SOMMARIO
La cogenerazione diffusa (al di sotto dei 4 MW) è una tecnologia energetica strategica per l'Italia. Infatti, dopo la liberalizzazione del mercato dell'energia, non sono stati fatti significativi investimenti in infrastrutture, cioè potenziamenti delle rete di trasporto e distribuzione, col risultato di avere in certe parti del Paese elettrodotti sotto dimensionati per il crescente fabbisogno energetico.
Inoltre, l'imminente applicazione della Direttiva Emissions Trading, anche se probabilmente potrebbe non interessare, per quanto riguarda l'aspetto termico, i produttori di materiali ceramici che utilizzano forni a rulli monostrato, sicuramente avrà ripercussioni negative sul costo dell'energia elettrica, che i fornitori stimano aumentare di circa il 10%.
In tale contesto la cogenerazione diventa uno strumento fondamentale per ridurre i costi energetici.
Già dai primi anni '90 è stata e viene tuttora applicata la cogenerazione nell'industria delle piastrelle ceramiche per pavimento e rivestimento, a quegli impianti che prevedono l'utilizzo degli atomizzatori, con sicuri e dimostrati vantaggi economici. Attualmente la potenza elettrica prodotta in cogenerazione è di circa 120 MW e interessa una quarantina di stabilimenti ceramici. L'ostacolo maggiore ad una più ampia diffusione della cogenerazione sta nel costo dell'investimento, che frena l'applicazione nelle aziende medio-piccole.
La recente possibilità di impiego di micoturbine a gas anche per impianti di cogenerazione di piccola taglia (sotto i 200 kW, governabili a distanza da operatori specialistici) rende accessibile questa tecnologia anche ad utilizzatori con consumi non particolarmente elevati o, comunque, rende possibile l'applicazione puntuale della cogenerazione anche a singole macchine.
Vengono presentati i risultati di uno studio di fattibilità, condotto dal Centro Ceramico in collaborazione con SACMI e Heat & Power, per l'applicazione di un sistema cogenerativo con microturbina a gas ad un'essiccatoio da piastrelle e le soluzioni finanziarie che consentono la realizzazione del sistema senza impegnare l'industria al di fuori del proprio core business.


PREMESSA
Già dai primi anni '90 la cogenerazione è stata introdotta nell'industria delle piastrelle ceramiche per pavimento e rivestimento, e viene tuttora applicata a quegli impianti che prevedono l'utilizzo degli atomizzatori, con sicuri e dimostrati vantaggi economici. Attualmente la potenza elettrica prodotta in cogenerazione è di circa 120 MW e interessa una quarantina di stabilimenti ceramici, con impianti cogenerativi da 1 a 7 MW di potenza elettrica, quasi tutti appartenenti ad aziende di grandi dimensioni. L'ostacolo maggiore ad una più ampia diffusione della cogenerazione sta nel costo dell'investimento, che ne frena l'applicazione nelle aziende medio-piccole, che non richiedono grandi fabbisogni termici (quelle che non hanno l'atomizzatore)
Negli ultimi anni alcuni eventi hanno fornito ulteriori motivi per applicare la cogenerazione.
In primo luogo la liberalizzazione del mercato dell'energia elettrica, che espone le aziende alla fluttuazione dei prezzi del kWh. Inoltre, dopo la liberalizzazione del mercato dell'energia, non sono stati fatti significativi investimenti in infrastrutture, cioè potenziamenti delle rete di trasporto e distribuzione, col risultato di avere, in certe parti del Paese, elettrodotti sotto dimensionati per il crescente fabbisogno energetico.
In secondo luogo l'imminente applicazione della Direttiva Emissions Trading che, anche se potrebbe non interessare i produttori di materiali ceramici che utilizzano forni a rulli monostrato, sicuramente avrà ripercussioni negative sul costo dell'energia elettrica, che i fornitori stimano aumentare tra il 10 e il 15%.
