26 Giugno 2012 La flessibilità dei cicli combinati S. Besseghini

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1 26 Giugno 2012 La flessibilità dei cicli combinati S. Besseghini 1

2 Peculiarità del Parco di Generazione italiano Storicamente (anni 70) si è puntato sull olio combustibile, scarsa presenza del carbone, poi limitato da opposizioni locali Rinuncia al nucleare (1987) parte la costruzione di cicli combinati a gas naturale Nell epoca della liberalizzazione, si punta tutto su CCGT (semplicità autorizzativa, costruzione abbastanza rapida, bassi costi di investimento) Dal 2005 in poi, anche in relazione al « », incentivazione rinnovabili elettriche, rapida crescita di Eolico e Fotovoltaico Oggi circa il 50% della potenza termoelettrica installata è CCGT e circa il 50% della produzione totale è da GN Eolico + FV hanno superato 20 GW La domanda elettrica negli ultimi anni ristagna 2

3 Criticità dei Cicli Combinati Prezzo del GN elevato, crescita delle rinnovabili, FV copre in parte le punte, la domanda ristagna, c è overcapacity basso utilizzo dei CCGT in pura generazione elettrica (circa 2000 ore/anno) La domanda di base è soddisfatta in altri modi: carbone, acqua fluente, grande cogenerazione industriale, importazioni a basso costo I cicli combinati faticano a coprire i costi fissi su MGP, anche se si assumesse un perfetta flessibilità operativa, che non esiste (tempi di avviamento e variazione di carico, minimo tecnico) La difficoltà a coprire i costi in qualche misura ricade sugli utenti finali Opportunità di remunerazione da MSD Remuneratività del Ciclo Combinato sempre più legata alla flessibilità operativa 3

4 Criticità del Sistema Elettrico italiano Le Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP), principalmente FV ed Eolico, sono prevedibili ad es. il giorno prima, ma con incertezze necessità di più riserva costi per gli utenti FRNP di piccola-media taglia non partecipano ai servizi alla rete e non pagano oneri di sbilanciamento i servizi sono coperti da altri e i costi ricadono sugli utenti finali (qualcosa si sta iniziando a fare: All. 70 di TERNA e DCO 35/12 AEEG) In situazioni di basso carico e alta produzione da FRNP, scarseggia la potenza termoelettrica e in servizio, poche macchine rotanti, costi elevati dei servizi di riserva I pompaggi, pur presenti con capacità importante (circa 7 GW) sono utilizzati sempre meno per le ore di punta (circa 400/500 ore/anno) «Rampa serale»: possibile sovrapposizione fra il calo della produzione FV (tramonto) e la salita serale dei consumi sollecitazioni al parco termoelettrico (soprattutto CCGT) e picco di prezzo dell energia 4

5 Criticità del Sistema Elettrico italiano (segue) Andamento dei prezzi MGP in due giorni di giugno 2012: a) Venerdì, b) Domenica. Tramonto del sole alle circa 5

6 Criticità del Sistema Elettrico: quali risposte? Rendere più accurate le previsioni di produzione da FRNP: la ricerca sta lavorando Sfruttare più efficacemente la capacità previsionale: vedi AEEG DCO 35/12 Potenziare i sistemi di accumulo (pompaggio, CAES, batterie): è un tema di pianificazione e di autorizzazioni (le prime due tecnologie); di costi di investimento e vita utile (batterie): la ricerca sta lavorando Sfruttare maggiormente la flessibilità del parco termoelettrico (in primis i CCGT): è indispensabile! Costa relativamente poco E attuabile in tempi medio-brevi Velocizzare e rendere più frequenti avviamenti e variazioni di carico Ridurre il minimo tecnico Allargare la banda di regolazione primaria 6

7 I Cicli Combinati e l esercizio flessibile Il Ciclo Combinato è l integrazione di due cicli assai diversi, anche dinamicamente Ciclo a gas (Joule-Brayton) Tendenzialmente molto flessibile (avviamento in minuti) ma Parti calde sempre più critiche: TIT tipica 1400 C, ma già si sperimentano i 1600 C Tecnologie sofisticate (single crystal, bond coat, rivestimenti ceramici, film cooling) Ispezioni e manutenzioni frequenti, complesse, specialistiche (costo annuo 10% dell investimento) 7

