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La micro-cogenerazione a gas naturale: una nuova via del risparmio energetico

The micro combined heat and power production: a new way for energy saving

MICHELE SILEO*

Abstract

This work has the scope to show you a new energetic research way: the micro CHP (Combined Heat and Power production) by natural gas, inside this work its founder principles are introduced: the CHP and the district generation. After you can find a short description of the technology level reachedder by the microCHP. There are many different kind of technology used for micro-CHP: internal combustion engines, Stirling engines, micro gas turbines, fuel cells, absorption chillers. Often, to show you the potentialities of these technologies and to make their understanding easier and faster, some system configurations are suggested.

Keywords:  micro CHP (Combined Heat and Power production), trigeneration, internal combustion engines, Stirling engines, micro gas turbines, fuel cells, absorption chillers.

 

1 La micro – co – rigenerazione

La cogenerazione è la produzione combinata di elettricità e calore. Nella cogenerazione queste due forme di energia, cioè l’elettricità e il calore, vengono prodotte in cascata, con un unico sistema.
In un impianto convenzionale per la produzione di energia elettrica, l’energia chimica del combustibile, trasformata in energia termica tramite combustione, viene utilizzata in un ciclo di potenza che la trasforma in elettricità. Il calore di scarto del ciclo viene disperso nell’ambiente ottenendo così rendimenti di primo principio del 40-50%.
Con un impianto di cogenerazione, invece, il calore di scarto non viene disperso, ma recuperato per essere poi utilizzato in vario modo. In questo modo la cogenerazione raggiunge un’efficienza superiore anche al 85%.
Un esempio numerico può chiarire le idee. Si confronti la produzione tradizionale in centrale di 100 kWh di energia elettrica, più 150 kWh di energia termica tramite caldaia, con la produzione contemporanea delle stesse quantità di energia ottenute da un unico processo cogenerativo. Per una più rapida esemplificazione sono presentati nelle figure sottostanti e per entrambi i casi i diagrammi di Sankey. Si ipotizza un rendimento del 40% nella produzione dell’energia elettrica e del 90% per la produzione di energia termica. Sarà quindi necessario fornire una portata di combustibile corrispondente a 250 kWh all’impianto di produzione dell’energia elettrica e 167 kWh a quello di produzione dell’energia termica ottenendo un totale di 417 kWh di energia assorbita per soddisfare, nel modo tradizionale, i fabbisogni ipotizzati.

Diagramma di Sankey per la produzione tradizionale di elettricità e calore.

Con la cogenerazione, invece, producendo contemporaneamente sia l’energia elettrica che quella termica tramite un unico impianto che abbia un rendimento elettrico del 29% e termico del 44% (rendimenti facilmente ottenibili tramite packages di cogenerazione a microturbina), si riesce a ridurre l’energia primaria fornita all’impianto a 345 kWh.

Diagramma di Sankey per la produzione cogenerativa di elettricità e calore.

Si osservino ora i numeri: sono state alimentate le stesse utenze energetiche, elettriche e termiche, con un risparmio del 18% (345/417) sull’energia primaria fornita dal combustibile, le perdite infatti sono diminuite da 165 kWh (150+15) a 95 kWh.
Il risparmio che si ottiene con la cogenerazione è molto significativo, e si traduce non solo in risparmi economici, ma anche ecologico-ambientali: si consuma circa il 20% di combustibile in meno con la conseguente riduzione delle emissioni inquinanti.
Utilizzando nuovamente i rendimenti prima ipotizzati si potrà infatti dire che un impianto di cogenerazione alimentato a metano permette per ogni KWh prodotto, una riduzione della CO2 immessa in atmosfera pari a 450 grammi, se confrontato con la produzione separata di energia elettrica (centrale termoelettrica) ed energia termica (caldaia convenzionale).
Finora la produzione cogenerativa è stata una prerogativa delle macchine di taglia medio grande su grandi impianti di potenza, ed in particolare di turbine a gas (ciclo semplice e combinato), turbine a vapore e più raramente grandi motori alternativi.
In una centrale di cogenerazione il calore di scarico delle macchine ha livelli termici elevati e di conseguenza può essere utilizzato in diversi modi:

• produzione di acqua calda per usi civili o industriali,
• produzione di vapore per teleriscaldamento o per processi industriali,
• utilizzo diretto dei fumi depurati per essiccamento o riscaldamento.

Le perdite di calore, l’energia necessaria per il pompaggio dell’acqua o del vapore nelle reti di trasporto pongono però dei limiti alla distribuzione del calore su grande scala; infatti se effettuata su un’area troppo vasta i vantaggi energetici ottenuti con la produzione combinata si perdono nella distribuzione alle utenze. Le utenze termiche devono perciò concentrarsi in aree limitrofe all’impianto di produzione nonostante il sistema di trasmissione del calore sia efficiente e ben progettato.
E’ necessario parlare ora della generazione distribuita, sorella maggiore al pari della cogenerazione, della micro-cogenerazione.
La generazione distribuita (spesso indicata con l’abbreviazione anglosassone DG) consiste nell’installazione localizzata, vicino agli utilizzatori, di unità di generazione elettrica, le cui taglie di potenza variano, generalmente, da qualche chilowatt a qualche megawatt.
Tali unità di generazione possono essere interconnesse al sistema di trasmissione o di distribuzione; inoltre, avvalendosi dell’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili (eolica, solare, biomasse, rifiuti, ecc.) o non rinnovabili, sono facilmente realizzabili installazioni in luoghi impervi, isolati o lontani dalla rete di distribuzione, avendo così un funzionamento ad isola (stand alone).
Attraverso la generazione distribuita, l’energia elettrica viene quindi prodotta direttamente sul sito di utilizzo e con l’utilizzo di tecnologie e di macchine molto diverse tra loro: microturbine, fuel cells, motori a combustione interna, ecc.
Un sistema per la generazione distribuita data la sua grande versatilità, può essere quindi utilizzato per soddisfare i bisogni del piccolo consumatore (utenze domestiche), ma anche quelli dei grossi complessi industriali.
La generazione distribuita offre dei vantaggi non marginali rispetto alla classica generazione elettrica:

• produzione limitata al solo quantitativo di elettricità necessario all’utenza locale,
• impatto ambientale distribuito e non concentrato attorno alla singola centrale,
• assenza di perdite di trasporto sulle reti di distribuzione.

La micro-cogenerazione nasce proprio dagli stessi principi su cui si fondano la cogenerazione e la generazione distribuita:

• generazione contemporanea di elettricità e calore ,
• produzione di energia termica ed elettrica presso le utenze.

La micro-cogenerazione è la cogenerazione su piccola scala; le potenze elettriche vanno come per la DG dal kilowatt ai megawatt. La micro-cogenerazione è stata per lungo tempo poco praticata, se non a livello di ricerca, principalmente per due motivi: le vantaggiose economie di scala sfruttate dalle grandi turbine da centrale e dai sistemi di trasmissione in alta tensione, i bassi rendimenti elettrici e termici offerti dalle macchine di piccola taglia.
La possibilità di accoppiare un frigorifero ad assorbimento ad un impianto di micro-cogenerazione mostra le ulteriori potenzialità di questi sistemi; il frigo ad assorbimento è una macchina, senza entrare troppo nel dettaglio, capace di compiere un ciclo frigorifero non sfruttando il lavoro del compressore ma utilizzando il calore fornito da una sorgente calda, quale il calore di scarto di un motore, di una micro-turbina o di un altro generatore di potenza.
Quindi un sistema che comprende un motore, un generatore elettrico, un sistema di recupero del calore di scarto e un frigorifero ad assorbimento, costituisce un impianto di trigenerazione, in grado di effettuare una produzione combinata di energia elettrica, termica e frigorifera. Un micro-trigeneratore può facilmente soddisfare le esigenze di condizionamento di un condominio o quelle di refrigerazione in attività industriali e artigianali. Se si considera quindi che si possono estendere facilmente i vantaggi già citati per la produzione combinata di calore e elettricità alla produzione del freddo sarà più evidente il risparmio energetico ottenibile dall’ adozione di queste tecnologie.
La ricerca e i progressi che essa ha portato alle tecnologie produttive, permettono ora di ottenere macchine e impianti cogenerativi con rendimenti superiori al 90%, basso impatto ambientale, bassa rumorosità e grazie all’elettronica grande facilità di gestione e utilizzo. Caratteristiche che permettono l’installazione di questi impianti direttamente nei centri urbani. Grazie alla micro-cogenerazione la logica convenzionale di distribuzione può venire stravolta: non più pochi grandi siti produttivi, giganti centrali elettriche dall’enorme impatto ambientale, ma molti piccoli siti di generazione dislocati nel territorio vicino all’utente finale, interconnessi, di dimensioni ridotte ed ecologicamente compatibili.
I sistemi di micro-co-trigenerazione comportano una lunga serie di vantaggi soprattutto in un sistema energetico come quello italiano grosso importatore di energia, con un parco centrali carente, una rete di trasmissione non più giovane.
Si elencano in estrema sintesi i principali benefici:

• risparmio di energia primaria con diminuzione dei costi energetici,
• miglioramento dell’impatto ambientale e riduzione delle emissioni (si emettono in atmosfera centinaia di migliaia di tonnellate di anidride carbonica in meno),
• nessuna perdita di distribuzione calore,
• nessuna perdita di distribuzione e trasmissione dell’elettricità (riversata direttamente nelle linee a bassa tensione),
• limitazione delle cadute di tensione sulle linee finali di utenza,
• esposizioni finanziarie minori grazie a taglie ridotte ed a tempi di installazione rapidi,
• possibilità di penetrazione in zone isolate e difficilmente accessibili.

1.1 Stato dell’arte e tecnologie della micro-cogenerazione
Nelle pagine successive vengono descritte le tecnologie disponibili per la cogenerazione di piccola taglia e i sistemi di micro-cogenerazione, idonei per la singola utenza residenziale. Le tecnologie micro-cogenerative verranno trattate singolarmente; per tutte si seguirà il medesimo approccio:

• descrizione dei principi di funzionamento,
• caratteristiche e tecnologia costruttiva,
• controllo delle emissioni inquinanti e impatto ambientale,
• esempi realizzativi e schemi d’impianto cogenerativi.

2 Motori a combustione interna

I motori a combustione interna (spesso MCI), studiati ed applicati fin dalla seconda metà del 1800, vantano ormai una storia secolare. Dalle loro prime rare applicazioni, nelle miniere di carbone, ne hanno fatta di strada, incredibile il loro sviluppo nel campo automobilistico e non meno importanti sono gli altri impieghi. Li ritroviamo infatti utilizzati, nel corso del secolo scorso, nella propulsione marina e ferroviaria e in molte applicazioni stazionarie: motopompe, compressori, gruppi elettrogeni, ecc.

