verticale

Microcogenerazione da biomasse con turbina a gas a combustione esterna

Una prima considerazione riguarda il componente più critico dell’impianto, che, come noto, è lo scambiatore di calore gas – gas ad elevata temperatura (HTHE): esso infatti, considerate le particolari condizioni di esercizio e la natura dei fluidi partecipanti allo scambio termico, richiede l’impiego di leghe speciali a base di nichel-cromo con costi specifici e di lavorazione molto elevati (circa 9 volte i costi relativi ad acciai inox termici), coprendo fino al 50 % dell’investimento iniziale. A causa di ciò per molti dei layout considerati, le migliori soluzioni energetiche non hanno raggiunto il valore minimo del TIR fissato al 5 %.

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La Termotecnica ottobre 2016

Pubblicato
da Alessia De Giosa




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Tecnica Cogenerazione & Economia LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2016 47 INTRODUZIONE E OBIETTIVI
L''impiego delle biomasse in microturbine a gas, per la generazione
distribuita di energia e la cogenerazione in piccola e micro scala (<
1 MWel), rappresenta un interessante contributo al raggiungimento
degli obiettivi della Direttiva UE 20-20-20 [1], considerando i benefici
in termini di sostenibilità della filiera e la semplificazione degli iter
autorizzativi di cui godono i piccoli impianti, attualmente però tale
tecnologia richiede ancora studi per ottimizzare il processo. Ricerche
riguardanti l''impiego di biocombustibili liquidi e gassosi in microturbi-
ne a combustione interna, incentrate sull''ottimizzazione delle camere
di combustione o sulla verifica delle criticità risultanti nello hot gas
path [2-10] in sistemi che integrano la trasformazione delle biomasse
in biofuels [11 - 13] hanno evidenziato la necessità di apparati speci-
fici per la depurazione dai contaminanti, eccessivamente costosi per
impieghi su piccola scala.
In questo lavoro si approfondisce invece l''alternativa offerta dall''uso di-
retto della biomassa solida in una microturbina a combustione esterna
EFGT (Externally Fired Gas Turbine), effettuando il confronto tra diversi
layout impiantistici, caratterizzati da diversi usi del calore residuale di
processo, attraverso un''analisi di ottimizzazione energetica ed econo-
mica, al fine di individuare la configurazione con migliori prestazioni.
Il ciclo EFGT è basato su un ciclo convenzionale Brayton-Joule in cui
il riscaldamento del fluido di lavoro in uscita dal compressore avviene
grazie ad uno scambiatore ad alta temperatura ed una fonte esterna: in
questo caso fumi di combustione di un generatore di calore a biomassa
[14]. Già noto dai primi anni ''30 per l''alimentazione a carbone di im-
pianti di piccola taglia (pochi MW), solo di recente è stato considerato
per applicazioni in mini e micro-cogenerazione [15]. Rispetto ai sistemi
a combustione interna, gli EFGT consentono di sfruttare combustibili
solidi, come biomasse e rifiuti, senza pretrattamento, con un fluido di lavoro pulito e minima usura dei componenti della turbina.
Il limite principale risiede nello scambiatore di calore ad alta temperatu-
ra (HTHE), in cui il fluido di lavoro deve raggiungere la TIT (Turbine Inlet
Temperature, nelle microturbine generalmente compresa tra 800-1000
°C), riducendo al minimo la caduta di pressione. Tali livelli di tempera-
tura, come dimostrato da Wright e Minchener [16], sono pericolosi per
la resistenza termica e meccanica dei materiali, sia dal lato aria che
dal lato fumi, rendendo necessario un compromesso tra la temperatura
massima ottenibile ed il costo e la vita utile dello scambiatore.
