I

Facoltà di Ingegneria Industriale

Corso di laurea Magistrale in Ingegneria Energetica

Orientamento

“Produzione di Potenza”

ANALISI TECNICO-ECONOMICA DELL’ INSTALLAZIONE DI UNA NUOVA UNITA’ COGENERATIVA

PRESSO LA CENTRALE DI LINATE Relatore: Prof. Ing. Matteo Carmelo ROMANO Tutor aziendale: Ing. Davide PAPPALARDO

Tesi di Laurea di: Andrea Maria Tundo Matr. 885071

Anno Accademico 2018-2019

II

INDICE GENERALE Sommario Parole chiave Introduzione

1 LacentralediLinatediSEAenergiaS.p.A................................................................2

1.1 StoriadellasocietàedellacentralediLinate..............................................................21.2 LacogenerazioneelacentralediLinate......................................................................31.3 Collocazioneeconfigurazionedell’impiantodiLinate..............................................131.4 Descrizionetecnicadeiprincipalicomponenti..........................................................17

1.4.1 Motogeneratori..........................................................................................................171.4.2 Sistemadiabbattimentodegliinquinanti..................................................................211.4.3 Caldaieausiliarie.........................................................................................................231.4.4 Generatoreelettricotrifase........................................................................................24

1.5 ClientidellacentralediLinateeilTeleriscaldamento...............................................24

2 Analisitecnicadelnuovoimpiantocogenerativo..................................................26

2.1 Descrizioneestudiodeinuovicomponenti..............................................................262.2 ModellonumericodiSimulazione............................................................................332.3 Validazionedelmodello...........................................................................................47

3 Presentazionedeirisultatidelmodellodisimulazioneeconfrontodelleprestazioniconl’attualeunità........................................................................................................50

3.1 Risultatidegliscenarianalizzati................................................................................503.1.1 Scenario1):Motoreal100%+pfal100%conTmandataregolatatra100÷110°C..513.1.2 Scenario2):Motore+pfparzializzatomantenendoTgc, in, s1 = 730°C................543.1.3 Scenario3):Motoreal100%+pfregolato.................................................................563.1.4 Scenario4)Motoreregolatodal50%al100%+pfoffTH2O, in, s2 = 85°C..........63

3.2 Confrontodelleprestazionitralanuovaunitàcogenerativael’attualemotoreinfunzionepressolacentralediLinate....................................................................................70

4 Analisieconomicadell’investimentoperlanuovaunitàcogenerativa...................77

4.1 ComparazionedeicostidiproduzioneebreveintroduzionealmeccanismodiastadellaCO2.............................................................................................................................784.2 Stimadellespesefuture...........................................................................................854.3 Calcolodelnumerodicertificatibianchi...................................................................964.4 Analisieconomico-finanziariadell’investimento....................................................101

III

4.5 Risultatianalisidisensibilità..................................................................................1084.6 Conclusionisulrisultatoeconomico.......................................................................111

Bibliografia

IV

INDICE DELLE FIGURE Figura1.2Rendimentiarmonizzatiperlaproduzioneseparatadienergiaelettrica.____________________9Figura1.3Rendimentiarmonizzatiperlaproduzioneseparatadicalore____________________________10Figura1.4Fattorilegatialleperditeevitatesullarete___________________________________________11Figura1.5Ubicazionedellacentrale(sinistra),vistadall’altodellacentralediLinate(destra) ___________14Figura1.6SchemadiimpiantocentralediLinate. _____________________________________________15Figura1.7MotogeneratoreWartsila20V34SG________________________________________________17Figura1.8Aspirazione,compressioneeaccensionedelWartsila20V34SG __________________________19Figura1.10Schematizzazioneunitàcogenerativaesistemaabbattimentoinquinanti._________________21Figura2.1Spaccatomotoreagasnaturale. __________________________________________________27Figura2.2Data-sheetmotore._____________________________________________________________28Figura2.3Schemad’impiantoconsimulazionemotore100%+PF100%.___________________________32Figura2.4AndamentoCpgascombustialvariaredellatemperatura ______________________________35Figura2.7AndamentoUAscambiatore2 ____________________________________________________39Figura2.8AndamentoefficaciainfunzionediNTU_____________________________________________41Figura2.9Schemaflussidimiscelamentoiningressoalprimoscambiatore _________________________42Figura2.10Rappresentazionegraficadelleincogniteepuntidelsistemanoti._______________________45Figura2.11Schematizzazionecalcoloiterativo.________________________________________________46Figura3.1Andamentoportatadiricircoloalvariaredellatemperaturadimandata___________________53Figura3.2Curvaportatadiricircoloscenario2________________________________________________55Figura3.3Curvapotenzaelettrica–potenzatermicascenario2)._________________________________55Figura3.4Andamentotemperaturadiingressoincaldaiaperdifferenticarichidelpostcombustoreconmotoreal100%_________________________________________________________________________61Figura3.5Curvadiregolazioneportatascenario3_____________________________________________62Figura3.6Curvapotenzaelettrica–potenzatermicascenario3__________________________________62Figura3.7Elettro-dissipatore______________________________________________________________64Figura3.9Curvapotenzaelettrica-potenzatermicascenario4 ___________________________________66Figura3.10Curvedifunzionamentodell’unitàcogenerativa _____________________________________67Figura3.11Rendimentotermicodeidifferentiscenari __________________________________________69Figura3.12Consumogasorarioinunatipicagiornataprimaverile________________________________71Figura3.13Produzionedienergiaelettricaorariainunatipicagiornataprimaverile__________________71Figura3.14Produzionetermicaorariainunatipicagiornataprimaverile___________________________72Figura3.15Confrontoefficienzeelettrichemotori _____________________________________________73Figura3.16Rendimentotermicodelleunitàeandamentotemperaturadiscaricodeigascombusti______74Figura3.17Confrontorendimentitotali______________________________________________________75Figura3.16Rendimentitotaledelledueunità. ________________________________________________75Figura3.19RendimentotermicocaldaiaBono ________________________________________________76Figura4.1AndamentoprezzoquoteEUA.____________________________________________________79Figura4.3Rendimentoelettricoetermicoinfunzionedelcaricotermicoperilvecchiomotore__________88Figura4.4Schermata1modellodisimulazioneperlastimadiproduzione__________________________91Figura4.6ProduzionieconsumiregistratipressolacentralediLinate______________________________93Figura4.7Produzionieconsumiprevistiperlanuovacentrale____________________________________94Figura4.8CACFscenario1casobase_______________________________________________________107Figura4.10Analisidisensibilitàscenario2 __________________________________________________110Figura4.11Risultaticonclusiviscenario1___________________________________________________112Figura4.12Risultaticonclusiviscenario2___________________________________________________113

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INDICE DELLE TABELLE Tabella1.1Caratteristichetecnichemotogeneratore___________________________________________18Tabella1.2Caratteristicheprincipalicaldaiaausiliaria _________________________________________23Tabella1.3Caratteristichegeneratoreelettricotrifase__________________________________________24Tabella2.2ConfrontorisultatimodelloconivaloridiThermoflex _________________________________48Tabella3.1ImpostazionedelproblemasufogliodicalcoloExcel. _________________________________52Tabella3.3Risoluzionereazionedicombustioneconmotoreal100%______________________________59Tabella3.4Variazioneportatadiraffreddamentodelmotoreaidiversicarichiconpost-firingspento ____64Tabella4.1Costispecificidiproduzionedelledueunità _________________________________________82Tabella4.2Costidiproduzionescontatideltermico____________________________________________84Tabella4.3Consumieproduzioniannue_____________________________________________________86Tabella4.4Nomenclaturafigure4.4e4.5____________________________________________________93Tabella4.4Risultatimodellosisimulazioneperlaproduzione____________________________________95Tabella4.6Confrontocostidimanutenzione_________________________________________________103Tabella4.7Costodiinvestimentoerelativevoci______________________________________________104Tabella4.7Rappresentazionemodellodianalisieconomico-finanziariascenario1___________________107

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Sommario Lo sviluppo di questo elaborato è il frutto dell’attività extra-curricolare di tirocinio svolta presso la centrale di Linate controllata dalla società “SEA Energia”. La tesi propone inizialmente un’ analisi sull’attuale assetto della centrale e la sua collocazione nel panorama della cogenerazione europeo e del teleriscaldamento. Il corpo principale dell’elaborato si svilupperà intorno ad una analisi tecnico ed economica riguardo ad una operazione di ammodernamento dell’attuale centrale. In particolare, si tratta dell’installazione di una nuova unità cogenerativa. Tale unità dovrebbe essere installata in sostituzione di una delle preesistenti unità, un motore endotermico alimentato a gas naturale, stessa tecnologia della nuova macchina. Il primo obiettivo è stato inizialmente di analizzare le prestazioni del nuovo motore, il quale sarà dotato anche di un sistema di post-combustione per aumentare la potenza termica disponibile alla caldaia a recupero. Per fare ciò, si sono dapprima studiati i dati prestazionali forniti dal costruttore del motore, sulla base dei quali si è costruito un modello di simulazione numerico che determina il funzionamento del nuovo sistema nelle differenti condizioni operative in cui ci si aspetta si troverà ad operare nel corso della sua vita utile presso la centrale di Linate. Le variabili prese in considerazioni sono i diversi carichi del motore e le differenti condizioni imposte dalla rete di teleriscaldamento. Il secondo obiettivo del presente lavoro è stata la determinazione delle future condizioni operative della centrale funzionante nel suo nuovo assetto previsto tramite un confronto prestazionale degli attuali consumi correlati alla domanda termica dell’impianto a cui è sottoposta la centrale (trattandosi di un impianto termico segue) e quelli previsti nello scenario di utilizzo del nuovo motore. Si è quindi concluso l’elaborato con l’esposizione dei risultati economico finanziari dell’investimento da intraprendere per la società SEA (controllante della SEA Energia) e relative analisi di sensibilità legate alla variazione dei prodotti energetici suscettibili a variazioni del mercato. Parole chiave: cogenerazione, teleriscaldamento, motore a combustione interna, modello numerico, analisi economica, mercato dei vettori energetici

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Introduzione Il presente lavoro di tesi, incentrato su un’analisi di tipo tecnica ed una economica, è stato condotto dopo una prima fase di studio dell’attuale funzionamento della centrale di Linate. Questa centrale si trova in una posizione assolutamente strategica, in quanto fornisce in prima battuta il calore e l’energia elettrica necessari al funzionamento dell’aeroporto di Linate. È il caso quindi di una utenza altamente sensibile la quale richiede una elevatissima affidabilità e continuità di funzionamento del suo sistema di approvvigionamento energetico per non intercorrere in una sospensione delle attività operative aeroportuali. In secondo luogo, si inserisce nel panorama del teleriscaldamento, allacciandosi alla rete milanese gestita dalla società “A2A calore e servizi”. Tramite la mandata di acqua surriscaldata a tale rete, la centrale sopperisce al fabbisogno termico di numerose utenze nell’area della sud-est milanese. Inoltre, le eventuali eccedenze di energia elettrica prodotta sono esportate verso la rete elettrica nazionale. È evidente quindi come la cogenerazione ad alto rendimento, alimentata a gas naturale, si dimostri una soluzione energetica ottimale in tale scenario. Essa garantisce una elevata affidabilità ed un assai ridotto consumo di combustibile fossile e produzione correlata di sostanze inquinanti rispetto alla produzione separata di calore ed energia e all’utilizzo di numerosi impianti termici in alternativa al sistema di teleriscaldamento. Un periodo preliminare di studio del funzionamento e operatività dell’impianto al fianco dell’ingegner Pappalardo, insieme ad un suo collocamento nel panorama della cogenerazione italiana è stato propedeutico ad una buona riuscita del lavoro di tesi. Sarebbe stato difatti altrimenti assai ostico il successivo studio di fattibilità tecnico economica riguardo all’installazione di una nuova unità produttiva.

Capitolo 1

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1 LacentralediLinatediSEAenergiaS.p.A.

In questo primo capitolo della tesi si vuole presentare dapprima una descrizione della storia della società che ha in gestione la centrale cogenerativa di Linate. Tale società è denominata SEA energia S.p.A ed è stata la sede del tirocinio svolto che ha permesso la stesura di questo elaborato di tesi insieme allo svolgimento di ulteriori attività lavorative di affiancamento all’ingegnere Davide Pappalardo e dell’ufficio tecnico della centrale. La seconda sezione di questo primo capitolo riguarderà invece, un inquadramento della centrale di Linate nel panorama europeo della cogenerazione. Qui verranno quindi introdotti una serie di indici prestazionali e di risparmio energetico per gli impianti cogenerativi, i quali saranno utilizzati in seguito nei prossimi capitoli di questa tesi. Dopodiché, nella terza sezione, si procederà con una descrizione della collocazione geografica dell’impianto e del suo layout. Insieme verrà data una prima sommaria descrizione dei componenti che lo compongono. Nella quarta sezione invece, si descriveranno nel dettaglio le specifiche tecniche dei componenti principali e più importanti della centrale. Verrà infine descritto, nell’ultima sezione di questo primo capitolo, il criterio di utilizzo della centrale legato a tutte le utenze a cui tale centrale deve soddisfare le richieste in termini sia di potenza elettrica che termica. Qui verrà data anche una breve descrizione sul sistema del teleriscaldamento, con il quale la centrale di Linate è allacciata.

1.1 StoriadellasocietàedellacentralediLinate

La società Malpensa Energia S.p.A nasce nel 1992 fondata dalla società SEA S.p.A assieme a dieci partener per rispondere all’esigenza di energia elettrica e termica dell’aeroporto di Malpensa. La società SEA S.p.A (Società per azioni Esercizi Aeroportuali) gestisce gli aeroporti di Malpensa e Linate che si posizionano tra i primi dieci sistemi aeroportuali in Europa per volume di traffico, sia nel segmento passeggeri che in quello merci. La società decise così di rendersi indipendente sotto il punto di vista dell’approvvigionamento energetico. Nel 1994 la società Malpensa Energia S.p.A acquista tutte le quote societarie e ne rivende il 49% alla società AEM S.p.A (Azienda Energetica Milanese, attualmente A2A S.p.A). Nello stesso anno i due partner sottoscrivono la convenzione di subconcessione atta a definire la realizzazione e la futura gestione dell’impianto di produzione energetica dell’aeroporto di Malpensa.

Capitolo 1

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Conseguentemente dal 1995 al 1998 si procede con la costruzione della centrale di cogenerazione entrata in esercizio nell’ottobre del 1998. Nei primi anni del 2000 a seguito dell’ampliamento dell’aeroporto di Malpensa la società ha potenziato tale centrale. La positiva esperienza per l’aeroporto di Malpensa ha spinto la società ad avviare il progetto di installazione di un nuovo impianto di produzione elettrica e termica finalizzato al sostentamento energetico dell’aeroporto di Linate, di cui la società SEA S.p.A ha la gestione. La costruzione di questa seconda centrale è avvenuta tra gli anni 2003 e 2007, anno in cui la centrale viene terminata ed entra in funzione. In seguito nel mese di Marzo 2009 la società SEA S.p.A. acquista tutte le quote societario in possesso di AEM energia S.p.A. facendo così salire la sua quota di partecipazione dal 51% al 100% della società Malpensa Energia S.p.A. In data 30 aprile 2011 la società viene rinominata con l’attuale denominazione di SEA Energia S.p.A. SEA energia S.p.A si configura come un’azienda di servizi che opera in regime di esclusiva per un cliente principale (SEA – Società Esercizi Aeroportuali), per il quale produce energia elettrica, termica e frigorifera (nella sola centrale di Malpensa). Ha inoltre, la possibilità di vendere a terzi l’energia prodotta in eccedenza.

1.2 LacogenerazioneelacentralediLinate La nuova centrale di Linate fornisce riscaldamento ed energia elettrica all’aeroporto di Linate; a questo servizio se ne affianca un altro che rende l’impianto molto importante per il territorio della città di Milano: infatti il calore prodotto dalla centrale viene anche utilizzato per fornire teleriscaldamento ad una ampia area urbana compresa fra le vie Salomone, Ungheria, Forlanini, Mecenate e Fantoli (teleriscaldamento Milano- Est). In particolare la centrale di Linate è di tipo cogenerativo a motori a combustione interna. I MCI (Motori a Combustione Interna), tra le varie tecnologie diffuse per la cogenerazione, hanno l’indubbio vantaggio di essere una tecnologia matura, conosciuta e applicata da tempo e caratterizzata da ampia diffusione in vari settori. Hanno raggiunto quindi un’elevata affidabilità, hanno rendimenti piuttosto elevati e costi relativamente contenuti e vengono largamente impiegati per la cogenerazione; elementi di debolezza invece sono il costo di manutenzione piuttosto elevato, una certa rumorosità di funzionamento, la presenza di vibrazioni e la necessità di utilizzare sistemi di abbattimento degli inquinanti per raggiungere livelli di emissioni (NOx,CO) confrontabili con quelli delle migliori tecnologie concorrenti, quali le turbine a gas. La cogenerazione consiste nella produzione combinata di energia elettrica e termica a partire dallo sfruttamento della stessa fonte di energia (combustibile). La cogenerazione permette un risparmio in termini di consumo di fonti primarie elevato rispetto a soluzioni di tipo convenzionale. Per soluzioni di tipo convenzionale si intende la produzione di energia elettrica o meccanica separata da quella termica.

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Negli impianti convenzionali di tipo motore, che generino energia elettrica utilizzando come fonte energetica calore ad alta temperatura (in particolare quello generato dalla combustione di un combustibile fossile), è necessario cedere calore a più bassa temperatura in genere all’ ambiente. Il calore ceduto, direttamente scaricando i prodotti di combustione e/o indirettamente con uno scambiatore di calore, è una quota rilevante del calore introdotto nel ciclo ed è, a tutti gli effetti, una perdita che penalizza le prestazioni energetiche del ciclo motore. Se questo calore, in tutto o in parte, viene recuperato perché esiste un utilizzatore termico, si realizza un processo cogenerativo, e si migliora l’efficienza termodinamica del processo in termini di utilizzo del combustibile. Il processo cogenerativo deve consentire un risparmio energetico significativo rispetto alla generazione separata dei due beni energetici prodotti dalla cogenerazione, vale a dire energia elettrica e calore. Per la centrale di Linate, come si vedrà nella prossima sezione, buona parte del calore ceduto a bassa temperatura dai motori a combustione interna viene recuperato tramite un circuito di raffreddamento ad acqua, che è il fluido termovettore per il trasporto del calore alle utenze termiche della centrale. È riportato in Figura 1.1 confronto energia primaria utilizzata tra la produzione in cogenerazione e la produzione separata, uno schema esplicativo in termini di risparmio di utilizzo di energia primaria, a parità di vettori energetici prodotti, tra la produzione in cogenerazione e la produzione convenzionale separata.

Figura 1.1 confronto energia primaria utilizzata tra la produzione in cogenerazione e la produzione

separata

I benefici derivanti dalla cogenerazione sono:

- Risparmio economico derivante dal minor consumo di combustibile. - Minore impatto ambientale sia per quanto riguarda le emissioni di gas inquinanti e

nocivi sia per quanto riguarda il rilascio di calore residuo.

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- Minori perdite di trasmissione e distribuzione per il sistema elettrico nazionale, derivanti dall’installazione di impianti prossimi all’utenza.

- Sostituzione di impianti di fornitura di calore convenzionale, quindi meno efficienti e più inquinanti.

Grazie a questo assetto è quindi possibile ottenere degli impianti altamente efficienti e con un impatto ambientali limitato rispetto agli impianti convenzionali. Si introducono ora i principali indici che definiscono le prestazioni dei sistemi cogenerativo, che verranno poli utilizzati nei prossimi capitoli per compiere anche un confronto con la futura unità produttiva di cogenerazione che dovrà essere installata nella centrale e le unità attualmente in esercizio. Si definiscono inoltre anche indici di risparmio di energia primaria, i quali come si vedrà sono fondamentali per il calcolo dei certificati di alta efficienza energetica che sono stati ottenuti dall’impianto di Linate e che saranno auspicabilmente ottenuti anche a seguito dell’installazione del nuovo motore a combustione interna. Il rendimento elettrico netto: 𝜂78 =

9:;<=∗?@A=B:;,CD

(1.1)

definito come rapporto fra l’energia elettrica netta prodotta e l’energia termica introdotta nel sistema con il combustibile, valutata con riferimento al potere calorifico inferiore (PCI). Il rendimento termico netto: 𝜂EF =

GHI<=∗?@A=B:;,CD

(1.2)

definito come rapporto fra l’energia termica netta prodotta e l’energia termica introdotta nel sistema con il combustibile. Il fattore di utilizzo del combustibile, o rendimento di primo principio, o rendimento totale: 𝐹KL = 𝜂A = 𝜂MNM =

GHIO9:;<=∗?@A=B:;,CD

= 𝜂78 + 𝜂EF (1.3)

definito come rapporto tra gli effetti utili (somma di energia elettrica netta e calore) e l’energia termica introdotta con il combustibile (da cui la denominazione di “rendimento di primo principio”). Bisogna tuttavia far presente che questa definizione può essere talvolta fuorviante, poiché l’energia elettrica è un vettore energetico molto più pregiato del calore e

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per questo non è totalmente corretto porli sullo stesso piano sommandoli. Infatti con sistemi dotati di pompa di calore tale valore può anche superare l’unità. Il rendimento elettrico equivalente (o attribuibile alla sola produzione elettrica): 𝜂78,7Q =

9:;<=∗?@A=B:;,CDR(

THIUHI,VC=

)(1.4)

definito come rapporto fra l’energia elettrica netta prodotta e l’energia termica introdotta nel sistema con il combustibile, diminuita dell’energia termica del combustibile attribuibile alla generazione di calore, calcolata rispetto a un rendimento termico di riferimento. Il rapporto di energia primaria PER (Primary Energy Ratio):

𝑃𝐸𝑅 =]:;

U:;,VC=O

THIUHI,VC=

<=∗?@A=B:;,CD (1.5)

definito come rapporto, a parità di energia elettrica netta e di energia termica utile generata, fra l’energia primaria che utilizzerebbe un sistema di riferimento basato su una metodologia “convenzionale” non cogenerativa (𝜂78,^_` e 𝜂EF,^_` sono i valori di riferimento per la generazione separata rispettivamente di elettricità e calore) e quella utilizzata dal sistema cogenerativo. Quando PER è maggiori del valore unitario, significa che la generazione separata comporterebbe un maggiore consumo di energia primaria. L’indice PER è strettamente legato all’indice IRE (Indice di Risparmio Energetico), dalla relazione: 𝐼𝑅𝐸 = 1 − c

?9d (1.6)

sia il rapporto di energia primaria PER, sia l’indice di risparmio di energia IRE sono indici comparativi, che assumono valori diversi a seconda dello scenario di riferimento che identifica le prestazioni del sistema convenzionale di generazione separata, a cui l’impianto di cogenerazione in esame si sostituisce. L’ IRE risulta essere un parametro determinante per la qualificazione di impianto cogenerativo secondo la Direttiva 42/02 AERG. Essa qualifica come “cogenerazione ad alto rendimento (CAR)” la produzione combinata di energia elettrica e calore quando è caratterizzata da un indice di risparmio energetico superiore al 10% per nuovi impianti (5% per impianti già esistenti, 8% per rifacimenti). L’indice IRE è equivalente all’indice “Primary Energy Saving” o PES, definito dalla direttiva europea UE 2004/8CE sulla promozione della cogenerazione come:

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𝑃𝐸𝑆 = 𝐼𝑅𝐸 = (1 − 9=B:;

]:;U:;,VC=∗fgVCh

OTHI

UHI,VC=

) * 100[%] (1.7)

dove 𝐸 K78 è il consumo di combustibile dell’impianto cogenerativo, 𝐸78 l’energia elettrica generata, 𝑄EF il calore utile generato (includendo il calore eventualmente destinato a frigoriferi ad assorbimento, come accada in estate per la centrale di Linate), mentre 𝜂78,^_` e 𝜂EF,^_` come prima sono i due rendimenti di riferimento per la generazione di energia elettrica e termica, definiti separatamente . Il fattore 𝑝k^_ltiene conto delle perdite di trasmissione sulla rete, definite in relazione al livello di tensione al quale l’impianto è allacciato alla rete elettrica e riconosce ai cogeneratori un vantaggio derivante dal conseguimento di minori perdite di rete. Nell’ allegato II del DM 4 agosto 2011, “Calcolo della produzione da cogenerazione”, è definita la procedura del calcolo delle grandezze relative ai fini del calcolo del PES. In questo documento è riportata una formulazione aggiornata di questo parametro, da seguire a livello europeo (CHP sta per Combined Heat and Power, acronimo inglese che definisce la produzione combinata di calore ed energia elettrica, ovvero la cogenerazione):

𝑃𝐸𝑆 = 1 −1

𝐶𝐻𝑃𝐻𝜂𝑅𝐸𝐹𝐻𝜂 +

𝐶𝐻𝑃𝐸𝜂𝑅𝐸𝐹𝐸𝜂

∗ 100%(1.8)

dove: 𝐶𝐻𝑃𝐻𝜂 è il rendimento termico della produzione mediante cogenerazione, definito come la quantità annua di calore utile divisa per l’energia contenuta nell’intero combustibile di alimentazione, impiegato sia per produrre calore che l’energia elettrica da cogenerazione. 𝑅𝐸𝐹𝐻𝜂 è il valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di calore; 𝐶𝐻𝑃𝐸𝜂 è il rendimento elettrico della produzione mediante cogenerazione, definito come energia elettrica annua da cogenerazione divisa per l’energia contenuta nell’intero combustibile di alimentazione, impiegato sia per produrre calore che l’energia elettrica da cogenerazione.

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𝑅𝐸𝐹𝐸𝜂 è il valore di rendimento di riferimento per la produzione separata di energia elettrica. I valori di riferimento per la produzione separata di energia elettrica e calore sono definiti in base al tipo di combustibile utilizzato ed alla tecnologia. Tali valori hanno subito delle variazioni nell’arco del tempo con l’uscita di nuovi decreti. I valori che sono stati utilizzati per il calcolo del PES per le unità cogenerative della centrale di Linate, installate nell’anno 2007, saranno perciò differenti da quelli di riferimento per il nuovo motore cogenerativo a combustione interna. In particolare, essi subiranno un aumento spiegabile con il naturale miglioramento delle tecnologie di produzione di energia con il passare degli anni. Vengono mostrati in figura 1.2 e 1.3 gli allegati presenti nel “regolamento delegato (UE) 2015/2402 della commissione del 12 ottobre 2015”, che rivede i valori di rendimento di riferimento armonizzati per la produzione separata di energia elettrica e di calore per gli impianti costruiti dal 2016 in avanti. I valori di rendimento sono basati sul potere calorifico inferiore e sulle condizioni ISO atmosferiche standard (temperatura ambientale di 15 °C, pressione di 1,013 bar, umidità relativa del 60%).

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Figura 1.2 rendimenti armonizzati per la produzione separata di energia elettrica.

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Figura 1.3 Rendimenti armonizzati per la produzione separata di calore

Sono evidenziati, rispettivamente in rosso ed in verde, i valori di riferimento per il calcolo del PES nel caso dei motori preesistenti nella centrale e di quello futuro di cui è prevista l’installazione. Per il calcolo del rendimento armonizzato per la produzione separata di energia elettrica esistono due fattori di correzione. Il primo fattore è legato alle condizioni climatiche medie e si effettua nella seguente maniera:

- Perdita di rendimento di 0,1 % per ogni grado al di sopra dei 15°C; - Guadagno di rendimento di 0,1% per ogni grado al di sotto dei 15°C.

Ogni stato membro dell’Unione Europea è stato perciò diviso in zone climatiche.

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In Italia si identificano due zone: zona A (temperatura media di 11,315°C, fattore di correzione +0,369%) in cui rientra la Lombardia, zona B (temperatura media 16,043 °C, fattore di correzione -0,104%). Questa prima correzione è applicabile solo ai combustibili gassosi, perciò vi rientra la centrale di Linate. Un secondo gruppo di fattori correttivi è legato alle perdite evitate sulla rete grazie all’applicazione dei valori di rendimento armonizzati per la produzione di energia elettrica.