2.1 Principio di funzionamento
La dizione utilizzata di “motori a combustione interna” ha origine dal principio di funzionamento della macchina, ovvero combustione interna alla macchina e movimentazione del fluido di lavoro tramite cinematismo alternativo. Pur essendo il principio unico esistono due tipologie di macchine, denominate in base al tipo di ciclo termodinamico utilizzato: macchine a ciclo Otto e macchine a ciclo Diesel. In base poi al numero di corse del pistone necessarie a realizzare il ciclo si distinguono macchine a due e quatto tempi.
Le macchine a due tempi, non avendo alcuna rilevanza applicativa nella micro-cogenerazione, non verranno trattate, segue invece una breve trattazione dei cicli Otto e Diesel a quattro tempi, ideali e reali.
Osservando il diagramma sottostante p-v di ciclo Otto ideale, esso si compone di quattro trasformazioni: due isocore e due isoentropiche. Le trasformazioni, tutte ideali, sono numerate secondo il loro ordine temporale.

• Trasformazione isoentropica 1-2 compressione. Il pistone si muove dal punto morto inferiore (PMI) al punto morto superiore (PMS) determinando un forte aumento di pressione a spese di lavoro esterno.
• Trasformazione isocora 2-3 combustione. Nel ciclo ideale avviene istantaneamente con pistone fermo al PMS.
• Trasformazione isoentropica 3-4 espansione. Corrisponde alla corsa del pistone tra il PMS e il PMI, questa è la fase in cui si produce lavoro, è accompagnata da una brusca riduzione dei parametri intensivi del gas (pressione e temperatura).
• Trasformazione isocora 4-1 scarico naturale. A pistone fermo dopo l’apertura della valvola di scarico i gas combusti escono dal cilindro.

Nel ciclo reale sono necessarie altre due trasformazioni per completare il ciclo.

• Trasformazione P-1 scarico forzato. I gas combusti vengono espulsi attraverso la valvola di scarico dal pistone durante la risalita al PMS.
• Trasformazione 1-Q aspirazione. In questa fase, durante una corsa PMS - PMI, dalla valvola di ammissione viene aspirata la miscela aria-combustibile necessaria a compiere un nuovo ciclo.

Ciclo ideale e ciclo reale di un motore Otto.

Nel ciclo Diesel ideale, l’unica sostanziale differenza è nella combustione, che si ipotizza avvenire a pressione costante e non a volume costante.
Nei cicli reali le differenze tra Diesel e Otto sono più numerose. Nel ciclo Otto il combustibile viene iniettato durante l’aspirazione nei collettori, la quantità di combustibile iniettata è tale da ottenere sempre un rapporto di miscela vicino allo stechiometrico, la parzializzazione del motore è regolata dalla quantità di miscela aria-combustibile aspirata nel cilindro, l’ignizione è controllata tramite scintilla scoccata, a fine compressione, dalla candela.
Nel motore a ciclo Diesel il combustibile è iniettato ad alta pressione direttamente nel cilindro, nella corsa di compressione viene compressa solo aria, la regolazione del motore avviene variando la quantità di combustibile iniettata e quindi il rapporto di miscela, resta invece costante la quantità d’aria aspirata. La regolazione tramite iniezione del combustibile fa si che ai carichi parziali il rendimento del ciclo Diesel sia maggiore, rendimento che si mantiene maggiore anche in piena ammissione grazie ai maggiori rapporti di compressione ottenibili.

2.1.1 Caratteristiche e tecnologia costruttiva
I motori a combustione interna per loro natura possono utilizzare una grande varietà di combustibili sia liquidi (gasoli, benzine, oli pesanti) sia gassosi (gas naturale, propano, gas da discarica, biogas). Per applicazioni micro-cogenerative il combustibile principe è il gas naturale. Questo viene infatti preferito agli altri per il basso costo, il ridotto impatto ambientale, i minori costi di manutenzione e una maggiore vita utile della macchina. Anche per i cogeneratori alimentati a gas naturale distingueremo MCI a ciclo Otto e MCI a ciclo Diesel.
I motori a ciclo Otto hanno rapporti di compressione oscillanti tra 9:1 e 12:1, simili a quelli di un motore alimentato a benzina, nonostante il gas naturale abbia un potere antidetonante maggiore. Come in un motore a benzina il gas viene iniettato nei condotti di aspirazione formando miscele stechiometriche e poi compresso nel cilindro. Per ottenere scarse emissioni di ossidi di azoto e alti rendimenti si utilizzano: motori a precamera, ove la miscela è ricca nella precamera ma povera nella camera di combustione principale; oppure motori a carica stratificata caratterizzati da miscela ricca in prossimità della candela che smagrisce allontanandosi dalla zona di ignizione.
Molti cogeneratori a gas derivano costruttivamente da motori Diesel realizzati per altri scopi; questi motori vengono adattati al ciclo Otto con l’aggiunta della candela e con la riduzione del rapporto di compressione, con conseguente riduzione di potenza, al fine di evitare fenomeni di detonazione.
I motori a ciclo Diesel sono motori “dual fuel” cioè a doppio combustibile; sono alimentati prevalentemente a metano e con una piccola aggiunta tra 1-10% di gasolio per evitare la detonazione della carica fresca. Il gasolio viene usualmente iniettato ad alta pressione direttamente nel cilindro; per il gas vi sono due strade: iniezione diretta ad alta pressione come per il gasolio, iniezione nel collettore e successiva compressione come in un motore Otto. In questo secondo caso vi è una riduzione della potenza erogata, come per gli analoghi motori a ciclo Otto, per evitare gli effetti detonanti del riscaldamento per compressione. La scelta tra le due soluzioni viene dettata dalla pressione di distribuzione del gas nella rete: se la distribuzione è ad alta pressione si utilizzano motori ad iniezione diretta; se è a bassa pressione si preferisce l’iniezione indiretta evitando gli oneri di acquisto e manutenzione di un compressore ausiliario per la compressione del gas. Il compressore ausiliario ridurrebbe inoltre del 4-7% la potenza meccanica prodotta dal cogeneratore.
I motori con potenze superiori ai 300 kW sono solitamente dotati di un turbo-compressore radiale per la sovralimentazione. Il gruppo di sovralimentazione innalza la pressione dell’aria aspirata dal pistone aumentandone la densità e quindi incrementando, a parità di cilindrata, la potenza del motore. Questo dispositivo viene solitamente abbinato ad uno scambiatore che effettua la inter-refrigerazione, allo scopo di: ridurre ulteriormente la densità dell’aria, ridurre il lavoro di compressione del motore e aumentare la potenza specifica.

2.1.2 Controllo delle emissioni inquinanti e impatto ambientale
La combustione all’interno di un MCI è un fenomeno non facilmente schematizzabile: nel motore Otto la combustione passa da laminare a turbolenta e in alcuni punti della camera di combustione vi sono anche fiamme diffusive, nel motore Diesel invece la combustione è per lo più diffusiva. Molti sono i fenomeni non stazionari presenti durante la combustione di cui bisogna tener conto. Infatti le forti variazioni di temperatura, prodotte dal movimento del pistone, portano al “congelamento” di alcune reazioni; le pareti della camera, più fredde della miscela, generano una locale estinzione della fiamma lasciando parte della miscela incombusta. Ognuno di questi fattori complica la modellazione del processo combustivo e favorisce la formazione di un inquinante diverso. I principali inquinanti immessi in atmosfera da un MCI sono NOx (ossidi di azoto), HC (molecole di combustibile non completamente ossidate), particolato, CO (monossido di carbonio).
La possibilità di poter utilizzare diversi combustibili fa sì che ogni motore abbia un propria tipologia di emissioni e di conseguenza una specifica soluzione per il loro abbattimento. Una trattazione completa ed esauriente sull’argomento esula dagli scopi del presente lavoro, verranno invece presi in considerazione i metodi adottati per gli MCI per cogenerazione.
Un MCI per cogenerazione è di solito alimentato a gas naturale, in questo caso le emissioni sono di per sé contenute: le emissioni del particolato scendono praticamente a zero, grazie alla maggiore “pulizia” del combustibile. Le attuali normative ambientali riguardo le emissioni inquinanti sono però abbastanza limitanti e lo saranno sempre più in futuro; anche per un motore alimentato a gas naturale, è necessario quindi prevedere opportuni accorgimenti per la riduzione delle emissioni. Tali accorgimenti intervengono o durante la combustione o dopo di essa e differiscono da ciclo Otto a ciclo Diesel.
Per un MCI Otto si è soliti utilizzare miscele magre, cioè con alto tenore di ossigeno, in modo da ridurre il tenore del CO e contenere le temperature di fiamma e consequenzialmente la formazione degli NOx che è favorita dalle alte temperature. L’utilizzo di miscele magre è sempre associato all’adozione di camere di combustione ad alta turbolenza, che migliorano la propagazione della fiamma, riducendo il tenore degli incombusti. E’ norma adottare contemporaneamente sistemi che intervengono a valle della combustione, come i catalizzatori che permettono l’attivazione di alcune reazioni nonostante operino a temperature inferiori a quelle presenti nel cilindro. Con miscele stechiometriche si utilizzano catalizzatori trivalenti cioè agenti su tre tipi di inquinanti diversi NOx, CO, HC. Per poter agire necessitano di un ambiente che sia riducente e allo stesso tempo ossidante; per ottenere queste condizioni è necessario garantire la stechiometricità della miscela. A tale scopo vengono utilizzati una sonda, che misura il tenore dell’ossigeno all’interno del catalizzatore, e un controllo in retroazione che gestisce il dosaggio del combustibile. Nei motori a miscela magra detti anche “lean burn” dove, dato l’eccesso di ossigeno, l’azione di un catalizzatore trivalente sarebbe nulla, si utilizzano catalizzatori ossidanti che agiscono su HC e CO.
Anche i cogeneratori a ciclo Diesel vengono alimentati con miscele magre oppure si attua una stratificazione della carica in modo da ridurre incombusti e CO. Per gli ossidi di azoto si utilizzano sistemi EGR (Exhaust Gases Recirculation System) che, reintroducendo una piccola parte dei gas combusti nei cilindri, diluiscono la carica fresca in modo da aumentare la capacità termica della miscela e ridurre le temperature. Per quanto riguarda i rimedi a valle della combustione, un MCI Diesel alimentato a gas naturale, si cita la sola presenza di catalizzatori ossidanti essendo praticamente nullo il tenore di particolato e incombusti.
 

Tab. 2.1 valori tipici delle emissioni di MCI Otto e Diesel.