Considerando gli scambiatori a piastre, per la loro elevata compattez-
za ed efficienza, le criticità si riscontrano nel fouling causato dal par-
ticolato trasportato dai fumi e dalle possibili deformazioni e corrosioni
delle sottili piastre [17]. Altri autori [18, 19], considerano un sistema
Tube in Box con due zone di scambio termico: la prima di tipo convettivo
impiegando tubi in super alloy; la seconda, interna alla fornace, di tipo
radiativo con tubi di stesso materiale protetti da pannelli ceramici. Solu-
zioni alternative prevedono scambiatori a baionetta ibridi in ceramica-
metallo [20], che minimizzano le sollecitazioni termo-meccaniche o a
tubi e mantello [21].
Attività di R&S sono state condotte su sistemi EFmGT modificando
impianti commerciali IFGT ed inserendo un combustore a biomasse
alimentato con l''aria espansa in turbina. Il rigeneratore presente, utiliz-
zato come scambiatore aria-fumi a bassa temperatura, è stato posto in
serie con un secondo per ottenere la TIT massima (pari a circa 750 °C),
inferiore però al valore nominale, con conseguente perdita di resa [17].
Due impianti pilota basati su MGT Turbec T100 prevedono l''uno [22]
la rigenerazione del ciclo Joule ed il posizionamento dello scambiatore
HTHE all''interno della fornace a biomasse, l''altro [23] un''alimentazio-
ne dual fuel a biomassa e gas naturale, senza rigenerazione ed il solo
scambiatore HTHE alimentato dai fumi di combustione di una fornace di G. Bidini, M. Zampilli, P. Laranci, M. D''Amico, P. Bartocci, F. Fantozzi Microcogenerazione da biomasse con turbina a gas
a combustione esterna:
ottimizzazione tecnico economica
del layout e delle temperature di processo Il presente lavoro discute l''ottimizzazione tecnico-economica di un sistema cogenerativo EFmGT a biomassa, ed eventualmente gas naturale, con
microturbina da 100 kWel. L''analisi è stata condotta su 5 layout di impianto con diverse possibilità d''uso dei gas esausti in uscita dalla turbina e
diverse temperature di esercizio. Ogni layout è stato studiato attraverso bilanci di massa ed energia con simulatore ASPEN. L''analisi economica è
stata basata sul confronto tra investimento iniziale, VAN e TIR. BIOMASS EXTERNALLY FIRED GAS TURBINE FOR MICRO CHP GENERATION:
LAYOUT AND PROCESS TEMPERATURES OPTIMIZATION
This paper discusses the thermo-economic optimization of an EFmGT CHP system fuelled with biomass and natural gas, coupled with 100 kWel mi-
croturbine. Five different layout of the plant were analyzed with different possibilities of exhaust gas at the turbine outlet using and different operating
temperatures. Each layout through mass and energy balances with ASPEN simulator has been studied. The economic analysis has been based on the
comparison between initial investment, NPV and IRR. Gianni Bidini*, Mauro Zampilli**, Paolo Laranci**, Michele D''Amico**, Pietro Bartocci**, Francesco Fantozzi*
Università degli Studi di Perugia - *Dipartimento di Ingegneria / **Centro Ricerca Biomasse Tecnica Cogenerazione & Economia 48 LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2016 a biomassa alimentata dai gas di scarico della MGT.
Una soluzione intermedia, con rigenerazione interna della MGT, scam-
biatore e camera di combustione, viene studiata in [24] con un''analisi
tecnico-economica al variare della percentuale di apporto energetico
fornito dalla biomassa e dal gas naturale. I risultati mostrano casi in-
teressanti per un contributo energetico minimo da biomassa del 50%,
con circa il 20% di efficienza.
Considerando le diverse possibilità d''impiego dello scarico del tur-
bogas (rigenerazione, comburente, cogenerazione) e le diverse pre-
stazioni energetiche ed economiche ottenibili al variare dei principali
parametri progettuali, è utile definire un''ottimizzazione del layout
d''impianto in funzione delle principali temperature di processo. IMPOSTAZIONE DELLE SIMULAZIONI TERMODINAMICHE
In questo lavoro sono stati analizzati cinque diversi layout di impianto,
basati su di una microturbina Turbec T100 in assetto dual fuel con
diverse applicazioni di cogenerazione e di utilizzo dei gas espansi
in turbina, confrontando i rendimenti e le prestazioni economiche al
variare di alcuni parametri termodinamici.