Figura 1.4 fattori legati alle perdite evitate sulla rete

Questi fattori sono definiti in relazione al livello di tensione al quale l’impianto è allacciato alla rete elettrica e riconosce ai cogeneratori un vantaggio derivante dal conseguimento di minori perdite di rete, proprio come era indicato nella formula (1.7) dal fattore 𝑝k^_l. Come si vedrà nella prossima sezione il livello di connessione della centrale di Linate è di media tensione 23KV. Vi è riportata poi, in figura 1.4, una ulteriore suddivisione di questi fattori nel caso in cui la corrente elettrica sia destinata all’autoconsumo o all’esportazione in rete. Un ulteriore parametro è tuttavia necessario per identificare un impianto che possa essere certificato come CAR (Cogenerazione ad Alto Rendimento), come riportato nella “Guida CAR 2018” presente sul sito del GSE (Gestore dei Servizi Energetici). Si tratta del rendimento globale dell’unità cogenerativa:

𝜂k8pqr87,Ks_Eà =(𝐸Ks_Eà + 𝐻LFu)

𝐹Ks_Eà(1.9)

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Si tratta di una formulazione simile a quella della formulazione che definisce il fattore di utilizzo del combustibile (1.3), infatti:

- 𝐸Ks_Eà è pari alla somma dell’energia elettrica e dell’energia meccanica prodotta dall’unità. Per energia elettrica prodotta dall’unità si intende la somma dell’energia elettrica esportata verso la rete e di quella consumata in loco.

- 𝐻LFu è l’energia termica utile cogenerata prodotta dall’unità.

- 𝐹Ks_Eà è l’energia termica di alimentazione immessa nell’unità al netto degli

eventuali apporti di energia di combustibile provenienti da fonti esterne all’unità, utilizzate per produrre energia termica utile non cogenerata.

Tali grandezze sono considerate in un preciso arco temporale di un anno, durante il quale si richiede il riconoscimento CAR per l’ottenimento dei certificati di efficienza energetica. Il rendimento globale deve superare un valore di soglia pari al 75% per i motori a combustione interna ai fini del riconoscimento dell’impianto come CAR. Si descriverà nella sezione dedicata all’analisi economica il calcolo dettagliato, per la nuova unità cogenerativa di cui è prevista l’installazione, riguardante il numero di certificati bianchi ottenibili. Non è un obiettivo di questo capitolo lo svolgimento dettagliato del calcolo del PES che è stato condotto per le vecchie unità cogenerative di Linate e del rendimento globale di tali unità. È stato tuttavia necessario spiegarne il criterio di calcolo, in quanto più avanti nell’elaborato sarà utilizzato per la stima di questo parametro per il nuovo motore a combustione interna cogenerativo. Infatti l’ottenimento di certificati di alta efficienza energetica ha un peso rilevante ai fini dello studio economico dell’installazione della nuova unità. Si tiene comunque a far presente che la centrale di Linate è riuscita ad ottenere i certificati verdi per centrali cogenerative ad alto rendimento grazie al valore elevato di PES delle sue unità cogenerative. La centrale ne ha beneficiato per 10 anni dal 2007 al 2017. I certificati verdi sono un incentivo esclusivamente dedicato alla produzione dell’energia elettrica prodotta tramite fonti di energia rinnovabili, fatta “eccezione”, secondo la legge 23 Agosto 2004, all’energia termica prodotta da impianti di cogenerazione abbinati al teleriscaldamento, limitatamente alla quota di energia termica effettivamente utilizzata per il teleriscaldamento. Secondo la suddetta legge, altresì detta “Legge Marzano”, possono accedere ai certificati verdi gli impianti che: “abbiano effettivamente iniziato i lavori di realizzazione prima del 31 Dicembre 2006 purché entrino in esercizio entro il 31 Dicembre 2008”.

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Questo è proprio del caso della centrale cogenerativa di Linate che è stata realizzata, come precedentemente detto nella prima sezione di questo capitolo, tra gli anni 2004 e 2007. L’ottenimento di tali certificati è stato alla base del successo economico della centrale cogenerativa di Linate. Bisogna tuttavia precisare, che il numero di certificati verdi messi a disposizione dei vari impianti ad ogni bando è limitato. In particolare i Certificati Verdi derivanti dall’attività di vendita del calore tramite gli impianti di teleriscaldamento a cogenerazione, possono essere utilizzati per coprire la richiesta solo dopo la totale vendita di quelli derivanti dalla produzione d’energia elettrica da fonti rinnovabili. Si crea quindi una priorità di vendita per questo tipo di impianti, i “Certificati Verdi termici” invece, dovranno contendersi la quota residua con il criterio del minor prezzo di collocamento. In conclusione, con il continuo aumentare della produzione elettrica da fonti rinnovabili nel nostro paese, tale sistema di incentivazione è oramai diventato esclusivamente diretto a questo tipo di impianti. Perciò l’unico meccanismo di incentivazione al quale la nuova centrale cogenerativa potrà accedere, a seguito dell’installazione della nuova unità cogenerativa, sarà quello dei Certificati Bianchi. Alla luce di quanto detto nelle precedenti sezioni, si evince quanto l’utenza energetica aeroportuale, essendo caratterizzata da un fabbisogno contemporaneo di energia elettrica e termica, veda nella cogenerazione la soluzione ideale per tali esigenze. L’autoproduzione di energia elettrica dà inoltre per un’utenza sensibile come quella aeroportuale, una maggiore sicurezza di continuità e affidabilità dell’alimentazione elettrica. Per ultimo, ma sicuramente non per importanza, la scelta di costruire tale centrale per soddisfare la domanda energetica dell’aeroporto ha comportato notevoli risparmi economici, rispetto ad un eventuale approvvigionamento dalla rete elettrica nazionale e dalla rete di teleriscaldamento del comune di Milano.

1.3 Collocazioneeconfigurazionedell’impiantodiLinate

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La centrale sorge all’interno del sedime aeroportuale di Linate, in un’area ubicata tra viale Forlanini e la Tangenziale Est di Milano, prospiciente al viale dell’Aviazione e al fiume Lambro. L’area della centrale e compresa in parte nel territorio del Comune di Milano e in parte nel territorio del Comune di Peschiera Borromeo. La centrale si estende per una superficie complessiva di circa 6.400 𝑚x. Entrambe le porzioni comprese fra i due comuni sono classificate dal Piano Regolatore Generale (P.R.G) come zona omogena B1, riservata ad impianti ed attrezzature aeroportuali civili e militari. In figura 1.5 è rappresentata l’ubicazione della centrale nella provincia di Milano, assieme ad una sua vista dall’alto: Essendo la centrale compresa in fascia C del piano idrogeologico (aree di inondazione per

piena catastrofica), è stata trovata una soluzione progettuale al fine di contenere tale rischio. Questa prevede di sopraelevare il calpestio della centrale sino a 108 m s.l.m e di realizzare un muro di contenimento in cemento armato, inoltre il cancello di ingresso della centrale prospiciente al fiume Lambro, è stato realizzato a tenuta stagna. L’impianto è stato realizzato dall’ dall’Associazione di imprese Wartsila – Commissioning Italia S.p.A., divisione Europower, risultata vincitrice di apposita gara d’ appalto. In Figura 1.6 Schema di impianto centrale di Linate.è riportato lo schema di impianto:

Figura 1.5 Ubicazione della centrale (sinistra), vista dall’alto della centrale di Linate (destra)

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Figura 1.6 Schema di impianto centrale di Linate.

Esso è costituito da:

- Una sezione di cogenerazione, costituita da 3 motori alternativi, ognuno accoppiato con una caldaia a recupero fumi per la produzione di acqua surriscaldata. È inoltre previsto un recupero termico dai circuiti di raffreddamento delle camicie del motore e dell’olio lubrificante. Il motore a combustione interna di ciascun gruppo cogenerativo è il WARTSILA 20V34SG.

- Tre sistemi di abbattimento degli inquinanti di tipo catalitico SCR (Selective Catalytic Reduction) dei gas di scarico in uscita dai motori.

- Una sezione di integrazione a riserva, costituita da due caldaie a fuoco diretto in parallelo al circuito di recupero termico dei motori. Esse sono prodotte dalla “BONO Energia” e funzionano come caldaie ausiliarie per coprire la richiesta di picchi di richiesta termica nella stagione invernale.

- Una sezione di accumulo termico, costituita da due serbatoi da 200 𝑚y in pressione per l’accumulo di acqua surriscaldata. Grazie all’utilizzo di questo sistema, è possibile disaccoppiare la produzione di calore dall’assorbimento termico della rete

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garantendo così una maggiore elasticità di funzionamento dell’impianto e limitare fluttuazione del carico di utilizzo dei macchinari. La potenzialità del sistema di accumulo è pari a 10 MWth e ha una capacità di 20 MWhth.

- La rete elettrica della centrale cogenerativa di Linate è collegata all’aeroporto, a cui deve garantire servizio continuativo, nonché alla rete elettrica civile gestita da A2A S.p.A. Questo impianto è formato da un gruppo elettrogeno, costituito da 3 generatori accoppiati ai 3 motori, 3 trasformatori elevatori, 4 trasformatori riduttori e 2 semi-sbarre principali che permette una distribuzione flessibile di energia elettrica alle utenze aeroportuali, civili (ovvero le utenze dalla rete cittadina di Milano, gestita da A2A) e interne di centrale di cui si darà dettaglio in seguito.

Oltre a quelli precedentemente descritti i principali sistemi ausiliari della centrale sono:

• Sistemi aria strumenti e servizi, costituito da 2 compressori, uno in funzionamento e l’altro in stand-by, da un serbatoio di accumulo e da un essiccatore con filtri;

• Sistema addolcimento acqua, che produce acqua addolcita per le utenze della centrale e per il reintegro dei circuiti di teleriscaldamento a partire da acqua potabile. Il sistema è composto da un impianto di addolcimento, da un serbatoio di stoccaggio e da due pompe utilizzate per il trasferimento dell’acqua addolcita alle utenze;

• Sistema dosaggio additivi per l’acqua del teleriscaldamento, dotato di due serbatoi da 1000 litri e altrettante pompe che iniettano l’additivo;

• Sistema di raccolta e trattamento dei reflui; • Sistema antincendio, concepito per ogni tipo di emergenza; • Sistema ventilazione e condizionamento per climatizzare gli uffici.

Le apparecchiature sono adatte per funzionare in servizio continuo per circa 8000 ore anno. Per quanto riguarda l’impatto ambientale della centrale è importante far notare che sia i motori che le caldaie sono alimentate a gas naturale. Questo tipo di combustibile fossile è costituito per la maggior parte da metano (𝐶𝐻z), il più “pulito” tra i combustibili fossili. La sua composizione, più ricca di idrogeno e più povera di carbonio rispetto agli altri idrocarburi, consente di avere minori emissioni di anidride carbonica (𝐶𝑂x), a parità di energia di combustibile utilizzata in termini di calore specifico. La quasi totale assenza di zolfo permette inoltre di evitare la presenza di ossidi di zolfo nei fumi, principale causa delle piogge acide. Nella combustione di gas naturale la formazione di ossidi di azoto (𝑁𝑂}) è imputabile soprattutto all’ossidazione ad alte temperature contenuto nell’aria comburente aspirata per la combustione. Di seguito viene fornito uno schema di ricapitolo delle caratteristiche principali dell’impianto in questione:

Ø n° 3 Motori alimentati a gas naturale 8 MWel cad.

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Ø n° 3 Sistemi di recupero semplice sui gas di scarico motore + circuito di

raffreddamento 6 MWth cad.

Ø n° 2 Caldaie convenzionali alimentate a gas naturale per la produzione acqua

surriscaldata 30 MWth cad.

Ø n° 2 Accumulatori di calore da 200 m³ 5 MWhth cad.

Ø n° 2 Trasformatori elevatori 15/23 KV 15 MVA

Potenza elettrica complessiva installata 24 MWel

Potenza termica complessiva installata 78 MWth

1.4 Descrizionetecnicadeiprincipalicomponenti

1.4.1 Motogeneratori

Figura 1.7 Motogeneratore Wartsila 20V34SG

Il modello Wartsila 20V34SG, come detto in precedenza, è un motore alternativo a combustione interna, alimentato a gas, quattro tempi a combustione magra dotato di due turbocompressori e intercooler associati alle due bancate delle schiere di cilindri. Si tratta per l’appunto di un motore V20.

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Esso è posizionato all’interno di una ampia camera insonorizzata con due ingressi, dotata di sistema di aereazione, sistema antincendio con 𝐶𝑂x e di un sistema di raccoglimento degli oli esausti sulla pavimentazione. Le caratteristiche principali del motore sono riportate nella Tabella 1.1 caratteristiche tecniche

motogeneratore, e sono le seguenti:

Numero di cilindri 20 Alesaggio 340 mm

Corsa 400 mm Cilindrata per cilindro

Cilindrata complessiva

36.32 litri 726.4 litri

Valvole per cilindro 4 Velocità di rotazione 750 rpm Potenza elettrica massima 8 MWel Potenza termica erogabile massima 6 MWt

Tabella 1.1 caratteristiche tecniche motogeneratore

La potenza termica erogabile massima è da intendersi come complessiva del recupero termico dai circuiti di raffreddamento del motore e dei gas di scarico. Il blocco motore è pressofuso in un unico pezzo in modo tale da concentrare al suo interno le tubazioni di distribuzione dell’acqua e dell’olio nonché il ricevitore dell’aria di sovralimentazione. L’ albero motore è forgiato in un unico pezzo ed è dotato di: contrappesi, volano, corona dentata per la trasmissione del moto dall’albero a camme e dell’ingranaggio per l’alimentazione delle pompe dell’olio e dei circuiti idraulici di raffreddamento. Le testate sono fabbricate in ghisa sferoidale e ognuna di esse include: due valvole di aspirazione, due valvole di scarico, una valvola del gas e una precamera. Le valvole su ogni testata sono dunque quattro: due di aspirazione e due di scarico; le prime con un diametro di 112 mm e le seconde di 107 mm. La precamera è situata precamera al centro della testata ed essa contiene sia la valvola di alimento del gas che la candela. Questa architettura permette di avere un motore a combustione povera, cioè un motore in cui la miscela di aria e carburante nel cilindro è povera contenendo più aria del valore stechiometrico. Per stabilizzare l’accensione e la combustione della miscela povera è fondamentale l’esistenza della precamera che permetta di avere in un volume limitato una miscela più ricca. L’accensione viene avviata da una candela situata nella precamera, che rappresenta una fonte di accensione potente per la carica di carburante principale nel cilindro.

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Nella figura successiva si riporta una schematizzazione delle principali fasi di funzionamento ed è anche possibile osservare la struttura del gruppo cilindro più testata.

Una guarnizione metallica assicura la tenuta tra la camicia del cilindro e la testata. I condotti dell’aria di combustione, dei gas di scarico e dell’acqua di raffreddamento sono collegati ad un multi-condotto comune collegato alla testata. Come detto in precedenza, il Wartsila 20V34SG è un motore sovralimentato. Questo permette di avere un effetto utile sul rendimento del motore poiché con la sovralimentazione si si precomprime la carica fresca in aspirazione permettendo dunque di immettere più aria nella camera di combustione a parità di volume ed inoltre si frutta l’entalpia dei gas di scarico contrariamente inutilizzata. Un ulteriore incremento della densità si ha raffreddando la carica tramite la inter refrigerazione. Il modello di turbocompressore utilizzato è un Alston Napier 357 che consiste in una turbina monostadio assiale e un compressore centrifugo. L’impianto di lubrificazione di cui è dotato il motore deve garantire sufficiente portata di olio lubrificante pulito alla pressione e temperatura richiesta. Questo sistema ha anche la funzione di sottrarre il calore e i contaminanti prodotti dal processo di combustione. Esso è costituito da una pompa ad ingranaggi che preleva l’olio dalla coppa dell’olio e lo manda nel condotto di distribuzione del motore. Prima di essere distribuito l’olio deve attraversare dapprima il radiatore per essere raffreddato, successivamente un filtro automatico. Attraverso il filtro centrifugo, l’olio viene reimmesso infine nella coppa del motore. La temperatura e la pressione, sia nel circuito di mandata che ritorno, vengono regolati con opportuna strumentazione (valvola controllo pressione e valvola termostatica). Il sistema interno dell'acqua di raffreddamento del motore è un sistema a ciclo chiuso, che usa acqua dolce trattata chimicamente. La circolazione del fluido refrigerante è garantita dalla installazione di due pompe centrifughe che sono montate direttamente sul motore. Il motore è raffreddato da un impianto dell'acqua di raffreddamento a due circuiti chiusi: uno

Figura 1.8 Aspirazione, compressione e accensione del Wartsila 20V34SG

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ad alta temperatura (circuito HT) e un secondo a bassa temperatura (circuito LT). L'acqua di raffreddamento viene raffreddata in un radiatore centrale. Entrambi i circuiti sono dotati di valvole di regolazione della temperatura e sono alimentati, ognuno separatamente, da pompa centrifuga azionata direttamente dal meccanismo ad ingranaggi sul lato folle del motore. In Figura 1.9 è rappresentata una schematizzazione di tale sistema.

Figura 1.9 Circuito di raffreddamento motore

Il circuito HT raffredda principalmente i cilindri e le testate. Dalla testata, l'acqua scorre attraverso il multi condotto al tubo di raccolta, quindi alla valvola di regolazione termostatica, che mantiene la temperatura al livello corretto. Il circuito LT raffredda il secondo stadio del radiatore di sovralimentazione (inter-refrigeratore) e il radiatore dell'olio lubrificante. La temperatura del circuito è controllata da una valvola di regolazione termostatica, che ne mantiene il livello corretto. Per l’avviamento del motore è necessario un preriscaldamento dello stesso e per farlo si impiega un circuito di riscaldamento con pompa e riscaldatore collegato al circuito HT. Quindi prima dell'accensione del motore, viene fatta circolare l'acqua HT, riscaldata a 70° C dal riscaldatore. L’ultimo sistema dell’unità cogenerativo è il sistema di recupero del calore dal raffreddamento dei gas di scarico del motore. Oltre al recupero termico dai circuiti di raffreddamento del motore esiste perciò una caldaia a recupero a valle dello stesso. La caldaia a recupero di fornitura della “Aalborg Industries” contiene al suo interno due differenti scambiatori posti in serie. Un primo scambiatore è a tubi di fumo orizzontale e interagisce termicamente con i gas di scarico provenienti dal sistema di

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abbattimento degli inquinanti SCR, che si trovano ad una temperatura che si aggira tra i 350-400°C a seconda del carico del motore. Il secondo scambiatore, posto verticalmente, riceve i gas di scarico uscenti dal primo scambiatore ad una temperatura variabile tra circa 120 e 140°C. Dopodiché i gas oramai raffreddati a temperature che possono oscillare tra gli 80-90°C vengono scaricati in atmosfera tramite apposito camino. Entrambi gli scambiatori operano in una configurazione contro-corrente. L’acqua immessa nel secondo scambiatore è quella proveniente dai circuiti di raffreddamento del motore, mentre quella in uscita dal primo scambiatore è quella di mandata alla rete di teleriscaldamento.

1.4.2 Sistemadiabbattimentodegliinquinanti

La funzione di questo impianto, come già accennato, è l’abbattimento dei gas nocivi convertendo gli ossidi di azoto contenuti nei gas di scarico in azoto ed acqua. In tale procedimento viene utilizzato un apposito catalizzatore, fornito dall’azienda ARGILON, operante secondo la tecnologia SCR (Selective Catalytic Reduction-Riduzione Catalitica Selettiva). Il reattore catalitico è situato a valle del motore, come si può vedere in figura 1.10 nella elaborazione fornita da Wartsila, e funziona autonomamente senza influenzare l’operazione del motore stesso.

Figura 1.10 Schematizzazione unità cogenerativa e sistema abbattimento inquinanti.

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I componenti principali di questo sistema sono: - Sistema di controllo - Pannello di dosaggio - Stazione di pompaggio agente riduttore - Compressore - Condotto di iniezione con miscelatore ed iniettore - Reattore catalitico SCR L’agente riduttore è urea , 𝐶𝑂 𝑁𝐻x x, stoccata in appositi serbatoi ciclicamente riempiti dagli operatori di centrale. Essa viene iniettata nel condotto fumi a monte del catalizzatore mediante uno specifico iniettore a due fasi insieme ad aria compressa. La funzione principale dell’aria compressa è di permettere un’atomizzazione della soluzione di urea in finissime gocce, che sotto forma di vapore verranno poi decomposte in ammoniaca nel condotto fumi. La reazione chimica del processo SCR è basata sulle seguenti reazioni:

𝐶𝑂 𝑁𝐻x x + 𝐻x𝑂 → 𝑁𝐻y + 𝐶𝑂x + 𝐻x𝑂

4𝑁𝐻y + 4𝑁𝑂 + 𝑂x → 4𝑁x + 6𝐻x𝑂

4𝑁𝐻y + 2𝑁𝑂x + 𝑂x → 3𝑁x + 6𝐻x𝑂 La quantità di agente riduttore da immettere a monte del catalizzatore viene dosata mediante una apposita valvola a motore o pompa dosatrice a seconda dell’attuale carico del motore. Il sistema di abbattimento degli inquinanti include anche un catalizzatore di ossidazione, la cui reazione chimica è:

2𝐶𝑂 + 𝑂x → 2𝐶𝑂x Il catalizzatore di ossidazione permette perciò l’abbattimento del contenuto di monossido di carbonio (𝐶𝑂) dei gas di scarico del motore. Tale sostanza è un incombusto proveniente dalla incompleta reazione di combustione del gas naturale nel motore. Come per gli ossidi di azoto si tratta di un gas velenoso e nocivo per la salute umana. Le emissioni sono tenute sotto controllo attraverso un sistema di monitoraggio SME (Sistemi di Monitoraggio in continuo delle Emissioni) direttamente collegato a un monitor

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nella sala controllo della centrale. I componenti che vengono rilevati e monitorati da tale sistema sono: 𝐶𝑂x, 𝐶𝑂, 𝑁𝑂}, 𝑂x, 𝑆𝑂x

1.4.3 Caldaieausiliarie

Le caldaie ausiliarie sono due e sono di fornitura BONO Energia. Esse sono poste in parallelo ai cogeneratori e producono acqua surriscaldata in supporto a questi ultimi. L’impianto è composto dal generatore di acqua surriscaldata, da un circuito di alimentazione aria comburente, da un sistema di ricircolo fumi. Come per i motori, le caldaie sono collegati ad un sistema SME per il controllo delle emissioni. Il generatore di alimentazione è composto da un ventilatore che aspira aria comburente dall'ambiente circostante e la introduce in un preriscaldatore aria-fumi, integrato nella parte anteriore del generatore, in modo da utilizzare l'alta temperatura dei gas di scarico per aumentare l'efficienza della caldaia. Il sistema di ricircolo dei gas di scarico ha lo scopo di aspirare, tramite un apposito ventilatore, parte dei fumi combusti, mischiandoli all'aria comburente in fase di combustione. Questo consente di diminuire la percentuale di ossigeno nella reazione di ossidazione e di abbassare la temperatura di combustione, con lo scopo di contenere la formazione di NOx. La camera di combustione e la zona convettiva della caldaia sono disposte l'una sopra l'altra, in modo che i fumi prodotti dalla combustione, dopo aver percorso la camera, attraversino il fascio convettivo fluendo in senso contrario rispetto alla direzione precedente. I gas combusti raggiungono cosi il preriscaldatore aria e infine il camino alla temperatura di circa 100°C. Come detti questi componenti funzionano esclusivamente nella stagione invernale per coprire i picchi di richiesta termica, mentre non sono mai operative la restante parte dell’anno. Si riporta di seguito in tabella 1.2 un riassunto delle principali caratteristiche della caldaia. È bene precisare che la temperatura di progetto di 125°C non viene quasi mai raggiunta nell’utilizzo nella centrale di Linate. Bensì il suo valore è solitamente prossimo ai 110°C.

fluido acquasurriscaldata

pressionediprogetto 16bar

volume 15100litri

temperaturafluido 125°C

potenzialità 30MW

combustibile gasnaturale

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1.4.4 Generatoreelettricotrifase La funzione fondamentale del generatore è quella di produrre elettricità attraverso il moto rotatorio dell’albero motore, trasformando la potenza meccanica in potenza elettrica. Il generatore installato è l’ABB AMG 0900LP08 DSE. Si tratta di un generatore sincrono, a raffreddamento automatico, trifase, brushless, del tipo a due cuscinetti. In tabella 1.3 sono riportate le sue principali caratteristiche:

Energiaerogata 10125VAFattoredipotenza 0,8Tensione 6000VFrequenza 50HzCorrente 974AVelocità 750rpmRendimento 97,31conf.p.0,80carico100%

Tabella 1.3 Caratteristiche generatore elettrico trifase

Il motore e il generatore sono collegati tra loro tramite un giunto elastico, il quale garantisce che il generatore e il motore non interferiscano reciprocamente nel reciproco funzionamento a causa di piccoli allontanamenti nell’allineamento, per movimenti dovuti alla temperatura o per forze dinamiche libere. 1.5 ClientidellacentralediLinateeilTeleriscaldamento I clienti o le utenze, alle quali la centrale di Linate deve rifornire di energia elettrica e/o termica sono svariate. Oltre all’aeroporto di Linate, il quale rappresenta il cliente principale e primario, esistono altre utenze aeroportuali. Esse sono in primis l’aeroporto privato di Linate denominato “SEAPRIME”. Al fianco di questo vi sono ulteriori Hangar gestiti da privati quali per esempio: Luxottica, Sirio, Alba, Eurofly, Top jet ed altri. Questi ultimi clienti, insieme all’aeroporto privato “SEAPRIME”, vengono riforniti esclusivamente di energia termica dalla centrale di SEA Energia S.p.A., mentre l’utenza principale aeroportuale riceve entrambi i vettori energetici.

Tabella 1.2 Caratteristiche principali caldaia ausiliaria

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Come in precedenza accennato, la centrale di Linate è allacciata alla rete di teleriscaldamento (TLR) gestita da A2A S.p.A., una degli ex proprietari dell’attuale centrale. Per teleriscaldamento si intende un servizio urbano, al servizio di un compartimento urbano esistente o programmato, destinato alla fornitura di energia termica. L’ energia termica, nel caso della città di Milano, è prodotta da più centrale fra le quali fa parte la centrale di Linate. Le altre centrali sono sempre controllate da A2A S.p.A. Tale energia è distribuita ad una pluralità di edifici appartenenti a soggetti diversi, ai fini di climatizzazione di ambienti e di produzione di acqua calda ad uso igienico-sanitario. In un sistema di TLR il calore prodotto dagli impianti di generazione circola in una rete attraverso un fluido termovettore (acqua calda o surriscaldata a temperature che dipendono dalle specifiche tecniche della rete). Il fluido termovettore distribuisce il calore agli utenti mediante le tubature di “mandata”, e ritorna alla centrale, ormai raffreddato, attraverso le tubature di “ritorno”. La rete di distribuzione, costituita da tubazioni coibentate, può essere distinta in due parti: la rete primaria o dorsale, che trasporta il fluido dalle centrali all’area delle utenze, ed è posata in suolo pubblico sotto la sede stradale, e la rete secondaria, costituita dalle tubazioni che conducono dalla dorsale alle utenze. L’utilizzo di una rete di teleriscaldamento garantisce una notevole efficienza energetica, migliore rispetto a quella che si avrebbe con la generazione separata di calore tra le varie utenze termiche. Questo permetto di risparmiare risorse energetiche in termini di combustibile utilizzato, consentendo perciò una significativa riduzione delle emissioni inquinanti rilasciate in atmosfera. Tornando ai clienti di SEA Energia S.p.A., una parte consistente della produzione elettrica viene destinata alla rete gestita dal gruppo TERNA-Rete Elettrica Nazionale. In particolare, a questo cliente viene destinata l’eccedenza di energia elettrica prodotta dai motori rispetto a quella richiesta dall’utenza aeroportuale. Si tratta questa di una condizione che si verifica praticamente sempre. Infatti, i motori funzionano con una logica di termico segue della richiesta dell’aeroporto e del teleriscaldamento. Queste richieste termiche devono essere categoricamente soddisfatte sempre. Tuttavia, il carico a cui il motore deve operare per garantire tale apporto termico implica una congiunta produzione elettrica che risulta essere, nella gran maggior parte dei casi, superiore di quella effettivamente necessaria per il solo aeroporto. Tali eccedenze vengono vendute alla rete elettrica al prezzo stabilito dal mercato dell’energia secondo la logica del PUN (Prezzo Unico Nazionale) espresso in €/MWh. Come si vedrà in seguito, nella sezione relativa all’analisi economica, tale prezzo oscilla ora per ora e giorno per giorno, subendo variazione davvero considerevoli. Per questo motivo le logiche di funzionamento della centrale sono anche influenzate dall’andamento di questo prezzo oltre che dalla richiesta termica. Perciò consultando sul mercato del giorno prima, nel quale è riportato il valore del PUN per il giorno successivo, si redige nell’ufficio tecnico della centrale il piano di produzione per tale giorno.

