Tecnologie Innovative per la Generazione Elettrica

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1 Tecnologie Innovative per la Generazione Elettrica F. Rosatelli, D. Zito Ansaldo Ricerche A. Di Meglio Ansaldo Caldaie F. Bonzani, R. Rubino, A. Torre Ansaldo Energia

2 L utilizzo del carbone nella generazione di energia elettrica rappresenterà ancora per molti anni un fattore importante di sviluppo In particolare, i paesi ad elevato tasso di crescita economica dell Estremo Oriente si basano largamente sul carbone per la loro nuova capacità produttiva, che sta aumentando ad un tasso di crescita impressionante.

3 Anche nei paesi industrializzati l aumento dei costi dei prodotti petroliferi, e in particolare del gas naturale, sta producendo un rinnovato interesse sulle centrali a carbone, dovuto alla maggiore stabilità di costo di tale combustibile. Tale rinnovato interesse è testimoniato anche dai finanziamenti erogati dall amministrazione USA nell ambito della Clean Coal Power Initiative. Negli USA MW di nuovi impianti a carbone sono in vari stadi di sviluppo. Più in generale, a livello mondiale, sono stati commissionati nel 2003 nuovi ordini per MW e, di cui per centrali supercritiche.

4 Il mercato delle caldaie per la generazione elettrica CFB coal, anthracite, lignite 1.5 UTILITY BOILERS 2003 ORDERS % of the TOTAL (153,800 MWe) Other fuels 2.6 Anthracite & Lignite, Sub-critical 7.7 Coal, Supercritical 29.3 Coal, Sub-critical 58.9

5 La tecnologia per la produzione di energia elettrica in impianti a vapore alimentati a polverino di carbone è rimasta praticamente bloccata per molti anni al limite tradizionale dei 1000 F (538 C di temperatura del vapore surriscaldato), principalmente per i limiti imposti dall utilizzo di acciai della classe P22/T22, salvo alcune eccezioni quali quella della centrale 2x600 MW di La Spezia negli anni 60.

6 L esperienza ANSALDO negli impianti supercritici Plant Units MW Year Fuel Brindisi Sud C Porto Tolle O Torvaldaliga Nord O Montalto di Castro O/G La Spezia C Gioia Tauro Del. C Bahia Blanca O/C Esbjerg C Avedore C

7 Brindisi Sud Main Features Gross Output Net Output Coal Consumption SH Steam Pressure Steam Temperature Fuel Capability 660 MW 627 MW 235 t/h 260 bar 540 C/540 C Multifuel

8 BRINDISI SOUTH BOILER - VIEW OF PENDANT REHEATER COILS ( Supercritical 660 MWe unit, 1993)

9 BRINDISI SOUTH BOILER - LIFTING OF SECONDARY SH OUTLET HEADER ( Supercritical 660 MWe unit, 1993)

10 Il processo di privatizzazione dell industria elettrica, in corso in tutto il mondo, unito a requisiti ambientali sempre più stringenti (limitazione delle emissioni di CO 2, controllo delle piogge acide,.), pongono nuovi vincoli alla realizzazione di impianti alimentati a carbone, mettendo pertanto in luce l esigenza di sistemi che siano in grado di produrre energia elettrica a costi per kwh sempre più bassi e nel rispetto dei parametri ambientali.

11 La tecnologia UltraSuperCritica L elevata incidenza del costo del combustibile sulla gestione operativa delle centrali a vapore giustifica ancora maggiormente oggi l opzione SuperCritica (5-8 punti d incremento di rendimento); L affidabilità degli impianti SuperCritici è, oggi, estremamente elevata (tasso di disponibilità degli impianti SuperCritici superiore al 95%); La disponibilità di materiali innovativi sia per le caldaie che per le turbine ha favorito lo sviluppo di impianti a prestazioni sempre più spinte (Supercritici Avanzati/UltraSuperCritici);