2.1.3 Esempi realizzativi e schemi d’impianto cogenerativi
I motori a combustione interna risultano la tecnologia più matura e affidabile in campo cogenerazione di taglia media, lo conferma la grande quantità di produttori di package cogenerativi presenti sul mercato. Da una rapida osservazione del mercato possiamo subito evidenziare il legame tra taglia e rendimento e taglia e costo di installazione. Il rendimento elettrico, ovviamente per un MCI, cresce con la taglia, il costo specifico per kW installato decresce col crescere della taglia date le economie di scala e la maggiore esperienza cumulata sulle grandi taglie nonché per la minore incidenza del costo dei sistemi di controllo elettronico. Gli MCI inoltre mostrano grande disponibilità, superiore al 95% (dati DOE 2004 su motori con più di 80 kW); il fermo macchina manutentivo si limita infatti alla sostituzione delle candele, dell’olio, dei filtri. Anche l’affidabilità è alta ma tali prestazioni sono pagate a caro prezzo: la manutenzione ordinaria benché rapida arriva ad incidere fino a 1.5 €cent per kWh elettrico prodotto. La tabella Tab. 2.2 può fornire un buon esempio numerico, per le taglie medie, su potenza, installazione, manutenzione e loro costi.

 

Tab. 2.2 costi manutenzione – installazione taglie medie.

Il rendimento termico, si sa, è funzione della temperatura a cui si vuole rendere disponibile il calore. Il calore di scarto per gli MCI è recuperabile da diverse fonti e ognuna ha un proprio range di temperatura. Sui motori di media taglia l’intercooler fornisce calore tra i 50 e i 60°C, l’olio lubrificante può cedere calore a 75-85°C, l’acqua di raffreddamento gira in circuiti a 85-95°C salvo casi di circuiti pressurizzati dove si raggiungono i 115°C; temperature quindi adatte ad una produzione di acqua calda per usi sanitari o per riscaldamento ambientale. I fumi sono rilasciati a temperature prossime ai 500°C e consentono quindi anche la produzione di vapore in media pressione (5-12 bar). In termini quantitativi abbiamo un recupero di calore a bassa temperatura pari a circa il 25% del potere calorifico inferiore del combustibile bruciato e circa un 30% per il calore ad “alta” temperatura. L’utilizzo di un cogeneratore a combustione interna è opportuno quindi quando si ha una richiesta termica a bassa temperatura oppure quando le richieste di calore ad alta e a bassa temperatura hanno rapporto circa unitario. Per sottolineare ora l’incremento delle prestazioni elettriche e termiche (potenza erogata e rendimento), grazie all’utilizzo di un gruppo di sovralimentazione inter-refrigerato, viene mostrata una tabella comparativa Tab. 2.3. In questa un motore WAUKESHA 6 cilindri in linea (Fig. 2.2), viene allestito con e senza sovralimentazione; si noti inoltre la variazione delle prestazioni termiche quando, a temperature più basse, è possibile sfruttare come sorgente anche l’intercooler.

 

Tab. 2.3 tabella comparativa sovralimentazione.

Fig. 2.2 motore WAUKESHA VSG11G / GTI.

In tabella Tab. 2.4 viene proposto come ulteriore esempio e termine di confronto un MCI 8 cilindri a V Caterpillar (Fig. 2.3) da 480 kWe ove nonostante la sovralimentazione si ottengono rendimenti termici inferiori poiché l’utenza richiede calore a temperatura maggiore.

Tab. 2.4 prestazioni CAT GE 3508 LE.

Recentemente sono stati proposti sul mercato alcuni modelli di MCI di piccola taglia adatti al settore della cogenerazione domestica, con taglie tra 1 e 5 kW. Il loro sviluppo è legato alla liberalizzazione dei mercati elettrici e del gas in molti paesi occidentali; il costo sempre più basso dei sistemi elettronici di controllo ha poi svincolato l’utilizzo di queste apparecchiature per le sole taglie grandi. Anche su taglie così piccole gli MCI mantengono la versatilità di utilizzo e seguendo rapidamente le variazioni del carico e mantenendo buoni rendimenti anche ai carichi parziali. Il loro utilizzo domestico, la cui richiesta termica non è mai superiore ai 90°C, consente il recupero di calore anche da fonti a bassa temperatura quali la camicia del cilindro o l’olio di lubrificazione. Attualmente i costi di installazione si mantengono alti ma aumentando la produzione e sfruttando economie di scala proprie del settore automobilistico, scenderebbero a livelli più competitivi. Due esempi verranno proposti: un motore Honda da 1 kWe e un MCI Senertec da 5 kWe. Entrambi monocilindrici a 4 tempi a ciclo Otto, possono essere alimentati sia a metano sia a GPL. Molto interessante è il caso dell’Honda: il motore denominato ECOWILL nasce da una partnership tra la giapponese Honda e la Osaka Gas, società di distribuzione e vendita di gas naturale, anch’essa giapponese. Questo MCI di 163 cm³, lanciato nel marzo 2003, ha subito goduto un grande successo, ne sono state vendute più di 4000 unità nel primo anno e in due anni ha già raggiunto le 15000. Vendite così alte hanno spinto l’Honda a lanciare l’ECOWILL sul mercato statunitense nell’autunno 2006. Il successo di questo piccolo MCI si spiega osservando la sua logica di funzionamento e il mercato del gas naturale in Giappone.

Il sistema elettronico di controllo utilizzato funziona mediante un algoritmo con una logica di auto-apprendimento, per cui un micro-processore elabora istantaneamente le informazioni riguardanti i carichi richiesti, i dati climatici esterni, le tariffe elettriche e del gas, e li integra con i dati storici di funzionamento, decidendo in ogni istante la strategia di funzionamento che massimizza il risparmio.
Il sistema tariffario del gas giapponese gode di una maggiore liberalizzazione di quello italiano; la Osaka Gas infatti concede un forte sconto sulla tariffa del gas per chi utilizza un sistema ECOWILL, compensando il mancato guadagno con il maggior consumo di combustibile dovuto alla cogenerazione. Inoltre il Giappone, stato promotore del protocollo di Kyoto, incentiva tali forme di generazione elettrica; per l’acquisto di un sistema ECOWILL è infatti previsto un contributo di circa 1500 € riducendo l’esborso del consumatore da 6000 a 4500 €. Ciò consente all’acquirente un tempo di pay-back di circa 5 anni, mentre ogni 3 anni circa (6000 ore di funzionamento) è prevista la manutenzione ordinaria con un costo di circa 120 € (sostituzione olio, candele, filtri, controllo emissioni). Essendo un’apparecchiatura di tipo domestico ha una buona insolazione acustica con livello del rumore sotto i 44 dB, basse anche le emissioni inquinanti; è utilizzato infatti un catalizzatore a tre vie con sonda λ.

 

Fig 2.5 motore Ecowill con accumulatore e un suo spaccato.

Il monocilindro Senertec, denominato DACHS, anche grazie ad una maggiore cilindrata (580cc) presenta un rendimento elettrico (26%) più elevato dell’ECOWILL e può funzionare anche in isola oltre che in parallelo con la rete. E’ un motore a carica magra, lavora con eccesso di ossigeno, adotta perciò un catalizzatore ossidante, che sappiamo intervenire su HC e CO; per il controllo delle emissioni di NOx si è ricorso alla progettazione di un camera ottimizzata e ad una migliore regolazione dell’anticipo di accensione. Data la maggiore potenza termica (12.5 kW) non è necessaria l’adozione di una caldaia ausiliaria come per l’ECOWILL, anche se sono previste versioni con tale accessorio. Inoltre è possibile dotare il cogeneratore con accumulatori di acqua calda, con scambiatori ceramici a condensazione per i fumi oppure far gestire all’unica centralina fino a 7 unità. E’ più rumoroso (52 dB) rispetto al suo concorrente dagli occhi a mandorla ma presenta un migliore recupero termico, costo specifico per kWe installato è minore (2600 € contro 6000 €) ma per entrambi è possibile offrire un prezzo di 1000 €/kWe col passaggio alla produzione in scala. Attualmente un DACHS richiede un investimento di 13000 € e sulla base dei consumi medi di una famiglia europea la Senertec prevede un tempo di pay-pack di 5.3 anni. Ultima nota sul DACHS: con intervalli manutentivi ogni 3500 ore e con la sostituzione di alcuni componenti dopo 40000 ore di funzionamento, si stima una vita utile di 80000ore. Si riporta una tabella (Tab. 2.5) comparativa tra i due micro-cogeneratori.

Tab. 2.5 prestazioni Honda Ecowill, Senertec Dachs.

2.2 Microturbine a gas
Le microturbine a gas sono delle macchine ancora giovani, hanno una storia breve. Nonostante ciò sono macchine ad alto contenuto tecnologico; sfruttano infatti ritrovati tecnici e metodi costruttivi propri di altre tecnologie e di altri settori, come l’elettronica di potenza, anche per questo sono forti le aspettative per queste macchine.

2.2.1 Principio di funzionamento
Il principio di funzionamento delle microturbine a gas è il ciclo Joule-Brayton, precisamente il ciclo Joule-Brayton rigenerativo. Il ciclo Joule semplice è un ciclo a gas formato idealmente da quattro trasformazioni politropiche: due isoentropiche e due isobare. Osservandolo su diagramma T-s (vedi Fig. 2.6) avremo nell’ordine le seguenti trasformazioni:

• Trasformazione isoentropica 1-2 compressione. Il gas viene compresso in un compressore rotativo.
• Trasformazione isobara 2-3 riscaldamento. Il fluido di lavoro subisce un riscaldamento isobaro che potrebbe essere schematizzato con un scambiatore di calore. Nel ciclo reale si vedrà essere una combustione.
• Trasformazione isoentropica 3-4 espansione. Il gas ad alta temperatura e alta pressione viene fatto espandere in turbina.
• Trasformazione isobara 4-1 raffreddamento. Si chiude il ciclo, il sistema torna alle condizioni iniziali.

Le microturbine (spesso MTG) lavorano con un ciclo rigenerativo, è necessario quindi aggiungere un’ulteriore trasformazione: uno scambio di calore isobaro, trasversale al ciclo, tra il fluido di lavoro caldo all’uscita della turbina e quello freddo all’uscita del compressore. Questa trasformazione che non coinvolge sorgenti esterne è rappresentata dai tratti isobarici 2-i e 4-f. In Fig. 2.6 viene presentata una rappresentazione completa, sui diagrammi p-v e T-s, del ciclo Joule-Brayton rigenerativo.
 

Fig 2.6 diagrammi ciclo ideale di una microturbina a gas.

Nel ciclo reale invece le trasformazioni non sono reversibili; il fluido di lavoro è l’aria e il riscaldamento 2-3 avviene in un combustore dove si inietta il gas naturale; la sua combustione genera i fumi caldi che andranno ad espandersi in turbina. Segue poi la rigenerazione, fase in cui i fumi cedono calore all’aria innalzandone la temperatura; sarà necessario quindi bruciare meno combustibile per ottenere la stessa temperatura di ingresso in turbina. I fumi all’uscita del rigeneratore entrano nella caldaia di recupero termico, cedendo il calore residuo all’utenza termica.

