Dispensa del corso di “SISTEMI ENERGETICI” Argomento: Sistemi Energetici (parte 3.2) - 2

TG e MTG 

MCI 

MAV 

Biomassa solida 

Syngas 

Olio da pirolisi 

Pyrogas 

Biogas 

Olio vegetale 

ORC 

Motore Stirling 

Biocombustibile/Sistema energetico 

EFMGT 

TG e MTG 

MCI 

MAV 

Biomassa solida 

Syngas 

Olio da pirolisi 

Pyrogas 

Biogas 

Olio vegetale 

ORC 

Motore Stirling 

Biocombustibile/Sistema energetico 

EFMGT 

TG e MTG 

MCI 

MAV 

Biomassa solida 

Syngas 

Olio da pirolisi 

Pyrogas 

Biogas 

Olio vegetale 

ORC 

Motore Stirling 

Biocombustibile/Sistema energetico 

EFMGT 

TG e MTG 

MCI 

MAV 

Biomassa solida 

Syngas 

Olio da pirolisi 

Pyrogas 

Biogas 

Olio vegetale 

ORC 

Motore Stirling 

Biocombustibile/Sistema energetico 

EFMGT 



Motori alternativi a combustione interna (MCI) 



Turbine a Gas (TG) e Micro Turbine a Gas (MTG) 

Tecnologie CHP a combustione interna 



Turbine a Vapore (TV)  



Motori Alternativi a Vapore (MAV)  



Cicli Rankine a fluido Organico (ORC) 



MTG a combustione esterna (EFMGT) 



Motori Stirling 

Tecnologie CHP a combustione esterna 

Consolidate 

Consolidate 

In fase di 

consolidamento 

Le tecnologie 

VANTAGGI 



taglie da 1 kW

e

 a circa 5 MW

e 



tecnologia matura impiegata in diversi campi 



elevata affidabilità 



buoni rendimenti di conversione  



costi di investimento contenuti 



elevata flessibilità di esercizio 

 

SVANTAGGI 



elevati costi di manutenzione (8÷25 

€/MWh) 



rumorosità e vibrazioni  



elevati valori delle emissioni (NOx e CO) 

 

Motori alternativi a Combustione Interna (MCI) 

I costi specifici dei MCI 

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1

10

100

1000

Co

sto 

speci

fi

co

 [

€/

kW]

Taglia [kW elettrici]

Cogenerazione con  MCI 

MCI da 1 MWe 



Sistema ad un grado di libertà: il calore 
recuperabile è univocamente legato 
all’energia elettrica prodotta 
 



Il recupero termico non influenza le 
prestazioni del MCI 
 



Calore recuperabile da: olio, acqua di 
raffreddamento, fumi ed eventuale 
intercooler 
 



Presenza di scambiatore ausiliario per 
dissipare eventuale calore in eccesso 
 



Gestione di tipo “elettrico segue” o 
“termico segue” 

energia elettrica

intercooler

olio

acqua raffr.

fumi

perdite

37%

6,5 %

7,5 %

10,6%

24,6%

13,5 %

intercooler - T 



 30/40 °C 

olio - T 



 75-85 °C 

Acqua di raffr. - T 



 90-95 °C 

fumi - T > 400 °C 

Bilancio energetico di un MCI da 1 MWe 

 

 



Oltre alla potenza termica disponibile è importante valutare: 



 le ore di funzionamento annuali in cogenerazione (energia!) 



 la temperatura alla quale è disponibile 

Energia elettrica

Energia termica

Perdite

27%

61%

12 %

Bilancio energetico di un MCI da 5  e 1 kWe  

<10% con benzina (no modifiche)

>10% ri-taratura centralina

MCI 

accensione 

spontanea

MCI 

accensione 

comandata

Gasolio

Bio-diesel

Olio vegetale

Gas naturale

Biogas

Benzine

Bio-etanolo

GPL

con 

pilot 

gasolio

transesterificazione

tal quale (con preriscaldo e additivi)

con 

pilot 

gasolio e modifiche iniezione

Lean- burn

100 % o mix con 

gasolio al 30-40%

Modifiche sistema iniezione

Bio-ETBE, 
Bio-MTBE

Bio-metanolo

85% con benzina o al 100%

Come additivi per benzine

Combustibili nei MCI 

Uso del 

biogas

 

–

adeguamento dell’anticipo 
all’accessione 

–

riduzione della potenza erogata 
(a causa del PCI inferiore) 

–

possibilità di aumentare il 
rapporto di compressione 

–

necessità di trattare il biogas  
(ad esempio umidità, H

2

S 

→

 

necessitano di sistemi di 
pretrattamento del biogas) 

 

•

Motori ad accensione 
comandata 

(a ciclo “Otto”)

 

<10% con benzina (no modifiche)

