0,064
22.140 76.480 3.072 101.2 ()
1.0.2 (1+2++)
(*106)
95
fDEF /(e,cog+ t,cog+ f,cog/)
5,3/(5,3+6,64+0)
. ( /)
(14,61 10/,5)0,46
E N. 1
O: R
(F E S R.
1.1.4
412.14
123.3
-
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96/116
(F E S R. C)
1.
(')
1 2 3
3,02 1,2 1, ,0
1400
42.000
()
96
.0
(')
0,0 10
(')
(3'+4') 4.
('+'+')
3,6
Prezzo del gas naturale
Prezzo dell'energia elettrica
Energia termica ef fettivamente richiesta ed erogata
Energia elettrica effettivamente richiesta ed erogata
E N. 1
O: A
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
97/116
3,0
3,2
3,4
SPB
(anni)
Energia e lettrica effettivamente richiesta ed erogata O: A
2,6
2,8
-10 -5 0 5 10
Variazione della grandezza considerata rispetto al caso di rif. (%)
D :1)
2) , ,
97
E N. 1 O:
I , ,
.
-
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98/116
A :
..
= (1250500 + 1200 1500 + .. + 1000 500 ) = 6,64 G
= (2100 500 + 1200 1500 +. +600 3260) = 10,18 G
= .
. ( ),
..
;
,
. ..
; , ,
; , I
(E/COP), (
).
...
( : S.P.,
, ; ,
S.R. (,
, ),
S.R.
.98
E N. 1 O:
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
99/116
P ,
.
, :
1) , , , ;
2) , :
. E, = E,/12
. , .
. S E, > 200.000 :
A = (E,200.000)( ) + 200.000 ( ) 12
I, ,
12 , .
99
E N. 1 O:
-
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100/116
1) JE 320, CH
F3 2.000 2.800 / (=> B 3,2 )
2) JE 320,
(=> B 4,7 )
3) MA ( : JE 312 600 => B 2,6 ,
J 200 => B 11,6 ) ( ., JE 420 => B 3,7 )
S
(E
)
100
E N. 2 I
D
-
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101/116
C :
,
=> TG
, =>
( ,
)
101
P
E N. 2 I
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
102/116
P ,
TG M 50P 4.600
P 4.700
= 38,5%
P 4.600/0,389 = 11.950
+
9.000
E
(
7000
/,
)
102
E N. 2 I
A F3
: 500700 60007000 /:
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
103/116
, ( / ) :
P,/P = = 0,393 =>
=> = 0,385 / (0,385 + 0,393) =0,495 =>
[ ] ( )M
IPC
icifc
ce
GNu
tesenzaimpos
GNu
rift
tGNudef
tesenzaimpos
GNu
cog
kWh
)1( ,,,
,,
=+
++
=
( ) ( )
kWh/076,0010,0385,059,9
0187,043,090,0
393,00187,0505,043,0
=+
++
=
T 500 700 /, ,
( 0,075 /).
I => (
, , , ).
A 6000 7000 /,
(3600/4600 = 78,2%) , :
(0,782 0,075 + 0,218 0,064) = 0,073 /
103
E N. 2 I
A F3
: 50006000 /: , ( / ) :
-
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104/116
, ( / ) :
(P, + P,/COP)/P = (1600 + 3600/1,20)/11.950 = 0,385=>
=> = 0,385 / (0,385 + 0,385) =0,500 =>
[ ] ( ) MIPC
icifcc
e
GNu
tesenzaimpos
GNurift
t
GNudef
tesenzaimpos
GNu
cog
kWh
385,0
)1( ,,,
,,
=+
++=
I , => :
1 2, 000 / ( 00
00 /) 00 /
kWh/077,0010,0385,059,9
,,90,0
,,,
=+
=
104
E N. 2 I
D CHP
()
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
105/116
105
E N. 2 I: R
(F E S P)
1 2 3
12, ,20 0,00 22,0
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
106/116
()
()
. 12, ,20 0,00 22,0
0,00 0,00 0,00 0,00 ()
. ,0 1,00 11, 1,4
0,00
41, (3)
. ,3
' ( + .)
. ( / )
106
()
()
. . 42,3
,2 ( )
,0 10
132, 10
0,4
241 2
(1+2+3)
(++)
E N. 2
I: R
(F E S R C)
2, (1')
2, (')
(106 )
(106 )
-
7/25/2019 6 Cogenerazione.pdf
107/116
R. C)
30,0 (2')
1 2 3 22, 1,30 13, 1, ( )
1, (3')
(106 )
.
(106 )
' ( . /)
107
. /. . . 112, (')
99,05 106
142,41 106
99,05 106
0,696
30822
. . . %
() 132,85 142,41 9,56 6,7%
2 () 27451 30822 3371 10,9%
(106 )
(1'+2'+3')
('+')
2
. . .. (1'+2'+3' +)
. ( )
. ..
('+'+/,) 142,41 106
E N. 2
I: R
(F E SP)
9.435.243
/ 0,24
0,4946
2.957.976
3.302.335
-
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