2.2.2 Caratteristiche e tecnologia costruttiva
L’utilizzo delle turbine a gas per la generazione su piccola scala è certamente una realtà innovativa. Infatti fino ad ora l’utilizzo delle turbine per la produzione elettrica è stato limitato a potenze superiori ai 5-10MW, sotto tali potenze non si presentava una vera competitività energetica e quindi economica. Per le piccole potenze (< 500 kW) la turbina e il ciclo adottati sono stati completamente ripensati rispetto alle tradizionali turbine industriali. Si utilizzano infatti macchine radiali e non assiali, il ciclo è rigenerativo e non semplice, il rapporto di compressione è molto più basso (circa 4), si raggiungono alti regimi di rotazione (70.000-120.000 giri al minuto).
 

Fig 2.7 schema semplificato dei componenti di una MTG.

Sulla base dello schema in Fig. 2.7 si fornisce una sintetica descrizione dei componenti principali.

• Turbocompressore. Il gruppo turbocompressore è costituto da macchine radiali, compressore centrifugo e turbina centripeta, molto più economiche rispetto alle assiali. Considerate le temperature, che non superano attualmente i 950°C, le giranti sono realizzate in leghe a base di nichel e non necessitano di sistemi di raffreddamento. Date le alte velocità di rotazione l’albero del turbocompressore è sostenuto da cuscinetti magnetici o ad aria.
• Rigeneratore. Data la stazionarietà dell’applicazione, è di solito configurato a piastre; grazie alle geometrie interne, che promuovono la convezione forzata, si ottiene un’efficienza di scambio termico elevata, attorno all’85-90%. Inoltre data la struttura delle superfici, compatte e di elevata durata nel tempo, il costo di questo componente è relativamente basso.
• Combustore. Questo componente sfrutta tecnologie proprie delle fiamme premiscelate, le stesse delle turbine assiali, ottenendo livelli delle emissioni inquinanti un ordine di grandezza inferiore rispetto agli alternativi.
• Alternatore. E’ direttamente calettato sull’albero della turbina, senza l’ausilio di alcun organo di riduzione, quindi genera corrente ad alta frequenza. Il rotore è a magneti permanenti, magneti che data la forte velocità angolare, sono inglobati in una matrice di fibre di carbonio. L’alternatore, generalmente a due o quattro poli, ha un rendimento di conversione elettrica del 95–98%.
• Sistema di “power conditioning”. Il sistema di controllo della potenza e conversione della frequenza utilizza strumenti propri dell’elettronica di potenza. La sua configurazione minima prevede un raddrizzatore statico ed un inverter. Il rendimento di conversione si attesta su valori prossimi al 93-94%.

L’utilizzo di un sistema di “power conditioning” consente, qualunque sia il regime di rotazione dell’alternatore, di convertire con una serie di passaggi, la corrente ad alta frequenza, in bassa frequenza, mantenendo alto il rendimento globale della macchina. Il grado di libertà, consentito dalla velocità di rotazione variabile, può permettere di limitare notevolmente il marcato decadimento delle prestazioni ai carichi parziali tipico delle turbine a gas; tale possibilità riveste notevole importanza, visto che nel funzionamento cogenerativo è spesso necessario inseguire i carichi imposti dall’utenza.

2.2.3 Controllo delle emissioni inquinanti e impatto ambientale
L’utilizzo di combustibile pulito, quale il gas naturale, e la natura della combustione permettono alle microturbine di ottenere valori delle emissioni inquinanti molto contenuti. La combustione nelle turbine avviene in modo molto più controllato rispetto agli MCI, la progettazione della camera di combustione è ottimizzata per il controllo della formazione degli NOx, si registrano infatti valori un ordine di grandezza inferiori rispetto agli MCI. La combustione a fiamma premiscelata ha carattere stazionario; la turbina lavora inoltre con un forte eccesso d’aria, si raggiungono quindi temperature di fiamma inferiori. Le temperature ridotte inibiscono la formazione degli ossidi di azoto, l’eccesso d’aria invece limita incombusti e CO. Attualmente le MTG non necessitano l’impiego di sistemi di abbattimento dedicati alle fase di scarico, sono comunque allo studio catalizzatori in grado di ridurre ulteriormente le emissioni. Si presentano nella Tab. 2.6 i valori delle emissioni dei principali modelli di microturbina.

Tab. 2.6 emissioni dei principali modelli di MTG.

2.2.4 Esempi realizzativi e schemi d’impianto cogenerativi
Il mercato delle MTG nonostante inizi ora a muovere i primi passi, vede affacciarsi al suo interno molte società di fama internazionale. I primi modelli commerciali e già disponibili sul mercato sono stati presentati dall’americana Capstone, dall’IR PowerWorks (Ingersoll Rand), dalla Elliot società del gruppo Ebara, dal consorzio Turbec. Svariate sono le società impegnate nello sviluppo di microturbine con prototipi già sviluppati, si citano solo le principali, General Eletric, Honeywell, Siemens. Le macchine commercializzate hanno potenze comprese tra i 30 e i 250 kW, rendimento elettrico netto tra il 24 e il 30%, e temperature massime del ciclo sotto i 1000°C, valori concorrenziali con gli MCI della stessa classe di potenza. ci si aspetta un buon miglioramento con la nuova generazione: macchine di potenza maggiore (200-400 kW) con rendimenti attorno al 33%. La tabella Tab. 2.7 offre un quadro prestazionale e comparativo delle microturbine già commercializzate.
 

Tab. 2.7 quadro riassuntivo prestazioni microturbine.

Queste macchine hanno ormai raggiunto un buon livello di affidabilità anche durante l’esercizio prolungato. Grazie ad anni di attività sperimentale sul campo, in laboratori e in enti di ricerca, sono stati totalizzati infatti milioni di ore di funzionamento accumulato. Il costo del package cogenerativo con MTG non è esattamente quantificabile vista la forte variabilità di un mercato giovane come quello delle microturbine. Tuttavia è facile ipotizzare sulla base dei costi della Turbec e della Capstone, un costo specifico di circa 1000 € per kW elettrico installato, mentre si prevede che in un mercato consolidato tali costi scendono a circa 600 €/kW elettrico. La maggior parte di queste turbine (si escludono la Turbec T100 e la IR MT250) dimostrano, per quel che riguarda la commercializzazione, un difetto ovvero l’incapacità di funzionamento ad isola (stand alone) e necessitano una connessione in parallelo alla rete elettrica (grid connect).

Caratteristiche del sistema di recupero termico delle microturbine:

• Gas di scarico con ampio eccesso d’aria;
• Produzione d’acqua calda fino a circa 90°C;
• Scarsa capacità di produrre vapore;
• Temperatura massima 115°C;
• Rendimento di recupero termico 50%;
• Rendimento globale di primo principio 80 - 85%;

Dal precedente elenco si possono ottenere alcune deduzioni sul migliore utilizzo di queste macchine. Considerato che, il calore viene fornito a temperature piuttosto basse e i fumi sono abbastanza puliti, è evidente la possibilità di utilizzo in zone urbane, in cogenerazione ad uso civile, dove la richiesta termica è a bassa temperatura. Le prime installazioni infatti sono state realizzate nel settore residenziale, per soddisfare i fabbisogni elettrici e termici, di condomini e residenze multi-familiari. Numerose installazioni sono state realizzate anche nel terziario: in centri commerciali, uffici, alberghi, strutture sportive, piscine o altri ambienti che richiedono una particolare climatizzazione. In alcuni casi la richiesta termica può superare le potenza della turbina, o non si può cedere alla rete l’eccedenza elettrica, è necessario quindi predisporre l’impianto con caldaie ausiliarie per garantire la copertura dei picchi di potenza termica.
Le basse temperature a cui viene fornito il calore recuperato si sposano con il range di alimentazione dei frigoriferi ad assorbimento alimentati ad acqua, è facile quindi l’utilizzo di questa soluzione nella progettazione di impianti trigenerativi. Nella figura Fig. 2.10 è mostrato un esempio di installazione trigenerativa a microturbina e il suo schema di impianto.
 

Fig. 2.10 schema di impianto e immagini di un grande centro polisportivo
(potenza elettrica installata 750kW).

2.3 Motori Stirling
Il motore a ciclo Stirling, la cui invenzione risale all’inizio dell’ottocento, non ha ottenuto la stessa grande diffusione dei motori alternativi a combustione interna. Vi sono stati tentativi di utilizzo nella trazione terrestre ma la grande inerzia termica di questa macchina ne ha bloccato l’adozione. In alcuni mercati di nicchia però, quali la generazione elettrica solare, questa tecnologia è riuscita ad imporsi e a svilupparsi autonomamente.

2.3.1 Principio di funzionamento
Il motore a ciclo Stirling, si basa su un ciclo chiuso a gas che scambia, con sorgenti esterne, calore tramite due scambiatori e lavoro tramite due pistoni. Nel ciclo ideale le sorgenti sono a temperatura costante e i pistoni movimentano il fluido di lavoro (aria, elio, o idrogeno) tra gli scambiatori e il rigeneratore (vedi Fig. 2.11).
 

Fig. 2.11 schema semplificato di un motore a ciclo Stirling.

Osservando un ciclo Stirling ideale su diagramma T-s si evidenziamo le seguenti trasformazioni:

• Trasformazione isoterma 1-2, compressione. Il fluido cede alla sorgente fredda una quantità di calore Qout pari al lavoro di compressione fornito dal pistone “freddo” durante la sua corsa verso il suo punto morto.
• Trasformazione isocora 2-3, riscaldamento rigenerativo. Il pistone “caldo” ora in movimento segue quello freddo che ha invertito il suo moto. Il fluido attraversa il rigeneratore mantenendo il suo volume costante grazie al sincronismo dei due pistoni.
• Trasformazione isoterma 3-4, espansione. Il fluido riceve calore dalla sorgente calda Qin ed espandendosi spinge il pistone caldo. Anche questa trasformazione è supposta isoterma poiché il fluido attraverso le pareti assorbe una quantità di calore equivalente al lavoro di espansione compiuto.
• Trasformazione isocora 4-1, raffreddamento rigenerativo. Trasformazione opposta alla 2-3, i pistoni di nuovo in movimento sincrono spingono il fluido attraverso il rigeneratore riscaldandolo per la mandata successiva. Il fluido ritorna alle condizioni iniziali di minima pressione e temperatura chiudendo il ciclo.

Fig. 2.12 ciclo Stirling ideale su diagramma T-s.

