Analysis of gas turbine cogeneration plants in Italy ...

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RT/ERG/97/12

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ENTE PER LE NUOVE TECNOLOGIE, L'ENERGIA E L’AMBIENTE

Dipartimento Energia

INDAGINE SULLA FUNZIONALITA DEGLIIMPIANTI Dl COGENERAZIONE

CON TURBINA A GAS IN ITALIA

RING ROMANI, SIGFRIDO VIGNATIENEA - Dipartimento Energia

Centro Ricerche Casaccia, Roma

RT/ERG/97/12

Testo pervenuto nel settembre 1997

I contenuti tecnico-scientifici dei rapporti tecnici dell'ENEA rispecchiano I'opinione degli autori e non necessariamente quella dell'Ente.

ABSTRACT

ANALYSIS OF GAS TURBINE COGENERATION PLANTS IN ITALY

The purpose of this study is to improve, by random analysis, the current knowledge about functional and running data of gas turbine cogeneration plants in Italy.The analysis consider simple and combined cycle gas turbines plants with electric power less 30.000 kW per unit and involves a sample of 44 units according to a randomized model consisting of 112 gas turbines.The collected data show different plant selection criteria, energy performances, reliability and availability values as well as maintenance costs. These data support some general suggestions and recommendations for a better selection and utilization of these plants.

(COGENERATION, GAS TURBINE, RELIABILITY, AVAILABILITY, MAINTENANCE)

RIASSUNTO

INDAGINE SULLA FUNZIONALITA’ DEGLI IMPIANTI DI COGENERAZIONE CON TURBINA A GAS OPERANTI IN ITALIA

II presente studio si propone, mediante un’indagine a campione, di migliorare le conoscenze sui dati di esercizio e funzionamento degli impianti di cogenerazione con turbina a gas present! sul territorio nazionale' L’indagine prende in esame impianti con turbina a gas, sia a ciclo semplice che combinato, con potenza elettrica unitaria inferiore a 30.000 kW e si riferisce ad un campione di 44 unita scelto casualmente a partire da un uni verso costituito da 112 turbogas.Dai dati raccolti emergono varie informazioni sui criteri di scelta delle macchine, sulle prestazioni energetiche, sull’affidabilita e disponibilita delle turbine a gas, nonche sui costi di manutenzione. Quest! dati portano ad alcune considerazioni e raccomandazioni per una migliore scelta ed un migliore utilizzo di quest! impianti.

(COGENERAZIONE, TURBINE A GAS, AFFID ABILITA’, DISPONIBILITA’, MANUTENZIONE)

INDICE

1. INTRODUZIONE E RINGRAZIAMENTI 5

2. IL QUADRO NORMATIVO DIRIFERIMENTO 7

3. LA COGENERAZIONE IN ITALIA NEL SETTORE INDUSTRIALS 10

4. OBIETTIVIDELL INDAGINE E SUOI CRITERI 12

4.1 L’INDAGINE A CAMPIONS E LA S CELIA DELLE CL AS SI 12

4.2 IL CAMPIONAMENTO NELLE SINGOLE CLASSI 13

4.3 LA RACCOLTA DEI DATI 14

5. GRANDEZZE ED EMDICIUTILIZZATINELLO STUDIO 15

6. DATI RACCOLTI DURANTE L’INDAGINE 17

7. ELABORAZIONE DEI DATI RACCOLTI 18

7.1 RIPARTIZIONE PER SETTORE DI UTILIZZO 18

7.2 STATO DI ESERCIZIO 18

7.3 STUDIO DI FATTIMLITA’ 20

7.4 PROGETTO ESECUTIVO 20

7.5 TEMPI DI REALIZZAZIONE 21

7.6 ORE DI FUNZIONAMENTO E DI MANUTENZIONE 21

7.7 AFFIDABELITA’ 26

7.8 DISPONIBELITA’ 27

7.9 REVISIONS GENERATE 28

7.10 CHI EFFETTUA LA MANUTENZIONE 29

7.11 COSTO MEDIO DI MANUTENZIONE 29

7.12 CONDUZIONE DEGLIIMPIANTI 30

7.13 UTILIZZO DELLE MACCHINE 30

7.14 QUOTA TERMICA DA COGENERAZIONE 30

7.15 RAPPORTO ENERGIA ELETTRICA/CALORE RECUPERATO 31

7.16RENDIMENTI 32

7.17 INDICE ENERGETICO 34

7.18 VALUEAZIONE DEL RISPARMIO ENERGETICO CONSEGUITO 35

8 CONCLUSION! E RACCOMANDAZIONI 36

ALLEGATO AIMPIANTIDI COGENERAZIONE CON TURBINA A GAS IN ITALIAELENCO AL 31-12-1994 38

ALLEGATO BPRINCIPALIELEMENTI DEL QUESTIONARIO DI INDAGINE 40

1. INTRODUZIONE E RINGRAZIAMENTI

Come noto Fattualita e 1’importanza fondamentale dell’uso efficiente dell’energia nell’Unione Europea e in Italia sono a tutt’oggi generalmente riconosciute in documenti della commissione UE e govemativi e in numerosi autorevoli studi.In Italia fin dal 1988 con F ultimo Piano Energetico Nazionale, si e riconosciuto nell’uso efficiente delFenergia uno degli obiettivi prioritari sui quali basare la politica energetica del Paese.

Nell’analisi delle tecnologie per realizzare questo obiettivo, il PEN ha dato un posto di rilievo alia cogenerazione di energia elettrica e calore soprattutto nel settore industrial, individuando, “nella revisione del sistema tariffario e della normativa esistente oltre che al finanziamento di un piano di incentivazione”, gli strumenti necessari per promuovere la realizzazione di nuovi impianti ed il ricondizionamento di buona parte degli esistenti.

Si e cosi iniziato a considerare Fapplicazione della cogenerazione un beneficio per il paese introducendo leggi e decreti mirati a favorime una piu larga diflusione.I benefici legati alia nuova normativa hanno cominciato a dare i loro effetti dal 1994 e certamente aumenteranno negli anni a venire. Comunque c’e da osservare che gia a cominciare dalla fine degli anni ‘80 si e notato un aumento delFenergia elettrica autoprodotta dovuto sia ad un maggior sfruttamento degli impianti a causa del venir meno di sconti tariffari sull’acquisto delFenergia elettrica sia anche ad un aumento degli stessi.In questo trend positive di crescita degli impianti che per quanto detto poc’anzi dovrebbe incrementarsi sempre piu nelF immediate future le turbine a gas stanno avendo un ruolo determinante.Infatti la vasta gamma di taglie presenti, i rendimenti elettrici raggiunti, un buon rapporto tra calore ed elettricita prodotti, Fincremento dell’affidabilita contemporaneamente alia riduzione dei costi, e non ultimo la disponibilita di produrre calore ad alta temperatura per la produzione di vapore da immettere nelle reti esistenti senza modifiche impiantistiche significative, hanno fatto ricadere su questa tecnologia la scelta di una buona parte degli imprenditori che in Italia si sono awicinati alia cogenerazione in questo ultimo periodo.

Questa indagine intende, quindi, fotografare la situazione italiana dei turbogas al disotto dei 30.000 kW per individuare i problem! che si sono riscontrati, per fare il punto della situazione sulla tecnologia, sui risultati raggiunti, sulle difficolta incontrate, su alcuni aspetti economic! e infine trarre per quanto piu possibile delle indicazioni su come poter orientare le scelte future. Perche al disotto dei 30.000 kW di potenza? Perche il target non e’ chi produce energia per mestiere e quindi utilizza impianti di grossa taglia e ha competenze tali da affrontare la materia con forte autonomia, ma una utenza di piccole e medie dimensioni che si vuole awicinare alia cogenerazione in virtu delle modifiche del quadro normative iniziate nel 1991 con le leggi 9 e 10. Questo limite ha fatto concentrare Fattenzione su macchine medio-piccole che hanno delle caratteristiche fortemente diverse dalle grosse macchine spinte per alzare i rendimenti elettrici siano esse utilizzate in cogenerazione presso grand! utenze o in cicli combinati in impianti ENEL.

L’indagine qui riassunta e stata svolta con il contribute dei colleghi dei Centri di Consulenza Energetica Integrata del Dipartimento Energia dell’ENEA.Le analisi e le valutazioni si sono inoltre awalse dei pareri e dei suggerimenti dell’Ing. Giuseppe Tomassetti del Dipartimento Energia dell’ENEA al quale vanno i piu sentiti ringraziamenti.

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Un particolare ringraziamento va a tutti i Responsabili di impianti e ai tecnici delle Aziende visitate per la loro disponibilita a fomire le informazioni richieste nella comprensione dell’utilita di questo prime lavoro di indagine.

