COGENERAZIONE

» DESCRIZIONE GENERALE

» DEFINIZIONE DI EFFICIENZA

» STORIA COGENERAZIONE

» MERCATO E OSTACOLI

» TECNOLOGIE

» COMBUSTIBILI UTILIZZATI NEGLI IMPIANTI CHP

» VANTAGGI E SVANTAGGI

» CONFRONTO CON LE EROGAZIONI TRADIZIONALI

DESCRIZIONE GENERALE

• Fonti rinnovabili: sole, vento, energia idraulica, risorse geotermiche, maree, moto ondoso, trasformazione dei rifiuti organici inorganici e dei prodotti vegetali;
• fonti assimilate: energia prodotta in cogenerazione, calore di risulta, fumi di scarico ed altre forme di energia recuperabile in processi ed impianti, scarti di lavorazione e/o processi, fonti fossili prodotte esclusivamente da giacimenti minori isolati;
• fonti convenzionali: combustibili fossili commerciali utilizzati in impianti di sola produzione elettrica, altre fonti non incluse tra le rinnovabili o le assimilate.

Il CHP è una generazione sequenziale o simultanea di due diverse forme di energie (meccanica e termica), partendo da una singola fonte energetica, attuata in un unico sistema integrato. Di solito i sistemi CHP sono formati da un motore primario, un generatore, un sistema di recupero termico e interconnessioni elettriche configurati in un unico sistema integrato.

Il motore primario è un qualunque motore usato per convertire il combustibile in energia meccanica, il generatore la converte in energia elettrica, mentre il sistema di recupero termico raccoglie e converte l’energia contenuta negli scarichi del motore primario, in energia termica utilizzabile. L’energia meccanica prodotta dal motore primario è spesso utilizzata da un generatore di energia elettrica, ma potrebbe in alternativa alimentare compressori, pompe e ventilatori. L’energia termica ottenuta dal sistema di recupero termico può essere usata o direttamente in alcuni processi, o indirettamente per produrre vapore, acqua calda, aria calda per l’essiccamento o acqua fredda per processi di raffreddamento.

La figura 1 mostra il vantaggio dal punto di vista dell’efficienza di un impianto CHP confrontato con un impianto tradizionale di energia elettrica e termica. Combinando la generazione elettrica e termica in un unico processo, i sistemi CHP possono raggiungere un’efficienza di produzione di energia elettrica che varia dal 50% al 70%, a fronte di un’efficienza media del 33%, per il singolo impianto di energia elettrica.

Un sistema CHP con processi di produzione termici ed elettrici richiede il 35% in meno di carburante rispetto alla configurazione separata di produzione di energia elettrica e termica. Questa riduzione nel consumo di combustibile è la chiave dei benefici ambientali legati agli impianti CHP, in quanto bruciando lo stesso tipo di combustibile in modo più efficiente, si riducono le emissioni a parità di potenza in output. Inoltre le attuali misure per il controllo dell’inquinamento non si basano, come fa la cogenerazione, sulla prevenzione degli agenti inquinanti, ma si preoccupano soprattutto di abbatterli con trattamenti sugli effluenti gassosi degli impianti, peraltro molto costosi.

Nella figura 2 vengono riportate le emissioni totali di carbonio negli USA, dovute alle perdite irreversibili di energia, alla produzione di energia e alle altre attività industriali.
Si può notare che l’aliquota dovuta alle perdite di energia è molto consistente.

