La nuova ISO 50001:2018

E’ stata pubblicata il 22 agosto la revisione 2018 delle norma ISO 50001 (ISO 50001:2018 “Energy management systems — Requirements with guidance for use”). 

La seconda edizione dello standard sui Sistemi di Gestione dell’Energia è stata “allineata” a quanto previsto dalla High Level Structure (HLS) dell’ISO in merito alla struttura delle norme internazionali sui sistemi di gestione; la nuova ISO 50001 è pertanto articolata secondo gli stessi 10 capitoli, analogamente agli standard ISO 9001 e ISO 14001. La “logica di funzionamento” della nuova norma rimane quella di tipo PDCA (Plan – Do – Check – Act).

Da un punto di vista tecnicola nuova ISO 50001 specifica con maggior chiarezza alcuni aspetti dell’analisi energetica (Energy Review), fornisce indicazioni più precise in merito agli indicatori di prestazione energetica (Energy Performance Indicators, EnPIs) e ai consumi di riferimento (Energy Baselines, EnB), introduce nuove definizioni e alcuni nuovi concetti (ad esempio, quello di “normalizzazione” di EnPIs e EnB).

10 Business Plan parte 2

Il GSE contro i sistemi di accumulo

"Con riferimento alle richieste di chiarimenti pervenute al GSE in merito alla possibilità d’installazione di sistemi di accumulo su impianti già ammessi agli incentivi, si precisa quanto segue.

Nelle more della definizione e della completa attuazione del quadro normativo e delle regole applicative del GSE per l’utilizzo dei dispositivi di accumulo, ai fini della corretta erogazione degli incentivi, non è consentita alcuna variazione di configurazione impiantistica che possa modificare i flussi dell’energia prodotta e immessa in rete dal medesimo impianto, come ad esempio la ricarica dei sistemi di accumulo tramite l’energia elettrica prelevata dalla rete.

A tal proposito si rammenta che il GSE, nel caso in cui dovesse accertarne la sussistenza, nell’ambito delle verifiche effettuate ai sensi dell’art. 42 del Decreto Legislativo 28/2011, applicherà le sanzioni previste dal medesimo articolo, ivi inclusa la decadenza dal diritto agli incentivi e il recupero delle somme già erogate."

http://www.gse.it/it/salastampa/news/Pages/modifica-della-configurazione-impianti-incentivati-con-sistemi-di-accumulo.aspx

Tutti insieme per l'Energia!

I don't mean to put too fine a point on it, but  most people leading energy management programs drill down on the technical aspects and ignore the substantial gains to be had on the "softer," people side. The New York Times ran a good article about how the Obama campaign won the election.There were some good tips on how to engage people that will help in your energy management effort.  Here are six things I took away. But you should read it yourself here.

1. Don't Deny It, Counter It
If someone says, "It makes our work harder," explain how it makes it easier or how it benefits everyone. If it doesn't, you shouldn't be doing it anyway.

2. Get Them to Literally Sign On
A simple voluntary commitment tends to be more persistent if people actually sign something. Meet people one-on-one and ask them to sign an energy awareness pledge card.

3. Reward Their Constancy
A simple statement appreciating past contributions goes a long way to making sure that a person's contribution continues. An opening like, "You've really helped us in the past," shows people you recognize their efforts and it makes them more inclined to continue.

4. Make It A Plan
People who want to help sometimes end up not helping because they don't quite know what to do next. So when you speak with them, make a little plan with them before parting ways. "So what do you think you can do?" Is a good way to make that step. Or, "Can I count on you to keep an eye on that door and make sure it's closed?" People with plans are much more likely to join your effort.

5. Make It a Group
Don't be afraid to mention things that other people are doing. People feel more comfortable and excited when they realize they are part of a group effort.

6. Make It Genuine
Finally, you need to be genuine in your outreach efforts. If you feel at all uncomfortable, it's probably best not to reach out that way. But people respond to authenticity and sincerity. If you're doing this work, it's probably because you have some passion for it. If in doubt, show your passion. People will respond.
  

Risorse per gli studi di fattibilità in campo energetico: RETScreen

RETSCreen è un potente software di simulazione energetiche creato dall’Università del Canada. Può essere scaricato gratuitamente all’indirizzo: http://www.retscreen.net/it/download.php.

Al classico RETSCreen 4, ottimo per studi di fattibilità tecnico/finanziaria sia nel campo delle fonti rinnovabili che di quelle tradizione, si è aggiunto ultimamente RETScreen Plus, uno strumento software di gestione delle energie basato su Windows che consente a proprietari dei progetti di verificare facilmente il rendimento energetico dei propri impianti. Molto interessante è anche la possibilità di valorizzare la riduzione di emissione di CO2 connessa a un progetto.