Questo studio e’ stato realizzato nel quadro delle attivita affidate all’ENEA dal Ministero dell’Industria del Commercio e Artigianato nell’ambito dell’Accordo di Programma MICA-ENEA linea di attivita 3.1.3.3.D “Cogenerazione con turbine a gas” del piano operative 1995/96.

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2. IL QUADRO NORMATIVO DIRIFERIMENTO

Si e’ prima parlato del Piano Energetico Nazionale del 1988 che ha tracciato la strada per uno sviluppo della cogenerazione anche attraverso la revisione della normativa esistente che aveva avuto, solo nella legge 308/82, una positiva anticipazione; si vogliono esaminare adesso proprio quelle leggi e quei decreti ai quali e stato affidato il compito di facilitate quello sviluppo.Le leggi di attuazione in materia, approvate successivamente al PEN, sono state la 9 e la 10 del 9/1/91, grazie alle quali sono state modificate le regole sull’ autoproduzione che fino ad allora, con condizioni normative non del tutto favorevoli, non avevano sufficientemente incentivato lo sviluppo di questa tecnologia fondamentale per 1’attuazione di un programme di contenimento dei consumi energetici con notevoli ricadute anche sul piano della difesa dell’ambiente.La legge 9 dedica l’intero titolo III all’argomento, in particolare l’articolo 20 definisce che le imprese possono produrre in proprio o nell’ambito di una consociazione energia elettrica per i propri utilizzi ed inoltre cedere in tutto o in parte la propria produzione all’ENEL con prezzi e condizioni stabiliti dal CIP. L’articolo 22 stabilisce per gli impianti che utilizzano fonti rinnovabili o assimilate (quindi anche la cogenerazione) un regime agevolato per la vendita, il vettoriamento e lo scambio, forte del fatto che tali impianti costituiscono un beneficio per il paese.L’articolo 22, inoltre, elimina totalmente la riserva a favore dell’ENEL per la produzione di energia elettrica per le dette fonti e rimanda al CIP il compito di definite i criteri di assimilabilita delle fonti energetiche a quelle rinnovabili, mentre l’articolo 23 consente la libera circolazione dell’energia all’interne di consorzi e societa consortili.La legge 10, invece, stabilisce incentivi in conto capitale per la realizzazione degli impianti e all’articolo 1 definisce la cogenerazione come fonte rinnovabile considerandone l’uso di pubblico interesse e di pubblica utilita.L’operativita delle leggi 9 e 10 fu garantita grazie al prowedimento CIP n. 6 del 29/4/92 che fu il terzo di una serie di prowedimenti CIP sull’argomento e che fu necessario fare, in sostituzione dei due precedent^ per semplificare la materia ed arrivare a definite delle tariffe facilmente applicabili e sicuramente incentivanti nell’ottica di un migliore rapporto tra aziende elettriche e produttori terzi.Vista Vimportanza del CIP 6/92 nell’ambito della cogenerazione e’ bene qui ricordare i suoi punti principalsIl prowedimento distingue gli impianti di produzione elettrica, in tre classi:

a) alimentati da fonti rinnovabili;b) alimentati da fonti assimilate a quelle rinnovabili;c) alimentati da fonti conventional!.

e stabilisce che 1’energia prodotta da quest! impianti pud essere ceduta alia rete nei limit! della pianificazione energetica nazionale.Per quelli della classe “b” introduce il criterio di assimilabilita utilizzando un indice energetico (Ien) che deve essere maggiore o almeno uguale a 0,51.Viene fissato il prezzo di cessione alia rete per la nuova produzione in funzione del tipo di impianto, della disponibilita a cedere tutta o in parte 1’energia prodotta, delle fasce orarie di produzione secondo dei valor! che vengono aggiomati di anno in anno.Per gli impianti utilizzanti fonti rinnovabili o assimilate i prezzi suddetti includono, inoltre, un contribute in conto esercizio per i prim! otto anni di funzionamento in altemativa al contribute in conto capitale previsto dalla legge 10/91.

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Nella Tabella successiva sono riportati i prezzi di cessione dell’energia elettrica alia rete, cosiddetti “di cessione in acconto 1996”, che saranno modificati per diventare i prezzi finali 1996 sulla base della variazione dell'indice 1ST AT per i costi evitati di esercizio, manutenzione e spese generali degli impianti, mentre il costo evitato del combustibile viene aggiomato in base alia variazione del prezzo del metano.Con riferimento agli indirizzi di incentivazione delle diverse tipologie di impianto ai quali si e precedentemente accennato, la Tabella indica in termini quantitativi il diverse grado di incentivazione e pertanto il diverse valore dei prezzi di cessione che vengono riconosciuti ai vari tipi di impianto sia quando viene messa a disposizione l’intera potenza o una quota prefissata di essa sia quando vengono cedute le eccedenze di produzione. In quest'ultimo caso il prezzo di cessione tiene conto del grado di regolarita delle suddette eccedenze riconoscendo una quota aggiuntiva.Il CIP 6/92 regolamenta anche il vettoriamento e lo scambio. In particolare per il vettoriamento vengono fissati i pedaggi e le perdite e per lo scambio i coefficienti di equiparazione del valore dell’energia in funzione delle diverse fasce orarie di consegna e riconsegna al produttore e della distanza tra i punti di consegna e riconsegna.Inline a completamento del quadro normative e' necessario parlare della Convenzione, prevista dall’articolo 22 della Legge 9/91 e sancita dal Decreto Ministeriale del 25/9/92, che deve essere stipulata tra l’ENEL e un produttore indipendente per la cessione, lo scambio, il vettoriamento e la produzione per conto dell’ENEL, dell’energia elettrica prodotta dagli impianti che utilizzano fonti rinnovabili o assimilate al fine di accedere ai prezzi di cessione pubblicati nella tabella precedente.Nel Decreto del Ministero dell'Industria sono previste quattro categoric di impianti, ma quelle che interessano la cogenerazione sono due la “A” e la “D”. In particolare la “A” si rivolge ad impianti che utilizzano fonti rinnovabili propriamente dette ed impianti alimentati da fonti assimilate con potenza elettrica fino a 10.000 kW, la “D” ai medesimi pero’ oltre 10.000 kW.L’accettazione della nuova produzione da parte dell'ENEL dipende dalla necessita che quest’ultimo intravede nella sua pianificazione secondo le seguenti priorita:

1. tipologia della fonte utilizzata e dei valori di rendimenti attesi dai nuovi impianti (indice Ien),2. localizzazione delle iniziative in rapporto sia alle necessita’ di copertura dei fabbisogni del

territorio, sia alia struttura ed alle esigenze di esercizio del sistema di trasporto esistente.

Per effettuare la scelta e predisposta una graduatoria secondo le priorita suddette. Graduatoria che deve tenere conto di tutte le proposte di nuovi impianti di produzione destinati ad immettere energia nella rete pubblica ivi inclusi quelli dell’ENEL e delle altre imprese produttrici/distributrici.

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PREZZIDI CESSIONS IN ACCONTO 1996.NUOVA PRODUZIONE DA IMPIANTIALIMENTATI DA FONTIRINNOVABILIE ASSIMILATE.

Fonte: Cassa Conguaglio Settore Elettrico, 1996.

Tipi di impianto A) Impianti che mettono a disposizione 1’intera potenza o una quota di potenza prefissata

B) Impianti che cedono le eccedenze di produzione

ore piene ore vuote ore piene ore vuoteA) Impianti idroelettrici a bacino; ad acqua fluente oltre 3 MW

274,3 47,9prezzo base: 232,9 regolarita: 41,4xR 47,9

B) Impianti ad acqua fluente fino a 3 MW

144,1 144,1 prezzo base: 166,8 regolarita: 41,4xR 47,9

C) Impianti eolici e geotermici 183,7 183,7 prezzo base: 232,9 regolarita: 41,4xR 47,9

D) Impianti fotovoltaici, a biomassa, a RSU nonche, previo accertamento, impianti equiparati


E) Impianti che utilizzano combustibili di processo o residui o recuperi di energia


F) Impianti che utilizzano combustibili fossili con: idrocarburi:Ien: 0,51 - fino a 0,6Ien oltre 0,6

carbone:Ien oltre 0,51

150.3166.3

124,8

47,9

124,8

prezzo base:

0,51 -0,6= 108,9oltre 0,6 = 124,6 regolarita: 41,4 x R oltre 0,51 = 136,7 regolarita: 41,4 x R

47,9

47,9

G) Impianti idroelettrici potenziati

196,1 47,9 prezzo base: 154,7 regolarita: 41,4xR 47,9

• valori espressi in Lit/kWh

• R = Coefficiente di regolarita = 1 - K (Ss/Ep) dove:

Ke pari a 0,550;Ss rappresenta la sommatoria dei valori assoluti degli scarti, positivi e negativi, tra Venergia ceduta in ore piene in ciascun mese e la media mensile su base annua della cessione in tali ore;Ep rappresenta la cessione di energia annua in ore piene.