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I clienti appena illustrati, fatta eccezione per SEA e SEAPRIME, vengono trattati perciò come clienti terzi da parte di SEA Energia S.p.A (vi rientrano quindi anche tutti gli hangar prossimi all’aeroporto privato, solo in parte precedentemente citati).

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2 Analisitecnicadelnuovoimpiantocogenerativo In questo capitolo, si compirà una analisi tecnica relativa alla nuova unità cogenerativa, con relativi componenti aggiuntivi del sistema, di cui è prevista l’installazione presso la centrale di Linate. Questa dovrà essere installata in sostituzione di una delle attuali unità cogenerative composte da: motore a combustione interna Wartzila 20V34SG, sistema di recupero termico da raffreddamento del motore e caldaia a recupero. L’entrata in funzionamento di tale unità è prevista il 1 gennaio 2020. Nella prima sezione è riportata una descrizione tecnica di tutti i nuovi componenti che dovranno essere installati nella centrale di Linate, assieme ad una descrizione del nuovo schema di impianto. Nella sezione successiva si procederà con la presentazione del modello numerico utilizzato per simulare differenti scenari di funzionamento. Quindi, vi verranno esposti i principi fisici-termodinamici alla base del modello, le assunzioni e il loop iterativo.

2.1 Descrizioneestudiodeinuovicomponenti Il componente principale del nuovo sistema è il motore a combustione interna alimentato a gas naturale. La macchina ha una potenza nominale elettrica e termica rispettivamente di 10387 KWel e 5721 KWth. Quest’ultima è intesa come potenza termica recuperabile dal solo circuito di raffreddamento del motore, che ha il compito di mantenerne i componenti nelle corrette condizioni operative e congiuntamente di preriscaldare l’acqua proveniente dalla rete di teleriscaldamento. In figura 2.1 è riportato uno spaccato dell’unità cogenerativa in questione, composta da: motore, generatore ed al TC-module (Turbo Charger Module).

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Figura 2.1 Spaccato motore a gas naturale.

In figura 2.1 è riportato uno spaccato dell’unità cogenerativa in questione, composta da: motore, generatore ed al TC-module (Turbo Charger Module). Si tratta di un motore ad accensione comandata a quattro tempi, raffreddato ad acqua, di venti cilindri (V20). Esso è munito di un avanzato sistema di combustione magra: una miscela di gas con eccesso di aria è fornita all’ unità di potenza per minimizzare le emissioni durante la combustione al suo interno. Per quanto riguarda il generatore, consiste in un generatore auto-eccitato ed auto-regolato trifase. Esso è composto da un generatore principale (costruito come una macchina a campo magnetico rotante), la macchina eccitatrice (progettata come una macchina ad armatura rotante) ed un sistema digitale di eccitazione. Il regolatore digitale è azionato da un generatore sincrono a magneti permanenti. Nel TC-module sono contenuti due turbocompressori posti in parallelo, posizionati su due bancate differenti, il cui compito è di alimentare le due schiere dei cilindri del motore V20 con aria compressa e mantenuta a temperature contenute. Le turbine dei turbo-compressori sono azionate da i gas provenienti dal collettore di scarico del motore, le quali guidano i corrispettivi compressori calettati sullo stesso albero. Ognuno dei turbocompressori è dotato di un doppio sistema di refrigerazione operato tramite intercooler o charge air cooling (CAC). Un primo intercooler è posto tra i due stadi di compressione, mentre il secondo è posto tra il secondo stadio di compressione e il circuito di ingresso dell’aria verso i pistoni. Ognuno dei due intercoolers è suddiviso a sue volta in due sezioni di alta e bassa temperatura (HT ed LT) nelle quali circolano differenti e separate portate di acqua. Gli intercoolers riducono rispettivamente la temperatura dell’aria comburente in ingresso al secondo stadio di compressione e quella inviata al motore. In questo modo a temperature

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minori e a parità di volume, la densità e quindi la portata massica di aria in ingresso aumentano, incrementando perciò performance ed efficienza dell’ unità produttiva. All’interno del TC-module sono presenti anche gli altri due componenti del sistema di raffreddamento del motore. Il primo è utilizzato per il raffreddamento dell’olio lubrificante ed il secondo per raffreddare ogni camicia dei cilindri del motore. Tutto il sistema di raffreddamento è dotato di pompe di circolazione e numerose valvole per controllare e gestire correttamente le portate da far circolare ad ogni singolo componente. Vi sono inoltre presenti il sistema di alimentazione del metano ed aria comburente con relativi circuiti di collegamento, il sistema di lubrificazione, il sistema di ventilazione del gas di scarico ed infine numerosi sensori atti a monitorare i parametri di funzionamento (pressione, temperatura, portata, umidità) necessari a garantire il corretto funzionamento dei sistemi poc’anzi elencati. L’azienda fornitrice, contattata da SEA energia spa, ha fornito il data-sheet della suddetta unità insieme ad un numero limitato di simulazioni del suo funzionamento condotte tramite l’ausilio del software thermoflex.

Figura 2.2 Data-sheet motore.

Sono ivi riportati nella Figura 2.2 i valori di potenza in ingresso, in termini di consumo di gas naturale e relativi volumi; gli output di potenza meccanica, elettrica e termica; i

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rendimenti termici, elettrici e globali a diversi carichi del motore: 50%-75%-100%. Le formulazioni a con le quali sono state calcolate le efficienze sono le seguenti: 𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑙𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 = 987LE^_Lr8pKEuKE

?p�7^_suKE (2.1)

𝑇ℎ𝑒𝑟𝑚𝑎𝑙𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 = MpEr8^7Lp�7^rq87EF7^<r8pKEuKE

?p�7^_suKE (2.2)

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑦 = 987LE^_Lr8OMpEr8^7Lp�7^rq87EF7^<r8pKEuKE

?p�7^_suKE= MpEr8pKEuKEk7s7^rE7l

?p�7^_suKE(2.3)

Tali formulazioni sono del tutto speculari a quelle introdotte nel primo capitolo, ovvero rispettivamente: rendimento elettrico netto (1.1), rendimento termico netto (1.2) e fattore di utilizzo del combustibile, o rendimento di primo principio, o rendimento totale (1.3). Questi dati sono relativi al solo componente motore a sé stante, senza prendere in considerazione gli ulteriori componenti che andranno a costituire l’impianto definitivo da installare nella centrale. Tutte le grandezze definite sono state valutate in condizioni standard di riferimento (standard reference conditions): - Pressione: 1000 mbar (14,5 psi) o 100 m (328 ft) sopra il livello del mare. - Temperatura dell’aria: 25 °C (77 °F) o 298K. - Umidità relativa: 30%. Tali specifiche rispecchiano in buona approssimazione le condizioni in cui andrà ad operare la macchina. Infatti l’altezza in cui e collocata la centrale è di 108 m s.l.m. Per quanto riguarda la temperatura dell’aria il valore standard si attesta mediamente più in alto di quello reale di funzionamento nei mesi primaverili, invernali ed autunnali. Questo significa che teoricamente si dovrebbero avere prestazioni al di sopra di quelle riportata nel data-sheet in termine di efficienza e produzione elettrica. Nei soli mesi estivi si possono registrare temperature che nell’arco della giornata superino la soglia dei 25 °C. Più avanti nella tesi si manterranno i valori delle prestazioni riportati nel data-sheet anche per condizioni di funzionamento durante i mesi in cui le temperature sono effettivamente più basse. Infatti, è bene mantenere questo approccio conservativo, in quanto solitamente i dati riportati dai costruttori rappresentato sempre dei valori piuttosto ottimistici delle prestazioni delle loro macchine. Per ciò che concerne l’umidità relativa si nota che il valore riportato è mediamente inferiore a quello medio giornaliero del sito, tuttavia risulta essere un parametro di scarsa influenza al fine della seguente analisi. Le specifiche tecniche sono inoltre riferite ad un potere calorifico inferiore del metano pari a 𝑃𝐶𝐼 = 9.5𝐾𝑊ℎ/𝑁𝑚y , equivalente a 𝑃𝐶𝐼 = 46270.1𝐾𝐽,che rappresenta un valore del tutto in linea con il gas naturale diffuso in commercio ed attualmente utilizzato presso la

Capitolo 2

31

centrale di Linate. Come precedentemente accennato, oltre al motore a combustione interna descritto, il sistema completo di cui è prevista l’installazione sarà dotato di ulteriori componenti quali:

- Sistema di trattamento dei gas di scarico (SCR+OXI catalyst) il quale dovrà garantire specifiche di concentrazioni di sostanze nocive sotto determinati valori (NOx ≤ 75 mg/Nm3, CO ≤ 100 mg/Nm3, NH3 slip < 10 mg/Nm3). Nel processo del SCR (Selective Catalytic Reduction) i livelli di ossidi di azoto (NOx) sono abbattuti all’interno della camera catalitica convertendoli in azoto neutralizzato tramite l’aggiunta di urea. Serbatoi di urea sono presenti nell’attuale impianto, in quanto gli attuali gruppi cogenerativi utilizzano una tecnologia simile per la riduzione delle emissioni inquinanti e nocive, non sarà perciò oneroso integrare questo nuovo sistema. Il processo di catalizzazione OXI consiste nella riduzione del contenuto di CO (monossido di carbonio) nei gas di scarico, i quali reagiscono passando attraverso il corpo riducente rivestito di metalli nobili.

- Un diverter con la funzione di by-pass della caldaia a recupero da parte dei gas

combusti. Esso ha una regolazione in continuo e può essere azionato in casi in cui la potenza termica richiesta dalle utenze sia non superiore a quella recuperabile dal solo circuito di raffreddamento del motore, oppure in casi di emergenza dovuti a problematiche nella caldaia a recupero. I gas deviati vengono direttamente mandati al camino e da qui espulsi in atmosfera.

- Un post-combustore (post-firing) con relative linee di compressore per il gas

naturale e per l’eventuale reintegro di aria comburente per garantire una efficiente combustione. Più in seguito verrà condotta una analisi sui quantitativi di nuova aria comburente necessaria e si mostrerà come a bassi carichi del post-firing e alti carichi del motore non ve ne sarà necessità. Il compito del post-combustore è di maggiorare l’apporto di energia termica resa disponibile alla caldaia a recupero. La potenza di targa di questo componente è di 9276 KWth, intesa come potenza termica del gas di alimentazione, calcolata come: 𝑃𝑡ℎ, 𝑔𝑎𝑠 = 𝑚kr� ∗ 𝑃𝐶𝐼kr� Esso è caratterizzato da una regolazione in continuo con uno step minimo di accensione del 7%, corrispondente ad una 𝑃𝑡ℎ, 𝑔𝑎𝑠 = 649𝐾𝑊 . La temperatura massima di progetto sopportabile all’ ingresso della caldaia a recupero è di 730°C. Grazie ad un efficiente sistema di pre-miscelamento è possibile mantenere bassi contenuti di CO e NOx nei gas combusti.

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32

- Una caldaia a recupero ove l’acqua preveniente dal teleriscaldamento viene surriscaldata fino ad un massimo di 110°C, temperatura di progetto del sistema, grazie al recupero termico dei gas di scarico provenienti dal motore ed eventualmente trattati nel post-combustore. Essa è composta al suo interno da due scambiatori in controcorrente. Il primo scambiatore, ovvero quello che i fumi caldi incontrano immediatamente all’ingresso della caldaia a recupero, presenta dimensioni maggiori del secondo ed infatti scambia potenze termiche di un ordine di grandezza superiori ad esso. Il secondo tratta una minore portata di acqua, ricircolata dal flusso proveniente direttamente dal teleriscaldamento. Questa portata si miscela poi con il flusso proveniente dai circuiti di raffreddamento del motore ed entra così nel primo scambiatore, ove raggiunge la temperatura desiderata per la mandata alla rete di teleriscaldamento.

- Un camino attraverso il quale vengono espulsi i gas combusti in atmosfera, al

quale sarà installato un sistema di controllo sulle emissioni di sostanze inquinanti, oltre a sensori di temperatura e pressione

- Un elettro-dissipatore con la funzione di garantire una temperatura di ingresso

al motore di 70°C, necessaria a garantire un corretto raffreddamento e quindi efficienza. Risulta assai improbabile che la temperatura di ritorno dal teleriscaldamento possa tornare a temperature inferiori di 70°C alla centrale di Linate viste le situazioni misurate nei suoi 11 anni di esercizio. Si preferisce inserire questa fonte di assorbimento elettrico ma garantire un funzionamento ottimale del motore.

- Sistema di pompaggio per la circolazione del fluido termovettore del

teleriscaldamento all’interno dei diversi componenti e sistemi di recupero termico del nuovo sistema

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33

Figura 2.3 Schema d’ impianto con simulazione motore 100% + PF 100%.

Capitolo 2

34

La sovrastante figura mostra lo schema d’impianto rappresentato in una delle simulazioni condotta tramite il software thermoflex dall’azienda costruttrice. In tale simulazione il sistema si trova in condizioni nominali di carico del motore e del post combustore. Si nota (come detto nella descrizione della caldaia a recupero) che una parte della portata proveniente dal sistema di teleriscaldamento viene dapprima ricircolata nel secondo scambiatore di calore, tramite apposita pompa di ricircolo a giri variabili, mentre la rimanente parte entra direttamente nel circuito di raffreddamento del motore. Le due portate vengono poi miscelate ed entrano nel primo scambiatore. Nella presente simulazione sono rappresentati i valori di pressione [bar], temperatura [°C], portata [t/h] ed entalpia [KJ/kg] nei vari punti di interesse del ciclo. Sono inoltre presenti i valori delle potenze termiche elaborate dai singoli scambiatori, la potenza termica ed elettrica del motore, il rendimento elettrico del motore, il rendimento di primo principio nominale ed infine la potenza termica, ovvero quella ceduta al circuito di teleriscaldamento riportato in alto a destra. Il rendimento di primo principio nominale indicato in figura è definito come: 𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜𝑑𝑖𝑝𝑟𝑖𝑚𝑜𝑝𝑟𝑖𝑛𝑐𝑖𝑝𝑖𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙𝑒 = ?pE7s�r787EE^_LrO?EF,L^_LK_Ep�MO�M

?HI,g�� (2.4)

Gli altri rendimenti riportati sono i medesimi riportati in precedenza.

2.2 ModellonumericodiSimulazione In questa sezione si vuole descrivere il modello numerico utilizzato per simulare differenti scenari di funzionamento del nuovo sistema cogenerativo. Noto il comportamento del motore ai diversi carichi descritto nel data-sheet, grazie ad un numero limitato di simulazioni messe a disposizione dall’ azienda fornitrice è stato possibile estrapolare i necessari parametri fisici e termodinamici dei componenti del sistema. Oltre allo scenario riportato in precedenza (motore 100% + pf on) sono state messe a disposizione altre simulazioni di condizioni di funzionamento, quali:

- Motore ai carichi parziali (100%, 75% e 50%) + pf off - Motore ai carichi parziali (100%, 75% e 50%)+ pf on - Motore al 100% + pf regolato (7% e 50%)

Con la dicitura “pf on” si intende il sistema di post combustione attivo di modo da garantire una temperatura in ingresso alla caldaia a recupero di 730 °C, ovvero la massima temperatura sopportabile da questo componente. Per tutte le condizioni operative fornite, la portata di acqua in ingresso al circuito di raffreddamento del motore è la medesima, pari a

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35

196,5 t/h. Per i soli casi di motore regolato al 50% e 75% con post-combustore spento la portata risulta essere inferiore. Questo perché la potenza termica richiesta dalle utenze al sistema risulta essere minore e perciò anche la portata necessaria e sufficiente a soddisfarne il proprio fabbisogno. Le condizioni di progetto della rete di teleriscaldamento con cui sono state svolte le simulazioni dall’ azienda costruttrice del motore sono: -T mandata: 110 °C -T ritorno: 70 °C Tuttavia, nel corso della seguente analisi, si studieranno anche condizioni operative differenti in cui è probabile che l’impianto si trovi ad operare. Lo scopo di questo modello è quindi quello di determinare le portate e le temperature in gioco nella caldaia a recupero noti i parametri di funzionamento del motore + post-combustore e le condizioni esterne imposte dalla rete di teleriscaldamento. Analizzando le simulazioni che si avevano a disposizione è stato possibile ricavare i dati riguardanti la portata dei gas di scarico a differenti condizioni di potenza del motore. Si è costruita così una curva di interpolazione della portata dei gas combusti ai differenti carichi. Lo stesso è stato fatto per la temperatura dei gas in uscita dal motore. Queste informazioni saranno poi necessarie per compiere i bilanci di massa ed energia del sistema in varie condizioni di funzionamento. Oltre a questi dati, è stato necessario estrapolare i coefficienti globali di scambio termico ed i calori specifici dalle simulazioni di cui si disponeva. In prima battuta si sono ricavati i valori del calore specifico dei gas combusti per differenti temperature medie di scambio termico. Si è presa in considerazione la sola dipendenza dalla temperatura in quanto le condizioni operative di pressione sono pressoché costanti nel ciclo di recupero del calore e nei diversi scenari, oscillando per il gas tra valori di 1 bar e 1,014 bar. Noti i valori dei salti entalpici e dei calori ceduti attraverso i due scambiatori di calore del sistema, il calore specifico dei gas combusti è stato ricavato con le seguenti modalità:

𝐶u,kL 𝑇 = G�:hBH�[� ]

<g�∗ M_sRMpKE [�][ �¢�k�

] (2.5);

𝐶u,kL 𝑇 = FCDRF�BH[

£¤£ ]

M_sRMpKE [�] �¢

�k� (2.6)

Dove 𝑇 rappresenta la temperatura media di scambio termico. Si è ottenuta così la seguente curva che correla il valore del calore specifico al variare della temperatura media di scambio termico, inoltre la relativa curva di interpolazione polinomiale grazie alla quale se ne sono potuti ricavare i valori alle varie temperature intermedie di interesse. Tramite un procedimento del tutto analogo si è potuto estrapolare una curva che descrivesse l’andamento del calore specifico dell’acqua circolante nell’impianto al variare

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della temperatura di utilizzo. Per le stesse ragioni è stata trascurata la dipendenza dalla pressione.

Figura 2.4 Andamento Cp gas combusti al variare della temperatura

Si riporta quindi in figura 2.4 l’andamento di tale parametro e la sua curva di interpolazione polinomiale di secondo grado. Come precedentemente accennato, per la risoluzione delle equazioni applicate agli scambiatori di calore, si sono dovuti ricavare anche i coefficienti globali di scambio termico definito in letteratura con la lettera 𝑈. Esso è un coefficiente molto conveniente da usare nel caso in cui lo scambio termico avvenga attraverso diverse e composte resistenze termiche poste in serie o in parallelo. Funziona in questo modo: 𝑄 = 𝑈𝐴∆𝑇<8s (2.7) dove ∆𝑇<8s rappresenta la differenza di temperatura logaritmica, espressa come:

∆𝑇<8s =

∆M̈ R∆M©ª«∆¬¨∆¬©

(2.8)

In cui 1 e 2 indicano rispettivamente la sezione di ingresso ed uscita dello scambiatore, ∆𝑇x𝑒∆𝑇c sono calcolati come differenza di temperatura tra fluido caldo e fluido freddo.

Capitolo 2

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Figura 2.5 Modellizzazione analogia elettrica per lo scambio termico attraverso i tubi dello

scambiatore

Si può modellizzare lo scambio termico tra l’acqua circolante nei tubi ed i gas combusti all’esterno, tramite l’uso dell’analogia elettrica, come rappresentato in Figura 2.5. La formulazione per il coefficiente globale di scambio termico risulta essere:

𝑈 = c

¨I��­B�

OV: ®¯

V:VC

°HB±�O ¨Ig��

²CDH²:³H

[  <©�

] (2.9)

Dove, in relazione alla Figura 2.5:

cF��­B�

= 𝑅_ ovvero la resistenza convettiva interna, lato acqua

:̂ ª«V:VC

´HB±�= 𝑅ur^7E7corrispondente alla resistenza conduttiva della parete del tubo

c

Fg��

µCDHµ:³H

= 𝑅7 ovvero la resistenza convettiva esterna, lato gas combusti.

Questa formulazione è stata ottenuta riferendosi alla superficie interna di scambio termico, da qui ne deriva il rapporto moltiplicativo delle due aree (µ:³H

µCDH)per la resistenza esterna.

I parametri 𝑟7 ed 𝑟_rappresentano rispettivamente il raggio esterno ed il raggio interno del tubo dello scambiatore. È stato trascurato l’apporto della resistenza termica dovuta allo sporcamento delle superfici dello scambiatore, definita solitamente come 𝑅`pK8_sk.

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Si deduce che il parametro che maggiormente influenzerà il valore di U è la resistenza convettiva lato gas. Infatti la resistenza termica conduttiva risulta essere solamente influenzata dalla temperatura nel suo coefficiente di conducibilità termica k [  

<�]relativa

al materiale metallico di cui sono composti i tubi. Tuttavia le condizioni operative di temperatura in cui si troveranno gli scambiatori non avranno grossi scostamenti nei vari scenari, ed inoltre la variazione di K con la temperatura non risulta essere molto significativa. Per quanto riguarda la resistenza convettiva lato acqua, essa risulta mantenersi sempre su valori decisamente bassi grazie alle ottime proprietà di scambio termico di questo fluido. Perciò il parametro a cui è maggiormente sensibile il coefficiente globale di scambio termico, per questo caso, risulta essere la resistenza convettiva lato gas. Essa è influenzata principalmente dal valore della portata dei gas combusti, e quindi dalla loro velocità che compare nella definizione del numero adimensionale di Reynolds a cui si accostano gli altri numero adimensionali di Prandtl e Nusselt. Questi sono usati per la risoluzione di problemi di scambio termico di convezione.

𝑁𝑢 = F·´, 𝑅𝑒 = ¸¹·

º, Pr = @fº

´ (2.10)

Dove: - h è il coefficiente convettivo di scambio termico - k è la conducibilità del gas - 𝜌 è la densità del gas - 𝜇 è la viscosità del gas

Perciò, noti i valori delle potenze termiche elaborate dagli scambiatori, si è proceduto nel calcolo del prodotto 𝑈 ∗ 𝐴  

� per i due scambiatori in diverse condizioni di

funzionamento: 𝑈𝐴 = G

∆𝑇𝑚𝑙𝑛  � (2.11)

Non avendo informazioni sulle dimensioni delle superfici dei due scambiatori, è stato necessario calcolare questo

necessario calcolare questo prodotto e non il singolo coefficiente globale di scambio termico. Dai risultati ottenuti, termico. Dai risultati ottenuti, questo fattore risulta essere decisamente più alto per il primo scambiatore che i

scambiatore che i fumi incontrano nella caldaia a recupero. Si può giustificare Si può giustificare questo risultato essendo il calore ceduto nel primo scambiatore uno o due ordini di grandezza

superiore rispetto al secondo in tutte le simulazioni che si avevano a disposizione. Questo significa che la superficie di scambio termico del primo scambiatore sarà sicuramente più grande del secondo all’incirca di un ordine di

grandezza. Sono qui di sotto riportati nella

Tabella 2.1, per diversi carichi del motore con post combustore spento, i valori di differenza media logaritmica di temperatura, il calore scambiato da ognuno dei due scambiatori ed

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infine il prodotto 𝑈 ∗ 𝐴  � per differenti condizioni operative del motore con post-firing

spento.

CARICOMOTORE 50% 75% 100%

∆Tmln,1[K] 49,7 50,6 50,5Q1[KW] 2901,3 3576,0 4048,0

UA,1[KW/K] 58,3 70,7 80,2∆Tmln,2[K] 13,3 15,9 17,0Q2[KW] 67,4 131,7 143,9

UA,2[KW/K] 5,1 8,3 8,5

Tabella 2.1 Estrapolazione coefficienti globali di scambio termico

Con il pedice 1 ci si riferisci al primo scambiatore che si incontra nella caldaia a recupero, mentre 2 indica il secondo ed ultimo scambiatore. Estrapolando anche per altre simulazione di Thermoflex il valore di UA si è quindi proceduto con la determinazione di una correlazione esponenziale che leghi tale parametro dalla portata dei gas di scarico, in modo da poter determinarne il valore anche in differenti condizioni di funzionamento. Partendo dalla definizione del numero di Nusselt in funzione di Reynolds e Prandtl, che per questo tipo di problema di convezione esterna su superficie cilindrica risulta essere della forma:

𝑁𝑢 = 𝐶 ∗ 𝑅𝑒·¿ ∗ 𝑃𝑟

¨À (2.12)

Dalla definizione di portata (𝑚 = 𝑣 ∗ 𝐴 ∗ 𝜌) si può esprimere quindi la velocità dei gas

combusti come: 𝑣 = <g��

µ¸.