Alcune soluzioni sono già note allo stato dell''arte, altre sono alternative,
e si prevede che tutte siano in grado di lavorare in modo flessibile con
sola combustione esterna di biomasse o con l''ulteriore apporto del gas naturale. L''analisi energetica è stata effettuata impiegando modelli
stazionari sviluppati in ambiente Aspen Plus [25], per determinare il
rendimento elettrico e termico ed i principali flussi di massa (biomassa,
ceneri, aria, gas naturale e fumi) ed energia (meccanica, elettrica e
termica) necessari al dimensionamento dei componenti ed alla deter-
minazione dei costi d''impianto, di esercizio e dei ricavi.
Per ogni layout, l''ottimizzazione è stata condotta variando quattro
temperature riportate nella tabella, nello schema generale (a) e nei
diversi layout di figura 1 (I '' V).
L''intervallo di variazione della temperatura del comburente in ingresso
al bio-combustore (TB) consente di mantenere alto il rendimento elettri-
co del ciclo EFmGT, considerando tuttavia limitazioni dovute alla durata
ed al costo dei materiali usati per il sistema di alimentazione.
Il range considerato per i fumi in uscita dal combustore a biomasse
(TC) varia in base alle criticità derivanti dalla combustione di biomassa,
quali bassa temperatura di fusione ceneri [26], scorificazione e spor-
camenti (riducendo prestazioni e vita utile dei componenti) ed ai limiti
imposti da stress termo-meccanico, processi di ossidazione e corrosio-
ne cui sono sottoposti i materiali dello scambiatore HTHE [14, 15, 18,
20]. La temperatura T4 di uscita dallo scambiatore HTHE è variata per
ottenere un contributo energetico minimo da biomassa pari a circa il
50%, la TIT invece in base alle condizioni minime fornite dal costruttore. FIGURA 1 -
Schema generale
ciclo EFmGT (a),
layout oggetto
dello studio
RIG 1 2 3 D CC F 4 5 6 BIOMASS FURNACE C NATURAL GAS A B E REC 7 G RIG 1 2 3 D CC F 4 5 6 BIOMASS FURNACE C NATURAL GAS REC2 9 A B E REC1 7 8 G RIG 1 2 3 D CC F 4 5 6 BIOMASS FURNACE C NATURAL GAS REC2 O A B E REC1 7 8 REC1 LTHE HTHE 1 2 3 G CC F E D 4 5 6 BIOMASS FURNACE C NATURAL GAS BIOMASS REC3 REC2 7 8 B A REC 1 2 3 G CC F E D 4 5 6(=B) BIOMASS FURNACE C NATURAL GAS I II III IV V BIOMASS FURNACE CC REC T4 NATURAL GAS a) MIN. 400
850
750 MAX TOT 950
850 STEP 100 25
50 NOM. TB
TC T4 PARAMETRO Temperatura(del(comburente(in(ingresso(al(bio-combustore
Temperatura(dei(fumi(in(uscita(dal(bio-combustore
Temperatura(aria(in(uscita(dallo(scambiatore(ad(alta(temperatura((HTHE) T4 950 25 T5 Temperatura(d'ingresso(in(turbina((TIT) T5 TB TC BIOMASS LTHE HTHE LTHE HTHE LTHE HTHE BIOMASS LTHE HTHE BIOMASS BIOMASS BIOMASS Tecnica Cogenerazione & Economia LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2016 49 I parametri del biocombustore (tab. 1a) corrispondono ad un sistema
alimentato dal basso tramite spintore idraulico, con aria primaria pas-
sante dalla griglia ed aria secondaria miscelata agli incombusti in una
seconda camera di combustione. La biomassa considerata è cippato
di legna le cui caratteristiche, considerate costanti, sono riportate in
tab. 1b.