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3. LA COGENERAZIONE IN ITALIA NEL SETTOREINDUSTRIALE

Sulla base di dati UN APACE la produzione di energia elettrica e energia termica, in Italia nel 1995, da impianti di cogenerazione nel settore industriale e’ stata di 27923,2 GWh, cosi suddivisa in funzione del tipo di impianto:

Tipo di impianto Energia elettrica

(GWh)

Distribuzione

energia elettrica

(%)

Galore

(TJ)

a vapore a

contropressione

6641,7 23,74 31667,3

a vapore a condens. e

spill.

9648,1 34,49 87835,5

a combust, interna 327,1 1,17 1631,6

con turbina a gas 3650,1 13,05 21103,1

a ciclo combinato

gas/vapore

7706,2 27,55 54038,7

TOTALE 27973,2 100,00 196276,2

Nella Tabella successiva e riportata, dalla medesima fonte, la potenza nominale e la produzione di energia elettrica di impianti con turbina a gas a ciclo semplice e a ciclo combinato operanti nel settore industriale negli anni che vanno dal 1991 al 1995.

ANNO Potenza installata (MW) Energia Elettrica prodotta (GWh)

1991 490 2114

1992 936 3170

1993 1439 6209

1994 1595 9427

1995 1736 11356

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Dalla prima delle Tabelle precedent! si pud vedere che gli impianti con turbina a gas a ciclo semplice e quelli a ciclo combinato rappresentano, rispetto all’intera produzione di energia elettrica da cogenerazione, una quota pari a circa il 40%; dalla seconda tabella, invece, si pud constatare Pincremento di potenza installata e di energia elettrica prodotta da quest! impianti negli anni considerati.Un elenco di impianti di cogenerazione con turbina a gas a ciclo semplice e a ciclo combinato con potenza unitaria minore di 30.000 kW, present! in Italia al 31/12/94 in tutti i settori con esclusione degli impianti ENEL, e riportato nella tabella di cui alPallegato A. L’elenco e ordinato per ordine di entrata in servizio.I dati provengono per la maggior parte da fonte UN APACE, integral! con quelli provenienti da altre fonti. Vista la diversa origine dei dati ed in mancanza di un elenco emesso da fonte ufficiale, non si ha la certezza che P elenco sia complete, ma sicuramente include la maggior parte degli impianti esistenti nel campo considerate.Nell’elenco sono riportati 112 gruppi per un totale di 712 MW di potenza installata.

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4. OBIETTIVI DELL’INDAGINE E SUOICRITERI

L’indagine si propone, basandosi sulla situazione esistente, di migliorare le conoscenze sui dati di esercizio e funzionamento degli impianti di cogenerazione con turbina a gas presenti sul territorio nazionale con lo scopo di avere valutazioni sui criteri di scelta adottati, sulle prestazioni energetiche e sull’affidabilita degli impianti. Essa, come detto nella premessa, e rivolta a impianti con turbine a gas, sia a ciclo semplice che combinato, con potenza elettrica unitaria inferiore a 30.000 kW.

4.1 L’INDAGINE A CAMPIONS E LA SCELTA DELLE CLASSI

Nella impossibility di eseguire, con le risorse disponibili, un’indagine completa e dettagliata su tutti gli impianti di cogenerazione con turbina a gas operand in Italia al 31/12/94 si e’ deciso di procedere con indagine a campione.Per la scelta del campione ci si e’ preoccupati di dividere la globalita degli impianti in classi omogenee, quindi definire il numero significative degli impianti da visitare ed infine passare alia loro scelta con criteri puramente casuali come spiegato di seguito.L’indagine parte dalla situazione degli impianti con potenza inferiore a 30.000 kW esistenti alia data del 31/12/94 cosi come riportati nella tabella di cui all’allegato A.II numero dei turbogas censiti e' di 112 unita distribuiti su 88 stabilimenti (e evidente che in uno stesso impianto possono esserci piu turbogas) per una potenza installata di 712.230 kW che corrisponde alia meta circa della potenza totale installata in Italia per questo tipo di impianti. Nell’indagine sono stati inclusi anche i cicli combinati.1112 turbogas (in seguito chiamati anche gruppi) sono stati suddivisi in 4 classi omogenee in funzione della potenza e con un massimo di 30.000 kW.In particolare:

fino a 1500 kW tra 1501 e 5000 kW tra 5001 e 15000 kW tra 15001 e 30000 kW

Ognuna delle quattro classi suddette e' stata a sua volta suddivisa in due, in funzione dell'anno di entrata in servizio dell’impianto, distinguendo tra prima del 1990 (compreso) e dal 1991 in poi. Questa data di separazione e dovuta al fatto che nel 1991 hanno cominciato ad essere commercializzate in Italia macchine di nuova concezione con alta affidabilita, elevati rendimenti e costi ridotti.Si sono cosi' ottenute 8 classi contenenti ognuna il seguente numero di turbogas:

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fino al 1990 dal 1991 in poi

sotto i 1500 kW 15 23

1500- 5000 kW 6 35

5001 - 15000 kW 11 8

15001 - 30000 kW 8 6

TOTALS 40 72

Dall’esame della Tabella precedente si evince che il 63 % dei turbogas e’ state installato dal 1991 in poi, mentre il 37 % e’ relative a prima del 1990. Se si pensa che questo ultimo gruppo copre circa trenta anni di tempo ed il secondo solo quattro, si pud vedere confermato nel campo delle turbine a gas quanto si e’ detto in premessa circa il trend positive che si e avuto negli ultimi anni a causa delle variazioni tariffarie e delle modifiche normative da una parte ed il miglioramento della tecnologia dall’altra.

4.2 IL CAMPIONAMENTO NELLE SINGOLE CLASSI

Per ogni classe individuata come sopra si e’ proceduto alia costituzione di un campione casuale composto da circa il 30 % dei turbogas present! in essa per arrivare, per i gruppi meno numerosi, al 50 % al fine di avere una maggiore significativita del campione.Il numero dei turbogas individuati per ogni classe, e riportato nella seguente Tabella.


sotto i 1500 kW 5 8

1501 -5000 kW 3 12

5001 - 15000 kW 5 4

15001 - 30000 kW 4 3

TOTALS 17 27

Una volta formate le class! omogenee sono stati individuati i turbogas da indagare scegliendoli, in maniera del tutto casuale, mediante sorteggio.Il risultato del sorteggio e riportato nella successiva tabella dove, per motivi di riservatezza, gli impianti sono rappresentati con un numero di identificazione che owiamente non segue l’ordine riportato in tabella di cui all’Allegato A.L’eventuale differenza tra il numero dei turbogas della tabella successiva e quello della tabella precedente e dovuto al fatto che in alcuni casi un impianto e costituito da piu turbogas.

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fino al 1990 dal 1991 inpoi

sotto i 1500 kW 13,22,71,73,75 1,12,30,31,40,86,102

1501 - 5000 kW 24 10,21,29,43,45,54,56,59,83,

89 92,98

5001 - 15000 kW 19,66,67 14,93

15001 - 30000 kW 20,68,70 51,94

4.3 LA RACCOLTA DEI DATI

La raccolta dei dati ha avuto luogo attraverso la elaborazione e compilazione di un Questionario che e servito per la effettuazione di sopralluoghi e visile tecniche da parte di esperti dei Centri di Consulenza Energetica Integrata dell’ENEA.I sopralluoghi e le visile tecniche sono state effettuate attraverso contatti e accordi presi con i responsabili degli impianti di cogenerazione.Una sintesi degli elementi costitutivi del questionario e riportata nell’Allegato B.H questionario e molto ampio poiche aveva lo scopo di raccogliere dati di impianti di diverse grandezze da qualche centinaio di kilowatt a qualche decina di megawatt. Esso pertanto e stato gestito e somministrato dagli esperti dell’ENEA in maniera opportuna a seconda delle diverse situazioni e delle diverse disponibilita di dati.

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5. GRANDEZZE ED INDICIUTILIZZATINELLO STUDIO

Nei dati che saranno presentati nel paragrafo successive sono utilizzate delle grandezze e degli indici, calcolati sulla base dei valori dichiarati dagli autoproduttori, che servono a dare un giudizio sia pure sommario sulla qualita tecnica del gruppo, la bonta di gestione, la conformita alia normativa esistente in campo energetico ed infine a confrontare gli impianti tra di loro.

Di seguito si riporta il significato di ognuna di queste grandezze o come e’ stata ricavata.

Ore di funzionamento totali. Sono le ore di funzionamento effettivo del turbogas dal regolare esercizio fino al momento della presente indagine.