Si può esprimere un legame di proporzionalità tra il numero di Reynolds e la portata dei gas combusti, trascurandone la dipendenza dai parametri geometrici i quali sono costanti e le variazioni di viscosità del gas, sostituendo l’ espressione della velocità poc’anzi mostrata, si ottiene: 𝑅𝑒𝛼𝑚kr�. Da cui si ottiene una formulazione di questo tipo per il coefficiente convettivo esterno, trascurando come detto i parametri geometrici e la variazione di K nella definizione del numero di Nusselt che rientra nella definizione della costante C:

ℎkr� = 𝐶 ∗ 𝑚kr�¿ (2.13)

Capitolo 2

40

Si ricorda che questo parametro in ottima approssimazione è quello che determina le variazioni del coefficiente globale di scambio termico per questo tipo di problema, perciò ne è proporzionale: 𝑈 ∝ ℎkr�. In questo modo, tramite una interpolazione esponenziale dei dati ricavati dalle simulazioni fornite dalla casa costruttrice del motore si sono potute definire delle curve che determino l’andamento del coefficiente globale di scambio termico moltiplicato per la corrispettiva area (che è sempre la medesima) in funzione della portata dei gas combusti:

Figura 2.6 Andamento UA scambiatore 1

Figura 2.7 Andamento UA scambiatore 2

y=18,782x0,5676

0

20

40

60

80

100

120

8 10 12 14 16 18 20

portatagascombusti[kg/s]

UA1[W/K]

y=0,1385x1,745

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

6,50 8,50 10,50 12,50 14,50 16,50portatagascombusti[kg/s]

UA2[W/K]

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Le due equazione che si ottengono, rispettivamente per il primo e per il secondo scambiatore di calore sono le seguenti: 𝑈𝐴c = 18,782*𝑚kr�

Ä,ÅÆÇÆ 𝑈𝐴x = 0,1385*𝑚kr�

c,ÇzÅ Il coefficiente globale di scambio termico del secondo scambiatore risulta non essere descritto con un’approssimazione molto elevata da questa curva interpolante, tuttavia il suo contributo nel recupero termico del calore dei gas di scarico è di due ordini di grandezza inferiori rispetto a quello del primo scambiatore. Perciò tale approssimazione non comporterà errori rilevanti nell’ implementazione del modello numerico. L’ ottenimento di questi coefficienti è fondamentale per la risoluzione del modello utilizzato per determinare le differenti condizioni operative. Il metodo di risoluzione utilizzato è il metodo efficacia-NTU (ε -NTU method) sviluppato da Kays e London nel 1955. Esso può essere usato ragionevolmente con scambiatori in cui le capacità termiche dei fluidi e il coefficiente globale di scambio termico hanno piccole variazioni, come quelli in questione, dove non si hanno grossi scostamenti del valore del coefficiente di scambio termico lungo le diverse sezioni dello scambiatore. L’ efficacia dello scambiatore è definita come:

ε ≡ 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑡𝑟𝑎𝑠𝑓𝑒𝑟𝑖𝑡𝑜

𝑚𝑎𝑠𝑠𝑖𝑚𝑜𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝑡𝑟𝑎𝑠𝑓𝑒𝑟𝑖𝑏𝑖𝑙𝑒𝑑𝑎𝑢𝑛𝑓𝑙𝑢𝑠𝑠𝑜𝑎𝑙𝑙′𝑎𝑙𝑡𝑟𝑜

In termini matematici si traduce in:

ε ≡ @�(M�CDRM��BH)

@ËCD(M�CDRM=CD)=@=(M=�BHRM=CD)

@ËCD(M�CDRM=CD) (2.14)

Dove la lettera 𝐶  �

rappresenta la capacità termica, calcolata come prodotto tra portata

del fluido e calore specifico, i pedici c ed f significano rispettivamente caldo e freddo, ovvero gas combusti ed acqua nel caso analizzato. 𝐶<_s corrisponde invece alla capacità termica minore tra quelle di fluido caldo e freddo. Da questa definizione ne consegue che: 𝑄 = ε𝐶𝑚𝑖𝑛(𝑇𝑐𝑖𝑛 −𝑇𝑓𝑖𝑛) (2.15) Un’altra definizione che è necessario introdurre è quella del numero di unità di scambio termico (NTU):

𝑁𝑇𝑈 ≡UACÎÏ«

(2.16)

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Questo gruppo adimensionale può essere visto come un confronto tra la velocità di scambio termico dello scambiatore, espressa in W/K, e la capacità termica del flusso. È possibile perciò ottenere una formulazione dell’efficacia dello scambiatore in funzione delle sole capacità termiche dei fluidi e di NTU, nel caso di scambiatori controcorrente:

ε = cRÐÑÒ R cR

ÓËCDÓË�³

ÔMÕ

cRÓËCDÓÖ×Ø

ÐÑÒ R cRÓËCDÓË�³

ÔMÕ (2.17)

Una rappresentazione grafica dell’equazione (2.15) è data in Figura 2.8:

Figura 2.8 Andamento efficacia in funzione di NTU

Notiamo come valori elevati di efficacia si raggiungano per NTU elevati. La dipendenza dal rapporto Cmin/Cmax risulta inesistente per valori di NTU<0.5, e diviene sempre più rilevante al crescere di NTU. In questi casi bassi valori di Cmin/Cmax, uguale a zero per il caso limite, garantiscono una efficacia più alta. Ciò accade perché per grosse differenze tra le capacità termiche, il fluido caratterizzato da Cmin subisce forti variazioni di temperatura e si porta all’uscita ad una temperatura molto prossima a quello di ingresso del fluido a capacità termica maggiore. Come si può evincere dall’ equazione (2.12) questo porta ad efficacie elevate, prossime all’unità per valori del numero di unità di scambio termico superiore a quattro. Perciò, una volta ottenute le formulazioni per il calcolo degli UA in modo da determinarne il valore per tutte le possibili condizioni di funzionamento e noti questi valori delle capacità termiche, calcolate dai valori dei calori specifici precedentemente estrapolati e dalle portate circolanti, è stato possibile calcolare i valori delle efficacie dei due

Capitolo 2

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scambiatori per differenti scenari di funzionamento analizzati. L’utilizzo del ε-NTU method, applicato per il calcolo del calore scambiato, l’equazione di definizione dell’efficacia e dei bilanci di energia su ognuno dei due scambiatori, insieme ad una ulteriore equazione di bilancio energetico, costituiscono le equazioni utilizzate nel modello numerico di risoluzione del nuovo impianto cogenerativo. L’ ulteriore equazione di bilancio energetico introdotta è stata ricavata dal bilancio nel punto di miscelazione della portata d’ acqua proveniente dai circuiti di raffreddamento del motore e da quella in uscita dal secondo scambiatore di calore, come rappresentato in Figura 2.9.

Figura 2.9 Schema flussi di miscelamento in ingresso al primo scambiatore

In questo punto sono stati applicati il bilancio di massa ed energia, come segue:

𝑚�xN,x 𝐶u,�xN 𝑇 𝑑𝑡M�BH,�©

MÙ+ 𝑚<pEp^7 𝐶u,�xN 𝑇 𝑑𝑡

M�BH,�H�V:

MÙ= 𝑚�xN,c 𝐶u,�xÄ 𝑇 𝑑𝑡(2.18)

MCD,�¨

MÙ𝑚�xN,x + 𝑚<pEp^7 = 𝑚�xN,c(2.19)

Si sono usate per semplicità le abbreviazioni 1 e 2 rispettivamente a significare scambiatore 1 e scambiatore due. Per il calcolo dell’entalpia dell’acqua dei diversi flussi, si è assunto come stato di riferimento l’acqua liquida a 0°C (273K) e 1,84 bar. Questa infatti è la pressione a cui i tre flussi si trovano prima di miscelarsi, ed è necessaria a vincere le perdite di carico nel secondo scambiatore per garantire una pressione di 1,65 bar alla mandata del teleriscaldamento. Essendo che per ogni condizione di utilizzo dell’impianto le temperature dei flussi in questa miscelazione oscillano all’incirca tra i 70 ed i 95°C, si è fatta l’ipotesi ragionevole di assumere i calori specifici uguale per tutti e tre i termini presenti nell’equazione del bilancio dell’energia. Il sistema così diventa:

Capitolo 2

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𝑚𝐻2𝑂,2 𝑇pKE,�x − 𝑇Ä + 𝑚<pEp^7 𝑇pKE,<pEp^7 − 𝑇Ä = 𝑚𝐻2𝑂,1(𝑇_s,�c − 𝑇Ä)𝑚𝐻2𝑂,2 + 𝑚𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒 = 𝑚𝐻2𝑂,1

Da cui: 𝑇�xN_s,�c =

𝑚𝐻2𝑂,2M�BH,�©O<Ë�H�V:M�BH,Ë�H�V:𝑚𝐻2𝑂,1

(2.20)

È stato così possibile costruire il sistema di equazione necessario a risolvere il problema per determinare le incognite di portata e temperature in gioco nella caldaia a recupero.

εc = cRÐÑÒ R cR

ÓËCD¨ÓË�³¨

ÔMÕc

cRÓËCD¨ÓÖ×ب

ÐÑÒ R cRÓËCD¨ÓË�³¨

ÔMÕc (2.21)

εc𝑚kL𝑐u,kLc 𝑇kL,_s,�c − 𝑇�xN,_s,�c = 𝑚kL𝑐u,kLc 𝑇kL,_s,�c − 𝑇kL,_s,�x (2.22) 𝑚�xN,c𝑐�xNc 𝑇�xN,pKE,�c − 𝑇�xN,_s,�c = 𝑚kL𝑐u,kLc 𝑇kL,_s,�c − 𝑇kL,_s,�x (2.23)

𝑇�xN,_s,�c =<Ú©Û,©𝑇𝐻2𝑂𝑜𝑢𝑡,𝑠2+𝑚𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒𝑇𝐻2𝑂𝑜𝑢𝑡,𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟𝑒

<Ú©Û,CDܨ (2.20)

εx =cRÐÑÒ R cR

ÓËCD©ÓË�³©

ÔMÕx

cRÓËCD©ÓÖ×Ø©

ÐÑÒ R cRÓËCD©ÓË�³©

ÔMÕx (2.24)

εx𝑚kL𝑐u,kLx 𝑇kL,_s,�x − 𝑇�xN,_s,�x = 𝑚kL𝑐u,kLx 𝑇kL,_s,�x − 𝑇Lr<_sp (2.25) 𝑚�xN,x𝑐�xNx 𝑇�xN,pKE,�x − 𝑇�xN,_s,�x = 𝑚kL𝑐u,kLx 𝑇kL,_s,�x − 𝑇Lr<_sp (2.26)

Nelle equazioni (2.21) e (2.24) è stato applicato il metodo efficacia-NTU rispettivamente al primo ed al secondo economizzatore. Mentre viene applicata la definizione di efficacia (2.14) per ognuno dei due scambiatori nelle equazioni (2.22) e (2.25). In tutti i casi analizzati risulta essere la capacità termica dei gas combusti minore rispetto a quella dell’acqua. I valori di capacità termiche risultano tuttavia simili nel caso del secondo scambiatore nel quale passa solo una parte ricircolata dell’intera portata proveniente dalla rete di teleriscaldamento. Le equazioni (2.23) e (2.26) sono le equazioni di bilancio energetico per il primo ed il secondo scambiatore della caldaia a recupero. Non è riportata nel sistema, ma è sempre stata considerata anche l’equazione (2.19) del bilancio di massa della miscelazione delle portate provenienti dal motore e quella ricircolata al secondo scambiatore, le quali compongono 𝑚�xN_s,�c che è riportata al denominatore del secondo termine della equazione (2.20). I calori specifici utilizzati sono stati assunti riferendosi alle condizioni medie di temperatura di scambio termico.

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Si è quindi dovuto estrapolare tali grandezze dalle rispettive curve di interpolazione di calore specifico di acqua e gas combusti in funzione delle temperature operative. I coefficienti globali di scambio termico sono stati invece ricavati dalle correlazioni esponenziali precedentemente esposte in funzione della portata di gas combusti che attraversa gli scambiatori di calore. Il vero parametro di regolazione di questo tipo di impianto è 𝑚�xN_s,�x ovvero la portata ricircolata all’interno del secondo scambiatore. È necessario modulare questo parametro per differenti condizioni di carico in modo da ottenere la temperatura di mandata desiderata al teleriscaldamento, la quale in condizioni di progetto è pari a 110°C ma come si vedrà più avanti può essere anche differente. Perciò si dovrà effettuare una regolazione di questa portata in modo che segua le condizioni di funzionamento imposte a valle e a monte della caldaia a recupero, ovvero:

- il carico del motore a combustione interna - l’eventuale ulteriore carico termico apportato dal post-combustore - la temperatura e portata di ritorno dal teleriscaldamento

Tramite uno studio dei dati forniti nella scheda tecnica del motore ed i dati estratti dalle simulazioni fornite dall’ azienda costruttrice per diverse condizioni di funzionamento dell’impianto, è stato possibile ricostruire i dati di portate e temperature di tutti i componenti a valle della caldaia a recupero per differenti condizioni di carico. Per quanto riguarda portate e temperature sia dei gas di scarico che dell’acqua del circuito di raffreddamento del motore, si sono compiute interpolazioni polinomiali tra le condizioni di carico note ovvero 50%-75%-100% della potenza nominale. Si spiegherà nel prossimo capitolo il metodo con cui sono state calcolate portata e temperatura in uscita dal post-firing per differenti step di regolazione.

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Figura 2.10 Rappresentazione grafica delle incognite e punti del sistema noti.

In Figura 2.10 sono riportate in una immagine centrata sulla caldaia a recupero: i punti del sistema di cui sono note le condizioni operative che sono imposte per la risoluzione del problema, il posizionamento delle incognite nelle sezioni dell’impianto a cui corrispondono. Il sistema è stato risolta tramite l’ausilio di VBA su Excel per compiere ricerche obiettivo ed iterazioni necessarie alla risoluzione dei diversi punti di funzionamento degli scenari. È stato pertanto dapprima necessario ipotizzare un valore della portata di ricircolo al secondo scambiatore, nota la portata circolante nel motore (fissata a 196,1 t/h ed interpolata per condizioni di funzionamento con post combustore spento e carico del motore parzializzato) la quale dovrà essere fatta variare per garantire la temperatura richiesta alla mandata del teleriscaldamento. Per poter risolvere esplicitamente le equazioni del sistema si è dovuto assumere anche un valore di partenza per la temperatura dell’acqua in uscita dal secondo scambiatore. In questo modo è stato poi possibili risolvere a cascata il sistema di equazioni del primo e del secondo scambiatore di calore. Il ciclo iterativo per ogni condizione operativa dello scenario studiato doveva soddisfare perciò un doppio criterio di convergenza. La prima convergenza imponeva l’uguaglianza della temperatura di mandata alla rete di teleriscaldamento con quella desiderata, facendo variare la cella

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corrispondente alla portata di ricircolo. La seconda convergenza richiedeva invece l’uguaglianza tra la temperatura ipotizzata in uscita al secondo economizzatore e quella calcolata esplicitamente nel sistema di equazioni. In Figura 2.11 è rappresentata una schematizzazione del loop iterativo utilizzato, con l’ordine in cui sono state risolte esplicitamente le equazioni.

Figura 2.11 Schematizzazione calcolo iterativo.

Le condizioni di portata e temperature dei gas combusti sono imposte dalle condizioni di carico del motore e post combustore alle quali si vuole risolvere il modello. Fissate tali

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condizioni si procede poi al calcolo degli UA per i due scambiatori. Tutti questi rappresentano quindi parametri di input del modello numerico. 𝑇�xN,pKE,�x ∗ rappresenta il valore ipotizzato di temperatura dell’acqua in uscita al secondo scambiatore, il quale viene variato ad ogni ciclo di iterazione finché non risulta essere uguale a 𝑇�xN,pKE,�x , ovvero il valore ottenuto risolvendo il sistema sul secondo scambiatore. È stato necessario mantenere questa variabile come parametro di iterazione onde evitare riferimenti circolari nella risoluzione delle equazioni del sistema. 𝑇l7�_l7^rEr rappresenta il valore di temperatura obiettivo da ottenere alla mandata del teleriscaldamento. Come precedentemente detto il suo valore di progetto è pari a 110°C, tuttavia nella prossima sezione verrà illustrato uno scenario in cui il suo valore è stato fatto oscillare tra i 100-110°C. Può infatti capitare che le richieste della rete di riscaldamento (gestita da a2a calore e servizi, la quale ha in gestione altre centrali che alimentano il teleriscaldamento) possano oscillare verso portate maggiori a discapito della temperatura di mandata, a parità di potenza termica richiesta. La temperatura dell’acqua in ingresso al secondo scambiatore risulta essere la medesima di quella di ritorno della portata di acqua del teleriscaldamento. In accordo con quanto detto prima il suo valore nominale risulta essere di 70°C. Tuttavia, questa condizione è verificata in uno scenario prettamente invernale, ovvero durante la campagna di funzionamento della rete di teleriscaldamento. Il suo periodo di funzionamento infatti segue infatti la regolamentazione per l’accensione del riscaldamento centralizzato domestico, che per la provincia di Milano rientrante nella Zona E significa dal 15 ottobre al 15 aprile. Durante il periodo estivo rimane sempre da soddisfare l’utenza termica aeroportuale e solo una piccola parte è destinata alla rete di a2a calore e servizi per la produzione di acqua calda sanitaria per uso domestico. In tali condizioni operative è più verosimile, per quanto è stato osservato negli anni di funzionamento della centrale di Linate, una temperatura di ritorno di 85°C. Tale valore sarà perciò preso in considerazione per uno scenario tipicamente simulato in periodo estivo, i cui risultati verranno discussi in seguito.

2.3 Validazionedelmodello Al fine di dimostrare la bontà del modello appena illustrato, si sono condotte delle simulazioni nei punti di funzionamento del sistema riportati negli scenari di Thermoflex. Per fare ciò si sono quindi dovuti estrapolare i parametri di calori specifici e coefficienti di scambio termico, per tali punti di funzionamento, secondo le equazioni (2.5) e (2.11). Si riporta perciò di seguito un confronto in termini di temperature e portate di acqua (note le portate di gas combusti e le temperature in ingresso e mandata come da Figura 2.10) tra i risultati ottenuti con il modello numerico di simulazione e i dati riportati tramite Thermoflex. Ricordiamo che le simulazioni rese disponibili dal fornitore sono otto, ovvero:

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- Motore ai carichi parziali (100%, 75% e 50%) + pf off - Motore ai carichi parziali (100%, 75% e 50%)+ pf on - Motore al 100% + pf regolato (7% e 50%)

I rispettivi risultati ottenuti con il modello di simulazione e il confronto i risultati del fornitore ha portato alla definizione della Tabella 2.2:

Tabella 2.2 Confronto risultati modello con i valori di Thermoflex

Si nota come gli scostamenti siano decisamente contenuti, il che porta verifica l’accuratezza del modello utilizzato e ci permette di proseguire con ulteriori simulazioni di scenari. Tutte le temperature riportate sono espresse in gradi centigradi (°C). Da qui in avanti, come indicato in tabella, ci si riferirà alla portata entrante nel secondo scambiatore come alla “portata di ricircolo”, ovvero m,ric.

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3 Presentazionedeirisultatidelmodellodisimulazioneeconfrontodelleprestazionicon

l’attualeunità. Nella prima parte di questo capitolo si illustreranno e commenteranno i risultati derivanti da differenti scenari, simulati grazie al modello numerico mostrato nel precedente capitolo. Dopodiché si analizzeranno le prestazioni della nuova unità cogenerativa, ovvero i vari rendimenti e quindi consumi a differenti carichi. Tale analisi sarà condotta sulla base dei dati forniti tramite il data-sheet del motore, i risultati riportati nelle simulazioni di thermoflex ed i risultati ottenuti per via del modello numerico di simulazione di differenti scenari riportati nel precedente capitolo. L’analisi svolta in questo capitolo sui risultati prestazionali tramite confronto diretto con le prestazioni del motore cogenerativo attualmente in funzione presso la centrale di Linate, sarà poi fondamentale, nel prossimo capitolo, per lo svolgimento di una analisi economica condotta sotto differenti scenari di utilizzo che rispecchieranno fedelmente i carichi di lavoro a cui è sottoposta la centrale durante l’anno. Infatti, si opererà un confronto in termini di “savings”, ovvero di risparmi o costi mancati, che il nuovo sistema potrà garantire rispetto al preesistente grazie ad un minor consumo di combustibile ed una minore produzione di anidride carbonica a parità di potenza termica o elettrica generata.

3.1 Risultatidegliscenarianalizzati In questa sezione verranno illustrati i diversi scenari simulati tramite il modello precedentemente illustrato, spiegandone le assunzioni per la determinazione dei parametri fisici-termodinamici di input al modello e mostrarne i risultati ottenuti. Gli output del modello saranno utilizzati per costruire delle curve operative di funzionamento del nuovo sistema cogenerativo. Queste curve rappresenteranno tutti i possibili punti di funzionamento nel piano potenza elettrica e termica. Sarà inoltre riportata la curva relativa all’andamento della portata di ricircolo, ovvero il vero parametro di regolazione del sistema. Nel prossimo capitolo verranno invece discussi i risultati riguardanti i rendimenti, insieme a quanto già noto grazie al materiale messo a disposizione dal fornitore, in modo da svolgere un confronto con l’attuale gruppo cogenerativo di cui è prevista la sostituzione. Ognuno degli scenari analizzati è stato pensato come caratteristico di reali condizioni di

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funzionamento in cui il nuovo impianto probabilmente si troverà a dover operare. È stato possibile fare ciò alla luce di uno studio sull’esercizio dell’attuale impianto esistente a Linate, il quale è stato progettato in un assetto del tipo termico-segue. Questa logica dovrà essere mantenuta anche in futuro per la nuova configurazione di impianto. Si può perciò dedurre che le condizioni operative subiranno forti variazioni durante le differenti stagioni dell’anno e gli scenari analizzati saranno esplicativi in tale senso. Pertanto gli scenari simulati sono stati i seguenti:

1) Motore al 100% + pf al 100% con T mandata regolata tra 100÷110°C 2) Motore + pf parzializzati mantenendo 𝑇kL,_s,�c = 730°𝐶 3) Motore al 100% + pf regolato 4) Motore regolato dal 50% al 100% + pf off, 𝑇�xN,_s,�x = 85°𝐶 5) Motore regolato dal 50% al 100% + pf off, 𝑇�xN,_s,�x = 70°𝐶

3.1.1 Scenario1):Motoreal100%+pfal100%conTmandataregolatatra100÷110°C In questo scenario si è perciò fatta variare la 𝑇l7�_l7^rEr tra 110 e 100 °C, mantenendo invariate le condizioni a valle della caldaia a recupero. Questo si tratta di uno scenario tipicamente invernale in cui viene ceduta la massima potenza termica al teleriscaldamento pari a 19039 KWth. Conseguentemente è fissata anche la potenza termica in ingresso al sistema sotto forma di gas naturale, pari a 30843 KWth, ripartiti tra il motore (21567KWth) e il post-combustore (9276 KWth). È stata mantenuta un 𝑇 _Ep^sp = 70°𝐶, condizione che molto difficilmente non si verifica in inverno. Come per tutte le simulazioni i calori specifici sono stati estrapolati dalle rispettive curve di interpolazione per le temperature medie di scambio termico corrispondenti.

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Tabella 3.1 Impostazione del problema su foglio di calcolo Excel.

Per solo questo primo scenario si è deciso di riportare in figura uno scatto riportante il foglio Excel utilizzato per lo sviluppo del modello di simulazione. Nella riga delle celle evidenziate in verde sono riportati i parametri di iterazione, mentre in quelle corrispondenti alle due celle azzurre sono riportati i due azzeramenti del modello. Si nota come nella riga corrispondente a T mandata si siano ottenuti i valori di temperatura di mandata richiesta al teleriscaldamento compresi tra 100 °C e 110 °C. In questo scenario i coefficienti di scambio termico sono stati costanti con il variare della portata di ricircolo essendo la portata dei gas combusti sempre la medesima. Dalla tabella sovrastante si può notare come la temperatura di camino diminuisca al diminuire della temperatura di mandata della acqua surriscaldata alla rete di teleriscaldamento. Ciò significa che per una temperatura di mandata di 100°C, si ottiene il valore minimo di temperatura al camino, indice di ottime condizioni per il il recupero termico del calore dai gas combusti entranti in caldaia a recupero. In Figura 3.1 è riportato l’andamento della regolazione della portata di ricircolo, ovvero la parte di portata di fluido proveniente dal teleriscaldamento direttamente ricircolata nel secondo scambiatore senza passare nel circuito di raffreddamento del motore. Non sono state fatte simulazioni per valori di 𝑇<rslrErsuperiori ai 110°C in quanto alla pressione di mandata al teleriscaldamento di 1,65 bar la temperatura di ebollizione risulta essere all’incirca 114°C. Si è deciso perciò di mantenere un certo margine da questa

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temperatura per evitare la formazione di bolle nei tubi del sistema di circolazione. Infatti all’interno dei condotti la temperatura non è uniforme lungo tutta la sezione, ciò significa che anche per temperature al di sotto di 114°C, è possibile che vi siano zone in cui questa temperatura sia raggiunta provocando l’ebollizione di parte del fluido.

Figura 3.1 Andamento portata di ricircolo al variare della temperatura di mandata

La portata di acqua in ingresso al secondo scambiatore subisce una diminuzione da 97 kg/s per una 𝑇<rslrEr = 100°𝐶 a 58,72 kg/s ai 110°C delle condizioni nominali. Invece il flusso in ingresso ai circuiti di raffreddamento del motore è costante pari 54,58 kg/s (196,5 t/h) come da progetto per le condizioni nominali di carico. Per ottenere temperature di mandata inferiori è perciò necessario ricircolare portate maggiori nel secondo scambiatore. Questo è possibile grazie alla regolazione della pompa a giri variabili a monte del secondo scambiatore. In questo scenario essendo i carichi del motore e post-combustore fissati non si ha una vera e propria curva di funzionamento nel piano potenza elettrica-potenza termica, bensì una serie di punti di funzionamento in cui la potenza elettrica è fissata pari a quella nominale di 5721 KWel e la potenza termica scambiata subisce dei piccoli scostamenti, passando da 19075 KWth per una temperatura di mandata alla rete di teleriscaldamento pari a 110 °C ed aumenta fino a 19117 KWth per un temperatura di mandata di 100°C. Questo è giustificato da un miglior recupero termico dai gas combusti come si era notato in precedenza, evidenziando una diminuzione della temperatura al camino all’ aumentare della portata di ricircolo e quindi al diminuire della temperatura di mandata dell’acqua surriscaldata. Ne consegue quindi che il rendimento termico complessivo migliorerà leggermente mentre quello elettrica rimarrà costante.

40

50

60

70

80

90

100

100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110

m,ric[kg/s]

Tmandata[°C]

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3.1.2 Scenario2):Motore+pfparzializzatomantenendo𝑻𝒈𝒄,𝒊𝒏,𝒔𝟏 = 𝟕𝟑𝟎°𝑪

Nello scenario 2) il motore è stato regolato in un range di funzionamento tra il 50% ed il 100% della sua potenza nominale. Il post combustore è stato azionato di conseguenza in modo da garantire il raggiungimento della temperatura limite di ingresso in caldaia di 730°C da parte dei gas di scarico. Si tratta anche questo di uno scenario invernale in cui il motore viene regolato per limitare il suo output elettrico. Questa condizione potrebbe verificarsi in momenti della giornata in cui il PUN [€/MWh] (prezzo unico nazionale a cui viene venduta l’energia elettrica alla borsa) si porta a valori troppo bassi. Il prezzo soglia sotto il quale non è più conveniente produrre energia elettrica in eccedenza a quella richiesta dall’utenza aeroportuale è identificato dal costo di produzione del sistema ripartito sul MWh. Verrà illustrato più avanti nell’elaborato il criterio di calcolo di questo prezzo soglia. Esso verrà comparato con quello dell’attuale unità cogenerativa e si discuterà quali saranno i benefici che il nuovo motore potrà portare sotto questo aspetto. Le caldaie ausiliarie entrano perciò in funzione in questo tipo di situazione con valori del PUN bassi oppure quando la potenza termica richiesta al teleriscaldamento eccede quella massima erogabile dai motori. Le simulazioni sulle quale ci si è basati per ricavare i parametri di portate e temperature in ingresso alla caldaia a recupero e conseguentemente i valori di UA, cioè i parametri di input del modello numerico, per questo scenario sono tre, ovvero:

- Motore 100% + pf 100% - Motore 75% + pf on (6405 KW) - Motore 50% + pf on (3853 KW)

Si è quindi proceduto con il calcolo delle condizioni intermedie a quelle sopra citate, ovvero con il motore regolato dal 50% al 100% con uno step del 5%. Per il secondo e terzo caso il carico del post-firing è rispettivamente al 69% ed al 41,5%. Tali scenari sono stati adoperati per determinare le diverse portate di gas combusti, necessarie per la definizione dei coefficienti globali di scambio termico e la risoluzione dei bilanci energetici, assieme alla determinazione della temperatura dei gas di scarico in ingresso alla caldaia a recupero. In tutti e tre gli scenari di thermoflex analizzati per questo scenario, si nota che è necessaria l’aspirazione di ulteriore aria comburente in ingresso al post-combustore. Anche per questo parametro si è condotta una interpolazione per le condizioni intermedie di funzionamento del motore.

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Figura 3.2 Curva portata di ricircolo scenario 2

Nella sovrastante figura si mostra la curva della portata di ricircolo al variare del carico del motore. Il punto più in alto a destra rappresenta la condizione di post-combustore al 100% e motore al 100% con una portata di 59,5 kg/s. Per il motore al 50% la portata ricircolata risulta molto piccola, pari a 3,14 kg/s. La curva di regolazione della portata presenta un andamento pressoché lineare. Si ricorda che anche in questo scenario la portata entrante nel circuito di raffreddamento del motore è costante. Si riporta infine per questo scenario la curva potenza elettrica – potenza termica.

Figura 3.3 Curva potenza elettrica – potenza termica scenario 2).

0

10

20

30

40

50

60

70

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

Caricomotore

m,ric[Kgh2o/s]

0

5000

10000

15000

20000

25000

5146 5672 6198 6727 7258 7790 8310 8829 9348 9868 10387

Pth[KW]

Pel[KW]

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Questa curva mostra, al variare del carico del motore, quale sia la massima potenza termica raggiungibile grazie al contributo del post-combustore che riscalda i gas combusti in ingresso alla caldaia a recupero sino a 730 °C.