>10% ri-taratura centralina

MCI 

accensione 

spontanea

MCI 

accensione 

comandata

Gasolio

Bio-diesel

Olio vegetale

Gas naturale

Biogas

Benzine

Bio-etanolo

GPL

con 

pilot 

gasolio

transesterificazione

tal quale (con preriscaldo e additivi)

con 

pilot 

gasolio e modifiche iniezione

Lean- burn

100 % o mix con 

gasolio al 30-40%

Modifiche sistema iniezione

Bio-ETBE, 
Bio-MTBE

Bio-metanolo

85% con benzina o al 100%

Come additivi per benzine

Combustibili nei MCI 

Uso degli 

oli vegetali 

–

alta viscosità

 degli oli vegetali (difficoltà 

di avviamento a freddo; intasamento filtri, 
linea di alimentazione e iniettori; usura 
precoce del motore) 

→

 preriscaldamento 

dell’olio e/o suo trattamento chimico 

–

presenza di gomme, fosfati e ceneri 
(intasamento filtri, linea di alimentazione 
e iniettori; usura precoce del motore) 

→

 

raffinazione e filtrazione olio 

–

basso numero di cetano degli oli vegetali  
(difficoltà di avviamento a freddo; cattiva 
combustione) 

→

 regolazione tempo e 

anticipo di iniezione, funzionamento a 
gasolio puro ai carichi parziali, 
trattamento chimico dell’olio 

–

riduzione potenza e rendimento 

•

Motori ad accensione 
spontanea (a ciclo “Diesel”) 

Combustibili da biomasse nei MCI 

<10% con benzina (no modifiche)

>10% ri-taratura centralina

MCI 

accensione 

spontanea

MCI 

accensione 

comandata

Gasolio

Bio-diesel

Olio vegetale

Gas naturale

Biogas

Benzine

Bio-etanolo

GPL

con 

pilot 

gasolio

transesterificazione

tal quale (con preriscaldo e additivi)

con 

pilot 

gasolio e modifiche iniezione

Lean- burn

100 % o mix con 

gasolio al 30-40%

Modifiche sistema iniezione

Bio-ETBE, 
Bio-MTBE

Bio-metanolo

85% con benzina o al 100%

Come additivi per benzine

Uso degli 

oli vegetali 

–

alta viscosità

 degli oli vegetali (difficoltà 

di avviamento a freddo; intasamento filtri, 
linea di alimentazione e iniettori; usura 
precoce del motore) 

→

 preriscaldamento 

dell’olio e/o suo trattamento chimico 

–

presenza di gomme, fosfati e ceneri 
(intasamento filtri, linea di alimentazione 
e iniettori; usura precoce del motore) 

→

 

raffinazione e filtrazione olio 

–

basso numero di cetano degli oli vegetali  
(difficoltà di avviamento a freddo; cattiva 
combustione) 

→

 regolazione tempo e 

anticipo di iniezione, funzionamento a 
gasolio puro ai carichi parziali, 
trattamento chimico dell’olio 

–

riduzione potenza e rendimento 

•

Motori ad accensione 
spontanea (a ciclo “Diesel”) 

Combustibili da biomasse nei MCI 

<10% con benzina (no modifiche)

>10% ri-taratura centralina

MCI 

accensione 

spontanea

MCI 

accensione 

comandata

Gasolio

Bio-diesel

Olio vegetale

Gas naturale

Biogas

Benzine

Bio-etanolo

GPL

con 

pilot 

gasolio

transesterificazione

tal quale (con preriscaldo e additivi)

con 

pilot 

gasolio e modifiche iniezione

Lean- burn

100 % o mix con 

gasolio al 30-40%

Modifiche sistema iniezione

Bio-ETBE, 
Bio-MTBE

Bio-metanolo

85% con benzina o al 100%

Come additivi per benzine

 

Con il recente interesse verso gli oli vegetali si stanno affermando sul 

mercato motori di taglie anche ridotte (

P

e

 

< 500 

kW

e

) 

 



Motori alternativi a combustione interna (MCI) 



Turbine a Gas (TG) e Micro Turbine a Gas (MTG) 

Tecnologie CHP a combustione interna 



Turbine a Vapore (TV)  



Motori Alternativi a Vapore (MAV)  



Cicli Rankine a fluido Organico (ORC) 



MTG a combustione esterna (EFMGT) 



Motori Stirling 

Tecnologie CHP a combustione esterna 

Consolidate 

Consolidate 

In fase di 

consolidamento 

Le tecnologie 

Turbine a Gas (TG) 

Caratterizzata da 

 

•

Semplicità 

•

Bassi pesi e ingombri 

•

Libertà di installazione 
(assenza di sistema di 
raffreddamento) 

•

Bassi tempi di 
avviamento/fermata 

•

Solo combustibili “puliti” 