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DEFINIZIONE DI EFFICIENZA

L’efficienza di una generazione elettrica attuata in un singolo impianto è data dal rapporto tra l’output elettrico netto e la quantità di combustibile consumato (efficienza semplice). La quantità di calore è un altro parametro spesso usato per misurare l’efficienza semplice degli impianti ed è definita come il rapporto tra i Btu di combustibile consumati e i KWh prodotti.
Tuttavia i sistemi CHP producono sia calore che energia elettrica. Pertanto l’efficienza totale di un impianto di cogenerazione è data dalla somma dell’output elettrico netto e termico diviso il combustibile consumato dall’impianto CHP. Sia l’efficienza totale che quella semplice vengono solitamente espresse in termini percentuali. Spesso l’efficienza totale viene usata nella stima dell’efficienza degli impianti di cogenerazione, ma essa non riflette la qualità dell’output elettrico vs output termico, vale a dire la possibilità di essere trasmessa per lunghe distanze, di compiere diversi tipi di lavoro o di convertirsi in lavoro o in altre forme di energia.
L’EPA usa un’altra importante definizione di efficienza nota come "efficacia nell’utilizzazione del combustibile". Essa esprime l’efficienza di un impianto di cogenerazione come il rapporto tra l’output elettrico netto e il consumo netto di combustibile, il quale non tiene conto dell’aliquota di combustibile usata per produrre energia termica utilizzabile. Il combustibile utilizzato per produrre energia termica utilizzabile è calcolato assumendo un’efficienza specifica della caldaia dell’80%. L’efficienza elettrica effettiva è riportata in forma decimale o percentuale e il reciproco di questo rapporto, noto come quantità netta di calore, ha le dimensioni di Btu/KWh.

L’EPA ha scelto l’efficienza elettrica effettiva come misura dell’efficienza degli impianti CHP, perché è in grado di valutare sia l’output elettrico, che quello termico e inoltre rappresenta una misura specifica dell’efficienza nella generazione di potenza attraverso il consumo incrementale di combustibile di un qualunque sistema CHP.

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STORIA COGENERAZIONE

Nel 1978 la quota elettrica della cogenerazione era solo del 4%. Alla fine degli anni settanta, con l’aumento vertiginoso dei prezzi dovuta alla crisi energetica (1973-1979), ci fu un rinnovato interesse nei riguardi della cogenerazione: le industrie capirono di poter diminuire il proprio fabbisogno energetico costruendo impianti CHP più grandi e più ottimizzati negli outputs elettrico e termico.
Tuttavia il mercato elettrico era oramai così consolidato che molte industrie si rifiutarono di acquistare l’eccesso di fabbisogno energetico dagli impianti CHP, limitando il loro contributo alla sola generazione di elettricità utilizzabile nello stesso sito in cui veniva prodotta.
Questa difficile situazione motivò la promulgazione nel 1978 del Public Utilities Regulatory Policy Act (PURPA). Questo atto giocò un ruolo fondamentale nell’espansione della cogenerazione nel mercato abbattendo molte barriere presenti agli inizi degli anni ottanta. Dal momento che il PURPA dava ai produttori non utilizzatori di vendere elettricità, molti produttori indipendenti trovarono il modo di utilizzare parte della loro energia termica di scarto e di qualificarsi, in virtù del PURPA, come "cogeneratori".

Questi sistemi CHP ottimizzati nell’ambito elettrico sono denominati "cogeneratori non tradizionali". Nel 1980 si registrò una rapida crescita della capacità cogenerativa statunitense. La capacità installata aumentò da meno di 10 Gwe nel 1980 a quasi 44 Gwe entro il 1993. Nella figura 3 è possibile apprezzare tale incremento. La maggior parte di questa capacità fu installata nei grandi stabilimenti industriali, come le industrie della pasta di cellulosa, della carta, petrolifere e petrolchimiche, le quali fornire un notevole quantitativo di energia termica da sfruttare nella produzione di elettricità.

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MERCATO E OSTACOLI

Sistemi di cogenerazione sono tipicamente presenti nell’industria della raffinazione del petrolio, nell’industria petrolchimica ed in quella della carta.
Questi impianti hanno una potenza elettrica installata di oltre 50 MWe (spesso centinaia di MWe) e una produzione di vapore stimata in centinaia di migliaia di pounds di vapore all’ora.

Alcuni impianti usano configurazioni di ciclo combinato che consentono loro la vendita di energia: essi infatti appartengono a qualche produttore indipendente, che cerca qualche cliente industriale per il vapore, e vende energia elettrica sul mercato su vasta scala. Talvolta i clienti che comprano l’energia termica acquistano quote dell’energia elettrica.

Gli impianti del settore energetico (DES) rappresentano un mercato in espansione per la cogenerazione.
Essi distribuiscono vapore, acqua calda o di raffreddamento da un impianto centrale fino alle singole abitazioni attraverso un network di tubi. Inoltre offrono servizi di condizionamento dell’aria, di riscaldamento domestico, di acqua calda e di energia per processi industriali.