3.1.3 Scenario3):Motoreal100%+pfregolato Per questo scenario si è studiato il funzionamento del sistema cogenerativo con il motore acceso al 100% e il post-combustore regolato dal suo step minimo del 7% sino al 100%. Si tratta anche questo di uno scenario invernale, o al più di mezza stagione, in cui sia richiesto di regolare la potenza termica seguendo il fabbisogno dell’utenza, mantenendo il motore alla massima potenza elettrica erogabile. Osservando le tre simulazioni inerenti a questo scenario, ossia:

- Motore 100% + pf 100% - Motore 100% + pf 50% - Motore 100% + pf 7%

Si è notato che per un carico del post-combustore del 50% non è necessaria l’aspirazione di ulteriore aria comburente. Ciò accade perché la quantità di ossigeno presente nei fumi risulta essere sufficiente per la combustione nel post-firing. Si ricorda infatti che il motore opera con combustione magra e perciò una buona parte dell’ossigeno non viene convertito nella prima fase di combustione all’interno del motore. Tuttavia per un carico del pf del 100% è necessaria l’aspirazione di ulteriore aria comburente. Quindi è stato necessario procedere nel calcolo dello step minimo di regolazione per il quale occorra nuova aria comburente in modo da non alimentare il post-firing con un difetto di ossigeno. È stato necessario compiere questa operazione, in quanto il modello numerico sviluppato richiede in input la portata di gas combusti entranti nella caldaia a recupero e la loro temperatura. Nota la composizione molare dell’aria secca ( 78% 𝑁x, 21% 𝑂x,1% Ar), la sua massa molecolare pari a 28,96 kg/kmol è ora necessario definire la composizione molare del gas naturale utilizzato presso la centrale di Linate. Per compiere tale operazione è stato necessario consultare i bollettini redatti dalla società SNAM S.p.A. (Società Nazionale Metanodotti), che rifornisce la centrale del combustibile utilizzato dalle sue macchine. Tali bollettini sono il risultato di analisi cromatografiche effettuate sul condotto che trasporta il gas naturale presso la centrale di Linate. Essi vengono redatti giorno per giorno e mese per mese, in quanto la composizione del gas subisce delle variazioni, seppure lievi, giorno per giorno e addirittura ora per ora. Una volta collezionato tali dati, si è quindi proceduti con il calcolo delle composizioni medie mensili e poi di quella annuale del gas naturale che è stato consumato dai motori e caldaie della centrale nell’anno 2018. I risultati di tali analisi e successive rielaborazioni sono riportati nella tabella 3.2

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CH4 C2H6 N2 C02composizionesemplificata 94,40% 4,00% 0,90% 0,70%

Tabella 3.2 Composizione semplificata molare gas naturale 2018

La composizione molare sopra mostra, è stata definita semplificata in quanto è stata ragionevolmente trascurata la presenza di alcuni componenti quali: propano 𝐶y𝐻è , n-butano (𝑛 − 𝐶z𝐻cÄ), iso-butano (𝑛 − 𝐶z𝐻cÄ), n-ciclopentano (𝑛 − 𝐶Å𝐻cx) e iso-ciclopentano (𝑖 − 𝐶Å𝐻cx) presenti solo in minima parte. È stato studiato a titolo di esempio il caso di motore al 100% e post combustore spento, di cui è nota la concentrazione molare dell’ossigeno allo scarico del camino, grazie alla relativa simulazione thermoflex. Si è trascurata in modo ragionevole la variazione della composizione chimica a seguito del trattamento dei fumi nel sistema SCR+OXI, la quale non ha un peso rilevante per questo tipo di studio. La reazione di combustione del gas naturale nel motore è descritta dalle due seguenti reazione di combustione del metano e dell’etano: 𝐶𝐻z + 2𝑂x ↔ 𝐶𝑂x+ 2 𝐻x𝑂 (3.1) 𝐶x𝐻Æ + 7/2𝑂x ↔ 2𝐶𝑂x+ 3 𝐻x𝑂 (3.2) Non sono qui riportati nelle reazioni i componenti inerti (𝑁x, Ar,𝐶𝑂x) inoltre è presente anche l’ossigeno in eccesso non reagito a valle delle reazioni di combustione. Una volta che si aveva a disposizione la composizione molecolare è stato possibile definire la massa molecolare dei due flussi reagenti:

𝑀𝑚 = 𝑥_ ∗ 𝑀𝑚__ìs_ìc (3.3)

Dove 𝑥_ rappresenta la frazione molare della specie i-esima contenuta nella miscela di aria comburente o gas naturale. Dopodiché, noti i valori delle portate, presenti nella simulazione di thermoflex, si è proceduto con il calcolo della portata molare di gas naturale e aria comburente secondo la seguente formula: 𝑛, 𝑖𝑛 = 𝑚, 𝑖𝑛/𝑀𝑚 (3.4) I risultati di tale equazione sono riportati in figura 2.5 come n,in,gn e n,in,aria

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Si è poi proceduto con il calcolo del flusso molare delle singole specie entranti nel motore per ognuna delle due sostanze reagenti, indicato in figura come n,in.aria e n,in,gn e n,in che rappresenta la somma dei due contributi per ogni specie chimica. La formulazione utilizzata in questo caso è: 𝑛_s,_ = 𝑛, 𝑖𝑛 ∗ 𝑥_ (3.5) Si è risolto come mostrato in la reazione di combustione al fine di calcolare la composizione dei gas combusti e quindi la loro massa molecolare. Per ogni specie si è eseguito il seguente bilancio: 𝑛pKE,_ = 𝑛_s,_ + 𝜈_,c ∗ 𝜆c + 𝜈_,x ∗ 𝜆x(3.6)

Nella quale 𝜈_rappresenta il coefficiente stechiometrico del componente i (pari a zero per gli inerti, minore di zero per i reagenti e maggiore di zero per i prodotti) , dove il pedice “1” è riferito alla reazione di combustione del metano e il pedice “2” si riferisce ala reazione di combustione dell’etano. Invece, 𝜆 è il grado di avanzamento della reazione, anch’esso definito per ognuna delle due reazioni di combustione. 𝑥_,pKEè la frazione molare in uscita dell’elemento i. Si è risolta questo problema chimico ipotizzando la totale combustione del gas naturale, e quindi una completa combustione sia del metano che del etano. Tale ipotesi è del tutto ragionevole per un sistema di combustione magra altamente avanzate come questo, dove si registra nelle simulazioni di thermoflex una concentrazione molare di ossigeno al camino pari a 9,693 % con motore al 100% di carico e post-combustore spento. In questo modo è stato possibile determinare il valore della prima coordinata di reazione, imponendo la concentrazione di metano all’uscita pari a zero, ed allo stesso modo la seconda con l’annullamento della frazione molare di etano allo scarico.

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Tabella 3.3 Risoluzione reazione di combustione con motore al 100%

Si nota in Tabella 3.3 come la concentrazione di ossigeno allo scarico del motore sia del tutto simile a quanto ci si aspettava di ottenere, ovvero 9,70% contro il 9,693% riportato sulla relativa simulazione di thermoflex. Ora si hanno a disposizione tutti i termini necessari per la definizione della massa molecolare dei gas combusti del motore. Essa è stata infine determinata tramite la formula (3.3) precedentemente introdotta, riferendosi alla composizione molare in uscita (n,out). Il suo valore calcolato è di: 28,383 kg/Kmol. Per carichi differenti del motore, il valore di concentrazione di ossigeno nei fumi al camino riportati nelle simulazioni di thermoflex rimane costante. Ciò significa che si manterrà dunque invariata anche la composizione dei gas combusti in uscita. Questo è stato verificato e confermato simulando il processo di combustione precedentemente mostrato, questa volta dando in input i differenti valori di portata di aria comburente e gas naturale per differenti carichi del motore. Note le frazioni molari e le masse molecolari si è proceduto nel calcolo delle frazioni massiche sia dei gas combusti che dell’aria secondo la formula: 𝑦_ = 𝑥_

ï<Cï<ËC��:;�

(3.7)

Questo passaggio è stato necessario per procedere al calcolo del rapporto tra la massa di ossigeno in ingresso al post-combustore, contenuta nella nuova aria comburente aspirata e la massa di combustibile:

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𝜆u` =𝑚𝑔𝑐∗ðÛ©,g�O𝑚𝑎𝑟𝑖𝑎∗ðÛ©,�VC�

𝑚𝑔𝑛 �kÛ©�kgD

(3.8)

La portata di ossigeno totale è stata determinata come somma dell’ossigeno contenuto nei gas combusti più quello contenuta nell’eventuale aria comburente aggiuntiva. Il valore di questo rapporto calcolato per la simulazione con motore al 100% e pf al 100% è pari a 10,973. Questo rappresenta il minimo rapporto ossigeno combustibile richiesto al post-combustore. Risulta infatti poco sensato che in questo componente sia alimentato da un eccesso d’aria appositamente aspirata a valle della combustione del motore, la quale comporterebbe una diminuzione della temperatura dei gas di scarico in ingresso alla caldaia a recupero inficiando il recupero termico. Perciò, mantenendo invariato il suddetto rapporto è stato possibile trovare la massima portata di gas naturale in ingresso al post-combustore, ovvero il massimo carico del post-firing che non richiede nuova aria comburente, fissato il carico del motore al 100% e quindi nota la portata di ossigeno. Il valore che si è ottenuto dall’equazione (2.20) ponendo nulla la portata di nuova aria comburente è stato di 0,153 �kgD

�. A questa portata corrisponde un carico del post-

combustore del 76,61%, in quanto la portata di gas naturale in entrata al post-firing in condizioni di carico nominale è pari a 0,2 �kgD

�.

Alla luce di questo risultato è stato possibile calcolare l’andamento della portata in ingresso alla caldaia a recupero e la sua temperatura con carico del motore al 100% e post-firing regolato. Per quanto riguarda la portata dei gas combusti, essa è stata determinata come somma dei gas provenienti dal motore, del gas naturale aggiunto per la post-combustione ai diversi carichi. Poi, a partire dal 76,61%di carico è stato sommato anche il contributo dell’aria comburente in aggiunta, il cui valore è stato interpolato partendo da zero al 76,61%fino ad arrivare ai 2,23 kg/s con post-firing al 100%. Per ciò che concerne la temperatura, si sono invece suddivisi due distinti tratti di interpolazione. Un primo tratto, come mostrato nel grafico in Figura 3.4 Andamento temperatura di ingresso in caldaia per differenti carichi del post combustore con motore al 100%, compreso tra il 7% ed il 76,61%

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Figura 3.4 Andamento temperatura di ingresso in caldaia per differenti carichi del post combustore

con motore al 100%

In questo primo range operativo del post-firing non si ha ingresso di nuova aria comburente, si è perciò mantenuto un andamento lineare di temperatura seguendo il coefficiente angolare della retta di interpolazione ottenuta dalle simulazioni che si disponevano con carichi del 7% e 50%. Il secondo tratto invece è compreso tra il 76,61% ed il 100% ed è caratterizzato da una pendenza decisamente minore. Infatti, l’aspirazione di nuova aria comburente a temperatura ambiente garantisce sì maggiore portata di gas caldi in ingresso in caldaia, ma compie un raffreddamento della portata di gas in ingresso al post-combustore. Ciò si traduce in un minore innalzamento della temperatura dei gas combusti utilizzati per riscaldare il fluido termovettore della rete di teleriscaldamento. Allo stesso modo dello scenario precedente si sono calcolati i coefficienti globali di scambio termico, moltiplicati per le rispettive superfici, dalle correlazioni con la portata dei gas di scarico. Come per gli altri scenari si riporta l’andamento della portata di ricircolo necessaria a garantire la temperatura di mandata richiesta alla rete di teleriscaldamento, pari a 110°C, e nota la temperatura di ritorno di 70°C. La portata è quindi regolata seguendo i diversi carichi del post-combustore. Si ricorda che la portata entrante nei circuiti di raffreddamento del motore rimane invariata, come è invariato il carico del motore. L’andamento di questo parametro è riportato nella seguente figura.

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Figura 3.5 Curva di regolazione portata scenario 3

Il suo valore varia tra i 8,5 kg/s per il post-combustore regolato al 7 % e come per lo scenario precedente arriva a 59,5 kg/s. Si nota perciò come le portate di acqua in gioco siano molto simili per i due scenari, essendo fissata quella di raffreddamento del motore a 54,53 kg/s.Per ultimo si riporta anche la curva potenza elettrica-potenza termica derivante da questo scenario:

Figura 3.6 Curva potenza elettrica – potenza termica scenario 3

Si tratta perciò di una retta parallela all’asse verticale caratterizzata da un valore costante di potenza elettrica. Mentre la potenza termica, calcolata come calore ceduto alla rete di

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teleriscaldamento, passa da 10615 KWth con il post-firing regolato al minimo a 19189 KWel quando esso eroga la massima potenza.

3.1.4 Scenario4)Motoreregolatodal50%al100%+pfoff𝐓𝐇𝟐𝐎,𝐢𝐧,𝐬𝟐 = 𝟖𝟓°𝐂

Questo scenario rappresenta il tipico utilizzo estivo in cui la nuova unità cogenerativa si troverà verosimilmente ad operare. In questo scenario non è necessaria l’accensione del post-firing essendo le richieste delle utenze termiche notevolmente ridotte rispetto al caso invernale. In tali condizioni la richiesta delle utenze termiche può essere soddisfatta esclusivamente grazie al recupero termico dai circuiti di raffreddamento del motore e dal recupero del contenuto energetico dai gas di scarico in uscita dal motore tramite la caldaia a recupero. Per lo sviluppo di tale scenario sono state utilizzate tre delle simulazioni messe a disposizione dall’ azienda costruttrice del motore, grazie ad esse è stato possibile estrapolare i parametri di input necessari per il funzionamento del modello. Le tre simulazioni a cui si è fatto riferimento sono:

- Motore al 100% e pf spento, 𝑻𝑯𝟐𝑶,𝒊𝒏,𝒔𝟐 = 𝟕𝟎°𝑪 - Motore al 75% e pf spento, 𝑻𝑯𝟐𝑶,𝒊𝒏,𝒔𝟐 = 𝟕𝟎°𝑪 - Motore al 50% e pf spento, 𝑻𝑯𝟐𝑶,𝒊𝒏,𝒔𝟐 = 𝟕𝟎°𝑪

Si ricorda che in tutti le simulazioni fornite la temperatura di mandata al teleriscaldamento è pari a 110°C, questo valore è stato assunto uguale anche per questo scenario. Tuttavia, per quanto è stato rilevato in questi anni di funzionamento della centrale di Linate, la temperatura di ritorno dalla rete di tele-riscaldamento e di ritorno dall’aeroporto di Linate con le sue utenze risulta essere maggiore. Si ricorda che in estate la rete gestita da a2a calore e servizi necessita di potenza termica per rispondere alla sola richiesta di produzione di acqua calda sanitaria e non più di riscaldamento degli ambienti. In tale scenario risulta maggiore la potenza termica richiesta dalle utenze aeroportuali, all’interno delle quali la potenza termica sotto forma di acqua surriscaldata viene richiesta principalmente dalle macchine ad assorbimento per la produzione di energia termica frigorifera necessaria al raffrescamento degli ambienti in estate. Perciò in questo scenario è stato ritenuto necessario utilizzare una temperatura di ritorno più vicina alle reali condizioni di funzionamento della centrale, corrispondente a 85 °C. Per garantire una temperatura di 70°C, gradita in ingresso al motore per garantirne un efficiente raffreddamento e non intercorrere in penalizzazioni di prestazioni della macchina, è necessaria l’accensione dell’elettro-dissipatore. In figura è rappresentato questo componente. Nell’immagine riportato esso risulta essere non in funzione, poiché in tutti le simulazioni

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messe a disposizione dalla compagnia costruttrice del motore non ne è mai stata necessaria l’accensione in quanto la temperatura di ritorno imposta rispettava sempre le condizioni di progetto di 70°C.

Figura 3.7 Elettro-dissipatore

Esso consiste in uno scambiatore aria-acqua nel quale è presente un ventilatore che permette di indirizzare e regolare la portata di aria refrigerante. Il suo compito è quello di garantire che la temperatura dell’acqua in ingresso al motore sia sempre di 70°C. Per future considerazioni sul rendimento globale dell’impianto sarà necessario stimare l’assorbimento di energia elettrica necessaria al funzionamento di tale componente. Sotto indicazione dell’azienda fornitrice della macchina si può stimare con buona approssimazione che il consumo elettrico sia pari all’ 1% della potenza termica dissipata. Le portate di acqua entranti nel circuito di raffreddamento del motore sono state mantenute le stesse delle simulazioni a cui si è fatto riferimento. Si nota che per carichi del motore parziali tale valore non si mantiene più a 54,53 kg/s, bensì diminuisce in quanto la richiesta termica delle utenze è minore e perciò sono sufficienti minori portate di acqua surriscaldata per soddisfarle. Si riportano nella Tabella 3.4 i valori di portata presenti nelle tre simulazioni di riferimento per diversi carichi:

Caricomotore

50% 75% 100%

m,motore[kg/s]

32,56 40,11 54,58

Tabella 3.4 Variazione portata di raffreddamento del motore ai diversi carichi con post-firing spento

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Partendo da questi valori si è costruita una retta di interpolazione polinomiale di secondo grado da cui estrarre i valori in condizioni intermedie di carico. In questo scenario le potenze termiche scambiate con la rete di teleriscaldamento risultano comunque minori di quelle relative alle simulazioni con temperatura di ritorno di 70 °C. Ciò accada in quanto a parità di portate il salto termico subito dall’acqua passa da ∆T = 110°C-70°C = 40°C a ∆T = 110°C-85°C = 25°C. Comunque sia i valori di potenza termica ottenibile con tale scenario risultano sufficiente per soddisfare la tipica richiesta termica estiva delle utenze. Per quanto riguarda i coefficienti globali di scambio termico, essi sono mantenuti ragionevolmente i medesimi di quelli estrapolati ed interpolati per le tre simulazioni di riferimento. Per i due scenari infatti le portate e temperature dei gas combusti in ingresso alla caldaia a recupero sono le stesse. Alla luce di quanto riportato si è proceduto con il lancio delle simulazioni di funzionamento per condizioni di carico del motore dal 50% al 100% e post-firing spento. Si riporta in Figura 3.8 Andamento portata di ricircolo scenario 4 come per gli scenari antecedenti, l’andamento del parametro risolto iterativamente nelle simulazioni, ovvero la portata di ricircolo entrante nel secondo scambiatore:

Figura 3.8 Andamento portata di ricircolo scenario 4

In Figura 3.9 Curva potenza elettrica-potenza termica scenario 4è invece riportata la curva potenza

elettrica-potenza termica:

0

2

4

6

8

10

12

50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% caricomotore

m,ric[Kgh2o/s]

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Figura 3.9 Curva potenza elettrica-potenza termica scenario 4

In aggiunta a questo quarto scenario è stato effettuato anche lo scenario strettamente inerente alle tre simulazioni a cui si fa riferimento con post-firing spento e temperatura di ritorno. Lo svolgimento di questo quinto scenario è stato del tutto speculare a quanto appena descritto per questo quarto scenario. Si è perciò ritenuto superfluo riportare anche una sezione dedicata esclusivamente ad esso. Tuttavia la sua risoluzione ha permesso di ricavare la relativa curva potenza elettrica-potenza termica che verrà di seguito utilizzata per costruire un grafico in cui siano riportati tutti i possibili punti di funzionamento del nuovo sistema cogenerativo studiato. Sebbene una sua reale possibilità di verificarsi risulta assai ridotta, come spiegato precedentemente. Infatti si tratterebbe di una situazione di utilizzo del motore a carico parziale con post-firing spento in condizioni invernali. Tale possibilità si potrebbe verificare nel caso in cui si possano avere dei problemi al post-combustore e si preferisca quindi utilizzare le caldaie ausiliare per soddisfare la richiesta delle utenze termiche. Altrimenti, non si spiegherebbe il non azionamento del post-bruciatore che è sarà installato proprio per limitare l’accensione delle caldaie e mantenere un assetto il più possibile cogenerativo della centrale. Infine si riporta in Figura 3.10 il grafico rappresentante tutti i possibili punti di funzionamento della nuova unità cogenerativa, in termini di output elettrico e termico.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000Pth[KWth]

Pel[KW]

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Figura 3.10 Curve di funzionamento dell’unità cogenerativa

Sono riportati tutti i risultati ottenuti dai cinque scenari simulati, si nota come lo scenario 1 corrisponda ad un punto con motore e post-bruciatore al 100% con portata di acqua di ricircolo variabile. Inoltre sono stati aggiunti alcuni tratti ottenibili tramite: la regolazione del diverter che permette ai fumi in uscita dal motore di by-passare la caldaia a recupero (riportata nella parte inferiore del grafico), la regolazione del post-combustore dal suo step minimo di funzionamento del 7% fino alla sua massima regolazione che garantisca una temperatura pari e non oltre ai 730°C (scenario 2) nel tratto a sinistra dell’area superiore del grafico. Si possono riconoscere così due aree distinte, delimitate rispettivamente da linee di color verde e rosso corrispondenti al funzionamento con post-combustore spento e acceso. La curva inferiore dell’area corrispondente al post-firing spento è stata ricavata partendo dal data-sheet del motore rappresentato in figura 2.3 in cui è riportato il calore recuperabile dal solo circuito di raffreddamento del motore alla voce “total recoverable thermal output”. In questo scenario di funzionamento il diverter è completamente serrato e i gas combusti vengono perciò tutti deviati direttamente al camino. A fianco di questa curva è stata apposta la scritta: “by-pass caldaia a recupero”.

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La curva che delimita inferiormente l’area relativa al post-combustore acceso, ove vi è apposta la dicitura “pf@7%”, è stata definita partendo dai risultati dello scenario 5 ai quali è stato aggiunto il contributo termico fornito dal post-combustore alla sua potenza minima di 649 KWth. Le curve così rappresentate delimitano le due aree contenenti tutti i possibili punti di funzionamento dell’unità cogenerativa. Come accennato precedentemente essi sono raggiungibili grazie a regolazioni del post combustore, partendo da quanto ottenuto nello scenario 2, per quanto riguarda l’area del grafico superiore. Mentre per l’area inferiore del grafico tutti i punti al suo interno possono essere raggiunti tramite la regolazione del diverter, partendo dai risultati degli scenari 5 e 4. Si nota che rimane un certo gap tra le due aree in cui sembrerebbe l’unità cogenerativa non possa operare. Tuttavia, è possibile raggiungere tali valori di potenza termica effettuando una regolazione del diverter con post-firing acceso. Tale condizione operativa risulta chiaramente deleteria per le prestazioni del sistema e non è stata perciò rappresentata. È comunque possibile raggiungere tali punti di funzionamento pensando all’output globale della futura configurazione della centrale, dove si ricorda saranno presenti altre due unità cogenerative e due caldaie ausiliarie. Si mostrano ora i risultati inerenti ai rendimenti termici del sistema, in cui viene conteggiato anche l’eventuale apporto termico del post-combustore, per i diversi scenari analizzati precedentemente. Si rimanda alla prossima sezione l’andamento del rendimento elettrico, il quale è solo funzione del carico elettrico del motore e non subisce scostamenti tra i diversi scenari illustrati. Si tratta quindi di un grafico con in ascissa il carico elettrico del motore ed in ordinata il rendimento termico per le differenti condizioni di funzionamento. Rendimento termico calcolato secondo la formula (1.2) e nel quale appare anche il contributo del post-firing:

𝜂EF =𝑄KE_87,EpE

(𝑚`K78,<L_ + 𝑚`K78,u`) ∗ 𝑃𝐶𝐼 K78

il calore utile totale rappresenta il calore effettivamente scambiato con la rete di teleriscaldamento. In Figura 3.11 Rendimento termico dei differenti scenari si nota come grazie all’accensione del sistema di post-firing il rendimento termico dell’intero sistema cogenerativo ne benefici notevolmente. Infatti a fronte di una notevole maggiore temperatura in ingresso dei gas combusti alla caldaia a recupero, la temperatura dei gas al camino risulta essere simile se non inferiore agli scenari in cui il post-combustore è spento. Questo è giustificato dal fatto che, praticamente tutta la potenza termica entrante sotto forma di potere calorifico al post-combustore viene trasferita tramite fiamma diretta ai gas

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combusti e scambiata in seguito al fluido termovettore circolante negli scambiatori di calore. Inoltre una maggiore portata di gas combusti permette un miglioramento dei coefficienti globali di scambio termico dei due scambiatori di calore. Nello scenario 5 si nota come il calore utile molto contenuto, dovuto alla dissipazione tramite elettro-dissipatore, abbia una notevole influenza sul rendimento termico del sistema. Il massimo si raggiunge per lo scenario 2 dove il carico del motore parzializzato al 50% (come si vedrà nella prossima sezione questo comporta una elevata temperatura dei gas di scarico del motore) combinato con l’accensione del post-combustore garantisce un ottimo recupero termico. Lo scenario 4 riporta quanto si mostrerà anche nella prossima sezione di confronto con il motore preesistente il rendimento termico senza accensione del post-firing, ovvero l’andamento del rendimento termico del solo motore con p-f spento. Nello scenario 3 è evidente il beneficio della post-combustione per il recupero termico, in quanto a parità di carico elettrico, si ha un incremento del rendimento termico all’aumentare della potenza termica fornita dal post-combustore. Non è apprezzabile notare la piccola variazione del rendimento termico per lo scenario 1, il quale collide con il punto più alto della curva dello scenario 3.

Figura 3.11 Rendimento termico dei differenti scenari

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

50% 60% 70% 80% 90% 100%

Rend

imentote

rmico

Caricoelettrico[%]

Scenario2

Scenario3

Scenario4

Scenario5

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3.2 Confrontodelleprestazionitralanuovaunitàcogenerativael’attualemotoreinfunzionepressolacentralediLinate

Alla luce dei risultati poco anzi poc'anzi esposti, grazie alla consultazione del data-sheet della nuova unità, e a seguito di una analisi svolta sulle rilevazionei delle prestazioni dell’attuale motore in funzione presso la centrale di Linate, si è potuto procedere con una analisi di confronto delle prestazioni. Gli indici di prestazione che si andranno a comparare sono quelli introdotti nel primo capitolo, e poi ripresi nel precedente per illustrare i parametri riportati nel data-sheet della nuova unità. Si ricorda che i valori delle prestazioni riportati nel data-sheet del nuovo motore nel capitolo 2 sono valutati in condizioni standard di riferimento (standard reference conditions): - Pressione: 1000 mbar (14,5 psi) o 100 m (328 ft) sopra il livello del mare. - Temperatura dell’aria: 25 °C (77 °F) o 298K. - Umidità relativa: 30%. Infatti l’altezza a cui è collocata la centrale è di 108 m s.l.m. per cui molto vicino al parametro di pressione appena specificato. Per quanto riguarda la temperatura dell’aria il valore standard si attesta mediamente più in alto di quello reale di funzionamento nei mesi primaverili, invernali ed autunnali. Questo significa che teoricamente si dovrebbero avere prestazioni al di sopra di quelle riportata nel data-sheet in termine di efficienza e produzione elettrica. Nei soli mesi estivi si possono registrare temperature che nell’arco della giornata superino la soglia dei 25 °C. Durante questa analisi si è deciso di mantenere i valori delle prestazioni riportati nel data-sheet anche per condizioni di funzionamento durante i mesi in cui le temperature sono effettivamente più basse. Infatti, è bene mantenere questo approccio conservativo, in quanto solitamente i dati riportati dai costruttori rappresentato sempre dei valori piuttosto ottimistici delle prestazioni delle loro macchine. Per quanto riguarda i rendimenti delle unità cogenerative già installare nella centrale di Linate, piuttosto che consultarne il data-sheet, si è compiuto uno studio sui dati realmente rilevati tramite appositi strumenti di misura posti nella centrale. Tali misurazioni vengono poi acquisite da una piattaforma, ed è possibile consultarne gli andamenti giorno per giorno ed ora per ora. Si è ritenuto utilizzare questi dati in quanto più fedeli delle reali prestazioni dei motori, i quali dopo circa dodici anni di servizi hanno subito una lieve deflessione nelle loro prestazioni rispetto alle stesse appena usciti dalla fabbrica, come è lecito aspettarsi.

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La redazione di un file Excel orario, utilizzato anche per altri scopi nella centrale di Linate, ha permesso il calcolo delle efficienze dei motori. Questi risultati sono stati poi rielaborati per ottenere delle curve di prestazione per i differenti carichi del motore.