•

Alti rendimenti di 
conversione per le taglie 
elevate 

•

Tecnologia consolidata 

•

Disponibilità in taglie che vanno da 30 kW a 250 MW 

0

500

1000

1500

2000

0

2

4

6

8

10

P

e

 [MW]

Cos

to 

sp

ec

ifi

co 

[Euro 

/ 

kW

e

]

Costo della turbina a gas

Costo dell'impianto cogenerativo

*tiene conto di: HRSG, compressore NG, impianto elettrico, cantiere 

* 

Turbine a Gas (TG) 

0

2

4

6

8

10

0

2

4

6

8

10

P

e

 [MW]

Cos

ti 

di ma

nu

te

nzione 

[Euro 

/ 

MWh]

MCI = 8÷25 €/MWh) 

Turbine a Gas (TG) 



La maggior parte del calore da recuperare può essere ad alta temperatura  
(≈ 500 

°

C) ed è concentrato nei fumi 

→

 particolarmente interessante per 

applicazioni industriali (vapore ad alta pressione, gas caldi) 



Recupero termico non influenza le prestazioni della turbina → grande 
flessibilità di funzionamento 



Fluido termovettore standard → vapore 
 

Cogenerazione con TG 

Micro Turbine a Gas (MTG) 

• Con MicroTurbina a Gas si identificano le turbina a gas di 

piccola/piccolissima taglia ( P

el

 = 30 kW

÷

300 kW) 

• Costituita essenzialmente da 

compressore centrifugo (monostadio) 

 

 

 

camera di combustione (continua) 

 

 

 

turbina centripeta (monostadio) 

 

 

 

recuperatore 

 

Non sono uno 

scale-down

 delle turbine a 

gas industriali, ma nascono da una nuova 
progettazione: 

 



turbine non raffreddate (TIT < 950 °C) 



turbina e compressori radiali a basso 
rapporto di compressione (

β = 3-5) 



ciclo rigenerativo 



elevata velocità di rotazione variabile 
(50.000 

– 120.000 rpm) 

Micro Turbine a Gas (P

e

 < 250 kW) 

Non sono uno 

scale-down

 delle turbine a 

gas industriali, ma nascono da una nuova 
progettazione: 

 



turbine non raffreddate (TIT < 950 °C) 



turbina e compressori radiali a basso 
rapporto di compressione (

β = 3-5) 



ciclo rigenerativo 



elevata velocità di rotazione variabile 
(50.000 

– 120.000 rpm) 

5.0

10

15

20

25

30

35

40

0

2

4

6

8

10

12

E

ff

ic

ie

n

z

a

Rapporto di compressione

Ciclo con recupero termico

Ciclo
non recuperato

TIT

 = 950°C

TIT

 = 850°C

Micro Turbine a Gas (P

e

 < 250 kW) 

MTG sul mercato 

Costruttore 

Modello 

Pe 

[kWe]

 

ηe 

[%]

 

ηt 

[%]

 

velocit

à

 

[rpm]

 

b

 

T fumi [°C] 

(no CHP) 

Capstone

 

C30

 

30

 

26

 

-

 

96000

 

3.5

 

275

 

Capstone

 

C60

 

60

 

28

 

53.7

 

96000

 

3.7

 

360

 

Capstone

 

C65

 

65

 

29

 

50.0

 

96000

 

3.7

 

309

 

Ingersoll Rand

 

MT70

 

70

 

28

 

40.0

 

44000

 

-

 

210

 

Bowman

 

TG80CG

 

80

 

26

 

48.8

 

68000

 

-

 

278

 

Elliott

 

TA80

 

80

 

28

 

60.0

 

-

 

4.0

 

230

 

Elliott

 

TA100

 

100

 

29

 

50.0

 

-

 

4.0

 

293

 

Turbec

 

T100

 

100

 

30

 

46.5

 

70000

 

4.5

 

270

 

Capstone

 

C200

 

190

 

33

 

40.0

 

65000

 

-

 

280

 

Ingersoll Rand

 

MT250

 

250

 

30

 

44.6

 

45000

 

-

 

249

 

Costruttore 

Modello 

Pe 

[kWe]

 

ηe 

[%]

 

ηt 

[%]

 

velocit

à

 

[rpm]

 

b

 

T fumi [°C] 

(no CHP) 

Capstone

 

C30

 

30

 

26

 

-

 

96000

 

3.5

 

275

 

Capstone

 

C60

 

60

 

28

 

53.7

 

96000

 

3.7

 

360

 

Capstone

 

C65

 

65

 

29

 

50.0

 

96000

 

3.7

 

309

 

Ingersoll Rand

 

MT70

 

70

 

28

 

40.0

 

44000

 

-

 

210

 

Bowman

 

TG80CG

 

80

 

26

 

48.8

 

68000

 

-

 

278

 

Elliott

 

TA80

 

80

 

28

 

