Ripotenziamento della centrale di teleriscaldamento Enipower di San Donato Milanese. Modello numerico dell'impianto cogenerativo per la gestione ottimizzata dell'accumulo termico

Energy efficiency is one of the most important goals to achieve in Italy. With cogeneration and district heating it’s possible to reduce fuel consumption and NO_x emissions compared to traditional systems. The subject of this essay is the analysis of Bolgiano cogeneration plant. Enipower contemplated a revamping project of the plant and its main targets are: increasing efficiency of district heating, improving production structure performance and flexibility, reducing fuel consumption and NOx emissions without decreasing energy production and thus guaranteeing environmental sustainability. Enipower has bought new gas turbines and engines with a better efficiency to achieve these goals. The breakthrough has been to include 10 tanks (300 m^3 each one) to store heated water. These tanks allow to accumulate heat in excess generated by the gas turbine and engines and make use of it afterwards to supply heat to the thermal consumption. Purpose of this thesis is trying to identify the best technical and economical trade-off for the new plant and modeling the thermal storage system with Visual Basic for Applications on Excel. The weekly and monthly operation is then simulated considering the engines and turbine specifics and the electrical and heat needs. Enipower has planned for the engine and heating plant to start in spring 2014, while the gas turbine and heating tanks for winter 2014, therefore they requested 3 different programs: the first with engines and heaters to optimize the production process without tanks and turbo gas, the second with engines, heaters and turbo gas to start to model thermal storage, and lastly the actual plant with engines, heaters, gas turbine and tanks. An economical analysis will be done on an yearly basis to calculate costs and operational gains for each production plant. The new plant shows a better energy efficiency and NO_x emissions are lower compared to the past plant. At the end there’s an economical analysis of the investments and a comparison of the results yielded by Dcogen, a software developed by the Group of Energy Conversion Systems of Politecnico di Milano, and the VBA model. Analyzing results we observe that for summer and winter weeks models are similar, instead of spring and autumn weeks that seem to be a little different. Finally adjustments of VBA model are proposed to improve the technical and economical optimization.

Il miglioramento dell’efficienza energetica è uno degli obiettivi fondamentali da raggiungere nell’ambito di un progetto globale di protezione dell’ambiente e risparmio monetario. A questo proposito la cogenerazione e il teleriscaldamento sono tecniche che consentono un elevato risparmio di combustibile e diminuzione delle emissioni rispetto ai sistemi convenzionali. L’oggetto di questa tesi è l’analisi dell’impianto di cogenerazione sito a Bolgiano (MI) gestito da Enipower. La società recentemente, ha previsto un progetto di revamping i cui obiettivi principali sono: aumentare l’efficienza del teleriscaldamento, conferire all’assetto produttivo più flessibilità e performance, diminuire il consumo di gas metano a parità di energia prodotta, garantire una maggiore sostenibilità ambientale. Il progetto di tesi, più nello specifico, consiste nell’ottimizzare l’esercizio produttivo dell’impianto e elaborare un modello per la gestione dell’accumulo termico tramite VBA su Excel. Sulla base delle caratteristiche delle unità produttive e della richiesta termica ed elettrica, è stato simulato il funzionamento a livello settimanale e annuale della centrale. Poiché Enipower ha previsto l’entrata in esercizio dei motori e delle caldaie per la primavera 2014, mentre quella della turbina a gas e dei serbatoi di accumulo di calore per Dicembre 2014, si è resa necessaria l’elaborazione di tre programmi: uno con i motori e le caldaie per ottimizzare l’esercizio produttivo nel periodo di assenza dei serbatoi e del turbogas; uno con i motori, le caldaie e il turbogas per poter fare un’analisi preliminare sulla modellizzazione dell’accumulo termico e infine l’impianto di produzione reale con i motori, la turbina a gas, le caldaie e i serbatoi di accumulo. E’ stata portata a termine un’analisi economica a livello annuale di ciascun impianto di produzione, calcolandone i costi e i ricavi operativi. In particolare la nuova configurazione risulta energeticamente più efficiente rispetto a quella precedente (78,75% di rendimento di primo principio rispetto a 71,42%) e le emissioni di NO_x si sono ridotte drasticamente (da 319,60 t/anno per un consumo di gas di 49.115.903 Sm^3/anno a 71 t/anno per un consumo pari a 65.600.905 Sm^3/anno). Lo studio inoltre si completa con una valutazione economica d’ investimento dell’impianto di cogenerazione e con il confronto tra i risultati ottenuti dal modello costruito con VBA e dal software DCogen, elaborato dal Group of Energy Conversion Systems del Dipartimento di Energia del Politecnico di Milano. Dall’analisi comparativa si rileva che i modelli forniscono risultati simili quando prendono in esame i casi estivi e invernali, nelle altre stagioni ci sono invece maggiori differenze. Sulla base dei risultati ottenuti è stata quindi proposta una modifica del codice elaborato tramite VBA per rendere più ottimale la simulazione dell’impianto.