Ore funzionamento ultimo anno. Sono le ore di funzionamento effettivo del turbogas nei dodici mesi precedent! 1’indagine.

Potenza elettrica media utile. E’ stata ottenuta come rapporto tra la somma dell’energia elettrica utile prodotta dalla turbina a gas e da quella a vapore, se presente, ed il numero di ore di funzionamento con riferimento all’ultimo anno.

Rendimento elettrico medio. E’ stato ottenuto come il rapporto tra la potenza elettrica media utile e la potenza media immessa.

Rendimento globale medio. E’ il rapporto tra la somma delle potenze medie rese all’utenza e la potenza media immessa.

Rapporto medio elettricita calore. E’ il rapporto tra l’energia elettrica prodotta e l’energia termica recuperata nell’anno.

Ien. Indice energetico definite dal Prowedimento CIP n. 6/92.

Ien = Ee/Ec + ((l/0.9)(Et/Ec)) - a

Dove

a = ((1/0.51-1)(0.51 - Ee/Ec))

Dove:

Ee = Energia elettrica prodotta annualmente dall’impianto, al netto dell’energia assorbita dagli ausiliari;

Et = Energia termica utile prodotta annualmente dall’impianto;

Ec - Energia immessa annualmente nell’impianto attraverso i combustibili fossili commercial!.

Risparmio energetico (espresso in TEP/anno). E’ stato calcolato secondo il DM 7/5/92 con la seguente espressione:

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RE = 0.064*Ee + 0.0282*Et - 0.024*Ec

Dove i termini Ee, Et e Ec sono stati gia definiti a proposito dello Ien.

Quota termica da cogenerazione. E’ il rapporto tra Fenergia termica cogenerata e Fenergia termica totale necessaria alFazienda.

Costo medio della manutenzione (espresso in Lit/kWh). E’ stato calcolato secondo la seguente formula:

Cm = (Cmp + Cmc)/Ee + Crv/Eet

dove:

Cm = Costo medio della manutenzione espresso in Lit/kWh.Cmp = Costo ultimo anno della manutenzione programmata.Cmc = Costo ultimo anno della manutenzione non programmata.Crv = Costo della revisione generale.Ee = Energia elettrica prodotta dal turbogas nelle ore di funzionamento ultimo anno.Eet = Energia elettrica prodotta dal turbogas nelle ore di funzionamento totali.

Numero ore medio per la revisione generale. E’ stato calcolato come il rapporto tra il numero totale di ore di funzionamento e il numero di revisioni generali effettuate.

Affidabilita. E’ stata calcolata come il rapporto tra la differenza tra le ore di funzionamento e quelle di manutenzione non programmata relative al periodo considerate e le ore di funzionamento relative al periodo considerate.

A = (he-hmc)/he

dove:he sono le ore di funzionamento,hmc sono le ore di manutenzione non programmata.

Disponibilita. E’ stata calcolata come il rapporto tra la differenza tra le ore di funzionamento e le ore di manutenzione programmata e non programmata relative al periodo considerate e le ore di funzionamento relative al periodo considerate.

D = (he-(hm+hmc))/he

dove:hm sono le ore di manutenzione programmata.

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6. DATIRACCOLTI DURANTE LTNDAGINE

Con riferimento all’elenco degli impianti scelti con sorteggio riportati nel paragrafo 5.3 quelli che e stato possibile visitare sono i seguenti:


sotto i 1500 kW 13,22,71,75 1,12,30,31,40,86,102

1501 - 5000 kW 24 10,21,29,45,54,56,59,89,92,98

5001 - 15000 kW 19,66,67 14,93

15001 - 30000 kW 20,68,70 51,94

Come si pud vedere e stato possibile visitare trentadue impianti su trentacinque per un totale di quarantaquattro turbogas su quarantasette individuati.Tre impianti sono risultati irreperibili.A parte questi tre impianti appena citati, tutte le aziende contattate sono state disponibili ad accettare una visita e a fomire i dati richiesti dal questionario. I dati sono stati raccolti verbalmente.Nella maggior parte dei casi le informazioni ottenute durante le visite alle aziende sono state sufficienti e non hanno comportato ulteriori contatti, in altri casi invece ci sono stati ulteriori scambi telefonici di informazione per dati non congruenti o non disponibili al momento della visita.Per quanto riguarda il reperimento dati c’e da osservare che non tutte le aziende avevano a disposizione un report di impianto o un software di registrazione dati da consultare per ottenere le informazioni richieste in tempo reale, infatti in alcuni casi, i dati anche i piu comuni, sono stati ricercati, non senza difficolta, negli archivi della contabilita aziendale.Le informazione principal relative a ciascuno dei 44 turbogas raccolte durante la visita sono state inserite in un foglio dati ed quindi elaborate.E’ doveroso dire che i dati comunicati dalle aziende sono stati verificati solo dal punto di vista della congruenza tra di loro, ma non e stata fatta, ne era questa la sede, una verifica su document! ufficiali di produzione, ne sui rapport! dei fomitori delle macchine e/o di assistenza.Nel caso di piu turbogas present! nello stesso impianto, si e considerata la situazione globalmente, se le vicende tecnologiche dei diversi gruppi non hanno mostrato differenze significative oppure, in caso contrario, i gruppi sono stati esaminati separatamente come se fossero relativi a impianti different!.

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7. ELABORAZIONE DEI DATIRACCOLTI

II presente capitolo riporta le elaborazioni dei dati raccolti durante le visite.

7.1 RIPARTIZIONE PER SETTORE DIUTILIZZO

La Tabella sottostante riporta il numero dei turbogas visitati, suddiviso per settore merceologico. Come e possibile vedere, i quarantaquattro gruppi coprono un’ampia gamma di settori che vanno dall’ospedaliero al petrolchimico. E’ interessante notare che nonostante il campione sia stato costruito in maniera casuale esso rispecchia molto da vicino la distribuzione effettiva degli impianti nei vari settori.

SETTORE QUANTITA’

Alimentare 1

Cartario 8

Ceramico 3

Chimico 4

Elettronica 3

T eleriscaldamento 3

Laterizi 1

Ospedaliero 1

Petrolchimico 8

Plastica 3

Tessile 7

Vetro 2

7.2 STATO DI ESERCIZIO

Di seguito e riportata la situazione sullo stato di esercizio dei turbogas in modo tale da avere subito una panoramica sulla funzionalita del nostro campione.

18

Numero turbogas %

Funzionanti 30 68

Mai entrati in esercizio oppure fermati poco dopo 8 18

Esaurita la vita fisica 6 14

Dei quarantaquattro turbogas visitati, quattordici non sono fimzionanti. Di questi, sei hanno esaurito la loro vita fisica e sono owiamente tutti antecedent! il 1991, otto, invece, non sono mai entrati in esercizio oppure sono stati fermati poco tempo dopo il loro awiamento. Di questi otto, due sono anterior! al 1991 e sei posteriori, corrispondenti ad una percentuale del campione rispettivamente del 12 e del 21 per cento.La Tabella seguente riporta le motivazioni del mancato esercizio in ordine di anno di installazione (si ricorda che ad ogni impianto possano corrispondere piu turbogas).

Identificazione Potenza

kW

Anno di

installazione

Motivo del mancato

esercizio

19 9.500 1962 Esaurita la vita fisica.




71 820 1982 Venduto e sostituito dopo quattro anni perche

inadeguato.

13 1.000 1990 Problem! tecnici.

14 19.200 1991 Problem! di messa a punto

10 11.500 1992 Carenze progettuali sul circuito vapore e problem!

di rumorosita.

102 1.125 1992 Mancanza di autorizzazioni per il regolare esercizio.

Dal momento che, per questi impianti non piu fimzionanti, non e stato possibile avere le informazioni necessarie per 1’indagine, d’ora in poi non si fara piu riferimento ad essi se non espressamente indicate. Per tale motivo i turbogas analizzati diventano trenta.

19

7.3 STUDIO DI FATTIBBLITA’

La seguente Tabella riporta il numero dei turbogas per cui e stato fatto lo studio di fattibilita.

sr 22NO 5Dato non disponibile 3

Quest! dati dimostrano come, per questo tipo di impianti, lo studio di fattibilita costituisca quasi sempre una tappa obbligata prima del progetto esecutivo.Di seguito si riporta per i ventidue gruppi per i quali e stato fatto lo studio chi ne e l’esecutore.