I DES sono da considerare un importante fetta di mercato perché aumentano in modo significativo la quantità di carichi termici potenzialmente generabili con la cogenerazione. Abitazioni, ospedali, università, uffici pubblici, ristoranti e centri commerciali possono usufruire dei servizi offerti dai DES.

Esistono tuttavia una serie di ostacoli, che impediscono la completa diffusione della cogenerazione. Essi sono:

• Un sistema di permessi ambientali "site-by-site" complesso, costoso, incerto e che prevede tempi lunghi;
• L’attuale normativa non riconosce i giusti meriti all’efficienza e alle emissioni inquinanti evitate legate all’uso della cogenerazione;
• I programmi di ammortamento per gli investimenti della cogenerazione variano facendo affidamento sulla proprietà dell’impianto e possono non riflettere l’effettiva vita economica delle apparecchiature;
• Il mercato non ha piena coscienza degli sviluppi tecnologici che hanno aumentato il potenziale della cogenerazione.

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TECNOLOGIE

I motori primari includono motori alternativi, turbine a gas o a combustione, turbine a vapore, microturbine e fuel cells. Questi motori primari usano come combustibili gas naturale, carbone e olio combustibile, ma anche combustibili alternativi come legno, biomassa, black liquor e gas di processo.
Molti di questi motori alternativi sono comunemente in uso oggi, alcuni stanno entrando nel mercato e altri saranno presto disponibili.

Esistono due principali tipi di concetti di cogenerazione:

• impianti "Topping Cycle";
• impianti "Bottoming Cycle".

1. il primo brucia combustibile in una turbina a gas o in un motore Diesel per produrre energia elettrica o meccanica. Gli scarti forniscono il calore del processo o passano in una caldaia a recupero per creare il vapore necessario ad alimentare una turbina a vapore secondaria. Questo viene denominato "combined-cycle topping system";
2. il secondo tipo brucia un qualunque tipo di combustibile per produrre vapore ad alta pressione che successivamente passa attraverso una turbina a vapore che produce energia. I gas di scarico servono a generare vapori di processo a bassa pressione. Questo è un "steam-turbine topping system".
3. il terzo tipo brucia combustibile come gas naturale, diesel, legno, carbone gassificato o biogas.
   L’acqua calda proveniente dal circuito di raffreddamento del motore fluisce in una caldaia a recupero, dove è convertita in vapore di processo o acqua calda per riscaldare gli ambienti.
4. il quarto tipo è un "gas-turbine topping system". Una turbina a gas naturale è collegata ad un alternatore. Il gas di scarico fluisce in una caldaia a recupero che produce vapore e calore per il processo.

Gli impianti "Bottoming Cycle" sono meno comuni dei "Topping Cycle".
Questi impianti esistono nell’industria pesante come quella del vetro o dei metalli, dove vengono impiegati forni ad alta temperatura. Una caldaia recupera il calore di scarto dal processo manufatturiero e serve a produrre vapore che alimenta una turbina a vapore, che a sua volta genera elettricità. Poichè il combustibile è bruciato nel processo di produzione, non è richiesto altro combustibile per produrre elettricità.

Una tecnologia emergente che utilizza la cogenerazione è la fuel cell. Essa è un’apparecchiatura che converte l’idrogeno in energia senza combustione, con un processo esotermico di idrolisi inversa dell’acqua.
Molte fuel cells usano gas naturale, composto principalmente da metano, come fonte di idrogeno. La prima disponibilità commerciale di fuel cells fu quella all’acido fosforico, che è stato sul mercato per pochi anni. Altre fuel cells (carbonato fuso e ossido solido) sono agli ultimi stadi di sviluppo. In particolare le fuel cells all’ossido solido potrebbero essere una potenziale fonte di cogenerazione, a causa del calore ad alta temperatura sprigionato nelle loro operazioni.

La cogenerazione ha oggi raggiunto ragguardevoli livelli di sofisticazione tecnologica: è il caso dell’impianto situato nel campus di Busch della Rutgers University nel New Brunswick N.J., costruito nel dicembre 1995, per affiancare un preesistente impianto termico.
L’impianto di cogenerazione produce oltre 13 milioni di watts di elettricità e utilizza per produrla un carico termico pari a 150 milioni di Btu/h proveniente da tre treni di turbine, che consente di mantenere 250.000 galloni di acqua ad una temperatura di 370°F.