60.0

 

-

 

4.0

 

230

 

Elliott

 

TA100

 

100

 

29

 

50.0

 

-

 

4.0

 

293

 

Turbec

 

T100

 

100

 

30

 

46.5

 

70000

 

4.5

 

270

 

Capstone

 

C200

 

190

 

33

 

40.0

 

65000

 

-

 

280

 

Ingersoll Rand

 

MT250

 

250

 

30

 

44.6

 

45000

 

-

 

249

 

Capstone (30-200 kW) 

Bowman (80 kW) 

Turbec (100 kW) 

Elliot (100 kW) 

MTG sul mercato 

Ingersoll Rand (250 kW) 

 

 97% 

 

 93% 

e

 



 85 % 

P

e

/P

th

 



 0,65 

TOT 



280 °C 

NOx 



10 ppm 

@ 15% O

2 

 

 30% 

Cogenerazione con MTG 

Bilancio energetico di una MGT 

• Serre  

• Piscine  

Ospedali  

Cogenerazione in 

applicazioni 

residenziali 

Applicazioni MTG 



 Negli ultimi anni opportunità di alimentazione con 

combustibili alternativi 

 

Gas da gassificazione di biomassa  

→   3500÷7000 kJ/Nm

3

  

 

Biogas da digestione o da discarica 

→     ≈ 20000 kJ/Nm

3 

 



 Gas Naturale 

→   32000

÷

38000 kJ/Nm

3 



A causa del diverso PCI e della diversa composizione possono essere 
necessari adeguamenti

 

Biogas e syngas nelle TG 



Con biogas di composizione tipica 
(CH

4 

- 60 %, CO

2 

 - 40 %) si utilizza 

una macchina con sistema di 
combustione convenzionale.  



L'avviamento della macchina e lo 
spegnimento devono essere fatti 
con un altro combustibile (gas 
naturale o Diesel). Risulta difficile 
utilizzare il biogas puro a carichi 
inferiori al 60%. 

Inizialmente si deve mescolare il biogas con gas naturale 
(25 %

vol

 di gas naturale e 75 % 

vol

 di biogas). La quantità di gas 

naturale viene poi progressivamente ridotta fino ad alimentare la 
turbina unicamente a biogas 

Biogas nelle TG 



Vasto range di composizione del biogas (CH

4 

> 30 %)

 



Rendimento pressoché costante al variare della % di CH

4

 



Buona tollerabilità al contenuto di H

2

S nel combustibile 

Tollerabilità all’ H

2

S  

 

Microturbina   

→ 3000

÷

7000 ppm 

 

 

 

 

Motore a c.i.    

→ < 250 ppm 



Presenza di tracce di H

2

S nei gas di combustione 

→ 

altamente corrosivo 



Difficoltà di combustione ai bassi regimi 



Vapore acqueo nel combustibile  

Biogas nelle TG 

CONDIZIONI BIOGAS 

MANUTENZIONE 

IR 

MT250 

TURBEC 

T100 

IR 

MT250 

TURBEC 

T100 

Temperatura minima 
in ingresso 

1

°C 

0°C 

Ciclo di vita [h] 

80.000  

60.000  

Temperatura 
massima in ingresso 

66

°C 

60°C 

Ciclo di manutenzione 
[h] 

8000  

6000  

Pressione per 
condotto 4’’ 

5 bar 

Pressione 8 

bar 

Sostituzione filtri aria 
[h] 

8000  

/ 

Pressione per 
condotto 8’’ 

14 bar 

Sostituzione 
termocoppia [h] 

16000  

/ 

Limite H

2

S 

300  

ppm 

3000 ppmv 

Sostituzione iniezione 
[h] 

16000  

/ 

Limite siloxani 

0,06 

mg/m

3 

100 mg/m

3 

Revisione rotore [h] 

40.000   30.000  

Biogas e MTG (Ingersoll Rand 

– Turbec) 

Biogas e MTG (Capstone) 

C30 

C65-ICHP 

C200 

C600 

Potere calorifico gas 

kJ/Nm

3 

12000-

32000  

20500-

32500 

20500-

32500 

20500-

32500 

Potenza netta 

kW 

30 

65 

200 

600 

Potenza termica fumi 

kW 

- 

394 

1183 

Potenza termica acqua* 

kW 

- 

74 

- 

- 

Rendimento elettrico 

% 

23 

29 

33 

33 

Rendimento termico 

% 

- 

62 

- 

- 

Portata fumi 

kg/h 

1116 

1764 

4680 

14400 

Temperatura fumi 

°C 

275 

309 

280 

280 

Limite H

2

S 

ppmv 

7’000 

5’000 

5’000 

5’000 

NOx 

mg/Nm

3 

18 

18 

18 

18 

*T

in 

= 38 

°

C, Q

H2O

 = 2.5 kg/s