Per i bilanci termici ed energetici degli scambiatori gas '' gas (HTHE
e LTHE) ed acqua - fumi (per il recupero termico) sono state assunte le
condizioni di esercizio riportate in tabella 1c.
La simulazione del ciclo di potenza si basa su una microturbina com-
merciale avente 100 kWe di potenza elettrica nominale (Turbec T100)
le cui caratteristiche sono riportate in tabella 1d. Il ciclo di riferimento
a combustione interna e rigenerativo ha una TIT = 950 ° C, grado di
rigenerazione circa 0,9 e rendimento elettrico netto 30% [28]. Tutti i
calcoli sono stati effettuati alle condizioni ISO (15°C, 1,013 bar e 60%
di umidità). Le temperature minime al camino dei fumi di combustione
della biomassa e dei gas di scarico della turbina sono rispettivamente
150°C e 70°C. Le perdite di carico tra i diversi componenti sono state
utilizzate per calcolare la potenza assorbita dai ventilatori di estrazione
gas e dagli ausiliari del bio-combustore. I 5 LAYOUTS
Distinguibili in due gruppi in base all''utilizzo della rigenerazione
interna (casi III, IV e V) o meno (I e II).
Il primo caso (Figura 1I) è stato proposto in [23] e considera il ricircolo
completo in fornace dei gas in uscita dalla microturbina; l''effetto di
rigenerazione viene sostituito dallo sfruttamento del gas con un elevato
contenuto di ossigeno e ad alta temperatura che minimizza il consumo
di biomassa. L''aria compressa viene riscaldata dai fumi di combustione
della biomassa in due scambiatori di calore in serie (LTHE e HTHE)
costruiti con materiali diversi, al fine di minimizzare i costi dell''im-
pianto. I fumi dal bio-combustore sono movimentati da una soffiante
di estrazione mentre l''ingresso del comburente alla griglia è permesso
dalla contropressione allo scarico della microturbina.
Il secondo caso (Figura 1II) è una modifica del layout I, in cui è possibile
abbassare la temperatura del comburente in ingresso alla bio-fornace,
attraverso un sistema di recupero di calore per la cogenerazione (REC
3). ' inoltre possibile regolare la quantità di gas ricircolati in modo
da minimizzare le dimensioni della fornace e del ventilatore. I gas in uscita dalla turbina e non ricircolati sono inviati ad un altro sistema di
recupero termico (REC 2) ed infine al camino.
Il terzo caso (Figura 1III) è stato proposto in [24] e considera il ciclo tur-
bogas rigenerato, con il biocombustore alimentato da aria atmosferica
dosata da un ventilatore e pre-riscaldata dal calore residuo dei fumi in
uno scambiatore di calore dedicato (LTHE), mentre i gas di scarico della
microturbina dopo la rigenerazione sono usati per la cogenerazione
ed infine inviati al camino.
Il quarto e quinto layout (Figura 1IV e V) sono due diverse varianti del
layout III appena descritto.
Il layout IV prevede un ricircolo parziale dei gas a valle del rigeneratore
per minimizzare le dimensioni del bio-combustore e dei ventilatori; un
recupero termico del calore residuo da LTHE e dai gas della microtur-
bina non ricircolati.
Il layout V prevede invece il ricircolo totale a valle del rigeneratore,
con il recupero a scopo cogenerativo solo dai fumi in uscita dallo
scambiatore LTHE.
Queste ultime due configurazioni prevedono dei ventilatori ausiliari in-
tegrati alla fornace per l''estrazione e regolazione del comburente; tutti
i layout con ciclo turbogas rigenerato hanno la temperatura del com-
burente al massimo pari a quella di rigenerazione dell''aria compressa. IMPOSTAZIONE DELL''ANALISI ECONOMICA
Essa è finalizzata al confronto di costi d''investimento, flussi di cassa,
PBP e TIR ottenuti per ogni regime di esercizio di ciascun layout.
Si ipotizza che: l''impianto funzioni per 7.500 ore/anno; si attui la coge-
nerazione per metà del tempo operativo dell''impianto; la vita operativa
sia 20 anni; l''incentivo per la produzione elettrica da biomassa e per
la cogenerazione ad alto rendimento abbia una durata di 20 anni.