Esecutore Numero turbogas

Azienda 6

Consulente 1

Fomitore impianto 11

Dato non disponibile 4

Lo studio e stato effettuato per la maggior parte dei casi dal fomitore dell’impianto il quale probabilmente lo effettua gratuitamente in quanto all’intemo di opportuni programmi promozionali.Questa scelta da parte dell’azienda e sicuramente dettata dalla volonta di limitare le spese a monte della realizzazione e cioe durante la fase decisionale ove ancora non e stata accertata la convenienza della realizzazione.Come conseguenza deriva che l’impianto viene per lo piu dimensionato sulle taglie commercializzate dal fomitore piuttosto che su quelle piu convenienti all’azienda.Infatti degli undici gruppi per i quali lo studio e stato effettuato dal fomitore, solo per tre si pud ipotizzare una scelta ottimale della taglia in quanto tutto il fabbisogno termico e soddisfatto e l’energia elettrica e interamente consumata. Per i restanti otto gruppi, a ffonte di un totale autoconsumo di energia elettrica e presente una copertura parziale del fabbisogno termico che va dal 40 al 75% delle necessita aziendali.

7.4 PROGETTO ESECUTIVO

Nella Tabella successiva e riportato il numero di impianti per i quali e stato realizzato il progetto esecutivo.

20

SI’ 27NO 0Dato non disponibile 3

I risultati di cui sopra evidenziano che il progetto esecutivo e una fase alia quale non si pud rinunciare.

7.5 TEMPI DI REALIZZAZIONE

La distribuzione percentuale degli impianti in fimzione del tempo di realizzazione, inteso come il tempo che intercorre tra la data deH’ordine e quella di primo awiamento, e la seguente:

Tempo di realizzazione in anni %

0-1 21

1-1,5 45

1,5-2 14

oltre 2 10

Dato non disponibile 10

Il tempo medio di realizzazione di un impianto e’ compreso tra 1 e 1,5 anni con punte minime di 0,7 e massime di 2,5 anni. Inoltre nella quasi totalita dei casi la data di regolare esercizio si discosta dalla data di primo awiamento di circa due mesi.Non e stato, invece, possibile raccogliere dati formalizzati sui tempi richiesti per le autorizzazioni ed il loro sovrapporsi a quelli di realizzazione in quanto le informazioni, nella maggior parte dei casi, sono state fomite dai responsabili d’impianto e non dalle strutture aziendali che avevano seguito gli aspetti iniziali dell’iniziativa.

7.6 ORE DI FUNZIONAMENTO E DI MANUTENZIONE

Questo paragrafo intende riportare nella maniera piu completa possibile una panoramica sulle ore di fiinzionamento e manutenzione relative all’ultimo anno e all’intera vita del gruppo.Si e intesa la necessita di approfondire questo aspetto poiche da esso dipende fortemente la redditivita dell ’ investimento, inoltre dall’esame delle ore di manutenzione possono scaturire indicazioni relativamente alia maturita di questa tecnologia almeno per quanto riguarda il sistema di fornitura di queste macchine in Italia.Per semplificare l’indagine ci si e riferiti unicamente alle voci manutenzione programmata e manutenzione non programmata intendendo la prima quella che viene effettuata secondo un

21

programma definite dal costruttore in funzione del carico di lavoro della macchina e la seconda invece quella che viene praticata al presentarsi di un guasto non prevedibile.Con revisione generale si intende, invece, quella operazione che riporta la macchina a zero ore di funzionamento.Successivamente e riportato il riepilogo di tutti i dati relativi alle ore di funzionamento e manutenzione suddivise per classe di potenza dei soli impianti che erano operativi alia data della visita.

22

RIEPILOGO ORE DI FUNZIONAMENTO E MANUTENZIONE DEGLIIMPIANTIESAMINATI

Impianto Ore anno Ore Ore Ore manut. Ore manut. Ore manut. Ore manut. % ore % ore manut. disponibil. affidabilitaattivitA funzionam. funzionam. totali ultimo anno program. correttiva manut. su su ore ultimolavorat. total! ultimo anno ultimo anno ultimo anno ore totali anno

Classe di potenza da 0 a 1500 kW*22 3.840 26.000 3.500 250 48 42 6 1% 1% 0,99 1,00*75 8.400 52.386 7.020 nd nd nd nd nd nd nd nd

1 5.880 17.763 3.800 4.700 2.000 500 1.500 26% 53% 0,47 0,6112 8 568 22.500 7.750 nd 400 375 25 nd 5% 0,95 1,0030 8.760 nd 7.695 nd 814 800 14 nd 11% 0,89 1,0031 8.751 23.300 6.591 7.000 130 120 10 30% 2% 0,98 1,0040 8.232 31.000 7.755 615 152 144 8 2% 2% 0,98 1,0086 6 389 32.300 5.800 480 36 0 36 1% 1% 0,99 0,99

Classe di potenza da 1501 a 5000 kW*24 8.760 54.000 8.200 nd 240 120 120 nd 3% 0,97 0,99

21 8.232 26.000 7.850 nd 320 180 140 nd 4% 0,96 0,9829 8.232 24.079 8.000 350 100 100 - 1% 1% 0,99 1,0045 8 232 24.827 8.146 nd 179 144 35 nd 2% 0,98 1,0054 7.992 9.400 7.800 2.234 958 768 190 24% 12% 0,88 0,9856 8.760 22.830 7.800 1.500 300 170 130 7% 4% 0,96 0,9859 8.760 41.400 8.040 nd 82 72 10 nd 1% 0,99 1,0089 7.992 30.000 7.800 4.379 1.028 768 260 15% 13% 0,87 0,9792 8.232 19.234 4.300 3.000 100 60 40 16% 2% 0,98 0,9998 7.448 21.156 7.400 nd 356 336 20 nd 5% 0,95 1,00

Classe di potenza da 5001 a 15000 kW93 8.760 34.301 7.701 3 699 1.059 672 387 11% 14% 0,86 0,95

Classe di potenza da 15001 a 30000 kW*20/1 8.760 49.000 8.605 nd 152 134 18 nd 2% 0,98 1,00*20/2 8.760 49.000 8.342 nd 417 408 9 nd 5% 0,95 1,00

*70 1.655 19.044 1.655 3.901 201 168 33 20% 12% 0,88 0,9851 8.760 29.260 6.940 10.820 1.817 1.480 337 37% 26% 0,74 0,9594 8.232 24.000 7.000 1.450 710 610 100 6% 10% 0,90 0,99

(*) Impianti prima del '90

7.6.1 Ore anno attivita lavorativa

Nella Tabella successiva e riportato il numero e la percentuale dei gruppi in funzione del numero di ore anno di lavorazione dell’azienda.

Ore anno di lavorazione Numero turbogas %

meno di 2000 1 3

2001 - 6000 2 7

6001 - 8000 10 33

oltre 8000 17 57

Come era atteso, gli implant! di cogenerazione, per ragioni economiche, sono stati realizzati nella maggior parte dei casi in aziende a ciclo continue ove la possibility di ammortamento dell’investimento in tempi accettabili e piu alta.Gli alti cost! di investimento tagliano fuori questa tipologia di impianto in tutti quei casi in cui le lavorazioni awengono su un tumo unico anche se dal punto di vista tecnologico nulla vieta di procedere alPaccensione ed alio spegnimento giomaliero delle turbine tranne il fatto che queste continue operazioni influenzano i costi di manutenzione peggiorando ancora di piu i ritomi economic!.

7.6.2 Ore funzionamento totali

Di seguito e riportato il numero e la percentuale dei turbogas in funzione delle ore di funzionamento totali.

Ore Numero turbogas %

meno di 10000 2(*) 7

10001 - 20000 3 10

20001 - 30000 13 43

oltre 30000 12 40

(*) da questi sono esclusi i turbogas mai entrati in esercizio o fermati poco dopo Pawiamento.

Dall’esame delle ore di funzionamento totali si pud riscontrare, ipotizzando una vita media di circa centoventimila ore, che il campione sta al di sotto del 50% della sua vita. Questo dato era nelle prevision! se si pensa che la maggior parte degli implant! e relativa al periodo dopo il 1990 ed invece mold di quell! esaminati antecedentemente tale data sono stati dismessi per esaurimento della vita fisica.

24

7.6.3 Ore di funzionamento ultimo anno

Nella Tabella seguente e riportato il numero e la percentuale del turbogas in fianzione del numero di ore di funzionamento deirultimo anno.

Ore di funzionamento annuo Numero turbogas %

0 - 2000 1 3

2000 - 4000 2 7

4000 - 6000 2 7

6000 - 8000 17 56

oltre 8000 8 27

I turbogas vengono utilizzati nella maggior parte del casi per un numero di ore pari a quello di attivita dell’azienda che normalmente sono oltre le seimila ore anno.Questa scelta indica, quindi, una scelta ad operare anche nelle ore vuote ove il costo dell’energia elettrica da rete e molto basso e attesta l’utilizzo dell’energia termica prodotta in cogenerazione nei process! produttivi come anche indicate dai valori dell’indice energetico che saranno presentati in seguito.L’alto numero di ore per quest! impianti, realizzati per la maggior parte prima dell’entrata in vigore del CIP 6/92, indica, inoltre che molt! di quest! vengono utilizzati anche adeguando la potenza al carico (vedi Tabella paragrafo 7.13).