12 Confronto prestazioni per gli impianti SC/USC Cycle Cycle Steam Steam Press. Press. Steam Steam Temp. Temp. Reheat Reheat Temp. Temp. No. No. of of Reheat Reheat FW FW Temp. Temp. Net Net Efficiency Efficiency Conv.SubCrit. Conv.SubCrit bar bar 540 C 540 C 540 C 540 C Single Single 250 C 250 C 39% 39% Conv.SuperCrit Conv.SuperCrit bar bar 540 C 540 C 540 C 540 C Single Single 290 C 290 C 42% 42% Adv. Adv. S S upercrit. upercrit bar bar 600 C 600 C 610 C 610 C Single Single or or Double Double 310 C 310 C 47% 47% UltraSuperCrit. UltraSuperCrit bar bar 650 C 650 C 650 C 650 C Single Single or or Double Double 350 C 350 C 50% 50%

13 Modifiche dei componenti principali Le modifiche richieste sono dovute principalmente al cambio di materiali Acciai resistenti alle alte temperature di tipo ferritico-martensitico Tali modifiche coinvolgono solo parti limitate dell impianto

14 Impianti Supercritici Avanzati di recente realizzazione Centrale Potenza [MW] Fuel Condizioni di vapore [bar/ C/ C/ C] Matsuura PC 255/600/ Skaerbaek NG 290/579/579/ Haramachi PC 258/604/ Nordjylland PC 290/579/579/ Nanaoota PC 255/600/ Misumi PC 258/604/ Lippendorf 934 Lignite 267/554/ Boxberg 915 Lignite 267/554/ Tsuruga Lignite 255/600/ Tachibanawan PC 264/604/ Avedore NG 300/583/ Niederaussem 975 Lignite 265/565/ Isogo PC 280/604/ NG = Gas Naturale; PC = polverino di carbone Anno di avvio

15 Impianto AVEDORE 2 (CHP) Uno degli impianti SuperCritici più avanzati al mondo è in esercizio a Copenhagen Rendimento netto: 47.2% Parametri di vapore: - Steam Pressure: 300 bar - SH Steam Temperature: 583 C - RH Steam Temperature: 600 C

16 AVEDORE 2 Steam Turbine Plant : AVEDOERE 2 Customer : SK ENERGI Country : DENMARK Order year / Start-up year : 1995 / 2001 MAIN FEATURES HP section IP1 section IP2 section Single flow Single flow Double flow asymmetric LP1 section Double flow ( 4 stages ) LP2 section Double flow ( 6 stages ) High temperature special alloy steel material for HP - IP Inner casing, rotors and valve bodies Rotors welded type MAIN OPERATING DATA Inlet steam pressure 300 bar Inlet steam temperature 580 C Max. inlet steam flow 336 Kg/s Reheat inlet temperature 600 C Rated condenser pressure Max electrical output bar 535 MW Butterfly valves on the cross-over pipes for steam control extractions Fully 3Dhigh performance blading Max. heat output Sliding pressure operation 620 MJ/s

17 SUPERCRITICAL POWER PLANTS Avedore USC Steam Turbine Avedore - Denmark (Second Unit)

18 Repowering di centrali esistenti L elevato livello tecnologico raggiunto permette già oggi il repowering di centrali esistenti in unità a ciclo supercritico avanzato (con un incremento del 15-20% rispetto alla potenza originale); La soluzione prevede: La completa sostituzione della caldaia originale con una caldaia supercritica; L inserimento di una ulteriore sezione di espansione ad elevata pressione. Il repowering permette il rinnovamento del parco centrali esistenti, senza snaturare l impiantistica presente, con costi d investimento nettamente inferiori a quelli richiesti dalla costruzione di nuove unità.