8 I Cicli Combinati e l esercizio flessibile (segue) Ciclo a gas (Joule-Brayton) (segue) Il danno dell esercizio ciclico (avviamenti e variazioni di carico) può essere importante e non è perfettamente quantificabile. RSE ha fatto test e sviluppato modelli di calcolo, ma serve ulteriore ricerca Tempo di distacco di barriere termiche, per diverse periodicità del ciclaggio termico (tc) e temperature operative. Modello di calcolo validato con dati sperimentali 8

9 I Cicli Combinati e l esercizio flessibile (segue) Ciclo a gas (Joule-Brayton) (segue) È importante anche il minimo tecnico : valore minimo di carico generato al quale la macchina può permanere indefinitamente con stabilità e nel rispetto dei limiti ambientali Con basso minimo tecnico si ha la possibilità di restare di operare anche nelle ore di basso prezzo di mercato utilizzando poco combustibile limitando le perdite economiche evitando di moltiplicare i cicli di avviamento/fermata. Tradizionalmente, i limiti sulle emissioni di NOx e CO fissavano fra il % e il 100 % il campo di lavoro sfruttabile, ma lo sviluppo di sistemi di combustione sempre più avanzati ha consentito di scendere al 40 e anche al 30%. Si può considerare un problema in gran parte risolto, da implementare sul campo 9

10 I Cicli Combinati e l esercizio flessibile (segue) Ciclo a vapore (Rankine) È più «lento» di quello a gas: avviamento in 1-2 ore, dipende dalle condizioni iniziali Temperature molto più basse ( 600 C), tecnologia meno sofisticata, meno frequenti e più semplici manutenzioni ma Corpi di grande spessore (rotore turbina, corpi cilindrici) Danno a fatica, cricche rischi di avarie «catastrofiche» È lo «stadio lento» del ciclo combinato 10

11 I Cicli Combinati e l esercizio flessibile (segue) I mancati avviamenti È un rischio (economico) importante legato agli avviamenti frequenti Incidenza da pochi % fino al 10% Spesso dipende da questioni di dettaglio, difficili da rimuovere Porta a mancata produzione e oneri di sbilanciamento, che facilmente vanificano il risparmio di una fermata notturna Va fatta analisi caso per caso 11

12 I Cicli Combinati: cosa favorisce l esercizio flessibile? a.configurazioni «2 + 1»: se m.t. TG = 30 %, m.t. impianto 15 %, ciclo a vapore sempre in servizio, rischio mancato avviamento azzerato, rischio sbilanciamento ridotto b.camino di bypass: possibile avviare subito TG, a rendimento di impianto temporaneamente ridotto c.post combustione: margine di aumento/modulazione rapida, a rendimento ridotto d.air Fogging o meglio Wet Compression: simile a post-combustione, senza penalità di rendimento, qualche rischio di erosione del compressore Sono soluzioni per impianti nuovi, retrofit difficile o impossibile, a parte d. 12

13 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE Presupposto: c è overcapacity, il parco italiano è piuttosto recente difficile pensare a nuovi impianti va ottimizzato e gestito bene l esistente, con limitati investimenti e in tempi brevi (2-3 anni) Nasce così un progetto di ricerca, in parte già svolto, con obiettivo: Migliorare la rispondenza dei cicli combinati alle esigenze del sistema elettrico ottenere la massima flessibilità dell esercizio salvaguardare affidabilità, disponibilità, economicità di gestione Benefici attesi: Ottenimento di continuità, sicurezza, qualità del servizio a minor costo per l utente Remunerazione dei cicli combinati anche tramite efficienti servizi di sistema, non solo energia minore necessità di ricarico sull energia minor costo per l utente 13

14 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue) Approccio adottato: gli ingredienti Prove e modellazione dei materiali critici leggi di danno (fatica termomeccanica, ossidazione ciclica) Modellazione FEM dei componenti costruzione di casi tipici manovra consumo di vita Formulazione di modelli semplificati manovra-consumo di vita, adatti a simulazioni a livello di impianto Sviluppo e validazione di un simulatore ingegneristico del ciclo combinato (processo + automazione) Studio e ottimizzazione delle manovre critiche Sviluppo di un automazione completa della manovra 14