7.6.4 Ore di manutenzione

Uno degli obiettivi dell’indagine consiste nell’individuare l’incidenza delle ore di manutenzione sulle ore di funzionamento riferite sia all’ultimo anno sia all’inter a vita dell’impianto.Le ore di manutenzione si riferiscono alia manutenzione programmata e alia manutenzione non programmata.Raccogliere questo dato non e stato semplice in quanto il sistema di registrazione delle ore varia da azienda ad azienda. In particolare e’e chi considera solo il tempo di intervento, chi quello di fermo macchina, chi non lo computa se awiene durante le fermate di impianto. Nel presente lavoro si e cercato di omogeneizzare i valori ottenuti durante le interviste per avere dati confrontabili tra loro.Inoltre, dal momento che molte aziende non hanno potuto comunicare le ore di manutenzione total! si sono prese in considerazione solo quelle dell’ultimo anno.Nella Tabella seguente e riportata per gli impianti visitati la percentuale di ore dedicate alia manutenzione nell’ultimo anno rispetto alle ore di funzionamento sempre dell’ultimo anno.

25

Incidenza della manutenzione (%) Numero turbogas %

0 -1 4 14

2-3 8 27

4-5 8 28

6-20 7 24

oltre 20 2 7

dato non disponibile 1 -

Nella maggior parte dei casi il tempo di manutenzione e compreso tra l’uno ed il cinque per cento delle ore di funzionamento; nei casi in cui il valore e molto pin alto le cause sono molteplici prima tra tutte l’effettuazione della revisione generale.

7.7 AFFIDABBLITA’

Con i dati a disposizione non e stato possibile effettuare un calcolo dell’affidabilita in maniera rigorosa, si e quindi proceduto ad un calcolo semplificato secondo la definizione data al paragrafo 5, che senza dubbio pud dare delle indicazioni sufficienti suU’argomento.Nella Tabella successiva e riportato il numero e la percentuale degli impianti in funzione dell’affidabilita intesa come rapporto tra la differenza tra le ore di funzionamento e quelle di manutenzione non programmata e le ore di funzionamento con riferimento air ultimo anno di esercizio (A = (he-hmc)/he).Si ricorda, comunque, che in questa tabella non compaiono gli impianti che non sono mai entrati in esercizio oppure sono stati fermati poco tempo dopo il loro awiamento.

Affidabilita Numero turbogas %

99 - 100 16 56

98-98,9 8 28

95-97,9 3 10

90 - 94,9 1 3

50-89,9 1 3


mai entrati in esercizio o fermati 8 -

poco dopo F awiamento

26

Oltre P80% degli impianti funzionanti ha un’affidabilita superiore al 98%, a dimostrazione della maturita raggiunta da questa tecnologia. Questo dato assume importanza rilevante poiche da parte degli utenti e, invece, diffusa la convinzione contraria in considerazione della minore familiarita che quest! hanno con le turbine a gas.

7.8 DISPONIBILITA’

Anche per la disponibilita vale quanto gia detto per l’affidabilita, quindi anche in questo caso si e proceduto con un calcolo semplificato secondo la formula riportata al paragrafo 5.11 calcolo e stato effettuato con riferimento ai dati relativi all’ultimo anno di esercizio.II grafico sottostante riporta i valor! calcolati.

Disponibilita degli impianti operand100,00%

80,00%

60,00%

40,00%

20,00%

0,00%

10000 100000

Potenza nominale (kW)

I medesimi dati in funzione del numero e della percentuale degli impianti sono riportati nella Tabella seguente. Anche in questo caso si ricorda che sono esclusi dall’esame gli impianti che non sono mai entrati in esercizio oppure sono stati fermati poco tempo dopo il loro awiamento.

Disponibilita Numero turbogas %

97 - 100%, 12 42

91-9694 8 28

81-9094 7 24

51-8094 1 3

0-5094 1 3


mai entrati in esercizio o fermati 8 -

poco dopo 1’awiamento

27

A1 contrario dell’affidabilita, la disponibilita non sembra sufficientemente elevata, infatti i valori sopra riportati (solo 11 42% e al di sopra del 97%) contrastano con gli indici ricavabili dalla letteratura.Senza poter dare una valutazione assoluta, questa circostanza sembra poter essere determinata dal seguenti fattori:• sono stati attribuiti, dalla persona intervistata, per gli interventi di manutenzione programmata

tempi pin lunghi di quell! effettivi• nell’anno considerate si e dovuta effettuare la revisione generate,• difficolta da parte del fornitori, data la dispersione delle tipologie di macchine vendute e la

novita della tecnologia, ad intervenire in tempi tecnicamente congruent! con una struttura commerciale a regime.

7.9 REVISIONE GENERALE

Le Tabelle successive riportano rispettivamente la situazione del gruppi che sono stati sottoposti a revisione generale ed il numero di impianti e la percentuale in funzione del numero di ore medio tra una revisione e Paltra.

Situazione revisione impianti operand Numero turbogas

Sottoposti a revisione 22

Mai sottoposti a revisione 8

Numero di ore Numero turbogas %

meno di 10000 5 26

10001 - 20000 6 32

20001 - 30000 4 21

oltre 30000 4 21

I dati contrastano con il valore generalmente indicate dai costruttori per la revisione generale che e posto intorno alle trentamila ore. Infatti, come si pud facilmente verificare dalla tabella, in molti casi la revisione generale e stata eseguita dope un numero di ore molto piu basso con forte aggravio dei costi di manutenzione.A maggior chiarimento e’e da dire che in questa analisi sono incluse anche le turbine sostituite dopo alcune migliaia di ore di lavoro perche difettose.

28

7.10 CHI EFFETTUA LA MANUTENZIONE

La manutenzione viene effettuata da:

Numero turbogas %

Azienda 4 13

Fornitore o Gestore terzo 21 70

Azienda/Fomitore 5 17

Tutti gli impianti in funzione fanno manutenzione programmata e vista Palta specializzazione, nella quasi totalita dei casi, essa e demandata al fomitore stesso o e realizzata sotto la sua sorveglianza.

7.11 COSTO MEDIO DI MANUTENZIONE

II costo medio della manutenzione programmata e non programmata (anno di riferimento 1995) per i van impianti e’ riportato in Figura 9. I valori variano tra 7 e 18 Lit/kWh con punte massime intorno alle 20 Lit/kWh. I casi riportati sono solo quelli in cui e stata gia effettuata la revisione generate che owiamente aumenta il costo medio, ma fomisce un valore molto piu vicino alia realta.La retta evidenziata sul grafico esprime l’interpolazione lineare dei valori riscontrati, essa varia da circa 12,5 Lit/kWh per gli impianti con potenza installata sotto i 5000 kW, a 10 Lit/kWh per quelli con potenza intorno ai 25000 kW.

Costo medio manutenzione

10000 15000 20000Potenza nominate (kW)

25000 30000

29

7.12 CONDUZIONE DEGLIIMPIANTI

Come si pud vedere dalla Tabella sottostante la conduzione in proprio (effettuata direttamente dalFazienda) e notevolmente preferita rispetto alia conduzione effettuata da terzi.

Conduzione impianti Numero turbogas %

Azienda 29 96

Gestore terzo 1. 4

Questa soluzione conferma un tipico atteggiamento delle aziende italiane di preclusione verso terzi che non sono direttamente coinvolti nella gestione dell’azienda.

7.13 UTILIZZO DELLE MACCHINE

Nella Tabella successiva e riportata la percentuale di utilizzo degli impianti dal punto di vista elettrico, calcolata come il rapporto tra la potenza media utile e quella di targa del turbogas (condizioni ISO) e della turbina a vapore se presente.Non sono state pertanto riportate, per le turbine a gas, eventual! correzioni dovute alia temperatura ed alia altitudine del sito, per cui i risultati ottenuti vanno interpretati come indicativi e non come assoluti.

Utilizzo (%) Numero turbogas %

Meno del 75% 2 7

76-85 9 30

86-95 12 40

96-100 7 23

7.14 QUOTA TERMICA DA COGENERAZIONE

Nella Tabella sottostante e riportata per i gruppi indagati la quota termica da cogenerazione in relazione ai fabbisogni intemi di calore.

30

Quota termica da cogenerazione Numero turbogas %

Meno del 50% 5 17

51-75% 8 27

76-95% 4 13

96 - 100% 13 43

Dalla Tabella soprastante risulta che solo circa il 40% degli impianti copre interamente o quasi il fabbisogno termico delle aziende. A tale proposito si pud osservare che, a parte eventuali discutibili scelte d’impianto di cui si e parlato a proposito dello studio di fattibilita, l’orientamento seguito dagli imprenditori, che per la maggior parte degli impianti indagati hanno operate prima del CIP 6/92, e stato quello di soddisfare la domanda elettrica ed integrare l’energia termica in quanto non era conveniente cedere elettricita alia rete.