19 La Gassificazione del carbone Eccezionali prestazioni dal punto di vista ambientale Alto potenziale di cattura della CO 2 a costi più bassi Produzione di H 2 Vari impianti dimostrativi (Elcogas, Wabash River, Cool Water, Buggenum) ne hanno dimostrato la fattibilità; Dopo una fase di stasi durata alcuni anni, stanno avviandosi nuovi progetti di gassificazione del carbone Global Energy Inc. (Lima OH) : 540 MW IGCC;

20 Impianti pilota IGCC a carbone Impianto Anno Tecnologia di gassificazione Cool Water 1984 Chevron-Texaco Plaquemine 1987 Dow Demkolec/Buggenum 1993 Shell Wabash River 1995 Destec Tampa Electric Co Texaco ELCOGAS/Puertollano 1997 Prenflo

21 Elcogas 300 MW e gasification combined cycle power plant.

22 Benchè in Italia non esistano impianti IGGC a carbone, è stata già accumulata una notevolissima esperienza nella realizzazione e gestione sia di impianti IGCC per gassificazione di TAR che di impianti turbogas utilizzanti altri gas di sintesi ad alto contenuto di H 2

23 Ansaldo/Siemens Technology V94.2 > 70,000 OH in total > 42,500 OH on CG Longest continuous CG run of 2,900 OH V94.3 > 42,900 OH in total > 21,800 OH on CG 2 x V94.2K > 70,000 OH in total > 67,000 OH on SG V94.2K > 28,000 OH in total > 27,000 OH on design gas Nuon Power Buggenum/NL 253 MW SHELL coal gasification start-up 1993 NG, 94/95 CG ELCOGAS, Puertollano/E 300 MW PRENFLO coal gasification start-up 1996 NG, 97/98 CG ISAB Energy, Priolo Gargallo/I 521 MW TEXACO heavy-oil gasification start-up 1998 FO, 1999 SG ELETTRA GLT, Servola/I 180 MW CC with steel-making recovery gas start-up 2000

24 V94.2K: A GT FOR LOW BTU FUEL OPERATION Modello V94.2K Frequenza [Hz] 50 Temperatura ingresso 1060 turbina [ C] Potenza erogata [MW] 170 Rapporto di compressione 11 Portata di scarico [kg/s] 510 Temperatura di scarico [ C] 539 Efficienza [%] 36.8 Emissioni [ppm] 25

25 GAS TURBINES OPERATING WITH LOW BTU FUEL: THE EXPERIENCE ANSALDO ENERGIA GT Engine by Ansaldo Energia Main Fuel [as Fuel Thermal Input ratio to the total ] Low BTU Fuels Projects ISAB Priolo Elettra Servola EniPower Ferrera 2 x V94.2K 1 x V94.2K 1 x V94.2K 100% tar syngas 51% steel mill gas - 49% natural gas 77% tar syngas- 23% natural gas Back up Fuel Fuel Oil Natural Gas Natural Gas Net Power 516 MW 180 MW 255 MW First Firing on Low August, 1999 November, 2000 November, 2005 BTU fuel EOH on low BTU Fuels Unit1:44500 Unit2: GT efficiency [%] 34, Cycle efficiency [%] NOx emissions guarant. [ppmv ISO] NOx emissions meas. [ppmv ISO]

26 COMPARISON ON FUEL GAS COMPOSITION Composition Sannazzaro ISAB Buggenum Puertollano SERVOLA %Vol. Burgundi H CO CO H 2 O CH N 2 & others LHV [kj/kg]

27 ANSALDO ENERGIA GAS TURBINES OPERATING EXPERIENCE WITH LOW BTU FUEL. F ENIPOWER Ferrera 3: Test Burner view

28 ANSALDO ENERGIA GAS TURBINES OPERATING EXPERIENCE WITH LOW BTU FUEL. F ENIPOWER Ferrera 3: Burner test campaign pressure test at ENEL laboratory in Sesta, Italy

29 Conclusioni Sono disponibili, in ambito nazionale, le tecnologie per far fronte alle richieste del mercato energetico nell utilizzo del carbone e dei gas di sintesi da esso derivati. Ciò è valido sia per gli impianti a vapore avanzati che per gli impianti integrati IGCC, secondo gli standard più elevati in termini di rendimento e di emissioni.