Complessivamente durante il ciclo il fluido ha assorbito e ceduto calore alle sorgenti e ceduto lavoro tramite i pistoni L = Qin – Qout . In condizioni ideali, rigenerazione ideale e scambi esterni isotermi reversibili, si ottiene il massimo rendimento ammissibile pari a quello di un ciclo di Carnot operante tra le stesse temperature. La macchina reale è però fortemente penalizzata da perdite e irreversibilità, le principali sono: scambi termici non isotermi, limitata capacità termica del rigeneratore, attriti meccanici e fluidodinamici, non perfetta adiabaticità della macchina, trafilamenti, elevato spazio morto. Come per tutte le macchine termiche il rendimento è influenzato dalle temperature operative massime e minime, cresce quindi con la temperatura massima. La coppia e la potenza subiscono l’influenza della velocità di rotazione e della pressione media effettiva come per gli alternativi a ciclo Otto o Diesel.

2.3.2 Caratteristiche e tecnologia costruttiva

I motori Stirling lavorano in ciclo chiuso, la combustione è quindi esterna, ciò consente di adottare qualsiasi combustibile compresi quelli a basso potere calorifico come le biomasse. Il processo di combustione continua permette al motore di funzionare in modo estremamente silenzioso, esente da vibrazioni, richiedendo ridotti interventi di manutenzione. La regolarità di funzionamento senza sbalzi termici e di pressione concede a questi motori una vita utile molto elevata, tra le 40000 e le 60000 ore.
Per quando riguarda le tecniche realizzative e le versioni costruttive il mercato offre una grande varietà di modelli. Gli schemi meccanici e cinematici sono molto diversi tra loro e variano da costruttore a costruttore, a titolo di esempio viene solamente presentato un cinematismo in Fig. 2.13; una trattazione completa di questo aspetto esula infatti dagli interessi di questo lavoro.
 

Fig. 2.13 cinematismo in sezione di un motore Stirling(fonte Solo).

E’ necessario però far notare l’utilizzo di due sistemi di movimentazione del fluido di lavoro:

• classico sistema a pistoni, con anelli di tenuta data l’alta differenza di pressione tra le due camere, soggetto a maggiori sollecitazioni dei componenti e a trafilamenti da una camera all’altra;
• sistema a pistone e dislocatore, sistema in cui il pistone ha la classica funzione di “estrazione” di lavoro dal fluido, il dislocatore invece movimenta il fluido che si trova alla stessa pressione su entrambi i lati, non necessitando quindi di tenute.

Attualmente la produzione dell’energia elettrica è affidata a generatori tradizionali ed il moto convertito tramite cinematismo da alternativo a rotativo; con l’utilizzo di alternatori lineari è previsto un miglioramento delle prestazioni data l’assenza di organi per la trasmissione del moto e delle inevitabili dissipazioni di potenza meccanica.

2.3.3 Controllo delle emissioni inquinanti e impatto ambientale
Come già detto una caratteristica fondamentale dei motori Stirling è quella della combustione esterna. In questo caso la possibilità di utilizzare dei bruciatori per fiamme premiscelate e ottenere una combustione stazionaria garantisce, anche senza l’utilizzo di catalizzatori, livelli di emissioni nettamente inferiori ai motori a combustione interna. Associando le basse emissioni alla realizzazioni in piccola taglia è evidente la possibilità di un utilizzo di queste macchine nei centri abitati. La stazionarietà della combustione garantisce inoltre l’assenza di fastidiose vibrazioni e consequenzialmente la propagazione del rumore.
Si riportano come esempio, in Tab. 2.8, i valori registrati per un motore da 10 kW elettrici.

Tab. 2.8 emissioni motore Stirling.

2.3.4 Esempi realizzativi e schemi d’impianto cogenerativi
I motori Stirling, per loro costruzione e funzionamento, sono molto simili ai motori alternativi, che rappresentano un settore della meccanica ormai ben sviluppato e affermato. Inoltre le macchine Stirling sfruttano le stesse tecnologie costruttive e gli stessi ritrovati tecnici. Ciò nonostante attualmente il mercato non offre molti modelli commerciali; quelli presenti sono però tutti di taglia medio piccola. E’ anche vero che in molti stati esteri, dalla sensibilità ecologica maggiore di quella italiana, vi sono molti produttori che hanno raggiunto, con i loro prototipi, uno stato di sviluppo precommerciale. Tra questi citiamo: le giapponesi Mitsubishi, Toshiba, Kawasaki, l’americana Sunpower, l’inglese Microgen, la Enatec frutto della partnership tra l’olandese Eneco, della giapponese Rinnai e dell’americana Infinia (STC). Tutte queste case hanno modelli da 1 kW elettrico, già testati in laboratorio con migliaia di ore di funzionamento cumulate e promettono di immettere a breve le loro macchine sul mercato.

Passiamo ora alla realtà commerciale. La tedesca Solo offre un package cogenerativo a gas naturale, derivato da generatore er collettori solari, da 9 kW elettrici, ottenuti con una meccanica bicilindrica a V di 90°. Il ciclo ad elio raggiunge una temperatura massima di 740°C mentre la pressione media effettiva è compresa tra i 35 e i 150 bar. Questo cogeneratore non ha un’inerzia termica elevata, pur essendo legato al comportamento degli scambiatori, va a regime in soli tre minuti. Il costo di installazione del sistema è di circa 2700 €/kW elettrico.
Per le taglie più grandi i costi scendono; l’americana STM, distribuita in Italia dalla EPS, infatti propone il modello F260 da 50 kW, a circa 55000 € ossia 1100€/kW installato.
Il costo invece sale per le taglie piccole; la neozelandese Wispertech propone un modello ad uso residenziale da 1 kW ad un prezzo decisamente alto 15000 €, dovuto alla limitata produzione, prodotto in scala il costo scenderebbe drasticamente. Si propongono ora una tabella (Tab. 2.9) comparativa delle prestazioni dei tre modelli ed un diagramma mostrante l’andamento di potenza e i rendimenti ai carichi parziali del modello Solo S 161.

Tab. 2.9 tabella comparativa delle prestazioni di macchine Stirling.

Fig. 2.16 diagramma delle prestazioni ai carichi parziali (fonte Solo).

Prestazioni migliori si otterrebbero con l’utilizzo di pistoni liberi oscillanti, strada già intrapresa dalla Microgen per il proprio modello da 1.2 kW. In questi sistemi il pistone oscilla liberamente determinando la compressione del gas; il dislocatore sposta il gas tra zona calda e fredda. L’insieme pistone-molla-dislocatore si comporta come un sistema massa-molla-smorzatore in moto di oscillazione armonica in risonanza, calibrata in modo da avere lo sfasamento corretto tra i pistoni. Il moto lineare alternato viene convertito in energia elettrica tramite un alternatore lineare, con struttura a magneti permanenti. Questa disposizione costruttiva porta vari vantaggi, tra i principali: semplificazione dei problemi di lubrificazione e tenuta, facilità di avviamento (piccolo impulso assiale innesca sistema vibrante), il pistone può lavorare ad una frequenza pari a quella di rete consentendo connessione diretta con il generatore.
Si considera ora il sistema di recupero termico. In assetto cogenerativo la maggior parte del calore è resa disponibile dallo scambiatore freddo, una quota minore è recuperabile dai fumi in uscita dallo scambiatore caldo. Il recupero così ottenuto, dopo che fumi ed acqua hanno già ceduto parte della loro potenza termica alla macchina, limita molto il livello termico a cui viene fornito il calore (max 80°C). In caso contrario volendo disporre di calore a temperatura più alta si andrebbe a intaccare le prestazioni del motore riducendo potenza e rendimento. Viene mostrato in Fig. 2.17 uno schema di impianto cogenerativo con motore Stirling, utilizzato per la climatizzazione ambientale con fan coils a quattro tubi.
 

Fig. 2.17 schema di impianto con cogeneratore a ciclo Stirling.

Verranno ora trattate le celle a combustibile. Si fa notare al lettore che per questo tipo di tecnologia, non si seguirà l’approccio seguito per gli altri cogeneratori. Questo per due motivi: assenza del ciclo di trasformazione termodinamico per la generazione della potenza elettrica, tecnologia non ancora disponibile a livello commerciale se non per laboratori ed enti di ricerca, (ovvero operatori specializzati di settore). Si seguirà perciò la seguente struttura descrittiva:

• Tipologia delle Celle;
• Prestazioni, emissioni, realizzazioni, stime dei costi.

2.4 Celle a combustibile
Com’è ben noto, il modo più comune per ottenere energia meccanica o elettrica da un combustibile consiste nel trasformare l’energia chimica del combustibile in energia termica, tramite un normale processo di combustione, e successivamente convertire l’energia termica in lavoro utilizzando dei cicli termodinamici (quali cicli Rankine, cicli Joule, cicli Otto o Diesel) . La trasformazione dell’energia chimica di un combustibile in energia elettrica può invece avvenire direttamente, in modo simile a quanto accade nelle comuni batterie, mediante reazioni elettrochimiche isoterme ed isobare all’interno delle celle a combustibile (Fuel Cell, FC). Questo tipo di reazioni può avvenire con rendimenti molto elevati anche su impianti di piccola taglia, senza sottostare alle limitazioni termodinamiche connesse alla convenzionale trasformazione di energia termica in lavoro. La tecnologia delle celle a combustibile sta vivendo negli ultimi anni una notevole accelerazione del suo sviluppo tecnologico, le cui origini si collocano invece oltre un secolo or sono. Ricerche sempre più diffuse nel mondo con lo sviluppo di nuovi materiali, di nuove geometrie, di nuovi tipi di cella, hanno determinato la sperimentazione di numerosissimi prototipi ed impianti dimostrativi o pre-commerciali sia destinati al settore della trazione (con l’applicazione alla propulsione di autoveicoli ed imbarcazioni), sia al settore della generazione di energia elettrica in particolare di tipo “distribuito”. Nel seguito si descrivono con maggior dettaglio le caratteristiche dei tipi di impianti a FC attualmente sviluppati per applicazioni di cogenerazione di piccola e media taglia (da pochi kW fino a qualche centinaio di kW).
In una tipica cella a combustibile, il combustibile gassoso è un gas ricco in idrogeno alimentato con continuità al comparto anodico (elettrodo negativo dove avviene l’ossidazione del combustibile e la produzione di elettroni), mentre il comburente (ad es. aria) può essere rifornito al catodo (elettrodo positivo, dove avviene la riduzione dell’ossigeno con gli elettroni provenienti dal circuito esterno collegato con l’anodo): la reazione chimica avviene mediante scambio di ioni attraverso l’elettrolita e produce corrente elettrica chiudendo il circuito tra gli elettrodi. Le reazioni che avvengono sono diverse secondo il tipo di cella (vedi Fig. 2.18), ma coinvolgono sempre il trasferimento di ioni contenenti idrogeno o ossigeno tra i due lati della cella. Vengono ora considerati in dettaglio vari tipi di FC indicati in Fig. 2.18.
 

Fig. 2.18 reazioni, trasporto ionico e temperature operative per i vari tipi di cella.