Figura 3.12 Consumo gas orario in una tipica giornata primaverile

Figura 3.13 Produzione di energia elettrica oraria in una tipica giornata primaverile

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Figura 3.14 Produzione termica oraria in una tipica giornata primaverile

Si riportano, a titolo di esempio, i dati tipo di una giornata primaverile che sono stati estrapolati per un singolo motore nelle figure sovrastanti. Le tre curve presentano un andamento del tutto simile in quanto le ultime due ricalcano l’andamento descritto dal consumo orario di gas naturale della prima curva. È stato possibile poi esportare i dati orari di tali curve in formato “.xls” per compiere successive analisi e computazioni. Lo stesso genere di dati, in termini di output termico e consumo di gas, è disponibile anche per le due caldaie a recupero. Sulla stessa piattaforma, è inoltre possibile monitorare i flussi energetici di calore ed energia destinati ai diversi clienti di SEA Energia S.p.A. in modo da poter fare ulteriori considerazioni di carattere prettamente economico che saranno utilizzate nel prossimo capitolo della tesi. Tale lavoro è stato compiuto per tutti i mesi di lavoro presso la centrale di Linate, ovvero tra inizio febbraio e inizio luglio, per i rimanenti mesi, simili file erano stati redatti gli scorsi anni. I rendimenti sono stati quindi calcolati secondo le formule definite nel primo capitolo: 𝜂78 =

9:;<=∗?@A=B:;,CD

(1.1)

𝜂EF =9HI

<=∗?@A=B:;,CD (1.2)

𝐹KL = 𝜂A = 𝜂MNM =GHIO9:;

<=∗?@A=B:;,CD= 𝜂78 + 𝜂EF (1.3)

Dove il potere calorifico del gas naturale, per quanto si è rilevato nei mesi di permanenza presso la centrale di Linate, si attestava mediamente sul valore di: 𝑃𝐶𝐼 = 9,75𝐾𝑊ℎ/𝑆𝑚y. Dapprima, si riporta in Figura 3.15 il confronto tra i rendimenti elettrici dei due motori a combustione interna (MCI).

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Figura 3.15 Confronto efficienze elettriche motori

Come ci si aspetta, la più moderna unità cogenerativa è caratterizzata da prestazioni migliori, in termini di rendimento elettrico. Lo scostamento di prestazioni è ben presente per tutti i carichi d’utilizzo del motore analizzati, ovvero dal 50% al 100% di carico elettrico. Tale scostamento si mantiene pari a circa quattro punti percentuali per le diverse condizioni di funzionamento. In entrambe le unità, come ci si aspettava, il rendimento elettrico subisce una deflessione all’aumentare della parzializzazione del carico del motore. Tale deflessione si fa più marcata per carichi minori del 75% della potenza nominale. Attuando un confronto simile per le efficienze termiche dei due sistemi, le differenze di prestazioni risultano assai più marcate. Questo è giustificabile, oltre dal fatto che la nuova unità presenta una tecnologia più avanzata e performante, da alcuni problemi di recupero termico del calore dei gas combusti del motore. Ciò è dovuto ad alcune complicazioni in fase di installazione della caldaia a recupero, le quali hanno comportato alcune modifiche dal progetto iniziale di tale sistema. I risultati di tale confronto sono riportati in figura 3.5. In contrasto con quanto si può osservare per l’efficienza elettrica, il rendimento termico presenta un andamento lievemente crescente ai carichi parziali del motore. Questo si verifica perché in condizioni di regolazione del carico la temperatura dei gas di scarico aumenta, a seguito di una minore conversione dell’energia contenuta nel combustibile in energia elettrica. Nella stessa figura si riporta anche, a titolo d’esempio, l’andamento della temperatura dei gas combusti in uscita dalla nuova unità cogenerativa. L ‘accoppiamento di questa curva con quella del rendimento termico ne può giustificare l’andamento.

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Le efficienze termiche riportate sono riferite a condizioni di funzionamento invernali, dove come già detto la temperatura di ritorno dalla rete di teleriscaldamento è pari a 70°C, mentre la temperatura di mandata ha un valore di 110°C.

Figura 3.16 Rendimento termico delle unità e andamento temperatura di scarico dei gas combusti

Si tiene a precisare che nonostante il rendimento termico abbia valori lievemente crescenti per bassi carichi del motore, lo stesso non si può dire per la potenza termica realmente erogata. Infatti, sebbene la temperatura dei gas combusti sia più alta via via che il motore è parzializzato, la portata dei gas combusti subisce un calo proporzionale alla percentuale di regolazione del motore. Questo ultimo effetto ha peso decisamente preponderante sul primo per la determinazione della potenza termica generata dal recupero di calore dei gas combusti. Per esempio, per la nuova unità l’output in termini di calore passa da 9946 KWth (al 100% del carico elettrico) a 5829 KWth (al 50% del carico termico del motore). Una volta noti i rendimenti elettrici e termici dei due motori, è possibile procedere con il calcolo del rendimento totale, i cui risultati sono riportati in figura. Per la nuova unità il picco di tale parametro è attorno al 90% del carico, tuttavia si ricorda che tra i due contributi energetici, quello elettrico è di gran lunga più pregiato di quello termico.

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Figura 3.17 Confronto rendimenti totali

Ciò significa che il rendimento elettrico ha sicuramente un peso maggiore nella valutazione delle prestazioni di una unità produttiva. Gli elevatissimi valori di efficienza totale della nuova unità, compresi tra il 93,52% e il 94,28%, dimostrano come SEA Energia S.p.A. si sia mossa bene nel mercato alla ricerca di un’ unità cogenerativa che fosse estremamente all’avanguardia all’attuale stato dell’arte. Per concludere questa analisi comparativa, è bene mostrare anche le prestazioni del generatore convenzionale di calore sotto forma di acqua surriscaldata. Si ricorda che la centrale di Linate è dotata di due caldaie, di fornitura della Bono Energia, con una potenza nominale di 30 MWth. Esse entrano in funzione nel solo periodo coincidente con la campagna di funzionamento della rete di teleriscaldamento. Hanno quindi il ruolo di “caldaie ausiliare” in quanto operano solo nei momenti in cui vi siano dei picchi di richiesta termica in inverno, mentre in estate e salvo poche eccezioni in primavera ed autunno non entrano mai in funzione. Come già accennato nel primo capitolo di presentazione di tutti i componenti della centrale, anche questi macchinari operano bruciando gas naturale, lo stesso tipo di gas naturale che alimenta anche i motori a combustione interna. È bene illustrare le prestazioni di tali componenti, in quanto il sistema di post-combustione di cui è dotato il nuovo motore cogenerativo ne sostituirà spesso il funzionamento, limitandone in modo piuttosto cospicuo l’utilizzo. Come per le unità cogenerative attualmente in funzione presso la centrale di Linate, si è svolta una analisi sulle correnti prestazioni che queste due macchine identiche, utilizzando le informazioni realmente rilevate sui consumi di gas naturale e la potenza erogata ora per ora grazie all’ ausilio della piattaforma di raccolta dati. Si è quindi potuto procedere con il calcolo delle efficienze termiche della caldaia, per differenti carichi di lavoro, secondo la formula (1.2). La curva di rendimento per differenti carichi di funzionamento è riportata in Figura 3.19:

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Figura 3.19 Rendimento termico caldaia Bono

Non si sono riportati i risultati per valori di carico inferiori al 50% in quanto non sono condizioni di funzionamento che si rilevano durante l’anno. Tali componenti vengono infatti accessi solo per poche ore consecutive ma a carichi molto elevati. Questo perché, come detto servono a coprire i picchi di richiesta, inoltre vi è una motivazione legata alla logica di utilizzo. Presentando tali componenti un deciso calo delle prestazioni ai carichi parzializzati, è bene farle funzionare sempre in condizioni di carico il più elevate possibili servendosi quindi del sistema di accumulo termico, con una capacità di 20 MWhth , presente presso la centrale di Linate. Si tiene comunque a precisare che la rete di teleriscaldamento stessa prevede dei sistemi di accumulo, proprio per agevolare e garantire maggiore elasticità di utilizzo alle centrale che la alimentano. Tale componente ha delle dimensioni piuttosto notevole ed è quindi caratterizzato da una inerzia termica che ne inficia la prontezza e tempestività nel fornire il carico termico richiesto. Mentre, per quanto riguarda il post-combustore, tale problematiche non sussistono, in quanto è caratterizzato da una elevata prontezza e flessibilità. Inoltre, questo componente operando con fiamma diretta sui gas di scarico in uscita dal motore, trasferisce interamente o quasi tutto il calore in ingresso dal potere calorifico del combustibile, mantenendo quindi efficienze termiche pressoché unitarie per ogni carico. Tuttavia, la potenza termica di targa di questo componente è di 9.3 MWth, notevolmente inferiore alla potenza complessiva delle due caldaie. Perciò, sarà possibile contenerne l’accensione solo parzialmente.

0,8

0,82

0,84

0,86

0,88

0,9

0,92

0,94

50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

𝛈th

Carico[%]

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4 Analisieconomicadell’investimentoperlanuovaunitàcogenerativa

In questo capitolo conclusivo dell’elaborato si effettuerà una analisi economica sull’investimento da sostenere, a carico della società SEA Energia S.p.A., per l’installazione della nuova unità cogenerativa presso la centrale di Linate. Si compirà inizialmente un confronto atto a valutare la differenza del consumo di gas naturale a parità di energia elettrica prodotta [m3/MWh] e le conseguenti emissioni di anidride carbonica [tCO2/MWh]. Come se spiegherà più avanti, le emissioni di tale gas serra comportano un costo variabile non indifferente per la centrale. In seguito, si effettuerà una stima delle spese future che si dovranno sostenere per l’installazione e l’utilizzo del nuovo motore a combustione interna. Per calcolare le spese future sarà quindi necessario effettuare una simulazione di funzionamento nel dominio di tempo di interesse, tenendo conto anche del comportamento e della variabilità del rendimento dei componenti dell’impianto nel loro funzionamento ai carichi parziali. Tali spese future dovranno essere confrontate con quelle per le attuali condizioni di funzionamento della centrale, di modo da valutare l’auspicabile e previsto risparmio in termini di costi variabili rispetto alla situazione attuale, ovvero la situazione di impianto in cui si trova e si troverebbe in futuro la centrale nel caso in cui non si dovesse procedere con l’investimento. Quello che si farà sarà quindi una analisi comparativa tra il caso in cui non si facciano interventi sulla centrale ed il caso in cui si decida di installare la nuova unità cogenerativa. Oltre ad un risparmio in termini di costi variabili, ci si aspetta di ottenere con la nuova unità cogenerativa i certificati di cogenerazione ad alto rendimento (CAR), quantificabili con un compenso economico tramite il meccanismo dei certificati bianchi, di cui si effettuerà il calcolo nel seguito del capitolo. Dopodiché si definiranno differenti scenari di simulazione economica, frutto di analisi di sensibilità su parametri variabili, quali prezzi del combustibile, prezzo quote EUA e valore di mercato dei titoli di efficienza energetica (TEE) o certificati bianchi (CB). I risultati degli scenari verranno valutati tramite l’utilizzo di diversi criteri di valutazione, riferiti ad opportuni indicatori economici.

Capitolo 5

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4.1 Comparazionedeicostidiproduzioneebreveintroduzionealmeccanismodiastadella𝐂𝐎𝟐.

Si condurrà in questa sezione un paragone in termini di costi variabili di produzione, corrispondenti al costo del consumo di gas naturale richiesto per produrre un determinato quantitativo di energia elettrica e del costo associato alle emissioni di anidride carbonica. Per il combustibile, si hanno dei costi inevitabili relativi all’acquisto della materia prima, il cui attuale prezzo per la centrale di Linate si attesta a circa 0,30 €/ m3 per l’anno 2019, comprensivo anche degli oneri di trasporto che del costo della materia prima. Tuttavia il suo valore segue delle logiche di mercato che non sono attualmente possibili prevedere con accuratezza, perciò per la successiva analisi economica che si svolgerà nel proseguo del capitolo il suo valore verrà fatto oscillare per compiere delle analisi di sensitività. Nel corso di questa preliminare analisi comparativa, per semplicità, si manterrà l’attuale valore di acquisto pari come detto a 0,30 €/ m3 . Per quanto riguarda l’anidride carbonica emessa dalle unità produttive della centrale di Linate, come per tutte le centrali in Italia ed Unione Europea, anch’essa comporta un costo di produzione non indifferente.

Il Sistema Europeo di Scambio di Quote di Emissione ( EU ETS acronimo inglese che sta per “European Union Emission Trading System”) è il principale strumento adottato dall'Unione Europea, in attuazione del Protocollo di Kyoto, per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori energivori. Istituito dalla Direttiva 2003/87/CE (Direttiva ETS), l'EU ETS regolamenta il cap&trade in Europa per gli impianti industriali, per il settore della produzione di energia elettrica e termica e per gli operatori aerei. Viene definito un sistema cap&trade perché fissa un tetto massimo (cap) al livello complessivo delle emissioni consentite a tutti i soggetti vincolati, ma permette ai partecipanti di acquistare e vendere sul mercato (trade) diritti a emettere CO2 (quote) secondo le loro necessità, all'interno del limite stabilito. La Direttiva ETS prevede che, dal primo gennaio 2005, gli impianti in Europa con elevati volumi di emissioni non possano funzionare senza un'autorizzazione ad emettere gas serra. Ogni impianto autorizzato deve monitorare annualmente le proprie emissioni e compensarle con quote di emissione europee (European Union Allowances, EUA e European Union Aviation Allowances, EUA A - equivalenti entrambi a 1 tonnellata di CO2 eq.) che possono essere comprate e vendute sul mercato. Ogni anno in Unione Europea le quote di emissione vengono assegnate a titolo oneroso tramite aste pubbliche, che sono un meccanismo di assegnazione delle quote di emissione valide per adempiere agli obblighi dello European Union Emissions Trading Scheme (EU ETS).

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Dal 2013 il collocamento a titolo oneroso tramite asta è il meccanismo cardine per l'assegnazione delle quote, salvo eccezioni legate alla tutela della competitività dei settori manifatturieri sui mercati internazionali. L'assegnazione, a partire da quella data, garantisce efficienza nella formazione di un prezzo di riferimento per la CO2 in Europa, promuove l'internalizzazione dei costi ambientali, contribuisce al passaggio verso mix energetici sostenibili e favorisce gli investimenti in efficienza energetica. I produttori di energia elettrica (come la centrale di Linate) e gli impianti che si occupano di cattura, trasporto e stoccaggio di CO2 devono approvvigionarsi sul mercato delle quote necessarie per coprire il proprio fabbisogno di emissioni. Manifattura e aviazione ricevono parte delle quote a titolo gratuito e ricorrono alle aste per la parte rimanente. I soggetti finanziari invece (banche, società di investimento e intermediari finanziari) partecipano alle aste contribuendo ad aumentare la liquidità del mercato primario e secondario. Le aste si svolgono su piattaforme individuate tramite gara d'appalto e gestite nelle modalità previste dal Regolamento 1031/2010 (Regolamento Aste). Nella Figura 4.1 è riportato l’andamento del prezzo delle quote di emissione europee (European Union Allowances, EUA), corrispondenti ad una tonnellata di anidride carbonica.

Figura 4.1 Andamento prezzo quote EUA.

Tale grafico riporta i valori riferiti dal 2013 (anno in cui è stato introdotto il meccanismo d’asta per l’assegnazione delle quote EUA) ad oggi. Queste informazioni sono state ricavate dalla piattaforma online del gruppo EEX (European Energy Exchange AG), leader nel settore dello mercato energetico in Europa.

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Si nota come il trend sia di notevole crescita, con un aumento nel solo ultimo anno da 15€ a circa 26€ per tonnellata di CO2 emessa, da giugno 2018 a giugno 2019. Il valore iniziale di tali quote a inizio 2013 era di appena 6,83 €. Il suo prezzo aveva raggiunto un valore minimo di addirittura 2,64€ il 17 Aprile 2013. Tuttavia negli ultimi anni, con il consolidarsi di tale sistema e con l’attuazione di politiche sempre più stringenti a livello europeo in termini di emissioni in atmosfera di anidride carbonica, il prezzo delle quote sta salendo rapidamente. Per lo studio che si sta per mostrare, riguardo ai costi di produzione riferito ad una determinata quantità di energia prodotta dalle unità (MWh,el), ci si baserà sullo stato dell’arte, ovvero un prezzo sulle quote di emissione di anidride carbonica pari a 26 €/tonnellata. Comunque sia, nel successivo capitolo di analisi di fattibilità economica dell’installazione del nuovo motore, si terrà conto di questo andamento crescente per stimare plausibili futuri valori di tali quote. Per stimare l’andamento delle quote da qui ai prossimi venti anni, sarebbe necessario un molto approfondito studio statistico-probabilistico, il quale non è oggetto di questa tesi. Si è deciso pertanto di effettuare delle ipotesi di possibili scenari futuri che possano dare delle indicazioni sull’andamento dei flussi di cassa futuri. Al fine di compiere delle analisi di sensibilità, consultando pubblicazioni sui possibili prezzi futuri delle quote EUA, si è ritenuto plausibile fissare un prezzo di 55 €/t per il 2040, ultimo anno preso in considerazione nell’ analisi economica. Tale analisi di sensibilità verranno esposte più avanti nel capitolo, dove si analizzerà l’effetto di tale parametro sugli indicatori economici di progresso. Si illustrerà ora, sia per il motore Wartsila 20V34SG che per la nuova unità: il consumo specifico di gas naturale, le emissioni specifiche di anidride carbonica e quindi il relativo costo di produzione legato a queste due sostanze. Queste tre quantità saranno tutte espresse riferendosi ad un MWh di energia elettrica prodotta e per semplicità a condizioni nominali di carico del motore. Sono stati volutamente ignorati, in questa prima analisi, i costi relativi alla manutenzione dei motori, al consumo di urea (agente riducente del sistema SCR, Selective Catalytic Reduction) e del consumo di olio lubrificante, i quali riferiti ad un MWh di energia elettrica prodotta hanno comunque un peso decisamente minore. Tali grandezze saranno prese in considerazione nella sezione di analisi economica al fine di compiere un confronto economico il più dettagliato possibile fra le due diverse unità produttive. Si introducono a questo punto le tre equazioni utilizzate per il calcolo delle tre quantità sopracitate, indici economici di processo del motore:

- 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜, 𝑔𝑛 = 𝜂78,sp<𝑃𝐶𝐼ksRc[ þ<À

ï F78](4.1)

- 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖@N© = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜, 𝑔𝑛 ∗ 𝐹𝐸[EÓÛ©ï F78

] (4.2)

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- 𝐶𝑀𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜, 𝑔𝑛 ∗ 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜ks + 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖@N© ∗ 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜9Õµ €

ï F78(4.3)

Nella prima equazione, la (4.1), il potere calorifico inferiore è espresso in [MWh/Sm3] ed il suo valore, pari a quello media il gas naturale acquistato dalla centrale di Linate nel 2018, è stato considerato uguale a 9,77*10^-3 [MWh/Sm3]. Mentre, nell’equazione (4.2) FE sta per “fattore di emissione” e nell’equazione (4.3) CMP è un acronimo per “Costo Marginale di Produzione”, determinato quindi con i soli costi variabili legati al consumo di gas naturale e alle emissioni di anidride carbonica. Il fattore di emissione è un parametro calcolato a partire dalla composizione molare del gas naturale che viene bruciato e dal suo poter calorifico inferiore. È perciò necessario conoscere esattamente la composizione chimica del gas naturale bruciato, la quale viene fornita tramite dei bollettini redatti dalla società SNAM S.p.A. (Società Nazionale Metanodotti) derivanti dalle analisi gas-cromatografiche effettuate sul combustibile in ingresso alla centrale di Linate. La formulazione di tale fattore è la seguente: 𝐹𝐸 = [𝑥@�z + 2𝑥@©�" + 3𝑥@À�# + 4 𝑥sR@$�¨Ù + 𝑥_R@$�¨Ù + 5 𝑥_R@%�¨© + 𝑥sR@%�¨© ] ∗1,863/PCI [tCO2/MJ] (4.4) Dove: - il PCI è espresso in [KJ/Sm3], il cui valore è di 35,2.

- Il fattore moltiplicativo 1,863 è espresso in [KgCO2/Sm3]. Questa formulazione comprende qualsiasi specie in grado di generare anidride carbonica a seguito della reazione di combustione, che è possibile riscontrare all’interno di ogni tipo di gas naturale presente in commercio. Solitamente il metano rappresenta la gran parte del volume molare, con una concentrazione che può tendenzialmente oscillare tra il 90% e il 99%. Un contributo apprezzabile nella composizione può essere dato anche dall’ etano 𝐶x𝐻Æ e in minor parte dal propano 𝐶y𝐻è. Gli altri componenti presenti nella formula del fattore di emissione quali n-butano(𝑛 − 𝐶z𝐻cÄ), iso-butano(𝑛 − 𝐶z𝐻cÄ), n-ciclopentano(𝑛 − 𝐶Å𝐻cx) e iso-ciclopentano(𝑖 − 𝐶Å𝐻cx) risultano essere talvolta assenti o al più presenti come tracce. Essendo il gas commerciale, e di conseguenza quello che alimenta la centrale di SEA Energia S.p.A., continuamente variabile, è evidente come il fattore di emissione abbia un valore oscillante giorno per giorno e addirittura ora per ora. Tuttavia, si tratta di oscillazioni spesso non molto significative.

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La sopracitata formulazione del fattore di emissione implica una completa conversione del combustibile durante la combustione del motore. Questa condizione è in altissima approssimazione verificata per motori altamente efficienti, come quelli presi in analisi, operante con una combustione magra e quindi con un alto eccesso di aria comburente. Al fine dei nostri calcoli si utilizzerà il valore medio determinato per l’anno 2018, derivante dalle differenti analisi cromatografiche effettuate ora per ora dal sistema SNAM. Il risultato così ottenuto è di: FE = 5,5685 ∗ 10RÅ tCO2

MJ

Per rendere la formulazione del fattore coerente con quanto riportato nell’equazione (4.2), è stato necessario convertirla da [tCO2/MJ] a [tCO2/m3], ovvero riferito al volume di gas consumato nella reazione di combustione e non al suo contenuto energetico. È pertanto necessario eliminare il contributo del PCI nella formula (4.4) per ottenere [tCO2/m3], ovvero dipendente dalla sola composizione molare e quindi volumetrica del gas. Cosi facendo, ciò che si ottiene è: FE = 1,96 ∗ 10Ry ,-.x

Îy

Alla luce di quanto appena enunciato, è stato possibile procedere con il calcolo delle equazioni (4.1), (4.2) e (4.3) i cui risultati sono riassunti nella Tabella 4.1 Costi specifici di produzione delle due unità:

Tabella 4.1 Costi specifici di produzione delle due unità

Nella tabella riportata, si è compiuta una ulteriore suddivisione dei costi relativi al gas naturale e all’anidride carbonica. Si nota come quest’ultima abbia un peso più basso, con l’attuale prezzo delle quote EUA di 26 €/tCO2, ma che comunque incide per il 14,62% del CMP totale. Sebbene questo sia vero oggi, lo stesso non si potrà dire in futuro. La differenza di costo marginale di produzione risulta essere a 6,58 €

ï F78, e ad un primo

sguardo potrebbe non sembrare troppo significativa.

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Questa differenza va però pesata su tutti i MWh elettrici prodotti dalla unità, come si farà nella prossima sezione per il calcolo dei flussi di cassa annuali. Perciò, tale differenza porta a grossi risparmi a fine anno. Infatti, attualmente presso la centrale di Linate la potenza elettrica globale prodotta ogni anno è pari mediamente a circa 105 GWhel/anno. Considerato che la nuova unità presenterà una affidabilità più elevata e che la sua potenza elettrica di targa ed efficienza sono maggiori, si prevede uno sbilanciamento della produzione annuale a carico della nuova unità. Essa verrà meglio quantificata nel prossimo capitolo, ma la produzione della nuova unità coprirà fino a quasi la metà del fabbisogno annuale, consentendo quindi un risparmio ancora più sostanzioso nella produzione di energia termica ed elettrica. Bisogna inoltre considerare che una differenza ancora più grossa tra le due unità si ha in termini di efficienza termica. Infatti, trattandosi di motori cogenerativi, congiuntamente alla produzione di energia elettrica si ha anche quella di calore utile. In particolare, per il motore Wartsila 20V34SG e la nuova unità il rapporto calore utile ed energia elettrica prodotta, calcolato come rapporto delle due rispettive efficienze termodinamiche:

- 𝜂EF/𝜂78 = 𝐸EF/𝐸78 (4.5) in condizioni nominali è pari a:

- (𝜂EF/𝜂78) Wartsila 20V34SG = 0,694 - (𝜂EF/𝜂78) Nuova unità = 0,955

Il valore di tali rapporti aumenta ai carichi parziali, dove come illustrato nel precedente capitolo, il rendimento termico aumenta mentre quello elettrico diminuisce. In particolare esso arrivo a superare il valore unitario per la nuova unità. Risulta perciò che mediamente, per diversi carichi del motore, nel caso della nuova unità si produce circa un MWth per ogni MWel prodotto. Considerando che la potenza termica viene venduta al cliente principale di tale vettore energetico, ovvero A2A, ad un prezzo intorno ai 52 €/MWh,th, questo comporta un grandissimo beneficio economico a favore della nuova unità. Perciò, per compiere una analisi più approfondita di quelli che sono i reali costi di produzione, è bene decurtare dal consumo specifico di gas il costo mancato del gas che non si è consumato per produrre la correspettiva energia termica e dell’anidride carbonica che si è evitato di produrre tramite produzione termica separata per mezzo di una caldaia. In termini matematici questo si traduce nel seguente modo: 𝐶𝑀𝑃Lpk7s7^r�_ps7 = 𝐶𝑀𝑃 − /HI

/:;∗ u^7��p,ks

/��;h�C�− /HI

/:;∗ 09/��;h�C�∗?@AgD

∗ 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜𝐸𝑈𝐴 (4.6)

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dove: 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜, 𝑔𝑛 = 30,77 €

ï F , PCIgn=9,77*10-3 ï F

þ<À , FE = 1,96*10^-3 [tCO2/m3] Quindi il costo marginale di produzione, per un sistema cogenerativo (𝐶𝑀𝑃Lpk7s7^r�_ps7) corrisponde al costo calcolato come prima dalla (4.3) meno il costo del metano che si sarebbe dovuto bruciare e la relativa produzione di CO2, per produrre la corrispettiva energia termica separatamente, tramite un impianto convenzionale tipo caldaia. Questo è proprio quello che accade nella centrale di Linate, nella quale le due caldaie ausiliarie vengono accese in concomitanza dei motori cogenerativi per coprire i picchi di richiesta termica, oppure quando il prezzo di vendita dell’energia elettrica si attesta su valore troppo bassi. Il valore del rendimento delle caldaie presenti nella centrale, usato per calcolare il 𝐶𝑀𝑃Lpk7s7^r�_ps7 è pari al 90%.

Questo è ciò che si ottiene, riportato in

Tabella 4.2:

Wartsila 20V34SG

Nuovaunità

CMPcoge[€/MWhel] 53,43 36,40

Tabella 4.2 Costi di produzione scontati del termico

Tale valore per il motore attualmente in uso presso la centrale Linate è tenuto in considerazione in fase di redazione del piano di produzione per valutare in quale fasce orarie il PUN (Prezzo Unico Nazionale [€/MWh]) lo raggiunga o lo superi (si ricorda che tale prezzo è quello a cui la centrale vende l’energia in eccesso esportata verso la rete elettrica) così facendo risulterebbe conveniente esportare le eccedenze di energia elettrica alla rete nazionale. Si nota quindi come questo valore soglia si abbasserebbe drasticamente con l’installazione della nuova unità cogenerativa. Si tiene ad evidenziare che tale valore del costo di produzione si mantiene circa costante o aumenta lievemente ai carichi parziali: in quanto è si vero che MCP aumenta congiuntamente con uno scadimento del rendimento elettrico, ma allo stesso tempo aumentano in proporzione il rapporto 𝜂EF/𝜂78 determinando un maggiore risparmio dalla mancata produzione di energia termica tramite caldaia.