I costi di dismissione non sono stati considerati; tutti i costi di O&M,
così come i prezzi di energia elettrica e fornitura di combustibile (ta-
bella 2b) sono considerati fissi nel corso degli anni e relativi al 2014. I
costi specifici dei principali componenti dell''impianto sono riportati in
tabella 2a: il costo specifico degli scambiatori di calore è stato ottenuto
da un progetto sviluppato in collaborazione con aziende specializzate
nel settore per una configurazione a tubi e mantello.
I ricavi annuali sono calcolati considerando la vendita di energia elet-
trica, i costi evitati per quella termica e l''incentivo per la cogenerazione
ad alta efficienza (HEC) che, con alimentazione combinata, per la bio- TABELLA 1 -
Parametri in
ingresso per
le simulazioni
termodinamiche
Tecnica Cogenerazione & Economia 50 LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2016 massa è calcolato sulla base della quota di EE derivante da questa, per
il gas naturale dal calcolo dei Titoli di Efficienza energetica (TEE) [31].
In tabella 2c sono riportate la Tariffa Omnicomprensiva (TO) per la
vendita di energia elettrica ottenuta dallo sfruttamento di biomassa
residuale (secondo la definizione in [33]) ed il prezzo medio annuale
di vendita dell''energia da fonte convenzionale [34].
I ricavi da produzione termica sono calcolati in base al costo specifico
del calore per uso industriale. RISULTATI E DISCUSSIONE
Per tutti i 5 casi studiati la potenza netta dell''impianto varia tra 40
kW e 90 kW aumentando la TIT da 750 °C a 950 °C.
Dal punto di vista economico, ogni layout ha mostrato i maggiori
valori del TIR con una TB minima (400 °C) e per valori massimi di T4
(800 '' 850 °C) e TC (950 °C). Per quanto riguarda la temperatura
del comburente TB, un suo valore minimo comporta maggior calore a
disposizione per uso cogenerativo. Riguardo gli altri due parametri,
la resa economica dell''impianto è fortemente condizionata dalla
quota di produzione elettrica incentivabile, dagli autoconsumi e
dai costi d''investimento dello scambiatore HTHE: innalzando la T4
aumenta l''utilizzo di biomassa a discapito del gas naturale; elevate
temperature dei fumi in uscita dal biocombustore incrementano il
flusso termico specifico nello scambiatore HTHE favorendone la
compattezza; infine un maggior contenuto energetico dei fumi in
ingresso allo scambiatore HTHE richiede minori portate e riduce
gli autoconsumi delle soffianti di spinta o estrazione dei fumi stessi.
La scelta di una TB contenuta, se da un lato offre maggior conve-
nienza economica, dall''altro comporta una caduta dell''efficienza
elettrica, al di sotto del 18-19 % per i casi III e IV, e del 15-16 % nei casi II e V. In definitiva, le soluzioni ottimali (presentate in tabella
3) rappresentano il miglior compromesso tra resa economica ed
efficienze elettriche non lontane dal 20%. Ciò è illustrato in figura 2,
per i casi II e IV, in cui si mostrano i trend del rendimento elettrico e
del TIR al variare della TIT, della combinazione tra le temperature di
pre-riscaldamento dell''aria compressa (T4) e di uscita dei fumi dal
bio-combustore (TC) (secondo la corrispondente tabella) e per una
temperatura TB del comburente fissata.
Si noti inoltre che le migliori prospettive non presentano TIT massime
in quanto l''uso del gas naturale non offre una sostanziale conve-
nienza economica, dato il basso prezzo di vendita dell''energia in
relazione al costo di acquisto del gas.