In tale contesto la cogenerazione diffusa diventa uno strumento fondamentale per ridurre i costi energetici.

Le microturbine a gas con potenze comprese tra 30 e 200 kW costituiscono un'innovazione di notevole interesse applicativo, oltre che tecnologico.
La tecnologia delle microturbine deriva da quella delle turbine aeronautiche e in particolare da quella dei generatori ausiliari utilizzati a bordo degli aeroplani. Una microturbina è essenzialmente costituita da (Fig. 1) un compressore, un bruciatore, una turbina, un generatore ad alta velocità e un recuperatore. Tipicamente, la turbina, il compressore e il generatore di corrente elettrica sono calettati su un singolo albero, per ridurre gli ingombri (il package di una turbina da 100 kW è contenuto in un volume di quattro metri cubi e pesa meno di due tonnellate) e i costi di realizzazione. In tal modo il numero di parti in movimento è limitato al solo albero generatore-compressore-turbina, che ruota a velocità molto elevate (da 60.000 ad oltre 100.000 giri al minuto) consentendo di ridurre notevolmente le vibrazioni e pertanto la rumorosità.
Il generatore elettrico impiega magneti permanenti, realizzati con materiali magnetici a base di terre rare, in grado di realizzare campi magnetici particolarmente elevati; in questo modo è possibile realizzare un generatore sufficientemente compatto e integrabile direttamente sull'albero della turbina. La corrente ad alta frequenza (da 1300 a 4000 Hz) fornita dal generatore dev'essere convertita, tramite un raddrizzatore a diodi, in corrente continua e quindi riconvertita in corrente alternata a 50 Hz, tramite un inverter.
Le microturbine funzionano con rapporti di compressione da 3 a 4, molto più piccoli di quelli tipici delle turbine di grossa taglia (da 10 a 15). In un ciclo semplice, valori ridotti del rapporto di compressione si traducono in basse temperature in ingresso nel bruciatore ed in elevate temperature dei gas esausti, che non consentono di raggiungere rendimenti soddisfacenti. Per ovviare a tale inconveniente le microturbine di progettazione più recente vengono realizzate con uno scambiatore di calore (recuperatore), che permette di preriscaldare l'aria di combustione in ingresso al bruciatore, sfruttando l'energia termica dei fumi esausti in uscita dalla turbina. In tal modo è possibile raggiungere rendimenti vicini al 30%.

Dal punto di vista applicativo, le microturbine rendono accessibile la cogenerazione anche ad utilizzatori con consumi non particolarmente elevati o, comunque, rendono possibile l'applicazione puntuale della cogenerazione anche a singole macchine, con fabbisogni termici non particolarmente elevati.
Applicazioni di microturbine sono sempre più frequenti nel settore commerciale (alberghi, condomini, centri commerciali, centri sportivi, piccoli ospedali, comunità, etc…), molto spesso come sistemi trigenerativi (produzione combinata di energia elettrica, termica e/o frigorifera) o nella piccola industria.
Il basso contenuto d'inquinanti nei gas esausti ne rende possibile l'impiego diretto per il riscaldamento e l'essiccazione (si cita ad esempio l'applicazione in serra, coi gas di scarico direttamente impiegati per riscaldare l'ambiente e arricchire l'atmosfera di anidride carbonica per favorire la crescita delle piante).
Nell'industria ceramica si può pensare di applicare la microcogenerazione agli essiccatoi delle piastrelle.


STUDIO DI FATTIBILITA'
A partire da dicembre 2004 il Centro Ceramico di Bologna, in collaborazione con SACMI Imola, SACMI Forni e Heat&Power, ha svolto uno studio di fattibilità per l'applicazione di un sistema di cogenerazione, mediante microturbina a gas, agli essiccatoi per piastrelle. Lo studio ha preso in considerazione gli aspetti tecnici, tecnologici, economici e della sicurezza.