2.4.1 Celle a combustibile ad elettrolita polimerico
La sigla che contraddistingue questa tecnologia è PEM o PEFC (Polymer Electrolyte Membrane Fuel Cell); l’elettrolita è una membrana polimerica solida che agisce come conduttore protonico (ioni H+ ). Le temperature di funzionamento sono prossime agli 80°C; il combustibile deve essere ricco in idrogeno e praticamente privo di CO, mentre l’ossidante può essere aria. Questo tipo di cella è stato sviluppato intensamente solo alla fine degli anni ’80 ed è attualmente studiato in particolare per l’impiego nel campo del trasporto terrestre, sfruttando le sue caratteristiche di elevata potenza specifica per unità di peso e di volume, utilizza come combustibile idrogeno ottenuto da reforming interno di idrocarburi. Una caratteristica particolare di questa filiera è la formazione di acqua liquida come prodotto di reazione; le temperature di funzionamento sono infatti limitate tipicamente a 60-80°C. In relazione sia alla presenza di una struttura polimerica, sia ai problemi di gestione dell’acqua nella membrana è necessario bilanciare la formazione e controllare i flussi di acqua in modo da mantenere la membrana in un corretto stato di idratazione, evitando l’allagamento degli elettrodi porosi. Il controllo del bilancio dell’acqua viene generalmente effettuato umidificando opportunamente i gas in ingresso, eventualmente utilizzando allo scopo l’acqua prodotta della cella stessa; il raffreddamento della cella può essere ottenuto con una circolazione separata di acqua (o miscele acqua-glicole), riscaldata ad esempio di circa 10°C tra ingresso e uscita del percorso di raffreddamento, o con sistemi quali la “Direct Water Injection” dove l’iniezione di acqua liquida demineralizzata nei flussi reagenti assicura sia il raffreddamento (per evaporazione) sia l’umidificazione dei gas stessi (sistema sviluppato da Nuvera Fuel Cells per applicazioni stazionarie). I pregi di questa filiera comprendono tempi di avviamento molto ridotti, grazie alle basse temperature di funzionamento, salite di carico veloci, costruzione leggera e compatta grazie alla capacità di sostenere elevate densità di corrente.
Le basse temperature comportano però anche delle limitazioni: il combustibile deve essere ricco in idrogeno e praticamente privo di CO, pena l’avvelenamento dei catalizzatori al Platino utilizzati sugli elettrodi per promuovere la cinetica delle reazioni. Nelle applicazioni stazionarie a gas naturale, il combustibile è ottenuto tramite un impianto di reforming seguito da una sequenza di reattori che effettuano reazioni di shift e di “Preferential Oxidation” per contenere la concentrazione di CO generalmente sotto le 10 ppm.

Prestazioni, emissioni, realizzazioni, stime dei costi
Le celle PEM vantano costruttori sparsi per tutto il mondo, citandone solo i maggiori: la canadese Ballard Power Systems, le statunitensi United Technologies e Plug Power, l’italo-americana Nuvera, la tedesca Siemens. Oltre a questi ricordiamo le case giapponesi Fuij e Idemitsu, entrambe stanno sviluppando PEFC da 5 kW. In ogni caso, indipendentemente dal costruttore, i moduli PEM, presentando elevate efficienze elettriche, hanno recuperi termici minori sia rispetto ad altre tipologie di celle sia rispetto a motori a combustione. Per utilizzo cogenerativo le celle vengono di fatto allestite con una caldaia ausiliaria per coprire i picchi di carico termico; tendenzialmente il circuito termico di una PEM genera acqua calda ad una temperatura di 65°C, con una temperatura di ritorno di 50°C. La ricerca verte su due punti: l’allungamento della vita utile della cella fino a 40.000 ore contro le attuali 10.000, il contenimento dei costi di impianto e di gestione, ancora troppo alti.
 

Fig. 2.19 immagini delle celle Nuvera e Idatech.

Si passi al tema dei costi; non si è in grado di fornire, per le utenze commerciali un valore esatto dei costi di impianto; queste celle sono infatti ancora alla fase di test di laboratorio ma per gli enti interessati il costo di moduli completi da 4-5 kW di potenza elettrica si aggira sui 6000 €/kW. Le previsioni di sviluppo indicano come raggiungibile la soglia dei 1000 €/kW per produzioni di grande serie (10.000 unità/anno).
Si presentano in Tab. 2.10 le emissioni dichiarate per due modelli da circa 5 kW di cui è previsto l’uso per cogenerazione residenziale nei centri urbani.

Tab. 2.10 emissioni celle PEM.

Un confronto delle prestazioni, dei vari modelli, viene presentato nelle tabelle Tab. 2.11 e Tab. 2.12.
 

Tab. 2.11 prestazioni a confronto di celle PEM.

Tab. 2.12 prestazioni a confronto di celle PEM.

Si sottolinea che nella seconda parte del presente lavoro sono disponibili prestazioni e schemi della cella Idatech Etagen5, sono più completi e dettagliati ed in caso di necessità si rimanda ad una loro consultazione. Non vengono presentati in questa sede in quanto ridondanti ripetizioni.

2.4.2 Celle a combustibile ad acido fosforico
La sigla che contraddistingue questa filiera è PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell). Questa filiera è stata sviluppata a partire dagli anni ’60 ed è l’unica che abbia già raggiunto un ragguardevole grado di maturità tecnologica. L’elettrolita impiegato è una soluzione concentrata di acido fosforico che agisce da conduttore ionico tramite ioni H⁺ (provenienti dalla dissociazione H⁺ / OH⁺ promossa dall’acido) per temperature di funzionamento prossime a 200°C, risultando, nel contempo dal punto di vista termico, sufficientemente stabile.
Gli elettrodi sono costituiti generalmente da una base carboniosa conglobata in un legante polimerico formanti una matrice porosa rivestita in platino. La tabella seguente (Tab. 2.13) mostra in dettaglio quali siano i materiali impiegati da questo tipo di cella.
 

Tab. 2.13 materiali impiegati nella costruzione delle PAFC.

L’elettrolita H₃PO₄ non dà problemi di assorbimento della CO₂, il maggior problema che si incontra nell’impiego delle PAFC è invece costituito dalla scarsa tolleranza al CO. Questo agisce come veleno per i catalizzatori presenti all’anodo (adsorbimento) e la sua concentrazione nel combustibile deve essere contenuta entro l’1%.
Inoltre il contenuto totale di zolfo (H₂S, COS) nel combustibile deve essere ridotto a meno di 50ppm: queste esigenze rendono necessario l’impiego di una sezione di desolforazione e, a valle del reformer, di specifici moduli di abbattimento del CO mediante reazione di shift. Le caratteristiche di questa tecnologia hanno condotto i costruttori presenti sul mercato a proporre unicamente unità di potenza superiore a qualche centinaio di kW, tali da consentire il migliore compromesso tra economicità ed efficienza. Non se ne prevede la realizzazione in piccole taglie. Una trattazione più approfondita su queste celle esulerebbe dai fini del presente lavoro, il cui interesse verte su potenze inferiori. Ciononostante, questa filiera è stata proposta per ragioni di completezza e organicità di esposizione.

2.4.3 Celle a combustibile a carbonati fusi
La sigla che contraddistingue questa filiera è MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell). L’elettrolita è usualmente una miscela di carbonati alcalini (Li, Na, K) trattenuta da una matrice ceramica di LiAlO₂. La cella opera a 600-700°C, temperatura alla quale i carbonati formano un sale fuso altamente conduttivo, con ioni carbonato CO₃⁼ che permettono la conduzione ionica. A temperature di questo livello non sono necessari metalli nobili per svolgere la funzione di elettrocatalizzatori: la cinetica delle reazioni è avvantaggiata dalle condizioni termiche e sono sufficienti elettrodi porosi a base Nichel per promuovere le reazioni. Tipicamente l’anodo è costituito da Ni legato con il 10% di Cr, mentre il catodo è realizzato da un ossido di nichel e litio, con spessore degli strati prossimi ad 1 mm.
Le reazioni elettrochimiche che avvengono in una MCFC, coinvolgono il trasferimento di CO₂ tramite lo ione CO₃⁼ dalla corrente di ossidante al catodo fino alla corrente di combustibile all’anodo. Questa particolarità rende necessario nelle MCFC alimentare il catodo con una miscela aria-CO₂, ottenendo la CO₂ richiesta tramite un apparato ausiliario che sfrutti ad esempio ricircoli e miscelazioni di parte dei gas di scarico della cella o una sorgente esterna alternativa di CO₂.
La tabella seguente (Tab. 2.14) riassume i materiali utilizzati per la costruzione dei diversi componenti delle MCFC, viene presentata anche per mostrare il livello tecnologico necessario per la produzione di tali celle.
 

Tab. 2.14 materiali impiegati nella costruzione delle MCFC e spessori dei componenti.

Le alte temperature di esercizio permettono alle MCFC di raggiungere elevati rendimenti e maggiore flessibilità nell’utilizzo dei combustibili disponibili rispetto alle PAFC; sono state sviluppate configurazioni che possono essere alimentate a gas naturale effettuando il reforming del combustibile all’interno della cella, con produzione di idrogeno, sfruttando le condizioni termodinamiche consentite dalle elevate temperature di funzionamento e dall’aggiunta di specifici catalizzatori a base Nichel. In questi casi, la reazione utilizzata per la trasformazione degli idrocarburi è principalmente quella di steam-reforming (endotermica, generalmente sfruttabile in assenza di catalizzatori solo sopra i 750-800°C).
Questo tipo di cella è denominato con la sigla IIR-MCFC o DIR-MCFC a seconda che il processo di reforming avvenga in una camera separata dalla FC ma adiacente ad essa, sfruttandone il calore di scarto (Indirect Internal Reforming IIR), o sia invece condotto direttamente all’interno del comparto anodico, sfruttando il consumo di idrogeno e la produzione di vapore d’acqua per forzare ulteriormente le reazioni di conversione (Direct Internal Reforming DIR).
In entrambi i casi non è più necessario un impianto esterno di trasformazione del combustibile, la cella può essere direttamente alimentata a gas naturale. Il processo di reforming interno contribuisce anche al raffreddamento della cella tramite l’utilizzo di calore nelle reazioni.

Prestazioni, emissioni, realizzazioni, stime dei costi
Due problemi ancora non completamente risolti allontanano l’ingresso nel mercato delle MCFC:

• alle temperature richieste sorgono forti problemi di: resistenza alla corrosione e stabilità strutturale degli elettrodi (sottoposti all’aggressione dei sali fusi), stabilità dei materiali e vita utile dei componenti della cella.
• la gestione dell’elettrolita, in particolare il controllo della distribuzione dei carbonati fusi nelle porosità degli elettrodi è un elemento critico per il raggiungimento di prestazioni elevate e adeguate vite utili.