Nei casi in cui non si effettua la rigenerazione del ciclo turbogas
(I e II), l''efficienza elettrica cresce all''aumentare delle TIT, TB e T4,
diminuendo invece all''aumentare della TC: infatti le temperature del
comburente che in queste due configurazioni possono superare i 600
°C (minimizzando così la portata di biomassa) e i minori autoconsumi
rispetto ai casi successivi rendono più conveniente mantenere i fumi
a temperature minime (850-875 °C) piuttosto che ridurre la portata.
Il layout I presenta il miglior compromesso con la sola combustione
esterna (T4 = TIT = 850 °C e TC = 950 °C), l''efficienza globale è del
70% quella elettrica del 20%. Il TIR risulta tra i più bassi e pari a circa
il 7% in quanto un buon cash flow (64 k' annui, tra i maggiori). fa
fronte al maggiore tra i costi d''investimento (680''000 ').
Il layout II offre la migliore soluzione con un''efficienza globale del 66
% ed elettrica del 21.3 % (la più elevata tra quelle riportate in tabella
3). Il corrispondente TIR è pari ad 8.5 % con TC e TB (circa 650 °C)
massime, T4 = 800 °C e TIT = 850 °C. Il cash flow di circa 60 k'/
anno si rapporta a più contenuti costi d''investimento, corrispondenti TABELLA 2 - Costi
e voci di ricavo
specifici
Tecnica Cogenerazione & Economia LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2016 51 a circa 565''000 ', rendendo tale soluzione più interessante alla
precedente.
Analizzando energeticamente i layout che prevedono la rigenerazio-
ne interna (fig. 1III, 1IV e 1V) l''efficienza elettrica cresce aumentando
la TIT, TB (come per i casi precedenti) e TC, diminuendo invece con la
T4. Tali casi presentano maggiori perdite di carico e quindi maggiori
autoconsumi, dunque prevale l''effetto dovuto alla portata di fumi
prodotti dal combustore a biomasse, i cui valori minimi si ottengono
con valori di TC massimi e T4 = 750 °C.
Il layout III mostra il miglior compromesso con TB = 400 °C, TC = 950
°C, T4 = 800 °C e TIT pari a 900 °C: si ottengono così un''efficienza
elettrica e globale pari a 18.6 % e 70%, il TIR si attesta sul 7.5%, in
quanto il cash flow risulta pari a circa 50 k' annui. con un costo
d''impianto iniziale di circa 500 k'.
Il layout IV presenta il miglior regime con TB = 400 °C, TC = 950 °C,
T4 = 750 °C e TIT = 900°C: i rendimenti elettrico e globale risultano
pari al 19 % e al 75 %. Il cash flow, minore degli altri casi (40 k') è
rapportato ad un contenuto investimento, 380''000 ' fornendo così
un TIR pari all'' 8.7 %.
Il layout V presenta un trend energetico analogo ai casi I e II, poiché,
come nel caso I, si prevede l''intero ricircolo dei gas della microtur-
bina, quindi una maggiore TC comporta un notevole incremento
del consumo di biomassa a discapito dell''efficienza; quest''ultima
risulta, per ogni regime, inferiore del 20-30 %. e, nella soluzione di
compromesso mostra un TIR pari a circa il 7%. CONCLUSIONI
Una prima considerazione riguarda il componente più critico dell''im-
pianto, che, come noto, è lo scambiatore di calore gas '' gas ad elevata
temperatura (HTHE): esso infatti, considerate le particolari condizioni
di esercizio e la natura dei fluidi partecipanti allo scambio termico,
richiede l''impiego di leghe speciali a base di nichel-cromo con costi
specifici e di lavorazione molto elevati (circa 9 volte i costi relativi ad
acciai inox termici), coprendo fino al 50 % dell''investimento iniziale.
A causa di ciò per molti dei layout considerati, le migliori soluzioni
energetiche non hanno raggiunto il valore minimo del TIR fissato al 5 %.