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Alla luce di questa nuova analisi, la differenza tra i costi marginali di produzione volutati in assetto cogenerativo si assesta a ben 17.03 €/MWhel, portando dunque ad un risparmio molto elevato. 4.2 Stimadellespesefuture

Per effettuare una stima di come varierebbero i costi di produzione con l’installazione del nuovo motore, è stato necessario procedere con uno studio dettagliato dei carichi termici ed elettrici a cui è stata sottoposta la centrale negli ultimi anni, e di quelli a cui ci si aspetta dovrà essere sottoposta nel dominio di tempo in cui si svolgerà l’analisi economica. Per prima cosa si sono perciò raccolti i dati di produzione e consumo della centrale negli ultimi cinque anni. Si è notato che gli scostamenti della domanda energetica sono piuttosto contenuti di anno in anno. Tali scostamenti sono dettati principalmente da differenti domande di energia termica che variano a seconda delle condizioni climatiche, le quali hanno naturali oscillazioni di anno in anno. Per stimare in futuro la domanda termica ci si baserà perciò su quanto rilevato negli ultimi anni di funzionamento. Si ricorda che l’ impianto opera con una logica del tipo termico segue, perciò è la domanda termica a guidare la regolazione della centrale, mentre l’energia elettrica viene in parte dispacciata verso l’aeroporto e le eccedenze sono esportate verso la rete elettrica nazionale e vendute al corrente prezzo di borsa. Si sottolinea che solitamente il carico elettrico dell’aeroporto è limitato e decisamente inferiore alla produzione elettrica dei motori cogenerativi regolati per seguire il carico termico. Ne risulta quindi che le eccedenze di energia elettrica esportate verso la rete sono quasi sempre più alte, tanto più durante i mesi invernali e in minor misura quelli primaverili ed autunnali. Questo significa che la stima della produzione della centrale con la nuova unità verrà fatta basandosi sulla domanda termica e non su quella elettrica dell’aeroporto ne tanto meno quella elettrica esportata. Infatti, quest’ultima può subire apprezzabili variazioni anche di anno in anno a seconda dell’andamento del prezzo unico nazionale (PUN), ovvero il prezzo di borsa a cui viene venduta l’energia esportata verso la rete elettrica nazionale. Non è scopo di questo elaborato compiere stime sui possibili scenari climatici che si potrebbe verificare in futuro, legati ai cambiamenti climatici, in quanti si tratta di previsioni assai complicate e le quali non avrebbero comunque un peso significativo sul risultato dell’analisi economica in questione. Viene riportato in Tabella 4.3 l’andamento medio degli ultimi cinque anni, mese per mese, dei consumi e della produzione della centrale.

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Tabella 4.3 Consumi e produzioni annue

È possibile notare come con l’interruzione del servizio di teleriscaldamento (15 aprile- 15 ottobre) il consumo e perciò l’utilizzo delle caldaie ausiliare sia nullo. Ai fini di determinare i futuri consumi e produzioni della centrale, per effettuare un calcolo quanto più dettagliato possibile, si sono raccolti i dati di produzione e consumo dei singoli giorni suddivisi ora per ora dell’ultimo anno trascorso. In questo modo è stato possibile stimare più realisticamente le reali condizioni di funzionamento in cui si dovrebbe trovare la centrale operante con il nuovo motore. Si sono perciò selezionate delle “giornate tipo” che vadano a comporre una settimana indicativa per ogni mese dell’anno. Tali giornate sono state selezionate in modo da rispettare i carichi termici mensili riscontrati negli ultimi anni. Quindi, una volta determinati i profili orari di produzione dei singoli giorni essi sono stati proiettati per i restanti giorni del mese preso in considerazione. È stato necessario svolgere una analisi oraria in modo da poter tener conto della variazione PUN (il quale ha oscillazioni orario) e da tenere conto nel modo più accurato possibile il funzionamento ai carichi parziali delle varie unità. Questa permetterà quindi di calcolare accuratamente i consumi orari e le relative produzioni di anidride carbonica, in quanto le efficienze delle macchine subiscono variazione assolutamente non trascurabili ai carichi parziali. Nelle giornate tipo analizzate venivano riportati i seguenti parametri operativi orari, rilevati con l’attuale assetto della centrale:

ü energia termica ceduta dalla centrale [MWh,t] ü prezzo zonale MGP (Mercato del Giorno Prima) [€/MWh,el] ü emissioni di anidride carbonica [t] ü consumo totale gas naturale centrale [Sm3]

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ü energia elettrica destinata all’ aeroporto [MWh,el] Tali parametri sono necessari per stimare la produzione con la nuova unità e confrontarne i consumi di gas naturale, produzione di anidride carbonica e differente corrente elettrica esportata verso la rete. Pesando questi tre fattori con il prezzo del gas naturale, il valore delle quote EUA ed il prezzo zonale si otterrà perciò un risparmio economico orario, grazie alla maggiore efficienza della nuova unità cogenerativa dotata di post-combustore. In aggiunta alle curve presentate nel capitolo precedente riguardo alle prestazioni del motore ai carichi parziali elettrici, sono state ricavate per i due motori anche quelle relative alle efficienze elettriche e termiche al variare del carico termico a cui è sottoposto il motore. Si riportano nella seguente figura per la nuova unità, le curve di rendimento termico ed elettrico in funzione del carico termico del motore.

Figura 4.2 Rendimento elettrico e termico in funzione del carico termico per il nuovo motore

Le curve arrivano sino ad un minimo del 58,66% del carico termico a cui corrisponde il 50% del carico elettrico, in quanto come spiegato nel precedente capitolo l’efficienza termica del motore aumenta ai carichi parziali. Curve analoghe sono state ricavate per i motori Wartzila attualmente operanti presso la centrale di Linate.

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Figura 4.3 Rendimento elettrico e termico in funzione del carico termico per il vecchio motore

Queste curve sono state utilizzate per determinare quindi l’output elettrico e il consumo di gas naturale per un determinato carico termico. Per quanto riguarda il post-combustore, alla luce dei risultati presentati nello scorso capitolo si è notato che l’intero apporto termico entrante in questo componente sotto-forma di gas naturale bruciato, viene trasferito al flusso di gas combusti in termini di salto entalpico. Si evince perciò che l’efficienza termica di questo componente è pressoché unitaria e così è stata assunto nello sviluppo del modello di stima di produzione e consumi della centrale di Linate nel suo nuovo assetto. A seguito di una approfondita analisi del profilo termico giornaliero, si sono suddivisi creati tre modelli di stima delle produzioni orarie delle unità produttive, rappresentativi delle condizioni di funzionamento invernali, di metà stagione ed estive. Per ognuno dei modelli si è innanzitutto operata una prima macro distinzione per la determinare il carico orario a cui le diverse unità dovranno essere sottoposto, ovvero per condizioni di prezzo unico nazionale al di sopra e al di sotto di 55 €/MWh,el. Tale valore soglia viene prese in considerazione anche attualmente presso la centrale di Linate in fase di redazione del piano di produzione giornaliero. Tale prezzo rappresenta un valore limite sotto il quale, con gli attuali motori Wartzila, non è più conveniente esportare corrente verso la rete nazionale in quanto i costi di produzione associati a tale MWh,el superano il suo prezzo di vendita. Come si è visto tale valore soglia scontato del costo evitato di produzione da caldaia ausiliaria, per l’attuale unità cogenerativa si attesta a 53,43€/MWh,el al 100% di carico ed aumenta lievemente per carichi parziali. Questa prima distinzione determina le logiche di funzionamento della centrale attuale e futura, infatti per valori inferiori alla soglia di 55 €/MWh,el si manterrà in funzione il solo nuovo motore e le caldaie ausiliarie per soddisfare la rimanente richiesta termica. Al di sopra di tale prezzo soglia invece si prediligerà l’utilizzo dei motori, mantenendo un assetto puramente cogenerativo. All’interno di queste prime due possibilità di funzionamento si è poi suddivisa la domanda oraria termica in fasce di energia.

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In particolare, nel caso di PUN sufficientemente elevato si è data inizialmente precedenza al funzionamento della nuova unità fino a 9,934 MWth (potenza termica nominale), poi a quella dei due motori Watzila rimanenti, in seguito al post-firing e alle caldaie ausiliare per carichi termici più elevati. Nella ripartizione della produzione termica si è cercato di mantenere i carichi di funzionamento il più alti possibile e di evitare carichi al di sotto del 50% per non intercorrere in eccessive penalizzazioni di rendimento e condizioni di funzionamento che potessero danneggiare i macchinari In contrasto a questo scenario, per valori di PUN inferiori al prezzo soglia si è ripartita la produzione termica esclusivamente sul nuovo motore con l’eventuale attivazione del post-combustore e quindi delle caldaie ausiliarie per domande termiche crescenti. Perciò una volta fissato l’output termico per le singole unità, nota la potenza termica di targa è stato possibile ricavarne il carico termico in termini percentuali. Tramite l’utilizzo delle curve di interpolazione mostrate nelle precedenti figure si è proceduti nel determinare il consumo di gas naturale associato e la produzione di energia elettrica per i diversi carichi termici a cui sono sottoposte le unità, in questo modo: 𝐶𝑇 = ?HI

?HI,D�ËCD�;: (4.7)

𝐶ks =?HI

/HI @M ∗?@AgD[þ<

À

F] (4.8)

𝑃78 = 𝑃EF ∗/:; @M/HI(@M)

[MW] (4.9)

Dove: CT: carico termico, 𝐶ks: consumo di gas naturale. Il potere calorifico inferiore del gas naturale è stato assunto pari a 9,77 MWh/Sm3, ovvero il valore medio registrato del gas consumato nell’ultimo anno. Noto il carico termico si è poi sostituito il suo valore nelle equazioni delle curve precedentemente mostrare, al fine di determinarne la corrispettiva efficienza elettrica e termica. In modo del tutto analogo si è proceduto per il calcolo dei consumi di combustibile per le caldaie ausiliarie, utilizzando la curva mostrata nel precedente capitolo. In questo modo è stato possibile determinare il consumo giornaliero di gas naturale e confrontarlo con quello che si avrebbe con l’attuale assetto della centrale, le minori emissioni di anidride carbonica (calcolate con il metodo del fattore di emissione mostrato nel precedente capitolo). Per quanto riguarda la corrente elettrica esportata verso la rete si è tenuto conto che il 6,4 % della potenza elettrica lorda prodotta dai motori è utilizzato per sistemi ausiliari della centrale, perdite elettriche, autoconsumi e assorbimento di energia dall’edificio direzionale della centrale. Tali assorbimenti degli ausiliari comprendono i sistemi di ventilazione dei motori e pompaggio alla mandata della rete di teleriscaldamento. Questo valore rappresenta quello medio annuale della centrale di Linate e non ci si aspettano apprezzabili variazioni con l’installazione del nuovo motore.

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Infine viene poi sottratta la quota di energia da destinarsi per utilizzi aeroportuale per determinare infine la quantità di energia elettrica esportata ogni ora nei giorni analizzati. Ciò che si è riscontrato è che mediamente la quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto, quindi anche quella esportata versi la rete elettrica, risulta essere inferiore a seguito dell’installazione del nuovo motore con post-combustore. Questo è spiegabile dal fatto che la massima potenza termica erogabile dalla nuova unità risulta essere quasi il doppio di quella dei motori preesistenti, quindi risulta spesso sufficiente l’accensione di questo singolo motore al posto di due motori Wartzila. Perciò ne consegue una minore produzione elettrica associata ad una pari produzione termica. Grazie ad un rapporto potenza termica su potenza elettrica più elevato per la nuova unità è inevitabile una minore produzione elettrica correlata ad una eguale produzione termica. Bisogna inoltre considerare l’apporto termico del post-combustore che anch’esso risulta in alcuni casi sostituirsi all’azionamento dei nuovi motori. Il risultato di tale profilo di produzione determina sì un minor ricavo derivante dalla produzione di energia elettrica associata alla cogenerazione, ma comporta un ben maggiore risparmio economico in termini di consumi di gas naturale e produzione di anidride carbonica. Nella determinazione dei carichi produttivi associati alle singole unità si è tenuto conto di un fermo di 700 ore annue per il nuovo motore, necessario per interventi manutentivi e di revisione. Per quanto riguarda le simulazioni in condizioni di funzionamento primaverile la logica del modello di stima di produzione è la medesima, ciò che cambia è la suddivisione delle fasce di domanda termica. Infatti, mentre in inverno si possono raggiungere picchi di 50 MW,th in questo scenario è assai improbabile raggiungere i 40 MWth. Risulta perciò praticamente assente l’utilizzo della caldaia ausiliaria per PUN>55 €/MWh,el. In estate la domanda termica risulta essere molto più piccola, e si aggira tra i 2 e i 6 MWth. In questo scenario è sufficiente un solo motore per soddisfare tale fabbisogno. Come si è visto nel precedente capitolo risulta inevitabile l’utilizzo dell’elettro-dissipatore in quanto è stato ritenuto altamente sconsigliabile dal costruttore operare il motore a carichi troppo parzializzati (minori del 50% del carico elettrico). Il consumo elettrico di tale componente è stato quantificato pari all’ 1% della potenza termica dissipata. Si riporta in seguito una rappresentazione del modello per una giornata tipicamente invernale:

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Figura 4.4 Schermata 1 modello di simulazione per la stima di produzione

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Figura 4.5 Schermata 2 modello di simulazione per la stima di produzione

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Nella tabella sono riportate abbreviazioni e indici la cui nomenclatura è la seguente:

Tabella 4.4 Nomenclatura figure 4.4 e 4.5

Come detto in precedenza la domanda termica oraria è stata catalogata in differenti fasce alle quali corrispondono i differenti apostrofi al fianco del nome delle unità. La suddivisione in diverse fasce di domanda termica è stata fatta tenendo conto delle potenze termiche nominali delle differenti unità e garantendo sempre un funzionamento con un carico almeno pari al 50%. Si è sempre data la precedenza di utilizzo alla nuova unità cogenerativa, dato il suo ancora basso numero di ore di funzionamento all’attivo e alle sue elevate efficienze. Per ogni fascia in cui si è suddivisa la richiesta termica se ha una differente distribuzione della produzione termica sulle differenti unità produttive e grazie a quanto spiegato prima si è poi calcolato il relativo consumo di combustibile. Si riporta nelle seguenti figure l’andamento orario di una tipica giornata invernale della domanda termica, elettrica e relativi consumi e produzioni di anidride carbonica per quanto registrato con la centrale attuale e la stima di questi vettori energetici, ricavati dal modello precedentemente mostrato.

Figura 4.6 Produzioni e consumi registrati presso la centrale di Linate in una tipica giornata invernale

0

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Ethceduta[MWh]

Consumo,tot,gn[kSm3]

elettricoborsa[MWh]

elettricoSEA[MWh]

CO2[t/h]

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Figura 4.7 Produzioni e consumi previsti per la nuova centrale

Si può notare come le curve relative alla domanda termica richiesta alla centrale e l’energia elettrica ceduta all’aeroporto siano coerentemente le stesse. Grazie al nuovo motore la potenza massima elettrica erogabile è maggiore ed infatti si notano picchi superiori ai 21 MWel, cosa non possibile prima. Con il nuovo impianto è possibile seguire in modo migliore l’andamento del PUN. Infatti, grazie alla maggiore potenza termica esprimibile dalla nuova unità congiuntamente con l’utilizzo del post-combustore è possibile mantenere spenti uno o entrambi i motori e soddisfare comunque la richiesta termica, grazie anche all’eventuale utilizzo della caldaia ausiliaria. Mentre nell’attuale assetto della centrale si è spesso “costretti” a mantenere in funzione i motori per sopperire alla richiesta termica, anche quando il PUN si trova su valori non elevati. L’andamento giornaliero della domanda termica presenta un picco nelle primissime ore mattutine, nelle primissime ora mattutine durante le quali si verificano le accensioni degli impianti di riscaldamento delle diverse utenze della rete di teleriscaldamento. Ai fini di svolgere in seguito un’analisi economica più conservativa, si è deciso di analizzare uno scenario più pessimistico. In questo scenario si sono assunti dei consumi di gas naturale più alti del 2% a parità di produzione di energia termica. A questo corrisponde un peggioramento del 2% assoluto sia di efficienza elettrica che termica. In termini di

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Ethceduta[MWh]

Consumo,tot,gn[kSm3]

elettricoborsa[MWh]

elettricoSEA[MWh]

CO2[t/h]

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rendimenti relativi, essendo entrambi inferiori al 50% e maggiori al 40% per ogni condizione di carico, la diminuzione relativa di rendimento è di circa un punto percentuale. Tale scenario è stato condotto in modo da dimostrare la solidità dell’investimento anche nel caso di prestazioni inferiori rispetto a quelle attese. Risulta infatti comune che si possano registrare dei rendimenti più scarsi rispetto a quelli dichiarati dalle aziende costruttrici, come successe per i motori Wartzsila installati ed attualmente funzionanti presso la centrale di Linate. I risultati relativi a tale scenario verranno indicati in seguito con la denominazione di “scenario 2” (s2) in contrasto con lo scenario 1 (s1) senza penalizzazione di rendimento. Si mostrano nella Tabella 4.4 seguente i risultati ottenuti mese per mese con i rendimenti coerenti con quanto dichiarato dal costruttore:

ENERGIATERMICA[MWh]

RISPARMIOGAS[m3]

RISPARMIOCO2[t]

RETEPUN

ATTUALE[€]

PRODUZIONEELETTRICA[MWh]

Gennaio 24748 685792 1345 -46361 14211Febbraio 21836 377795 741 39291 12919Marzo 13072 1008116 1977 -210313 9597Aprile 7416 744228 1459 -158054 7208Maggio 4917 159972 314 9252 5190Giugno 2810 157397 309 -23993 3662Luglio 2826 109403 212 -13669 3861Agosto 2803 109403 210 -13869 3763

Settembre 2626 109403 215 -13469 3162Ottobre 7119 744228 1417 -153059 7208

Novembre 13677 1008116 2005 -210613 9597Dicembre 23146 208027 408 114559 17490Totale 126997 5421879 10610 -680298 97869

Nella tabella sovrastante sono state riportate le seguenti grandezze:

- risparmio di Sm3 di gas (valutato con un PCIgas= 9,77 MWh/ Sm3) - emissioni di anidride carbonica evitare [t] - ricavi/perdite derivanti dalla vendita alla borsa elettrica - produzione del nuovo motore (parametri necessari per lo svolgimento della

prossima sezione del capitolo)

Tabella 4.5 Risultati modello si simulazione per la produzione

Capitolo 5

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4.3 Calcolodelnumerodicertificatibianchi

Alla conclusione delle simulazioni di produzione per i vari mesi dell’anno oltre che alla definizione del risparmio di gas naturale consumato, anidride carbonica e differenza di energia elettrica prodotta rispetto all’ attuale assetto della centrale, si è quindi giunti a determinare i quantitativi di energia termica ed elettrica che si prevede la nuova unità cogenerativa produrrà nell’arco di un anno solare nell’ orizzonte temporale di interesse per l’analisi economica. Oltre a questi due fattori è stato possibile determinare anche l’energia termica sotto forma di combustibile (PCI = 9,77 MWh/Sm3 determinato in condizioni ISO standard) utilizzata per produrre questi due vettori energetici. La definizione di questi tre parametri è necessaria per il calcolo del PES (primary energy saving) e la definizione del numero di certificati bianchi, come illustrato nel primo capitolo:

𝑃𝐸𝑆 = 1 −1

𝐶𝐻𝑃𝐻𝜂𝑅𝐸𝐹𝐻𝜂 +

𝐶𝐻𝑃𝐸𝜂𝑅𝐸𝐹𝐸𝜂

∗ 100%(1.8)

Dove:

𝐶𝐻𝑃𝐻𝜂 =𝐻@�?𝐹@�? rssp

𝐶𝐻𝑃𝐸𝜂 =𝐸@�?𝐹@�? rssp

L’energia totale elettrica nel periodo di rendicontazione (𝐸@�?𝑀𝑊ℎ)è data dalla somma dell’energia elettrica lorda, inclusa quella prodotta duranti i transitori e compresi tutti gli ausiliari che concorrono alla produzione/preparazione del combustibile destinato alla produzione di energia. Perciò, in questa computazione è compreso il 6,4% dell’energia elttrica lorda prodotta destinato per sistemi ausiliari ed autoconsumi. La definizione dell’ energia termica utile cogenerata (𝐻@�?𝑀𝑊ℎ) si basa su due principi fondamentali:

- per poter qualificare l’energia termica come calore cogenerato, essa deve essere prodotta in combinazione con la produzione di energia elettrica/meccanica CHP nel periodo di rendicontazione.

- per poter qualificare l’energia termica come calore utile, essa deve essere effettivamente fornita a scopi utili a un’utenza o a un processo industriale nel periodo di rendicontazione.

In questo computo non rientra perciò l’energia termica non utile, ovvero la quota di energia dispersa tramite l’utilizzo dell’elettro-dissipatore durante i mesi estivi. Inoltre non è nemmeno conteggiata l’energia termica prodotta dal sistema di post-combustione in quanto non è prodotta in combinazione con la produzione di energia elettrica/meccanica.

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Con energia di alimentazione (𝐸 K78𝑀𝑊ℎ) si intende l’energia termica di alimentazione immessa nell’unità al netto degli eventuali apporti di energia provenienti da fonti esterne all’unità, utilizzate per produrre energia termica utile non cogenerata. Perciò, anche in questo caso, non rientra il combustibile di alimentazione del post-combustore. Risulta quindi che il contributo del post-combustore viene eliminato sia in termini di 𝐹@�? quindi di consumo di combustibile, sia in termini di calore utile cogenerato 𝐻@�?. Per quanto riguarda il primo contributo, esso sarà quantificabile grazie all’apposito contatore del gas naturale in ingresso a tale componente e la relativa informazione sul suo potere calorifico. Nella simulazione in esame il suo consumo è stato definito pari al contributo di energia termica apportato da questo componente, visto che come detto l’intera energia del combustibile bruciato viene trasferita ai gas combusti entranti nella caldaia a recupero tramite fiamma diretta. Per quanto riguarda invece l’apporto dell’ energia utile non CHP 𝐻sps@�? all’impianto di cogenerazione, essa è calcolata secondo la formula definita nell’appendice B delle linee guida alla cogenreazione del GSE: 𝐻sps@�? = 𝐹spsLFu� ∗ 𝜼𝒄𝒂𝒍𝒅𝒂𝒊𝒂𝒂𝒓𝒆𝒄𝒖𝒑𝒆𝒓𝒐 (4.10) Dove il rendimento della caldaia a recupero è dato dal rapporto tra la differenza di temperatura tra i gas in entrata ed i gas in uscita dalla caldaia e la differenza di temperatura tra il gas in entrata nella caldaia e la temperatura ambiente. Essendo un parametro di complessa determinazione nel modello in precedenza illustrato, avendo come parametro la temperatura di ora per ora delle varie giornate analizzate, studiando i risultati delle simulazioni condotte nel capitolo 2 e gli scenari disponibili di thermoflex si è ragionevolmente imposto tale rendimento costante tutto l’anno al 92%. Per questa definizione del rendimento si è imposta una temperatura ambiente pari a 11,315 °C, ovvero la temperatura media annuale utilizzata per la Lombardia per il calcolo della correzione del rendimento elettrico di riferimento, come si vedrà tra poco. Per quanto riguarda il rendimento di riferimento per la produzione di energia elettrica separata, come illustrato nella figura 1.2 del primo capitolo, il valore di partenza è del 53% relativo a impianti alimentati con combustibili gassosi. A questo valore di rendimento elettrico va attuata una prima correzione relativa alla fascia climatica in cui si trova l’impianto. Infatti, i valori di rendimento di riferimento, riferiti ad una temperatura ambiente di 15°C, devono essere corretti in funzione della temperatura media annuale della zona climatica in cui è installata l’unità di cogenerazione. Come visto per il calcolo dell’efficienza della caldaia, per la Lombardi la temperatura media annua è pari a 11315 °C, a cui corrisponde un fattore di correzione in punti percentuali pari a +0,369%. Vi è inoltre un secondo fattore correttivo (F2) che tiene conto delle perdite di trasmissione sulla rete, definite in relazione al livello di tensione al quale l’impianto è allacciato alla rete

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elettrica e riconosce ai cogeneratori un vantaggio derivante dal conseguimento di minori perdite di rete. In particolare per la centrale di Linate il livello di tensione alla quale l’impianto è allacciato alla rete è pari a 23 kV. Come era riportato in figura 1.4 tale fattore di correzione, per il range di nostro interesse tra 12 e 50 kV, assume un valore di 0,935 nel caso in cui la corrente sia destinata ad un utilizzo all’esterno del sito, mentre per la corrente utilizzata all’interno del sito il suo valore è pari a 0,914. A questo secondo coefficiente è quindi legato il 6,4% di della produzione elettrica totale destinata ai consumi interni della centrale. Il valore globale del fattore F2 è quindi pari a:

𝐹x = 0,936 ∗ 0,935 + 0,064 ∗ 0,914 = 0,934 Applicando entrambe le correzioni il rendimento di riferimento per la produzione di energia elettrica separata risulta essere pari a:

𝑅𝐸𝐹𝐸𝜂 = 53% + 0,369% ∗ 0,934 = 49,83% Per riguarda il rendimento di riferimento per la produzione separata di calore 𝑅𝐸𝐹𝐻𝜂 il suo valore per sistemi di produzione alimentati a gas naturale, destinata alla produzione di acqua calda è pari al 92%, come era stato evidenziato in figura 1.3. Si può a questo punto procedere con il calcolo del PES, si riportano di seguito i dati ottenuti dalle simulazioni di produzione annuale della nuova unità cogenerativa escluso il post-combustore:

𝐻@�?�c = 55031,8𝑀𝑊ℎ 𝐸@�?�c = 60811,1𝑀𝑊ℎ 𝐹@�?�c = 130270,6𝑀𝑊ℎ

Si nota che il rapporto energia elettrica su energia termica è un po’ più alto di quanto ci si aspettava, poiché in condizioni di funzionamento estivo una parte del calore è dissipato e non rientra quindi nel conteggio per il calcolo del calore utile 𝐻@�?. Per lo scenario più conservativo i risultati sono i seguenti:

𝐻@�?,�x = 55031,8𝑀𝑊ℎ 𝐸@�? = 60811,1𝑀𝑊ℎ 𝐹@�?,�x = 132929,2𝑀𝑊ℎ

Risulta quindi che a parità di energia termica ed elettrica prodotta aumentano i consumi di combustibile. Utilizzando i rendimenti di riferimento per la produzione di energia separata si ottiene quindi:

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𝑃𝐸𝑆�c = 28,36% 𝑃𝐸𝑆�x = 26,90%

In entrambi i casi il valore del Primary Energy Saving risulta essere ampiamente maggiore del 10%, valore soglia per accedere agli incentivi dedicati agli impianti cogenerativi ad alto rendimento. Il secondo parametro da determinare per garantirsi l’accesso al sistema di incentivazione è il rendimento totale calcolato per le produzioni e consumo nell’anno di rendicontazione che deve essere almeno pari al 75%, il quale risulta essere:

𝜂EpE,�c = 88,92% 𝜂EpE,�x = 87,15%

Il numero di certificati bianchi ottenibili è commisurato al risparmio di energia primaria realizzato nell’anno in questione, calcolato come segue: 𝑅𝐼𝑆𝑃 = 9ÓÚ:

d909/+ �ÓÚ:

d90�/− 𝐹@�? (4.11)

Per i due scenari si ottiene:

𝑅𝐼𝑆𝑃�c = 51567,85𝑀𝑊ℎ 𝑅𝐼𝑆𝑃�x = 48918,27𝑀𝑊ℎ

L’entità del risparmio conseguito dall’ unità di cogenerazione è convertito in Certificati Bianchi (C.B) o Titoli di Efficienza Energetica (TEE) che sono titoli negoziabili che certificano i risparmi energetici conseguiti negli usi finali di energia, realizzando interventi di incremento dell’efficienza energetica. È possibile quantificarne il loro numero tramite la formula: 𝐶𝐵 = 𝑅𝐼𝑆𝑃 ∗ 0,086 ∗ 𝐾 (4.12) Dove:

- C.B. è il numero di certificati bianchi. Il valore del C.B è quello fissato dall’ ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente), vigente al momento dell’entrata in esercizio dell’unità e costante per tutta la durata del periodo di incentivazione.