15 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue) Approccio adottato: schema concettuale Caratterizzazione dei materiali Modello agli elementi finiti TV (FEM) Turbine Stress Evaluator (TSE) Campo termico, degli sforzi e consumo di vita Operatore SIMULATORE RT dell impianto (Processo-Controllo) IMPIANTO Metodi/Strumenti di diagnostica Misure delle variabili di processo 15

16 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue) Alcuni risultati: tecniche diagnostiche sui materiali dei TG 16

17 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue) Alcuni risultati: modello FEM del rotore di turbina a vapore Presa di giri Tc2 EXP Tc4 EXP Tc5 EXP Tc6 EXP Tc9 EXP Tc11 EXP ω=3000 rmp Tc2 ABA Tc4 ABA Tc5 ABA Tc6 ABA Tc9 ABA Tc11 ABA Presa di carico Carico costante (320 MW) Temperatura [ C] Hp di scambio termico: - Coeff. H(Pvap) - T imposta su tutto il profilo del rotore ad eccezione degli stadi di AP e MP Tempo [h] 17

18 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue) Alcuni risultati: simulatore di processo 18

19 La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue) Alcuni risultati: ottimizzazione dell avviamento 10-2 Consumo di vita del rotore durante l'avviamento (1/N) Avviamento "STANDARD" Avviamento "RAPIDO" Avviamento "RIPETIBILE" 1, sec 280 sec 567 sec 872 sec 1342 sec 1761 sec 2276 sec 0, sec N=800 N= sec 341 sec 604 sec 970 sec 1395 sec 1879 sec 2582 sec 3422 sec 500 sec 1000 sec 1500 sec 2500 sec 5000 sec 2000 sec 3000 sec 4000 sec Temperatura media [ C] 19

20 Considerazioni finali Il ciclo combinato è un impianto discretamente flessibile Quanto flessibile? Dipende da: scelte progettuali (configurazione di ciclo, camino di bypass, post-combustione ecc.) Modalità di esercizio Tecniche di misura, monitoraggio, ispezione Un ciclo combinato flessibile può giocare un ruolo sempre più importante nei servizi al sistema con benefici: Per l operatore (copertura costi fissi) Per il sistema e quindi per gli utenti (load following, bilanciamento, riserva a costi più bassi delle altre opzioni 20

21 Considerazioni finali (segue) RSE ha competenze multidisciplinari e cultura industriale: Studi sulla sicurezza della rete Mercato elettrico e aspetti regolatori Prove su materiali (invecchiamento ciclico accelerato) Calcolo termomeccanico Simulazione d impianto Automazione ed è interessata a collaborazioni dimostrative su impianti in esercizio (già fatta su CC da 800 MWe) con operatori e costruttori di macchine/impianti. L approccio proposto prevede: Raccolta dati d impianto, automazione, registrazione di manovre Personalizzazione del simulatore Analisi degli interventi fattibili: manovre ottimizzate, aggiunta di sistemi d impianto (air fogging, post-combustione), sistemi automazione e monitoraggio Valutazioni costi-benefici Attuazione degli interventi (a cura dell operatore, con supporto tecnico RSE) 21

22 Grazie

23 La flessibilità dei cicli combinati e il «Capacity Payment» La delibera AEEG ARG/elt 98/11 Prevede il pagamento di un corrispettivo per la disponibilità di capacità produttiva (cosiddetto «Capacity Payment») Stabilisce che per gli impianti che percepiranno il Capacity Payment venga fissato un «cap» al prezzo che potranno percepire su MGP e MSD (esclusa riserva secondaria) Alcuni operatori, in fase di consultazione, hanno espresso il timore che tale meccanismo non favorisca investimenti in impianti di punta Il timore non è ritenuto fondato nelle premesse della Delibera, poiché: gli impianti di punta sono avvantaggiati su quelli di base in MSD la riserva secondaria è esclusa dal cap Tuttavia, visto che la criticità del sistema è per i prossimi anni non la capacità produttiva, ma la flessibilità, potrebbe essere opportuna una rivisitazione del meccanismo di formazione del prezzo della capacità produttiva, in modo da favorire gli impianti più flessibili 23

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