RETScreen Plus premette di correlare consumi e fattori energetici (gradi-giorno, pezzi prodotti, ore lavorate, ecc.), di stabilire consumi di riferimento e di impostare obiettivi. In questo senso è un ottimo strumento per chi voglia iniziare a implementare un sistema di gestione dell’energia secondo la norma ISO 50001.

SIMERI: i dati della produzione italiana da fonte rinnovabile

Recentemente il GSe ha reso disponibile il portale SIMERI. SIMERI è il sistema italiano per il monitoraggio statistico delle energie rinnovabili: Elettricità, Riscaldamento - Raffreddamento e Trasporti. Permette di seguire l'evoluzione dei consumi soddisfatti con le fonti rinnovabili attraverso "cruscotti" interattivi. Nelle sezioni documentali sono reperibili tutti i riferimenti informativi. SIMERI consente di monitorare lo stato di raggiungimento dell'obiettivo nazionale del 17% al 2020 imposto dalla direttiva UE 28/2009.

Il sito è consultabile qui.

Ciclo Rankine a cippato di legno

Descrizione impianto

L'impianto in oggetto è del tipo a ciclo vapore Rankine, basato sulla combustione in caldaia di un combustibile (ad esempio biomassa legnosa come quella scelta nel presente studio - cippato con umidità max 55%, con ottimale tra il 40-45%) allo scopo di produrre vapore da espandere in una turbina collegata ad un alternatore, con produzione di energia elettrica.

Caldaia

L’apporto del combustibile al focolare è garantito da un sistema automatico di caricamento operante in continuo che, in maniera automatizzata, si adatta alle richieste del sistema di regolazione della combustione. La caldaia prevista è costituita sostanzialmente da due banchi di tubazioni: la prima caratterizzata da scambio termico prevalentemente per irraggiamento (allo scopo di surriscaldare il vapore), la seconda caratterizzata da scambio termico a convezione (dedicato alla vaporizzazione dell'acqua di alimento).

Condensatore

Il condensatore scelto è un’aero-condensatore dimensionato per condensare la massima portata allo scarico turbina alla pressione di 0,2 bara. Il condensatore è completo di gruppo del vuoto con pompa ad anello liquido.

Sezione Fumi

Il trattamento dei fumi di combustione è composto essenzialmente da:

• elettrofiltro: è alloggiato all’interno dell’edificio su un’apposita struttura ed è dimensionato per garantirne il corretto funzionamento anche nelle condizioni d’esercizio più severe. Le ceneri separate sono raccolte nella tramoggia sottostante ove una coclea provvede al loro conferimento al redler che a sua volta le scarica nel silo
• reucperatore fumi: ha il compito di riscaldarel’aria comburente fino a 120°C. Detto scambiatore è installato immediatamente prima del ventilatore esaustore e consente, a fronte di un maggior investimento iniziale, un ulteriore recupero energetico.

Turbina

Il vapore proveniente dalla caldaia viene immesso nella turbina attraverso una valvola di regolazione, controllata dal quadro controllo turbina. Il vapore si espande attraverso i vari stadi statorici e rotorici fino ad una pressione di scarico di circa 0,20 bara in funzione della temperatura dell’aria esterna.

Ausiliari

Comprendono: Sistema di produzione, comprensivo di serbatoio di accumulo, di acqua demineralizzata e linea di reintegro al degasatore con gruppo di regolazione modulante completo di piping e strumentazione. Il degasaggio dell'acqua di alimento viene effettuato termicamente tramite un prelievo di vapore a media pressione.

La turbina a vapore ed i suoi ausiliari (centralina olio, viratore, ecc.) vengono controllati e regolati per mezzo di un PLC che gestisce tutti i blocchi, le protezioni e le sequenze di avviamento, fermata, presa di carico e fermata di emergenza.

Modalità operativa

Il funzionamento dell’alternatore è previsto sempre collegato in parallelo con la rete esterna al fine di cedere l’energia elettrica prodotta in eccesso. Tuttavia, per condizioni particolari, il sistema potrà essere predisposto per la marcia in “isola” consentendo di operare con l’impianto anche senza la connessione con la rete elettrica.

Quando la cogenerazione conviene?

Si prende in considerazione una azienda chimica che ha elevati consumi elettrici (prelevati da rete) e termici (vapore prodotto da gas naturale). L'azienda decide di valutare la convenienza di un investimento in un impianto di cogenerazione a metano.