Uno dei sistemi più avanzati dal punto di vista tecnologico presente nell’impianto è quello di deionizzazione dell’acqua.
Infatti, al fine di limitare le emissioni di NOx viene iniettata dell’acqua nella camera di combustione delle turbine ad una temperatura inferiore a quella di combustione, provocando la sua immediata evaporazione. Se l’acqua contiene impurezze, queste si depositeranno sulla superficie interna della camera di combustione.
L’acqua erogata nelle nostre case contiene molti ioni soprattutto calcio, magnesio e silicio i cui depositi provocano danni alle turbine. I sali di calcio e di magnesio determinano la durezza delle acque, le quali per essere usate in specifici processi, come quello in questione, devono essere addolcite. Pertanto l’acqua da inviare nella camera di combustione viene preventivamente deionizzata. Le fasi salienti della deionizzazione sono le seguenti: l’acqua viene filtrata in un letto misto di sabbia e ghiaia seguito da un letto di carbonella. Questa filtrazione rimuove dall’acqua la maggior parte delle particelle in sospensione e il cloro. Successivamente l’acqua viene addolcita in serbatoi contenenti le zeoliti, le quali sono molto diffuse nello scambio ionico.

Le zeoliti sono silicati alluminiferi idrati microporosi con una struttura tridimensionale a tetraedro del tipo TO4 dove T è l’atomo centrale e generalmente è un atomo di silicio o di alluminio.
Ogni atomo di ossigeno costituisce l’apice di due tetraedri adiacenti in modo che il rapporto O/T sia sempre uguale a 2.
L’unità isolata SiO4 ha carica complessiva (-4), dato che la valenza del silicio è (+4) e quella dell’ossigeno è (-2), mentre è elettricamente neutra se consideriamo la struttura delle zeoliti, poiché ogni atomo di ossigeno è condiviso da due tetraedri adiacenti. Se invece l’atomo di ossigeno è legato all’alluminio, si genera una carica negativa, dato che l’alluminio ha valenza (+3). Tale carica negativa deve essere bilanciata da controcationi che garantiscono l’elettroneutralità complessiva.
Dunque la presenza dell’alluminio nella zeolite, le conferisce la proprietà di scambio ionico, in quanto i controcationi della zeolite sono debolmente legati alla struttura cristallina e possono essere scambiati con facilità con i cationi di calcio e magnesio presenti nell’acqua. Lo scambio avviene a temperature moderate (tra 20 e 80°C) e in tempi abbastanza rapidi (tra 5 e 30 minuti). Ovviamente le zeoliti dopo un certo periodo di tempo devono essere rigenerate. Dopo l’addolcimento l’acqua entra in un’unità di osmosi inversa.

L’osmosi è il passaggio di un liquido meno concentrato attraverso una membrana semipermeabile verso un liquido più concentrato. La nostra pelle funge da membrana semipermeabile e questo ruolo è evidente nei bagnanti che rimangono a lungo immersi nell’acqua: infatti la nostra pelle cede fluidi all’acqua circostante, provocando l’imprunimento della pelle.
L’osmosi inversa, attuata con una pompa centrifuga a dodici stadi, costringe l’acqua a passare attraverso una membrana molto piccola purificandola anche delle sostanze alcaline. Ciò determina un abbassamento del pH fino a valori acidi, provocando potenzialmente problemi di corrosione dei metalli. Per evitare questo rischio viene aggiunta della soda nell’acqua prima che attraversi la membrana, mantenendo così il pH a livelli di sicurezza.