- K è il coefficiente di armonizzazione posto pari a: • K=1,4 per le quote di potenza fino a 1 MWe

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• K=1,3 per le quote di potenza superiore ad 1 MWe e fino a 10 MWe

Questi primi due valore di K sono quelli che sono stato adoperati ai fini del calcolo del numero di certificati bianchi per la nuova unità. Valori di K decrescenti corrispondo a quote di potenza maggiori fino ad arrivare ad un valore di K=1 per potenze sopra i 100 MWe. Il valore di potenza da utilizzare per il calcolo del coefficiente di armonizzazione è quello rilevato durante il periodo di rendicontazione e calcolato come il rapporto tra l’energia elettrica erogata e il numero delle ore di marcia. Il risultato delle simulazioni condotte ha portato ad ottenere un valore di potenza pari a 7,54 MWe. Ciò significa che le condizioni medie di carico elettrico del motore durante un anno sono pari a circa il 75% della potenza nominale. Si è proceduto quindi al calcolo di K come:

𝐾 =1,4 ∗ 1 + 1,3 ∗ 6,54

7,54= 1,31

A cui corrisponde un numero di certificati bianchi pari a:

𝐶𝐵_𝑠1 = 5825 𝐶𝐵�x = 5524

Come detto, i CB sono titoli negoziabili e perciò il loro valore è soggetto ad inevitabili oscillazioni di mercato. Il valore a cui si attestano tali titoli negli ultimi mesi analizzati del 2019 (maggio-giugno-luglio) è di circa 250€ a seguito dell’entrata in vigore del “DM 10 maggio 2018” il cosiddetto “decreto correttivo” del meccanismo dei certificati bianchi. L’intento del provvedimento era di invertire le dinamiche che si erano create nei mesi precedenti sul mercato dei TEE, che avevano portato a prezzi record vicini ai 500 €/TEE. Si era infatti creato uno squilibrio tra domanda e offerta che si è puntato a risolvere dando respiro alla domanda e stimolo all’offerta. Il nuovo decreto ha fissato una soglia massima di 260 €/TEE sul contributo tariffario, volta a calmierare i prezzi, dato che la misura spinge i distributori a non comprare oltre tale limite. Nel proseguo dell’analisi economica tale valore è stato fatto oscillare tra i 200€ e 300€ in modo do condurre analisi di sensitività sull’effetto di tale parametro sugli indicatori economici dell’investimento. Infatti è possibile che entrino in vigore nei prossimi anni nuovi decreti e/o logiche di mercati differenti per i CB. Possono accedere al meccanismo dei certificati bianchi le unità di cogenerazione riconosciute CAR, per un periodo di dieci anni solari, a decorrere dal primo gennaio dell’anno successivo all’ entrata in esercizio. Essendo prevista l’installazione del nuovo gruppo cogenerativo presso la centrale di Linate nel prossimo anno, e supposto l’inizio del

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suo funzionamento dal 1 gennaio 2021, sarà quindi possibile accedere a tale meccanismo di incentivazione a partire dal 2022 e per i successivi 10 anni.

4.4 Analisieconomico-finanziariadell’investimento Nell’ ultima parte di questo ultimo capitolo verranno illustrati i criteri di analisi economica elaborati per i due macro-scenari, ovvero il primo in cui si tiene fede ai rendimenti dichiarati dal costruttore del nuovo motore ed il secondo in cui è stata attuata una penalizzazione di rendimento. Per i due scenari si è prevista la costruzione dell’impianto nel corso del 2020 e l’entrata in funzione a partire dal 1 gennaio 2021. L’ orizzonte temporale per l’analisi economica è di 20 anni, dunque sino al 31 dicembre 2040. I risultati economici sono frutto delle stime dei futuri risparmi, ricavi o eventualmente perdite che ci si aspetta di ottenere rispetto all’attuale assetto della centrale, derivanti da:

- consumi di gas naturale - emissioni di anidride carbonica - vendita di energia elettrica alla rete nazionale - titoli di efficienza energetica - manutenzione delle unità produttive

Per quanto riguarda i consumi di gas naturale, come detto essi saranno decisamente minori rispetto a quanto si registra attualmente nella centrale di Linate. Tuttavia il loro risparmio in termini di Sm3/anno per essere quantificato economicamente necessita della definizione di un prezzo di acquisto di tale materia prima in €/Sm3. A tale proposito, si è analizzato il valore di tale prezzo per gli ultimi anni, il quale si è attestato all’incirca a 0,3 €/Sm3. Tale prezzo è stato utilizzato per implementare il calcolo del “caso base”, ovvero quel caso in cui si sono mantenuti i parametri pari all’ attuale stato dell’arte o comunque fissati a quei valore che si è ritenuto più probabile aspettarsi. Il caso base è stato così definito sia per lo scenario con rendimenti fedeli a quelli dichiarati dal costruttore, si per lo scenario “worse” calcolato con le penalizzazioni di rendimento poc’anzi definite. Al fine di compiere un’analisi di sensibilità tale parametro è stato fatto oscillare tra valore compresi tra 0,28 €/Sm3 e 0,31 €/Sm3. Si tratta di un range nel quale ci si aspetta possa trovarsi il prezzo di mercato di tale materia prima. Le emissioni di anidride carbonica sono anch’esse da quantificare partendo dal loro valore, espresso come t/anno che si eviterebbe di emettere. Come esplicato nella sezione precedente, i produttori di energia elettrica (come la centrale di Linate) e gli impianti che si occupano di cattura, trasporto e stoccaggio di CO2 devono approvvigionarsi sul mercato delle quote necessarie per coprire il proprio fabbisogno di emissioni. Il valore di queste quote si aggira attualmente a circa 25 €/t e il suo trend è in continua e costante crescita. È perciò pressoché certo che nel corso della vita utile della

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nuova unità cogenerativa il valore di mercato raggiungerà valori anche due volte maggiori di quello attuale. Nella definizione del caso base si è fissato il valore di tali quote pari a 55 €/t nel 2040, ipotizzando una crescita lineare di anno in anno partendo da un prezzo di 26 €/t nel 2021. Al fine dello studio si sensibilità il suo valore è stato fatto oscillare tra 45-75 €/t. La produzione di energia elettrica nel nuovo assetto della centrale è stata quantificato ora per ora nelle giornate analizzate al prezzo di vendita (PUN €/MWhel) registrato nell’ ultimo anno. Tali ricavi derivanti dalla vendita alla borsa elettrica sono stati confrontati con quelli realmente registrati presso la centrale di Linate. Come illustrato nella sezione precedente di “stima delle spese future” la quantità di energia elettrica prodotta, a parità di domanda termica, risulta essere inferiore. Non si è ritenuto ragionevole operare una analisi di sensibilità sul prezzo di vendita dell’energia elettrica alla rete nazionale per differenti ragioni. Prima di tutto, il confronto che si è attuato nel modello di stima di spese future è stato condotto, come detto, su reali dati di produzione della centrale. Questo significa che nel caso si volesse far variare tale prezzo di vendita bisognerebbe anche tenere in considerazione che non sarebbero più validi i dati di partenza di produzione con l’attuale assetto. Infatti, in sede di redazione del piano di produzione il PUN risulta essere un parametro molto influente. Si dovrebbe quindi ipotizzare per tutto l’anno trascorso un ipotetico differente piano di produzione che si adatti ad assunzioni relative alle variazioni del prezzo di vendita alla borsa. Si tratterebbe quindi di un’operazione che comporterebbe notevoli approssimazioni ed assunzione che porterebbero ad un risultato non molto significativo. Inoltre, risulta un parametro di più difficile previsione rispetto agli altri due, vista la sua maggiore incertezza. Oltretutto esso ha una variazione orario ed i dati previsionali reperibili in letteratura si riferiscono solo ad un suo valore medio annuale. I TEE sono stati mantenuti pari ad un prezzo di 250 € per lo scenario base e come detto nella precedente sezione, fatti variare tra i 200 € e 250 € per compiere l’analisi di sensibilità. Infine è stata condotta una analisi sui costi di manutenzione ed operazione sostenuti annualmente presso la centrale di Linate e quelli futuri stimati sulla base dei risultati di produzione precedentemente ottenuti. Il costo della manutenzione è stato quantificato come €/ora, dove per “ora” si intende ora operativa di marcia. Oltre a questa voce di costo sono state quantificate altre due voce di costo relative al funzionamento del motore, ovvero il consumo di urea (agente riducente utilizzato per il funzionamento del sistema di abbattimento degli inquinanti) e consumo di olio combustibile. Grazie alle informazioni fornite dalla casa costruttrice del motore si è potuto operare quindi un confronto mostrato in Tabella 4.6:

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Wartzila Nuovaunitàmanutenzione[€/h] 47,60 56,67olio[€/h] 13,5 17urea[€/h] 4,4 5,5oredimarciaattuali[h/a] 16.543 -oredimarciapreviste[h/a] 4.911 8.060

Tabella 4.6 Confronto costi di manutenzione

Le ore di marcia del Wartzila sono comprensive di tutti i motori (3 attuali e 2 nel nuovo assetto). Elaborando queste informazioni si possono ottenere le spese di manutenzione da affrontare attualmente per i due casi e il corrispettivo risparmio previsto:

𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜𝑚𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛𝑧𝑖𝑜𝑛𝑒𝑎𝑡𝑡𝑢𝑎𝑙𝑒 = 1083589€/𝑎𝑛𝑛𝑜 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜𝑚𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛𝑧𝑖𝑜𝑛𝑒𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑜 = 959774€/𝑎𝑛𝑛𝑜

𝑟𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑚𝑖𝑜 = 123815€/𝑎𝑛𝑛𝑜 Anche questo aspetto di funzionamento della centrale comparta dunque un ulteriore risparmio. Nonostante la manutenzione oraria della nuova unità sia maggiore, grazie alla sua installazione si prevede una forte diminuzione dell’impiego dei motori Wartzila in termini di ore di marcia annuali, permettendo quindi un grosso risparmio sotto questo punto di vista. Per quanto riguarda la manutenzione si è poi considerato di inserire un ulteriore aspetto. Nel caso in cui non si attuasse nessun intervento sulla centrale attuale, è lecito aspettarsi degli interventi di manutenzione straordinaria sui vecchi motori ancora in funzione. Tali interventi comprenderebbero sostituzioni di componenti soggetti a fatica quali ad esempio l’albero motore, i cilindri o le testate, oltre che componentistica di tipo elettrico-strumentale usurata dai molti anni di operatività. Questa spesa, nel caso si sostituisca quindi uno dei vecchi motori con una nuova unità non dovrà essere sostenuta ed è stata quantificato con un importo pari a 300000 € ogni 5 anni di attività, con la prima spesa prevista nel 2024 e l’ultima nel 2039. Vi è inoltre da considerare il costo di investimento da sostenere inizialmente, suddiviso nel modo seguente, illustrato in Tabella 4.7:

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COSTIDIINVESTIMENTOcostodiacquisto 9.500.000 €operecivilieingengeria 500.000 €spareparts 159.700 €mobilisationfee 90.000 €totale 10.249.700 €

Tabella 4.7 Costo di investimento e relative voci

Nella tabella compare il costo di acquisto di tutti i componenti della nuova unità, le opere civili necessarie allo smantellamento del nuovo motore e la conseguente installazione della nuova unità al quale sarà necessario uno studio di valutazione ingegneristico. La voce “spare parts” rappresenta un costo da sostenere da subito per l’acquisto di componenti da mantenere a magazzino per le manutenzioni ordinarie del nuovo motore. La “mobilisation fee” rappresenta una tariffa da versare inizialmente alla ditta responsabile della manutenzione per avviarne il contratto. Il totale dei costi di investimento da sostenere nell’anno 2020 ammonta a circa 10,250 M€. Tutti questi savings (risparmi) o spese mancate, insieme ai minori ricavi derivanti dalla vendita di energia elettrica, andranno quindi a comporre i flussi di cassa nel periodo di studio dell’analisi economica di investimento. Per il calcolo dei flussi di cassa di ogni anno è necessario sottrarre la percentuale sui ricavi che è sottoposta a tassazione (“taxable income” in inglese) nell’anno “i”, in questo modo: 𝑇𝑎𝑥, 𝑖 = 𝑅_ − 𝐶_ − 𝑎𝑚𝑚𝑜𝑟𝑡𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 ∗ 𝑇𝑎𝑥𝑟𝑎𝑡𝑒 (4.13) Dove: 𝑇𝑎𝑥, 𝑖: esborso di tasse all’anno i 𝑅_: ricavi all’anno i 𝐶_: costi sostenuti all’anno i 𝑇𝑎𝑥𝑟𝑎𝑡𝑒: percentuale di “taxable income” sottoposto a tassazione.

L’ ammortamento sull’ investimento iniziale è stato ipotizzato costante per i venti anni esaminati, e quindi pari a 512485 €. La percentuale di tassazione è stata posta pari al 33,3 % come previsto nel piano industriale di SEA per il periodo 2017-2040. Trattandosi di una analisi comparativa con la situazione attuale della centrale, si sono inserito quindi solo i costi e ricavi differenziali. Perciò più che ricavi si tratta di spese evitate, ma dal punto di vista della seguente trattazione economica essi si equivalgono. Si può così definire il flusso di cassa o cash flow CF all’anno i come: 𝐶𝐹_ = 𝑅_ − 𝐶_ − 𝑇𝑎𝑥, 𝑖 (4.14)

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Per valutazioni di convenienza degli investimenti che si estendono su un certo numero di anni successivi, è importante effettuare la valorizzazione attuale di un importo futuro o flusso di cassa, detta attualizzazione. Tale valorizzazione dipende dal tasso di attualizzazione, che permette di riportare tutti gli importi all’ istante di riferimento. Il tasso di attualizzazione, altresì noto in letteratura con l’acronimo inglese WACC (Weighted Average Cost of Capital) viene definito con la seguente formulazione: 𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝐾· ∗ 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑑𝑒𝑙𝐷𝑒𝑏𝑖𝑡𝑜 + 𝐾9 ∗ 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑑𝑒𝑙𝑙>𝐸𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 (4.15) Dove: 𝐾·: costo del debito 𝐾9: costo dell’equity Peso del debito e peso dell’equity rappresentano la percentuale del finanziamento che è rispettivamente debito ed equity. I valori da inserire per tale parametro, per la società SEA sono i seguenti:

𝑊𝐴𝐶𝐶 = 3,6% ∗ 12% + 7,8% ∗ 88% = 7,2% All’interno di tale calcolo per il WACC è compreso l’effetto dell’inflazione, ovvero la svalutazione del denaro e del suo potere di acquisto con il passare degli anni. Grazie al WACC un flusso di casa all’i-esimo anno nel futuro corrisponde per l’anno di riferimento (ovvero quello di costruzione dell’impianto indicato come anno 0), al flusso di cassa attualizzato ACF (Actualized Cash Flow) secondo la formula: 𝐴𝐶𝐹_ =

@0CcO µ@@ C (4.16)

Per valutare la convenienza dell’investimento si sono utilizzati tre criteri basati sul principio dell’attualizzazione dei flussi di cassa. Il primo criterio è il NPV (Net Present Value), criterio basato sul valore economico dell’investimento. Il requisito minimo per ritenere l’investimento conveniente è basato sull’ ottenimento di un NPV positivo. La formula per calcolarlo è la seguente: 𝑁𝑃𝑉 = −𝐼Ä +

@0CcO µ@@ C

xÄ_ìc = −𝐼Ä + 𝐴𝐶𝐹_xÄ

_ìc (4.17)

Il secondo criterio utilizzato è l’IRR (Internal Rate of Return), criterio basato sul tasso di rendimento dell’investimento. Il criterio IRR riguarda il tasso rendimento interno, che è quel valore del tasso di attualizzazione WACC per il quale il NPV al termine della vita utile è nullo, ricavato risolvendo numericamente rispetto al WACC l’equazione del NPV:

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−𝐼Ä +@0C

cOAdd CxÄ_ìc = 0 (4.18)

Quanto più valore dell’IRR è superiore a quello del WACC, tanto più l’investimento è valutato positivamente. L’ultimo criterio utilizzato è basato sul tempo di ritorno dell’investimento ed è il Pay-Back Time (PBT). Come suggerito dalla denominazione il PBT fornisce la durata richiesta per reintegrare i costi iniziali di investimento attraverso ricavi a lungo termine. Quando i flussi di cassa vengono scontati secondo il relativo tasso di attualizzazione, il PBT rappresenta l’intervallo temporale (numero di anni) minimo che rende nulla la somma dei flussi di cassa attualizzati al netto dell’investimento iniziale. Esso viene valutato determinando i flussi di cassa effettivi e cercando il numero di anni n per il quale l’espressione del NPV(n) risulta essere uguale a zero. In formule: 𝑁𝑃𝑉(𝑛) = −𝐼Ä +

@0CcO µ@@ C

s_ìc = 0 (4.19)

Una volta definite tutte le voci di costo da analizzare, i criteri di valutazione economica di investimento ed i parametri da far variare per le differenti analisi di sensibilità si è proceduti con l’implementazione del modello numerico finanziario per i due differenti macro-scenari:

- rendimenti fedeli a quelli dichiarati dal costruttore: Scenario 1 - consumi maggiorati del 2% con conseguente penalizzazione di ≈1% del

rendimento elettrico e termico: Scenario 2

All’interno di questi primi due scenari si possono riconoscere differenti sotto-scenari in cui vengono fatti variare i parametri di sensibilità rispetto al caso base così definito:

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜ks = 0,3€/𝑆𝑚y - 𝐸𝑈𝐴xÄzÄ = 55€/𝑡 con aumento lineare nel corso della vita utile - 𝑇𝐸𝐸 = 250€

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Si riporta nella Tabella 4.7 il modello numerico finanziario relativo al caso baso per lo scenario 1e in Figura 4.8 l’andamento dei cash flow attualizzati e cumulati dall’anno 0 all’anno 20, il cui ultimo valore corrisponde al Net Present Value.

Figura 4.8 CACF scenario 1 caso base

€(11.000.000,00)

€(6.000.000,00)

€(1.000.000,00)

€4.000.000,00

€9.000.000,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

CACF(CumulatedActualizedCashFlow)

Tabella 4.8 Rappresentazione modello di analisi economico-finanziaria scenario 1

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4.5 Risultatianalisidisensibilità I parametri oggetto dell’analisi di sensibilità e i relativi range di variazione si ricordano essere i seguenti:

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜ks = 0,28 ÷ 0,31€/𝑆𝑚y - 𝐸𝑈𝐴xÄzÄ = 45 ÷ 75€/𝑡 con aumento lineare nel corso della vita utile - 𝑇𝐸𝐸 = 200 ÷ 300€

I corrispettivi intervalli di sensibilità son stati ragionevolmente assunit a seguito di consultazioni sia di serie storiche del trend di tali parametri sia di possibili stime future del loro andamento. Lo scopo è quindi quello di mostrare l’influenza di tali parametri sui risultati economici dell’ investimento ed investigare quale tra questi risulta essere il parametro di maggiore influenza sotto questo punto di vista. Tali parametri sono stati fatti variare mantenendo gli altri invariati rispetto al caso base definito alla fine del precedente capitolo. Si mostrano ora i risultati relativi allo scenario 1, riportati nella Figura 4.9:

Figura 4.9 Analisi di sensibilità scenario 1

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Osservando i grafici relativi al Pay Back Time, NPV ed IRR si può notate come il valore dei Certificati Bianchi sia la variabile che maggiormente impatta il risultato economico del progetto di investimento. Ciò è evidente sia osservando i differenti valori di PBT, il quale passa da 8 anni, per il caso con prezzo fissato a 200 €, a 7 anni per gli altri due casi; ma è ancora di più evidente osservando la pendenza elevata della curva relative all’andamento del NPV e del IRR rispetto alle stesse in funzione delle altre due variabili di sensibilità. Allo stesso modo si può notare che il secondo parametro più influente sul risultato economico dell’investimento sia il prezzo di acquisto del gas naturale. Si può infatti vedere come la pendenza delle curve del NPV e dell’IRR siano più elevate rispetto a quelle relative alle variazioni del valore delle quote EUA. Inoltre, dallo studio di sensibilità condotto rispetto al valore del prezzo di borsa delle quote di CO2, risulta che tale variabile per lo scenario 1 non determina mai una variazione del tempo di ritorno dell’investimento (PBT) che rimane sempre costante a 7 anni, a differenza delle altre due variabili, le quali per condizioni più sfavorevoli per l’investimento comportano un aumento del tempo di ritorno ad 8 anni. Si è deciso quindi di indagare nel dettaglio il valore soglia sia del gas naturale che dei TEE che comportano un aumento del tempo di ritorno dell’investimento rispetto al caso base (7 anni):

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜𝑔𝑛 = 29,56𝑐€/𝑆𝑚3 - 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝐶𝐵 = 245,08€

Questo significa che per un prezzo del gas naturale inferiore a 29,56𝑐€/𝑆𝑚3 il PBT diventa di 8 anni, lo stesso per un valore dei CB inferiore a 245,08 €, mantenendo invariati gli altri parametri rispetto al caso base. Si nota come possa bastare un molto piccolo scostamento (di soli 4,92€) della variazione del valore dei CB rispetto al caso base per determinare un aumento di un anno del Pay Back Time. Si sono definite condizioni sfavorevoli per l’investimento situazioni in cui il prezzo di acquisto del gas naturale sia contenuto e/o per valori non elevati delle quote EUA, in quanto l’installazione della nuova unità è tanto più conveniente quanto più si ha un risparmio derivante dal minore consumo di gas naturale e produzione di anidride carbonica rispetto alle condizioni di funzionamento attuali della centrale. Tuttavia, in un’ottica più generale che esula da questo confronto tra la centrale con il nuovo motore e quella attuale, tali condizioni definite sfavorevoli porterebbero in ogni caso ad una diminuzione dei costi di produzione della centrale, ma ad un minor beneficio in termini prettamente economici derivante dal miglioramento delle prestazioni del sistema. Allo stesso modo si è condotta un’analisi di sensibilità per quanto riguarda lo scenario 2. Chiaramente l’impatto della fluttuazione delle variabili di sensibilità è del tutto simile a quanto appena esposto, e risulta ancora essere il valore dei TEE ad essere la variabile più influente, seguita dal prezzo del gas naturale e dal valore delle EUA. Risultano coerentemente peggiorati i risultati degli indicatori finanziari di investimento, tanto che per questo scenario solo con un prezzo dei certificati bianchi di almeno 275,19 €

Capitolo 5

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il Pay Back Time risulta essere di 7 anni, mentre per lo scenario precedente era sempre di questa entità per valori dei CB superiori a 245,08 €. Si sono definiti anche per questo scenario i valori soglia sia del gas naturale che dei TEE che comportano un aumento del tempo di ritorno dell’investimento rispetto al caso base, ovvero da 8 anni a 9 anni:

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜𝑔𝑛 = 26,40𝑐€/𝑆𝑚3 - 𝑣𝑎𝑙𝑜𝑟𝑒𝐶𝐵 = 207,91€

Si riportano allo stesso modo i risultati ottenuti per lo scenario 2 nella Figura 4.10:

Si può comunque concludere che anche in questo scenario contenente un peggioramento delle efficienze della nuova unità l’investimento risulterebbe ben giustificato dai futuri ritorni economici.

Figura 4.10 Analisi di sensibilità scenario 2

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4.6 Conclusionisulrisultatoeconomico In questa sezione conclusiva si discuteranno più nel dettaglio i risultati economici ottenuti dalle analisi di sensibilità e si introdurranno ulteriori due scenari estremi di studio implementati in entrambi i due macro-scenari. Lo scopo di questa ultima sezione è di dimostrare la solidità dell’investimento anche per condizioni sfavorevoli, mostrando quindi come il rischio correlato sia piuttosto contenuto. I due nuovi scenari che si introducono racchiudono le condizioni estreme, ovvero quelle più ottimistiche e quelle più pessimistiche, in questo modo: Scenario ottimistico:

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜ks = 0,31€/𝑆𝑚y - 𝐸𝑈𝐴xÄzÄ = 75€/𝑡 con aumento lineare nel corso della vita utile - 𝑇𝐸𝐸 = 300€

Scenario pessimistico:

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜ks = 0,28€/𝑆𝑚y - 𝐸𝑈𝐴xÄzÄ = 45€/𝑡 con aumento lineare nel corso della vita utile - 𝑇𝐸𝐸 = 200€

In questo modo è possibile definire con estrema confidenza il range in cui con altissima probabilità ci si aspetta si trovino i risultati degli indicatori economici. Nel caso in cui anche per lo scenario pessimistico applicato al macro-scenario 2 i risultati rimangano accettabilmente buoni, questo rappresenta una garanzia di una altissima probabilità di buona riuscita dell’investimento. Si riporta ora in apposite grafici, suddivisi per i due scenari principali, i risultati ottenuti utilizzando i parametri precedentemente mostrati dei due scenari estremi e i risultati relativi alle condizioni al contorno definite per il caso base, illustrate alla fine dello scorso capitolo. Anche adesso i tre indicatori economici analizzati rimangono il Net Present Value, il Pay Back Time e l’Internal Rate of Return. I risultati ottenuti per lo scenario 1 sono riportati in figura 4.11:

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Figura 4.11 Risultati conclusivi scenario 1

Si può concludere quindi con elevata sicurezza che sotto le ipotesi del primo scenario, il valore del NPV si attesterà tra 6,12 ÷ 10,64𝑀€, l’IRR sarà compreso tra il 14,7% ÷19,51% e il PBT tra 7 ÷ 9 anni. Si nota quindi come l’NPV sia ampiamente positivo anche per lo scenario con le assunzioni più pessimistiche. L’IRR si attesta su valori pari ad almeno due volte il WACC (7,20%) mostrando quindi un molto elevato ritorno dell’investimento agli azionisti della società SEA e permette di garantire una notevole tranquillità nel ripagare il capitale di debito. Il PBT risulta essere in ogni caso decisamente contenuto, raggiungendo un valore di 9 anni per il ritorno dell’investimento, tempo del tutto accettabile considerando un orizzonte temporale dell’investimento di 9 anni. Si riportano allo stesso modo in Figura 4.12 i risultati ottenuti per il caso base, pessimistico ed ottimistico per lo scenario 2:

9

14,70

6,12

7

17,26

8,43

7

19,51

10,64

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

PBT[anni]

IRR[%]

NPV[M€]

SCENARIO1

OTTIMISTICO CASOBASE PESSIMISTICO

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Figura 4.12 Risultati conclusivi scenario 2

In questo caso il valore del NPV oscilla tra 5,5 ÷ 9,8𝑀€, l’IRR tra il 13,97% ÷ 18,59% E il PBT tra 7 e 9 anni. In questo secondo scenario i valori degli indicatori economici sono chiaramente meno “entusiasmanti” ma si mantengono comunque su valori del tutto soddisfacenti. L’NPV si mantiene infatti ancora ampiamente positivo e raggiunge un minimo di 5,5 M€ che porterebbe comunque ad intraprendere allo stesso modo l’investimento. L’IRR è ancora molto più elevato del valore del WACC garantendo un ritorno economico dell’investimento più che buono per la società SEA. Infine, il PBT si mantiene su valori del tutto simile allo scenario 1, fatto solo eccezione per il caso base dove passerebbe da 7 ad 8 anni. Alla luce dello studio di questo secondo scenario più conservativo, abbinato ad ipotesi di mercato decisamente pessimistiche, si può concludere con buona affidabilità che il rischio di negativa riuscita dell’investimento è decisamente contenuto. L’investimento si dimostra solido anche per condizioni di mercato sfavorevoli e rappresenta quindi un’ottima possibilità per portare grossi benefici economici alla società SEA.

9

13,97

5,50

8

16,36

7,64

7

18,59

9,80

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

PBT[anni]

IRR[%]

NPV[M€]

SCENARIO2

OTTIMISTICO CASOBASE PESSIMISTICO

Bibliografia

[1] Jhon H.Lienhard V, Jhon H.Lienhard IV A Heat Transfer Textbook

[2] Ennio Macchi, Stefano Campanari, Paolo Silva La microcogenerazione a gas naturale

[3] Pierluigi Mancarella, Aldo Canova, Gianfranco Chicco, Giuseppe Genon Cogenerazione distribuita a gas naturale. Modelli e tecniche per valutazioni energetiche, ambientali ed economiche

[4] Ennio Macchi, P.M. Pellò, E.Sacchi Cogenerazione e teleriscaldamento. Aspetti termodinamici ed economici.