Tuttavia anche per queste celle c’è una forte presenza di sviluppatori: la statunitense FCE (Fuel Cell Energy), le giapponesi Hitachi e IHI, l’italiana Ansaldo Fuel Cells. Tutti i produttori hanno realizzato celle a sviluppo planare, che vengono impilate in stack, la potenza della singola cella nell’ordine del kilowatt mentre un impianto MCFC raggiunge complessivamente i 250 kW. Anche per queste celle si parla, come per le PAFC, di impianti di potenza superiore al centinaio di kilowatt, non si prosegue quindi nelle descrizione di queste unità.


2.4.4 Celle a combustibile ad ossidi solidi
La sigla che contraddistingue questa tecnologia è SOFC (Solid Oxide Fuel Cell): l’elettrolita è un ossido solido metallico non poroso, generalmente un ossido di zirconio (ZrO₂) drogato con ittrio. La cella opera a temperature comprese tra 650 e 1.000 °C, alte abbastanza da permettere una sufficiente conduzione ionica tramite ioni ossigeno O=. Gli elettrodi possono essere costituiti da ossidi di zirconio (anodo) e da manganiti di lantanio (catodo). Tra i vantaggi che sostengono lo sviluppo di questa filiera nonostante le difficoltà derivanti dalle alte temperature in gioco e dalle delicate tecnologie di fabbricazione, si citano i seguenti:

• la costruzione con materiali esclusivamente in fase solida elimina tutti i problemi di gestione delle fasi liquide e consente di realizzare le celle con maggiore flessibilità in diverse forme geometriche (sono ad oggi sviluppate celle sia tubolari sia planari);
• grazie alle elevate temperature di funzionamento, il gas naturale è utilizzabile direttamente senza bisogno di catalizzatori addizionali per sostenere le reazioni di reforming, che possono avvenire internamente alla cella;
• le temperature di funzionamento più elevate consentono di realizzare un consistente recupero di calore anche tramite l’integrazione con cicli termodinamici a gas (cicli “ibridi”), con rendimenti elettrici totali molto elevati.

Alle temperature di funzionamento di circa 1000°C caratteristiche della SOFC, risulta problematico ottimizzare il comportamento dei materiali dal punto di vista della stabilità chimica, della conduttività e della compatibilità termomeccanica tra le varie parti in relazione ai diversi coefficienti di dilatazione termica. Per questo motivo, parallelamente allo sviluppo ulteriore delle celle funzionanti a 1000°C, la ricerca sta perseguendo, soprattutto per le celle planari (dove i problemi di stress termomeccanico sono più intensi), l’individuazione di materiali adeguati ad un funzionamento a temperature ridotte, dell’ordine di 650-850°C.

Prestazioni, emissioni, realizzazioni, stime dei costi
A partire dagli anni ’50 sono stati sviluppati i primi moduli di celle SOFC, questi moduli a geometria tubolare continuano ad essere studiati dalla Siemens-Westinhouse, che attualmente propone package dai 100 ai 250 kW. Questi sono costituiti da singole celle tubolari lunghe 1.5 m aventi diametro di 2.2 cm, la potenza unitaria per cella raggiunge i 200 W; per gli stack così realizzati la vita utile è stimata in 40.000 ore.
 

Fig. 2.21 geometrie di celle tubolari (Fonte Siemens).

Sempre con tecnologia tubolare, viene proposto, dalla Fuel Cell Technologies, uno stack cogenerativo da 5 kW elettrici per uso residenziale, sempre la FCT sta lavorando su celle sperimentali con potenza specifica più elevata in modo da ridurre i costi di impianto.
Le SOFC a geometria planare si mostrano per certi aspetti più promettenti; infatti troviamo un forte interesse di costruttori statunitensi, europei ma soprattutto giapponesi.
Le celle di tipo planare presentano una struttura con componenti attivi (anodo - elettrolita - catodo) “piatti”, analoga a quelle usate dalle PEM, consentendo una facile connessione elettrica in serie tra le celle, che vengono generalmente impilate. Le geometrie realizzative sia delle celle, sia dei componenti di connessione, variano parecchio a seconda dei costruttori e a seconda delle scelte perseguite tra: percorsi preferenziali del gas, migliore asportazione del calore, flussi incrociati, scambi di calore rigenerativi, agevolazione delle reazioni di reforming. Si citano tra i produttori di celle planari Rolls Royce, Siemens, Ztek, Mitsubishi.
Nell’utilizzo residenziale è notevole l’impegno della svizzera Sulzer; la Sulzer ha infatti sviluppato un package cogenerativo con celle circolari, denominato Hexis. La seconda generazione ribattezzata Galileo è stata presentata alla fiera di Hannover 2005. Vanta: percorso di preriscaldamento dei reagenti in modo da ridurre stress termico delle pareti, reforming interno del gas naturale, accumulatore di acqua calda da 200 litri per usi igienico-sanitari. Si noti inoltre la presenza di un demineralizzatore interno che fornisce il vapore acqueo puro necessario per le reazioni di reforming. Attualmente questi impianti hanno un costo di installazione di 6000-7000 €/kW, costo legato alla fase di sviluppo precommerciale, le previsioni su un mercato consolidato stimano costi di 700-800 €/kW. Bisogna notare, riferendoci alle fuel cells in generale, che un prezzo più elevato, per questi impianti economicamente meno competitivi, verrebbe giustificato a fronte delle ridotte emissioni.

Fig. 2.23 schema della cella Siemens e foto della cella Galileo.

I tenori nei fumi di CO e NOx sono generalmente contenuti al di sotto di 1 ppm, fumi con tenore di ossigeno del 15%, ovvero un ordine di grandezza in meno rispetto alle tecnologie convenzionali basate su combustione e ciclo di potenza sottoposto. Si propone in ultimo la tabella Tab. 2.15 che mette a confronto le prestazioni di tre celle SOFC.

Tab. 2.15 tabella comparativa per tre modelli di celle SOFC.

2.5 Frigoriferi ad assorbimento
Le macchine frigorifere ad assorbimento costituiscono una pratica alternativa a quelle a compressione di vapore. Il principale vantaggio è quello di non richiedere, salvo che per la pompa di trasferimento del soluto, l’ingresso di lavoro meccanico e, pertanto, l’introduzione di potenza elettrica.
La funzione di prelevare calore ad un sorgente a temperatura inferiore e di cederlo ad una sorgente a temperatura superiore, viene infatti svolta con l’impiego di energia termica fornita da una terza sorgente di calore. A differenza delle macchine frigorifere a compressione di vapore, le quali funzionano con un fluido puro (monocomponente), le macchine ad assorbimento si basano sull’impiego di una miscela di due fluidi. La coppia di fluidi deve poter formare, nelle condizioni operative della macchina, una miscela omogenea in fase liquida. Uno dei due fluidi, quello a più bassa tensione di vapore, svolge il ruolo di solvente; quello a più elevata tensione di vapore assume il ruolo di soluto.

2.5.1 Principio di funzionamento
Le trasformazioni elementari che caratterizzano il funzionamento di una macchina di assorbimento sono, per l’appunto, la formazione della soluzione (detta di assorbimento) e in altra fase del ciclo, l’estrazione del soluto dalla soluzione. Inoltre, anche in queste macchine frigorifere come in quelle a compressione di vapore, si fanno avvenire opportuni cambiamenti di fase (evaporazione e condensazione) di uno dei fluidi (il soluto).
Ognuna delle trasformazioni elementari ora citate (assorbimento, estrazione del soluto, evaporazione e condensazione) comporta scambi termici con le sorgenti di calore accoppiate alla macchina.
Le macchine d’interesse per il presente lavoro, ossia quelle adottate per la climatizzazione ambientale, utilizzano una delle seguente coppie di fluidi:

• Acqua – Ammoniaca; l’ammoniaca (NH3), avendo più elevata tensione di vapore, funge da soluto e quindi anche, come verrà meglio spiegato nel seguito da fluido frigorigeno, mentre l’acqua (H₂O) ha ruolo di solvente;
• Bromuro di Litio (soluzione acquosa) – Acqua; l’acqua riveste, in questo caso, il ruolo di soluto e di fluido frigorifero mentre una soluzione di acqua e di Bromuro di Litio (LiBr) ha ruolo di solvente.

Per descrivere la funzione svolta da ciascuno dei componenti che costituiscono il circuito del refrigerante, e per dare maggiore concretezza all’esposizione, ci si riferisce al caso in cui venga impiegata la coppia di fluidi LiBr – H₂O.
 

Fig. 2.24 rappresentazione schematica di una generica macchina ad assorbimento.

In Fig. 2.24 è riportata la rappresentazione schematica di una macchina di assorbimento che permette l’individuazione dei singoli componenti e delle loro connessioni:
1 Evaporatore è lo scambiatore in cui l’acqua (fluido frigorifero) assorbe la potenza termica Qb dalla sorgente a bassa temperatura (effetto utile di refrigerazione) e passa allo stato di vapore;
2 Assorbitore è l’apparato in cui il vapore d’acqua prodotto nell’evaporatore (stato 4) viene portato in fase liquida (la soluzione), senza che sia necessario elevarne la pressione. Il soluto (acqua) viene assorbito da parte di una miscela liquida proveniente dal generatore; questa soluzione viene detta povera, in quanto ha una bassa concentrazione di soluto. Il processo di assorbimento ha luogo a causa dell’affinità tra le molecole del soluto e quelle del solvente, ed è esotermico. Pertanto deve essere ceduta la potenza termica Qa’ alla sorgente esterna a temperatura Ta (temperatura del fluido disponibile per disperdere in ambiente il calore di scarto della macchina, considerando macchina raffreddata a liquido);
3 Pompa del liquido (detta anche pompa di trasferimento del soluto o pompa di travaso) eleva la pressione della soluzione ricca di acqua proveniente dall’assorbitore e ne consente il trasferimento nel generatore;
4 Generatore è l’apparato in cui si effettua la separazione del soluto (refrigerante) dal solvente. Il processo di distillazione che estrae il componente più volatile dalla miscela, avviene mediante fornitura di potenza termica Qo da parte della sorgente esterna a temperatura To; è questa la potenza termica motrice dell’impianto;
5 Condensatore è lo scambiatore di calore nel quale avviene la condensazione del vapore d’acqua prodotto dal generatore (stato 1); la trasformazione 1-2 comporta la cessione della potenza termica Qa’’ alla sorgente a temperatura Ta (ambiente);
6 Organi di laminazione operano un’espansione isoentalpica (senza scambi di calore o di lavoro con l’esterno) del fluido che li attraversa. In una macchina frigorifera ad assorbimento ne esistono due. Il primo è attraversato dall’acqua che allo stato liquido lascia il condensatore (trasformazione 2-3); il secondo è attraversato dalla soluzione povera uscente dal generatore e destinata ad entrare nell’assorbitore.
Nello schema di Fig. 2.24 è anche rappresentato uno scambiatore rigenerativo; tale componente viene inserito nel circuito, in modo che la portata di miscela povera uscente dal generatore, possa cedere potenza termica alla miscela ricca (liquida) che, prima di entrare nel generatore, si trova ad una temperatura inferiore. Lo scambiatore rigenerativo consente in altre parole un recupero di calore; di fatto una parte della potenza termica Qa’ che, altrimenti sarebbe necessario disperdere nell’assorbitore (cedendola alla sorgente a temperatura Ta), viene utilmente impiegata per ridurre la potenza termica Qo che è necessario fornire per il funzionamento della macchina.
Nelle macchine ad assorbimento, come in quelle a compressione (supponendo trascurabili le perdite di carico legate al moto dei fluidi nei componenti e nelle tubazioni di collegamento), si evidenziano solamente due valori di pressione del fluido di lavoro.
Generatore e condensatore operano infatti ad una pressione Pa, detta alta pressione, il cui valore dipende dalla temperatura di condensazione dell’acqua (pura), e perciò dalla temperatura alla quale è richiesto di asportare il calore dalla sorgente fredda.
Dalla descrizione sin qui fatta delle macchine di assorbimento dovrebbero emergere le somiglianze e le differenze esistenti tra queste e le macchine a compressione di vapore.
L’effetto frigorifero è ottenuto in entrambi i casi in un evaporatore; è comunque necessario disperdere il calore di condensazione per riottenere del liquido a partire dal vapore surriscaldato ad alta pressione e, infine, in entrambi i casi si impiegano organi di laminazione per far diminuire la pressione dal valore esistente nei componenti che operano ad alta pressione a quelli di bassa pressione.
I due tipi di macchine differiscono per il modo in cui viene creata la differenza di pressione tra il valore di alta e quello di bassa. Nelle macchine a compressione si utilizza potenza meccanica per muovere il compressore; nelle macchine ad assorbimento, il generatore (azionato termicamente) e l’assorbitore sostituiscono il compressore.