Infine l’acqua attraversa il letto di un demineralizzatore a scambio ionico simile a quello zeolitico visto in precedenza per rimuovere gli eventuali cationi sfuggiti alla membrana. All’uscita del demineralizzatore viene effettuato un test di controllo finale sul sodio e il silicio: infatti nel caso di inefficiente funzionamento del sistema di deionizzazione, questi sarebbero i primi due cationi presenti nell’acqua (il silicio, tra l’altro, è molto dannoso per gli iniettori di combustibile delle turbine). L’acqua a questo punto è estremamente pura e raggiunge una resistività di 18 Mohm (basti pensare che l’acqua pura ha una resistività di 20 Mohm, che è un livello irraggiungibile in termini pratici).
L’acqua può essere immagazzinata in un serbatoio e inviata nelle turbine a gas per mezzo di pompe centrifughe con una prevalenza di 32 psig.

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COMBUSTIBILI UTILIZZATI NEGLI IMPIANTI CHP

Al momento, per esempio, in Turchia il GPL o la nafta sono utilizzati come combustibili di riserva, nel caso in cui, per qualsiasi ragione, venga sospesa l’erogazione del gas naturale.
Alcuni impianti sono progettati in modo tale da poter marciare con una doppia alimentazione di combustibile. Ad esempio nel Regno Unito una pratica molto diffusa consiste nel dotare l’impianto di combustori dual-fuels (bivalenti), vale a dire possono utilizzare gas naturale oppure olio combustibile in modo indifferenziato ed indipendente: in particolare il gas naturale è acquistato a prezzi vantaggiosi nei momenti di bassa domanda ed è sostituito dall’olio combustibile nei momenti di picco della domanda, nei quali l’erogazione viene temporaneamente sospesa.

In alcuni casi gli addetti degli impianti CHP hanno la possibilità di operare su impianti trivalenti o tetravalenti, scegliendo di alimentare le apparecchiature con il combustibile più economico nelle varie fasi della giornata.
I fattori discriminanti nei riguardi della scelta dei combustibili sono:

• i potenziali incentivi statali legati al loro utilizzo;
• la qualità.

I combustibili possono essere classificati:

• in base allo stato fisico in solidi, liquidi e gassosi;
• in base alle caratteristiche di provenienza in "commerciali" e "residui".

Tra i combustibili "commerciali" si annoverano:

1. carbone;
2. oli combustibili pesanti ed extra pesanti;
3. gasolio;
4. GPL;
5. nafta;
6. gas naturale.

1. combustibili solidi, come scarti provenienti dall’industria del legno, biomassa da residui colturali e forestali, i pneumatici e i rifiuti domestici;
2. combustibili liquidi come il "black liquor" estratto dalla polpa legnosa;
3. combustibili gassosi come il biogas estratto dai digestori anaerobici di materiale organico e i gas a valle dei processi produttivi (industria del ferro e dell’acciaio, impianti chimici, raffinerie).

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VANTAGGI E SVANTAGGI

Gli aspetti più interessanti che rendono la cogenerazione una soluzione attraente sono:

1. la possibilità di ridurre i costi energetici ed in particolare quelli dell'energia elettrica;
2. la possibilità di attuare un sostanziale risparmio energetico attraverso un uso razionale della fonte primaria quando il calore recuperato è utilizzato in condizioni prossime alle nominali; infatti, in una centrale di cogenerazione il calore di scarico della macchina per la produzione di energia elettrica ha livelli termici elevati e di conseguenza può essere riutilizzato per la produzione di acqua calda, vapore (teleriscaldamento, utilizzi in processi industriali, ecc.), direttamente (fumi utilizzati per l'essiccamento), oppure per produrre una ulteriore quota di energia elettrica (ciclo combinato). A parità di energia utile fornita all'utenza, in rapporto ai sistemi tradizionali, si ha un risparmio di energia primaria nell'ordine del 40%;
3. la riduzione dell'impatto ambientale rispetto ai sistemi tradizionali; l'ambiente viene beneficiato per una riduzione del 43% delle emissioni di CO2 in atmosfera (mediamente un impianto di cogenerazione alimentato a metano permette per ogni KWh prodotto un risparmio di CO2 pari a 450 g se confrontato con la produzione separata di energia elettrica con una centrale termoelettrica ed energia termica con caldaia convenzionale) e una riduzione dell'inquinamento termico (meno del 50%).
   Bisogna però notare che nonostante il beneficio ambientale dovuto all’uso di prodotti e calore di scarto, esiste un problema di inquinamento atmosferico ogni qualvolta vengono usati negli impianti di CHP combustibili fossili o biomassa. Gli inquinanti soggetti a maggiore restrizione sono i particolati, il diossido di zolfo (SO2) e gli ossidi di azoto (NOX). La qualità dell’acqua, sebbene di minore pertinenza può anch’ esso rappresentare un problema.
   I nuovi impianti di cogenerazione sono soggetti alle restrizioni dell’EPA (Environmental Protection Agency) per soddisfare i requisiti dei National Ambient Air Qualità Standards (NAAQS). Molti Stati hanno parametri più restrittivi dell’EPA. Ciò può aumentare in modo significativo i costi degli impianti di cogenerazione ubicati in aree urbane. Alcuni impianti di CHP, come quelli che usano motori Diesel, non riescono a recuperare molto calore di scarto come invece accade per altri sistemi; altri ancora non riescono ad utilizzare tutta l’energia termica prodotta a causa della loro ubicazione: ciò li rende meno efficienti e i relativi benefici ambientali vengono ridotti.
   Gli impatti ambientali dell’acqua e dell’aria sono problematiche legate alla specificità del sito e dunque, apparecchiature speciali per il trattamento dell’aria e dell’acqua aggiungono dei costi al progetto dell’impianto di CHP, a meno che essi non siano previsti anche per l’impianto separato;
4. l'opportunità di realizzare una strategica copertura dei fabbisogni elettrici (e non essere quindi soggetti agli eventuali black-out della rete);
5. l'opportunità di realizzare un impianto con interessanti tempi di rientro del capitale investito, anche grazie alla normativa che consente una defiscalizzazione del gas usato come input.

1. migliorare la distribuzione elettrica, in primo luogo per effetto di una più diffusa ripartizione dei carichi;
2. migliorare le caratteristiche elettriche di alcune linee se i generatori elettrici utilizzati sono di elevata qualità;
3. evitare un certo numero di cabine di trasformazione elettrica, riducendo le fonti di inquinamento elettromagnetico in zone densamente abitate;
4. aumentare il grado di autonomia energetica in alcune tipologie di utenza che necessitano di continuità energetica.

Limitazioni

Siccome le macchine con le quali si effettua la cogenerazione danno (ciascuna secondo le sue caratteristiche) calore ed elettricità in dati rapporti, il vantaggio della cogenerazione viene conseguito nella misura in cui la suddetta domanda di elettricità e calore si manifesta in rapporti uguali ai predetti.BR> Dato che i vantaggi della cogenerazione sono originati da una produzione combinata, è necessario che l'energia termica disponibile possa essere utilizzata nel ciclo produttivo dello stabilimento in cui essa si colloca. Ciò comporta la localizzazione degli impianti di cogenerazione in prossimità delle aree produttive senza la penalizzazione delle perdite di trasporto dell'energia elettrica in rete, ponendo però dei limiti alle dimensioni delle macchine utilizzate in quanto l'energia termica non può essere trasportata a grandi distanze in modo economico.

Controindicazioni

In pratica è impossibile, per lo meno in tutti i periodi di esercizio, che il rapporto fra elettricità e calore richiesti coincida con il rapporto fra elettricità - calore erogati. È inevitabile prevedere l'intervento di una fonte energetica convenzionale di integrazione (prelievo di energia dalla rete e/o da una caldaia). Per le stesse ragioni in alcune circostanze bisognerà rassegnarsi alla parziale utilizzazione della macchina di cogenerazione, od al parziale recupero del calore disponibile.

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CONFRONTO CON LE EROGAZIONI TRADIZIONALI

• l'efficienza elettrica (eff =energia elettrica resa / energia primaria introdotta )
• rapporto caratteristico Rc =energia elettrica resa/energia termica resa.

Tralasciando i passaggi matematici i risultati sono riportati nella tabella 2.

Come abbiamo detto più sopra, il vantaggio della cogenerazione viene conseguito nella misura in cui il rapporto Rd risulta uguale ad Rc.
In termini di efficienza totale, ipotizzando Rd = Rc = R si può scrivere:

Può essere opportuno dimostrare in linea teorica come i parametri suddetti intervengano nella scelta di un generatore di potenza.
Consideriamo l'equazione con indici che si riferiscono al cogeneratore.

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