Le valutazioni preliminari vanno fatte sul consumo elettrico complessivo e sul consumo termico complessivo, verificando che ci sia una sufficiente continuità nel corso dell'anno e anche una buona contemporaneità tra i due utilizzi. Il parametro riassuntivo di questa analisi è il T/E, rapporto tra consumo termico e consumo elettrico. Si assume che il rapporto sia ca. 2 e ca. costante per almeno 7000 h/anno (quindi ciclo continuo). Si assume che il consumo elettrico sia mediamente 1,5 MW.

Si valuta quindi l'inserimento di un gruppo cogenerativo turbogas della potenza di 1,5 MW elettrici, con caldaia a recupero in grado di erogare vapore alla pressione di rete per ca. 3 MW termici.

Ipotizzando che il nuovo gruppo abbia un rendimento elettrico del 30% e un rendimento termico del 60% (contro un rendimento termico delle caldaie esistenti dell'80% e un rendimento di produzione dell'EE di rete del 40%) l'indice di risparmio energetico vale:

IRE=1-1/(30/40+60/80)=33%

Il consumo dell'azienda è:

Consumo gas = 2000 kW / 80% / 35000 (PCI metano kJ/Nmc)=0,07 Nmc/sec

Per un costo complessivo di 107 €/h + 100 €/h di acquisto EE (valorizzata a 0,1 €kWh).

Il consumo orario di metano con coge sarà:

consumo = 1000 kW / 30%(rendimento) / 35000 (PCI metano kJ/NMc) = 0,1 Nm3/sec

Per un costo orario di 137 €/h (metano valorizzato a 0,4 €/Nmc).

Quindi il gruppo permette un risparmio di 207-137 = 70 €/h e di 490.000 €/anno.

Se si stima l'investimento in 2,5 M€ il pay-back (non attualizzato) è di ca. 5 anni. Va tenuto conto che l'intervento potrebbe godere anche dell'incentivazione con titoli di efficienza energetica, che andrebbero a ridurre il pay-back appena calcolato.

Nella valutazione va tenuto conto anche di:

• disponibilità di spazi all'interno dello stabilimento;
• cambiamenti di lay-out logistico e di distribuzione utilities;
• cambiamenti organizzativi (nuovo personale / formazione del personale esistente);
• modifiche nel regime autorizzativo (emissioni);
• modifiche contrattuali per la fornitura del gas;
• tempi di fermo impianto per installazione e collegamento del gruppo coge;
• Per tutte queste voci vanno valutati i costi e le criticità relative.

La convenienza e la fattibilità dell’impianto devono essere attentamente valutate, soprattutto alla luce dei dati che emergono dalle analisi economiche contenute nei business plan. Qui di seguito vi presentiamo i dati relativi a tre impianti di cogenerazione a olio vegetale, sviluppati, realizzati e gestiti da una ditta specializzata.

Nel caso degli impianti a olio vegetale, la ditta si è strutturata in modo tale da coprire l’intera filiera dell’olio vegetale: dalla coltivazione agricola, passando per la spremitura dei semi tracciati, fino alla fornitura dell’olio al cliente.

Gli impianti analizzati negli esempi hanno tutti una potenza elettrica di 990 kW, una produzione di 7.920 MWh/anno e utilizzano olio vegetale tracciato ai sensi del regolamento (CE) n. 73/2009. Possono quindi beneficiare della Tariffa fissa onnicomprensiva di 0,28 €/kWh. I business plan sono sviluppati su un arco temporale di 15 anni (2011-2025), che corrisponde alla durata della Tariffa onnicomprensiva.

Ricordiamo che la Tariffa onnicomprensiva consiste nel riconoscimento, per un periodo di 15 anni, di una tariffa incentivante per ogni kWh di elettricità netta prodotto dall'impianto e immesso nella rete elettrica. Per quanto riguarda le biomasse, la Tariffa onnicomprensiva è pari a 0,28 €/kWh per biogas, biomasse e “oli vegetali puri tracciabili attraverso il sistema integrato di gestione e di controllo previsto dal regolamento (CE) n. 73/2009 del Consiglio, del 19 gennaio 2009”. Nel caso invece di utilizzo di “gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biocombustibili liquidi (e quindi eventualmente anche oli vegetali, ma non tracciabili) la Tariffa è pari a 0,18 €/kWh.

I dati economici relativi ai tre impianti differiscono tra loro a seconda del livello di recupero dell’energia termica in cogenerazione (nessun recupero, recupero parziale, recupero totale). Determinanti ai fini di una migliore reddittività economica sono i “costi evitati”, grazie all’autoconsumo del calore prodotto o eventualmente della cessione dello stesso. Calore che può essere utilizzato per produrre acqua calda sanitaria, riscaldare gli ambienti o per applicazioni industriali.