2.5.2 Caratteristiche e tecnologia costruttiva
Nati originariamente in America, i gruppi frigoriferi ad assorbimento sono oggi prodotti soprattutto in Estremo Oriente (Giappone, Cina, Corea), anche se esistono alcuni costruttori europei, tra i quali Robur in Italia, e Colibrì, in Olanda. Dato il grande numero di costruttori e quindi di modelli, la fascia di potenze disponibili è molto ampia da poco più di 10kW a oltre 23 MW. Inoltre l’alimentazione di queste macchine permette una scelta di alternative tale da poter rispondere ad ogni disponibilità locale di combustibili o di calore: dall’acqua calda a bassa temperatura (anche a partire da soli 60°C per le macchine Nishiyodo), all’acqua surriscaldata (125°C), al vapore a bassa ed alta pressione, al gas naturale e GPL, ai gas esausti da sistemi di cogenerazione con microturbine o motori alternativi, ai cascami di calore da processo, ecc.
L’effetto frigorifero di solito viene fornito tra i 7e 12°C con fluido vettore acqua ma in alcuni casi date le basse temperature di funzionamento vengono utilizzate miscele di acqua glicole o altre miscele incongelabili, si citano ad esempio i modelli della serie ARP-S della Colibrì dove si raggiungono i 50 gradi sotto lo zero Celsius.
Le prestazioni di queste macchine variano parecchio in base alla modalità costruttiva, notevole è la differenza di rendimento tra il singolo, doppio o triplo effetto. Seguendo questa classificazione, dovuta al numero degli stadi di evaporazione della miscela presenti nel desorbitore, si passa da rendimenti pari a 0.6 per frigoriferi a singolo stadio, 1-1.2 per doppio stadio e 1.6 per il triplo. Nelle macchine a più stadi si utilizza il vapore, prodotto ad alta temperatura nel primo stadio, per farne evaporare un’ulteriore quota negli stadi successivi.
La costituzione tecnologica di queste macchina varia con il costo. Esistono macchine monocorpo con i quattro componenti funzionali racchiusi in un’unica cassa, doppio corpo dove le sezioni della macchina corrispondono con i due livelli di pressione; troviamo così il gruppo assorbitore-evaporatore da una parte e quello generatore-condensatore dall’altra. Si arriva poi ai modelli con tre o quattro sezioni ognuna dedicata ad un componente. Notevoli variazioni di costo si evidenziano a seconda che il chiller sia raffreddato ad aria o ad acqua tramite torre evaporativa.
Queste macchine sono facilmente parzializzabili e senza scadimento delle prestazioni, il rendimento infatti resta circa inalterato. Riportando come esempio frigoriferi alimentati ad acqua calda, si nota come è possibile parzializzare la macchina variando la temperatura dell’acqua di alimento in ingresso oppure variandone la portata. I diagrammi riportati di seguito (vedi Fig. 2.26 e Fig. 2.27) mostrano gli effetti di tali operazioni, su potenza frigorifera resa, temperature dell’acqua di torre, temperature acqua refrigerata.
 

Fig. 2.26 curva di parzializzazione tramite portata per un FA (fonte manuale tecnico MAYA).

Fig. 2.27 curve di parzializzazione in base ai ΔT ingresso/uscita per un FA (fonte manuale tec. MAYA).

Il confronto tra i frigoriferi ad assorbimento con quelli a compressione di vapore non è immediato. In termini di costo di installazione, a parità di potenza installata, un FA richiede un esborso maggiorato, maggiorazione che va dal 30 al 100% a seconda dei costruttori (vedi Fig. 2.28). I FA offrono però vantaggi gestionali non indifferenti: non temono i blackout, funzionamento estremamente silenzioso, non avendo parti in moto, vita utile superiore ai 20 anni e utilizzando cascami termici di processo, sono forti le considerazioni di carattere ecologico-ambientale. Il vero discriminante è il costo dell’energia, riferendosi sia al costo del kWh che a quello del metro cubo di gas naturale. Purtroppo però in un mercato dell’energia fortemente variabile, come quello italiano, dove i grandi utenti contrattano direttamente prezzi e tariffe, è difficile prevedere a priori da quale lato pende l’ago della bilancia.
 

Fig. 2.28 confronto dei prezzi medi per kW installato per FA a singolo effetto e frigoriferi a compressione (fonte rivista “Costruire impianti” N.1/05).

2.5.3 Controllo delle emissioni inquinanti e impatto ambientale
Queste macchine non utilizzano, come frigorigeno, gas-serra o reagenti con l’ozono, quindi anche alla fine della loro vita utile non rilasciano alcun emissione inquinante. Basti considerare che le miscele utilizzate sono a base d’acqua e in condizioni ambiente liquide (acqua-ammoniaca, acqua-soluzione di bromuro di litio). I normali frighi a compressione lavorano con HFC (idrofluorocarburi), meno nocivi dei più famosi CFC, ma che hanno comunque una certa reattività con l’ozono.
In tutti quei casi in cui il frigorifero non ha una caldaia dedicata, e sfrutti calore di scarto, da processi produttivi o da cogenerazione, ad esempio con microturbine, genera un risparmio non indifferente di energia primaria, ovvero di combustibile, rispetto alla stessa generazione di potenza frigorifera tramite macchine a compressione. Si cita solamente la ben nota, e più volte richiamata, proporzione: meno combustile, meno anidride carbonica, meno effetto serra. Una valutazione degli impianti, sotto questo aspetto, può essere realizzata tramite gli indici GWP, ODP e TEWI proposti dalla ASHRAE (American Society of Heating, Refrigerating and Air-Conditioning Engineers). In cui:

• ODP = Potenziale di Distruzione dell’Ozono
Indice adimensionale esprimente la capacità della sostanza in questione di impoverire lo strato di ozono atmosferico. Riferimento unitario viene assunto per il refrigerante alogenato R-11.
• GWP = Potenziale di Riscaldamento Globale
Indice adimensionale esprimente il contributo della sostanza in esame al riscaldamento globale tramite Effetto Serra. Riferimento unitario viene assunto per l’anidride carbonica.
• TEWI = Impatto Totale sull’ Effetto Serra
Indice che considera Effetto Serra diretto e Effetto Serra indiretto. Ove per Effetto Serra diretto si intende la perdita di carica di refrigerante dal sistema che ne fa uso, mentre per Effetto Serra indiretto si intendono le emissioni di anidride carbonica derivanti dal consumo energetico del sistema.

2.5.4 Esempi realizzativi e schemi d’impianto cogenerativi
Si limita l’interesse delle seguenti esemplificazioni ai soli casi di cogenerazione, in cui la macchina ad assorbimento viene accoppiata ad un motore primo per cogenerazione; non si parlerà quindi delle macchine alimentate tramite combustibile. I cogeneratori più utilizzati nella realizzazioni di questi impianti, che tra l’altro risultano essere dei veri e propri sistemi di trigenerazione, sono le microturbine a gas. Le temperature dell’acqua proveniente dal recupero termico della turbina ben si sposano con il range termico di alimentazione richiesto dai chillers alimentati ad acqua. Facile è anche l’accoppiamento tra FA e motori alternativi, viste le temperature a cui viene reso disponibile il calore, più difficile è l’utilizzo in trigenerazione con motori Stirling, date le basse temperature a cui rendono disponibile il calore (< 80°C), è però possibile l’accoppiamento con macchine ad adsorbimento che, grazie all’utilizzo di sostanze catalitiche nel ciclo di rigenerazione del refrigerante, sono alimentati con acqua a soli 60°C. Viene ora presentata una tabella (vedi Fig. 2.29) riassuntiva delle specifiche tecniche delle macchine Yazaki, distribuite in Italia da Maya, in cui sono evidenziate le temperature, portate, pressioni dei tre circuiti della macchina. Vengono forniti anche altri dati inerenti a prestazioni e connessioni. Tutti i valori riportati, anche se forniti per uno specifico produttore, sono comunque indicativi di tutte le macchine della stessa classe.
 

Fig. 2.29 caratteristiche tecniche dei frigoriferi Yazaki.

Vengono ora presentati due schemi: uno trigenerativo dove due circuiti, terminanti in un fan coil rappresentante l’utenza termica, trasportano il fluido termovettore (di solito acqua glicolata) ai due livelli di temperatura richiesti. Il sistema è in grado di gestire separatamente e contemporaneamente un’utenza “calda” e una “fredda”; dirottando tramite valvole a tre vie motorizzate l’acqua in uscita dal recupero termico del motore primo, si alimenta un circuito piuttosto che l’altro (vedi Fig. 2.30).

Fig.2.30 schema di connessione per installazione rigenerativa.

Il secondo schema (vedi Fig. 2.31) mostra le connessioni termiche in sistema cogenerativo in cui la macchina ad assorbimento è alimentata direttamente con i fumi ad alta temperatura (400°C) in uscita dal motore (MCI o microturbina).
 

Fig. 2.31 schema di connessione motore-assorbitore tramite recupero termico dei fumi.

* michele.sileo@fastwebnet.it