7.15 RAPPORTO ENERGIA ELETTRICA/CALORE RECUPERATO

Di seguito si riportano i valori del rapporto energia elettrica /calore prodotti

Energia elettrica/calore Numero turbogas %

0,2 - 0,4 12 40

0,41 - 0,8 12 40

0,81 - 1,5 5 17

1,51-5 0 0

5,1 - 10 1 3

I valori individual nella maggior parte dei casi rientrano nell’intervallo previsto per questa tipologia di impianti che per le turbine a gas a ciclo semplice varia da 0,2 a 0,8 e per i cicli combinati e oltre lo 0,6.Sono comunque present! tre casi che hanno valori che si discostano da quelli indicati.Per due di essi (impianto con turbina a gas e turbina a vapore) il valore piu basso rispetto agli indici previsti si giustifica con la forte incidenza della postcombustione e della energia fomita dalla caldaia di integrazione per la produzione di vapore per la turbina.Per l’altro, un turbogas, Palto valore dell’indice dipende dal fatto che essendo un teleriscaldamento non ancora a regime per quanto riguarda l’allaccio utenze, l’energia termica utilizzata e molto minore del previsto.

31

7.16 RENDIMENTI

7.16.1 Rendimento elettrico medio dei turbogas a ciclo semplice

I rendimenti elettrici medi dei turbogas indagati sono riportati nel grafico sottostante.

10000 15000 20000 25000 30000

Potenza nominale (kW)

Dal grafico non si riscontra un aumento del rendimento medio all’aumentare della potenza della turbina come e’ normale che awenga, i valori, invece, sono sparsi in una fascia che va dal 18 al 30% con punte del 38%. La maggior parte dei gruppi ha comunque un rendimento in linea con i valori medi di questa tecnologia.

7.16.2 Rendimento elettrico medio di impianti con turbina a gas e turbina a vapore.

Nel campione individuate rientrano impianti che oltre la turbina a gas presentano una o piu turbine a vapore. In alcuni casi questi impianti non sono riconducibili a classic! impianti a ciclo combinato per la produzione di elettricita, per la presenza di caldaia con postcombustione e/o caldaia tradizionale ad integrazione come riportato nella tabella seguente.

32

ImpiantoRapporto

Potenza TG / Potenza TV

PresenzaPostcombust.

Presenza caldaia di

integrazione

Rend, elettr.

medio TG (%)

Rend elettr.

medio TG + TV (%)

24 0,82 si si 28 2320 5,00 si 22 2121 1,16 si 27 2929 1,46 si si 24 2259 2,61 23 3292 6,09 19 2498 9,38 28 3194 4,10 38 43

Nella Tabella sono riportati i rendimenti elettrici medi dei soli gruppi turbogas e quelli global! del turbogas piu turbina a vapore. Essi sono stati calcolati come rapporto tra l’energia elettrica netta prodotta neirultimo anno ed l’energia immessa, sempre nello stesso periodo, nella turbina a gas, nel postcombustore ed nella caldaia di integrazione, owiamente per la quota parte necessaria a produrre vapore utilizzato dalla turbina a vapore.Come si pud vedere dalla figura seguente i rendimenti variano dal 21 a un po’ piu del 30% con una punta del 43%. C’e da dire, perd, che questi rendimenti sono nella maggior parte frutto di scelte antecedent! al CIP 6/92.

10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000Potenza elettrica to tale nominate

(kW)

7.16.3 Rendimento globale

Dalla Figura 7.3 si puo’ vedere il rendimento globale (I principio) per i vari impianti. Esso varia dal 60 all’80% con punte minime di 40 (impianto non a regime) e massime del 95%.I valori molto elevati si sono riscontrati in stabilimenti con utilizzo del calore in essiccatoi.

33

100%

90%80%70%60%50%

10000 20000 30000 40000 50000 60000

Potenza elettrica nominale (kW)

7.17 INDICE ENERGETICO

I valori dell’indice energetico sono riportati nel grafico seguente.

10000 20000 30000 40000 50000 60000

Potenza Installata totale nominale (kW)

I valori dell’indice variano tra 0.4 e 0.8.L’indice e state calcolato anche per quegli impianti costruiti prima del 1992 cioe prima dell’entrata in vigore del CIP 6 per i quali corrispondono, in alcuni casi, i valori interior! alio 0,51.

34

7.18 VALUTAZIONE DEL RISPARMIO ENERGETICO CONSEGUITO

Inline si e calcolato il risparmio energetico conseguito secondo il DM 7/5/92 ed i valori ottenuti sono stati riportati nei due grafici seguenti, il primo riguardante gli impianti con potenza nominale elettrica minore di 5000 kW ed il secondo oltre 5000 kW.

Risparmio energetico annuo in impianti con potenza elettrica nominale minore di 5000 kW

UI 3000

1000 2000 3000 4000Potenza elettrica nominale (kW)

Risparmio energetico annuo in impianti con potenza elettrica nominale maggiore di 5.000 kW

vinnnn

3500030000 -°5000

m onnnn .

15000 -10000 •

* ............ ♦....n . ■, ♦,.

0 10000 20000 30000 40000 50000 60CPotenza elettrica nominale (kW)

300

Dai grafici si pud desumere che il valore del risparmio energetico conseguito varia linearmente al variare della potenza elettrica a parte alcune eccezioni, che al di sotto di 5000 kW sono rappresentate da impianti operand in aziende ceramiche o di produzione laterizi con utilizzo diretto dei gas di scarico e quindi valori elevati di risparmio, mentre oltre i 5000 kW si possono notare un impianto da circa 25000 kW che funziona poche ore anno e due impianti da 30000 kW che utilizzano combustibile di scarto tutti con bassi valori di risparmio.Nel secondo grafico non e stato riportato un valore negative relative ad un impianto la cui utenza non e ancora a regime.

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8 CONCLUSION! E RACCOMANDAZIONI

Gli impianti di cogenerazione sono impianti complessi per i quali la combinazione ottimale di diversi parametri tecnici, economici e gestionali concorre al loro successo. Non e facile, pertanto, ricavare indicazioni precise e valide in generale per tutte le situazioni e tipologie d’impianto. Tuttavia Findagine ha rivelato alcuni fondamentali elementi conoscitivi e diverse considerazioni e raccomandazioni che si ritengono utili per una migliore scelta e un piu adeguato utilizzo di questa tecnologia tra le imprese.

Tali elementi sono:

il tempo di realizzazione medio e tra 1 e 1,5 anni;

gli impianti vengono utilizzati nella maggior parte del casi per un numero di ore pari a quello di attivita dell’azienda;

e confermato che la cogenerazione e realizzata nella maggior parte dei casi in aziende a ciclo continuo, infatti circa il 60% delle aziende del campione considerate ha una attivita lavorativa di circa 8000 ore anno;

i dati sull’affidabilita sono abbastanza buoni in quanto oltre 80% degli impianti funzionanti ha un’affidabilita superiore al 98% a dimostrazione della maturita raggiunta da questa tecnologia;

al contrario dell’affidabilita, la disponibilita non sembra sufficientemente elevata, infatti i valori riscontrati (solo il 42% e al di sopra del 97%) contrastano con gli indici ricavabili dalla letteratura;

i dati relativi alia revisione generale non sono in linea con il valore generalmente indicato dai costruttori che e posto ogni trentamila ore; infatti, in molti casi la revisione generale e stata eseguita dopo un numero di ore molto piu basso con forte aggravio dei costi di manutenzione;

il tempo di manutenzione e compreso tra l’uno e il cinque per cento delle ore di funzionamento per circa il 70% dei turbogas indagati ed il costo di manutenzione riscontrato (anno 1995) varia da circa 12,5 Lit/kWh per gli impianti con potenza installata sotto i 5000 kW, a circa 10 Lit/kWh per quelli con potenza intorno ai 25000 kW.

Passando alle raccomandazioni, dall’indagine e risultato che:

10 studio di fattibilita va sempre effettuato ed e conveniente che l’esecutore di questo studio sia un tecnico “neutrale” anche se questo costituisce un costo per l’azienda;

11 fomitore della parte impiantistica collegata al macchinario deve avere delle esperienze e referenze significative onde evitare la realizzazione di impianti che non raggiungono condizioni di esercizio accettabili per cattive scelte progettuali;

la manutenzione e fondamentale in questo tipo di impianti in prime luogo per il macchinario. E’ pertanto di primaria importanza stipulare con il fomitore al momento dell’acquisto dei macchinari un contralto pluriennale con clausole trasparenti e costi

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certi. A tale proposito si rawisa 1'opportunity di studiare a livello nazionale o di Associazioni di categoria procedure e adeguati capitolati standard ai quali riferirsi;

i costi della manutenzione vanno valutati attentamente anche in fase di decisione iniziale in quanto sono tali da incidere sulla redditivita dell’investimento ;

ogni azienda dovrebbe dotarsi di un sistema di raccolta dei dati operativi di impianto, consultabile in tempo reale, per permettere una corretta gestione e effettuare a scadenze regolari una verifica della redditivita.