Dal punto di vista della sicurezza, bisogna dire che non tutte le microturbine presenti sul mercato (vi sono essenzialmente quattro costruttori nel mondo) sono commercializzate in Italia. Pertanto per una loro applicazione occorre verificare le norme di sicurezza e, in particolare la conformità della macchina alle norme di prevenzione incendi in vigore. Dal momento che la turbina necessita di un compressore del gas, occorre che questo sia installato all'interno del package affinché la macchina rispetti le norme europee di sicurezza e possa ottenere il marchio CE.
Dal punto di vista tecnico, l'applicazione di una microturbina ad un essiccatoio del supporto non presenta particolari problemi. Sono stati esaminati due casi di applicazione di una microturbina da 100 kW di potenza elettrica, con recuperatore, indicata come 100R, ad un essiccatoio verticale SACMI EVA 992 e ad un essiccatoio orizzontale SACMI ECP 285.
In entrambi i casi, i gas esausti provenienti dalla turbina possono essere completamente recepiti dall'essiccatoio, dopo averli parzialmente diluiti con aria ambiente per renderne compatibile la temperatura nella zona di utilizzo; in tal modo viene recuperato tutto il calore in essi contenuto, a meno delle perdite nella tubazione di collegamento. Tali perdite sono peraltro molto modeste; infatti, considerando uno sviluppo della tubazione da 10 a 15 metri e una perdita di temperatura della coibentazione di 0,2°C/m, la diminuzione della temperatura dei gas esausti nella tubazione di raccordo è di appena 2 o 3°C.
Il bilancio energetico, eseguito sui due tipi di essiccatoio, ha dimostrato che il recupero termico dalla turbina consente di ridurre il consumo di energia termica dell'essiccatoio dal 25 al 30%.
La tubazione di raccordo, opportunamente coibentata, dev'essere realizzata in modo tale da garantire il livello termico richiesto nella zona di collegamento all'essiccatoio e di permettere il by-pass dei fumi esausti dall'essiccatoio, qualora fosse necessario. Per tale motivo sarà dotata di prese di aria esterna, di un camino di by-pass, di valvole di regolazione della portata e di termostati e pressostati. In particolare, nelle Fig. 2, 3 e 4 è riportato lo schema del collegamento per l'essiccatoio verticale, dove i fumi esausti vengono immessi come aria di ricircolo, nelle diverse condizioni di funzionamento; nella Fig. 5 è riportato lo schema del collegamento per l'essiccatoio orizzontale, dove i fumi esausti vengono immessi come aria di rinnovo a monte del generatore di calore per ogni modulo.
Per esigenze tecnologiche, in certi tipi di essiccatoi l'applicazione potrebbe aver limitazioni, in termini di rendimento e quindi di ritorno dell’investimento, con impasti rossi e con piastrelle che prevedono applicazioni di sali solubili sulla linea di smaltatura.
Nel primo caso, poiché gli impasti rossi necessitano di un riscaldamento molto graduale per evitare crepe, l’immissione di aria calda nelle prime zone dell’essiccatoio potrebbe danneggiare il prodotto. Per ovviare a ciò attualmente si prevede (per alcuni tipi di essiccatoi) una preventilazione del prodotto all’inizio del ciclo di essiccamento che limita la quantità di aria che è possibile immettere e quindi, in caso di cogenerazione, di fumi caldi dalla microturbina. Nel secondo caso, poiché l’applicazione dei sali solubili richiede un raffreddamento maggiore del prodotto in uscita dall’essiccatoio, l’immissione di aria ambiente nella zona di uscita piastrelle limita l’ingresso dei gas esausti della turbina nell’essiccatoio. In tutti gli altri casi (impasti da monocottura e monoporosa chiara, grès porcellanato tecnico e smaltato) non si prevedono fenomeni che limitano il rendimento previsto.


REDDITIVITA'
Dal punto di vista economico, come ben noto, la redditività di un sistema cogenerativo con turbina a gas è tanto maggiore quanto maggiore è il costo dell'energia elettrica e quanto minore il costo del gas naturale. Per l'analisi di redditività sono stati considerati i costi dell'energia elettrica e del gas naturale per uno stabilimento di medie dimensioni.