Mettendo a confronto le performance riportate in tabella 3 è possibile
effettuare alcune importanti considerazioni. Da un punto di vista ener-
getico le migliori prestazioni si ottengono per valori di T4 pari a 800 e
750 °C (casi II, III e IV) dunque non risulta né economicamente né ener-
geticamente conveniente prevedere un maggiore pre-riscaldamento
dell''aria compressa in ingresso in camera di combustione; senza la
rigenerazione interna alla microturbina si ottengono maggiori efficien-
ze poiché le temperature di ricircolo dei gas di scarico sono maggiori
e si hanno meno autoconsumi dovuti alle soffianti.
Dal punto di vista economico, il costo del gas di rete non rende econo-
micamente conveniente far lavorare la microturbina al carico nominale;
le soluzioni senza rigenerazione comportano maggiori costi d''investi-
mento ed accorgimenti tecnologici; inoltre queste ultime presentano
una quota superiore d''energia in ingresso dovuta alla biomassa ed un
minor rendimento termico, quindi il beneficio economico è legato pre- FIGURA 2 - Grafici
del rendimento
elettrico e del TIR
per il layout II e IV
Tecnica Cogenerazione & Economia 52 LA TERMOTECNICA OTTOBRE 2016 valentemente alla produzione di energia elettrica incentivata, mentre
per i sistemi con rigenerazione è fondamentale l''assetto cogenerativo.
Le migliori soluzioni non presentano grandi differenze in termini ener-
getici (fatta eccezione del caso V, i valori oscillano tra il 18.5 ed il 21
%), in termini economici si hanno invece migliori prospettive con i layout
II ed IV, rispettivamente senza e con rigenerazione del ciclo Brayton: in
assenza di rigenerazione si ottiene un''efficienza elettrica interessante
(21.3 %), un TIR pari all''8.4 %, il costo iniziale è oltre 560''000 ' ma
il cash flow di circa 60''000 ' annui consente un tempo di ritorno (9.5
anni) leggermente minore alla metà della vita utile dell''impianto; con
la rigenerazione ed il ricircolo parziale dei gas di scarico del turbogas
(layout IV) si ottiene la soluzione economicamente più attrattiva: il ren-
dimento elettrico non supera il 19%, ma il maggior recupero termico
consente di rendere produttivo un impianto con costo iniziale inferiore
ai 400''000 ' (inferiore di circa il 30% rispetto al precedente); quindi
seppur con un cash flow minimo tra quelli illustrati (40''000 ') si ottiene
un tempo di ritorno dell''investimento di poco superiore ai 9 anni. BIBLIOGRAFIA
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Parametri di
esercizio e relative
prestazioni tecno-
economiche delle
migliori soluzioni
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db dry basis '' base secca CHP Combined Heat and Power Cogenerazione di elettricità e calore EFGT Externally Fired Gas Turbine
Turbine a combustion esterna EFmGT Externally Fired micro Gas Turbine
Micro Turbine a combustione esterna HE Heat Exchanger '' Scambiatore di Calore HEC High Efficiency Cogeneration
Cogenerazione ad alta efficienza HTHE High Temperature Heat Exchanger
Scambiatore di calore ad alta temperatura IFGT Internal Fired Gas Turbine '' Turbine a combustione interna
LTHE Low Temperature Heat Exchanger
Scambiatore di calore a bassa temperatura MGT micro Gas Turbine '' micro Turbina a Gas
O&M Operations and Maintenance
Operazioni e Manutenzione Parametri
EE Energia Elettrica MWh/yr TEE Titoli di efficienza energetica '/toe PCI Potere Calorifico Inferiore kJ/kg m portata in massa kg/s p pressione bar P Potenza kW PE Prezzo di vendita di energia elettrica '/MWh PT Prezzo di vendita di energia termica '/MWh Pi Potenza in ingresso kW PBP Tempo di ritorno (Pay Back Period) year S Superficie m2 T temperatura °C TIR Tasso interno di rendimento % TIT Temperatura di ingresso turbina °C TOT Temperatura di uscita turbina °C β rapporto di compressione h efficienza % Pedici
a aria
alt alternatore
BB Bio-Combustore
bio biomassa
c compressione
cc camera di combustione comb combustione
el elettrico
g gas
m meccanico
Rec Recuperatore
th termico
tot totale


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