Gli Autori ritengono che dai risultati presentati e dagli elementi e raccomandazioni proposte si possono trarre da parte di tutti gli interessati valutazioni e azioni utili per un opportune sviluppo del settore. Gli Autori, pertanto, auspicano che si possano avere nel future ulteriori azioni e contributi su questa linea al fine di acquisire sempre maggiori informazioni per rendere piu matura e diffusa questa tecnologia in modo tale da portarla al raggiungimento di ulteriori benefici energetico-ambientali come negli auspici del Piano Energetico Nazionale del 1998 e delle successive azioni legislative e Ministeriali.

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ALLEGATO A

EMPIANTIDICOGENERAZIONE CON TURBINA A GAS IN ITALIA

ELENCO AL 31-12-1994

Fonte: UN APACE e AltriTurbina

Azienda Localita Prov. Anno n. Potenza Potenzainstal. unitaria totale

(kW) (kW)

AGP RAFFINAZIONE Sannazzaro Burgondi PV 1962 1 9500 9500SOCffiTA' ITALIANA VETRO San Salvo CH 1965 2 6400 12800ESSO ITALIANA Augusta SR 1967 2 13000 26000ESSO La Spezia SP 1968 2 7450 14900SARPOM San Martino Trecate NO 1972 1 7100 7100AEM MILANO Cassano MI 1974 1 23750 23750FIAT AUTO Mirafiori TO 1981 2 19500 39000ACEAROMA Roma RM 1982 1 24250 24250PANIGAL Calderara BO 1982 1 820 820GRES 2000 Ferrara FE 1983 1 600 600SNAM San Donato Milanese MI 1983 2 10440 20880LTS ALLUMINIO Belluno BL 1984 1 427 427PLAXDL Osoppo UD 1984 1 820 820FLEUR Ferrara FE 1985 1 608 608AZIENDA MUNICPALE Imola FO 1986 1 4300 4300CO .PRO.B. Ostellato FE 1987 2 880 1760ONDULATO IMOLESE Imola FO 1987 1 800 800DOSA CASSINO Cassino FR 1987 1 1000 1000SERVIZI OSPEDALIERI Calderara BO 1988 1 400 400BOSSI Cameri NO 1988 1 1050 1050CARTIERE DEL GARDA Riva del Garda TN 1988 3 3840 11520PANIGAL Calderara BO 1988 1 800 800COLORAMA Cassano Magnago VA 1989 1 1320 1320AGP RAFFINAZIONE Sannazzaro Burgondi PV 1989 2 25000 56000CLC Corte dei Frati CR 1990 1 1050 1050CARTIERA S. MARCO Porcari LU 1990 1 9500 9500CONS. ANSALDO ENERGIA Genova GE 1990 1 30000 30000AGP Milazzo ME 1990 1 25500 25500CERAMICA IMOLESE Imola BO 1990 1 1080 1080COGENERAZIONE '90 Marcianise CE 1990 2 3700 7400LATERIZIBRUNORI Bubano BO 1991 1 1080 1080BOSSO CARTE SPECIALI Math! Canavese TO 1991 2 3800 7600CARTIERA PPJNOLI Roccavione CN 1991 1 4300 4300EMELCERAMICA Solignano MO 1991 1 3880 3880IRIS CERAMICA Fiorano Modenese MO 1991 2 3880 7760META Fiorano Modenese MO 1991 1 3880 3880FBLATURA DI TRANI Trani BA 1991 1 4500 4500TEXPROTRE Pistoia PT 1991 1 4700 4700NUOVO PIGNONE Firenze FI 1991 1 5000 5000AGP PLAS Livorno FI 1991 1 26000 26000OSPEDALE BASSANO Bassano del Grappa VI 1991 3 500 1500THERMASTER Varese VA 1991 1 4500 4500DE.RO.MA Malo VI 1991 1 1080 1080C.C.C. Lucca LU 1991 1 3880 3880DELICARTA Lucca LU 1991 1 3880 3880REX ATOM Fiorano MO 1991 1 1080 1080

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TurbinaAzienda Localita Prov. Anno n. Potenza Potenza

instal. unitaria totale(kW) (kW)

PALCITRIC Calitri AV 1991 1 4370 4370AZIENDA MUNICIPALS Osimo AN 1991 1 5400 5400LIMONTA Costamasnaga CO 1992 2 1050 2100OSPEDALE S. RAFF ABLE Milano MI 1992 2 1050 2100CARTIERA DI FERRARA Ferrara FE 1992 2 1050 2100SICHENIA GRUPPO CERAM3CHE Sassuolo MO 1992 1 1130 1130CERAMICA CASAL. PAD ANA Casalgrande RE 1992 1 1130 1130REX CERAMICHE ARTISTICHE Fiorano Modenese MO 1992 1 1130 1130CARTIERA DEL MAGLIO Pontecchio Marconi BO 1992 1 1420 1420MIROGLIO TESSILE Govone CN 1992 1 1570 1570MAZZU CCHELLI 1843 Castiglione Olona VA 1992 1 3880 3880COVAL Vallemosso VC 1992 3 4050 12150RENODE MEDICI Marzabotto BO 1992 1 4370 4370CERAMICHE RAGNO Sassuolo MO 1992 1 3880 3880CERAMICHE ATLAS CONCORDE Modena MO 1992 1 3880 3880CERAMICA CASTELVETRO 3 Castelvetro MO 1992 1 3880 3880IT ONE TILE Frosinone FR 1992 1 3880 3880TEXTILE PRODUKTE Bergamo BG 1992 1 4500 4500CARROZZERIA BERTONE Torino TO 1992 1 5600 5600SNAM San Donato Milanese MI 1992 2 9600 19200AGIP RAFFINAZIONE Porto Marghera VE 1992 1 26900 26900AEM Cremona CR 1992 1 10000 10000AZIENDA MUNICIPALE Imola FO 1992 1 10000 10000A.G.S.M. Verona VE 1992 1 21000 21000VIDEOCOLOR Anagni FR 1992 3 4100 12300OSPEDALE MERANO Merano BZ 1992 1 1125 1125MONDO Diano d'Alba CN 1993 1 1050 1050ABBOTT Campoverde LT 1993 1 1100 1100NUOVA COLORTEX Treviso TV 1993 1 1150 1150DIBRA Milano MI 1993 1 4500 4500CARTITALIA Ferrara FE 1993 1 3880 3880RIWAL CERAMICHE Maranello MO 1993 1 7100 7100DELICARTA Porcari LU 1993 1 4800 4800EDISON Castel Massa RO 1993 2 21500 43000A.G.S.M. Verona VE 1993 1 13000 13000CARTIERA CASSINO Cassino FR 1993 2 4040 8080GRUPPO CERAMICHE RONDINE Spilamberto MO 1994 1 4040 4040TAMBOX C.C.C. Marlia LU 1994 1 3880 3880SEDAMYL Saluzzo CN 1994 1 4500 4500EDISON Spinetta Mar. AL 1994 1 21500 21500G. TOSI Varese VA nd 1 1050 1050FLORIM CERAMICHE Modena MO nd 1 1050 1050

TOTALS 112 712.230

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ALLEGATOB

PRINCIPAL! ELEMENTI DEL QUESTIONARIO DIINDAGINE

II Questionario e strutturato per gruppi di domande omogenee :

prime gruppo : dati di base dell’azienda quali, indirizzo, settore di appartenenza, orario di lavoro, etc.;

secondo gruppo : dati sulle macchine, tipo di funzionamento, uso del calore e caratteristiche del fluido termovettore;

terzo gruppo : dati sullo studio di fattibilita e sul progetto, tempi di realizzazione, difficolta incontrate;

quarto gruppo : orario di funzionamento dell’impianto, ore di funzionamento, energia elettrica e calore prodotti in totale e negli ultimi dodici mesi, combustibile utilizzato e sua quantita neirultimo anno, informazioni sull’eventuale energia di integrazione ;

quinto gruppo : dati sulla gestione dell’impianto ed in particolare sulla sua conduzione e sul personale impiegato per farlo ;

sesto gruppo : dati sulla manutenzione programmata e non ;

settimo gruppo : osservazioni e comment! da parte dell’utente.

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Analysis of gas turbine cogeneration plants in Italy ...

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