I dati di riferimento per l'analisi di redditività sono i seguenti:
· potenza elettrica prodotta: 105 kW
· potenza di defalco (servizi): 5 kW
· potenza termica prodotta: 210 kW (calore contenuto in 2950 kg/h di gas esausti a 270°C)
· consumo della microturbina: 37,5 Sm3/h in condizioni ISO
· costo dell'energia elettrica (medio sulle fasce): 0,087 Euro/kWh
· costo del gas naturale: 0,190 Euro/Sm3
· costo di manutenzione della microturbina: 0,015 Euro/kWh
· costo dell'investimento: 115.000 Euro

L'impianto è costituito da:
(i) microturbina 100R;
(ii) tubazione coibentata di collegamento all'essiccatoio (dotata di strumentazione di controllo di temperatura e pressione, camino, prese d'aria e valvole di modulazione e by-pass);
(iii) condotto d'aspirazione dell'aria per la turbina (dal tetto dello stabilimento);
(iv) quadro elettrico di allacciamento alla rete (dotato di apparecchiature per la messa in fase, di protezione, di automazione e di controllo remoto);
(v) rampa di alimentazione del gas alla microturbina.

Ci si è riferiti a due condizioni di funzionamento dell'essiccatoio: (i) su tre turni per sei giorni alla settimana, per un periodo di 7000 h/a e (ii) su due turni per cinque giorni alla settimana, per un periodo di funzionamento di 3600 h/a. Si è considerato un fattore d'utilizzo dell'essiccatoio pari all'85% (non considerando doppio caricamento e precompattazione). Inoltre si è assunta l'ipotesi semplificativa di tenere in funzione la turbina, per l'autoproduzione d'energia elettrica, anche nei periodi di sosta dell'essiccatoio (15% del tempo di esercizio) ed è stata considerata la defiscalizzazione del gas naturale impiegato per la cogenerazione.
In Tab.1 sono riportati i risultati dell'analisi di redditività. Si può vedere che l'applicazione non è assolutamente conveniente nella condizione di funzionamento dell'essiccatoio su due turni giornalieri e che, comunque, il tempo di ritorno dell'investimento è abbastanza alto anche in condizioni di funzionamento a ciclo continuo del reparto. In Tab.2 sono riportati i risultati dell'analisi di redditività considerando un aumento del 15% del costo dell'energia elettrica (pari a 0,10 Euro/kWh) in conseguenza dell'applicazione della Direttiva Emissions Trading. In tale contesto, il tempo di ritorno dell'investimento nelle condizioni di funzionamento a ciclo continuo del reparto risulta abbastanza interessante.
Nelle Fig. 6 è rappresentato l'andamento del tempo di ritorno dell'investimento in funzione della variazione del costo dell'energia elettrica, da 0,06 a 0,12 Euro/kWh, a pari costo attuale del gas naturale (0,19 Euro/Sm3), nella condizione di funzionamento a ciclo continuo del reparto (7000 h/a).
Nelle Fig. 7 è rappresentato l'andamento del tempo di ritorno dell'investimento in funzione della variazione del costo del gas naturale, da 0,15 a 0,23 Euro/Sm3, a pari costo attuale dell'energia elettrica (0,087 Euro/kWh), nella condizione di funzionamento a ciclo continuo del reparto (7000 h/a).
Da queste simulazioni si può vedere che l'aumento del costo dell'energia elettrica fa aumentare la redditività della microcogenerazione molto di più di quanto la riduca l'aumento del costo del gas naturale. Nella configurazione dove si prevedono i maggiori costi dell'energia (0,12 Euro/kWh e 0,23 Euro/Sm3) il tempo di ritorno dell'investimento è di due anni e mezzo. Pertanto, in uno scenario futuro di maggiori costi energetici, soprattutto dell'energia elettrica, l'applicazione della cogenerazione agli essiccatoi è senz'altro una tecnologia redditizia.
I risultati sopra esposti si riferiscono ad una ipotesi di utilizzo tradizionale della turbina (turbina sempre in moto). In realtà esistono sistemi di supervisione e controllo, tipicamente quelli sviluppati dalle ESCO (Energy Service Companies) come Heat & Power, che ottimizzano il funzionamento delle turbina nei momenti di sosta dell’essicatoio o nei transitori, dove la domanda termica è inferiore a quella massima. La logica di questi sistemi si basa sul confronto fra le condizioni di funzionamento dell’impianto e le fasce orarie elettriche, gestite in tempo reale. Utilizzando i dati di costo dell’energia elettrica nelle singole fasce ed il costo del gas, il sistema decide di volta in volta se utilizzare la turbina anche come semplice micro generatore oppure se modularne il funzionamento.
Lo stesso sistema consente anche il controllo remoto di tutti i parametri chiave dell’impianto, da parte di personale specializzato che opera nella Control Room, e l’invio di segnalazioni di eventuali anomalie del funzionamento che vengono tempestivamente prese in carico dagli operatori.
I risultati di questa gestione vengono resi disponibili tramite un apposito reporting, accessibile da ogni utente in un’area a lui riservata del sito web di Heat & Power.


CONCLUSIONI
Lo studio di fattibilità dell'applicazione di un sistema di cogenerazione mediante microturbina a gas applicata ad un essiccatoio per piastrelle ha messo in evidenza che:
a) le microturbine a gas rappresentano un'innovazione di notevole interesse, permettendo di estendere l'applicazione della cogenerazione anche alle aziende ceramiche che non richiedono elevati fabbisogni termici, in particolare a quelle che non hanno l'atomizzatore;
b) nella situazione attuale dei prezzi dell'energia, la soluzione tecnica più vantaggiosa è quella che prevede l'applicazione di microturbine con recuperatore, in modo da ottenere un maggior rendimento elettrico, ad essiccatoi che funzionano a ciclo continuo, cioè su tre turni giornalieri;
c) la redditività dell'applicazione dipende dalla variazione dei prezzi dell'energia termica ed elettrica; in particolare, l'aumento del prezzo dell'energia elettrica fa aumentare la redditività della microcogenerazione molto di più di quanto la riduca l'aumento del prezzo del gas naturale. Pertanto, in uno scenario futuro di maggiori costi energetici, soprattutto dell'energia elettrica, l'applicazione della cogenerazione agli essiccatoi sarà senz'altro una tecnologia redditizia e diventerà uno strumento fondamentale per ridurre i costi energetici;
d) al fine di rendere massima la redditività del sistema, occorre ottimizzare la gestione della microturbina. A questo proposito le ESCO (Energy Service Companies), come Heat & Power, hanno sviluppato sistemi di supervisione e controllo in grado di ottimizzare la gestione economica dell’impianto durante i periodi di sosta o di minore richiesta termica dell’essicatoio. Ciò avviene modificando il regime cogenerativo in generativo puro, o modulando la potenza prodotta, sempre in funzione della fascia oraria elettrica corrente e dell’assetto tariffario del cliente.
e) esistono infine diverse soluzioni gestionali e finanziarie che coinvolgono in modo crescente le ESCO, come Heat & Power, passando dalla semplice erogazione di servizi di progettazione e di assistenza all’esercizio, alla condivisione del rischio dell’investimento con contratti di tolling o di vera e propria produzione e vendita di energia presso il cliente. In tutti i casi la ESCO si fa comunque carico dell’intero iter progettuale, evitando che il cliente debba impegnare proprio personale in una iniziativa esterna al proprio core business. Questi modelli gestionali, oggi possibili grazie alla spinta europea verso la liberalizzazione del mercato energetico, sono in linea con la tendenza a terziarizzare le attività che richiedono specializzazione ma che presentano minore coerenza con le competenze distintive di ogni settore.
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