ESAME DELLA SOLUZIONE CON IMPIANTO COMBINATO TURBINA A GAS - TURBINA A VAPORE

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1 ESAME DELLA SOLUZIONE CON IMPIANTO COMBINATO TURBINA A GAS - TURBINA A VAPORE Nella tabella 1 sono riportati esempi di turbine a gas nel campo di potenza nominale kw, a dimostrazione della crescente diffusione ed affermazione di questa macchina nella fascia media di potenze richieste in ambito industriale La turbina a gas tendono oramai ad adeguarsi alle esigenze sempre più stringenti di contenimento delle emissioni inquinanti e sono in grado di rispondere a tali requisiti con limitatissimi contenuti di ossido di carbonio ed idrocarburi incombusti nei gas di scarico, specialmente quando alimentate con gas naturale I più attuali sistemi di combustione di queste macchine, quasi tutti basati su tecnologia "Dry Low NOx" consentono di contenere la concentrazione di ossidi di azoto allo scarico a livelli notevolmente bassi (al di sotto delle 25 ppm nelle macchine di ultima generazione) E' tipico della turbina a gas prestarsi a un'ampia varietà di soluzioni impiantistiche che la rendono particolarmente idonea alla realizzazione di sistemi integrati per la conversione dell'energia primaria e la successiva utilizzazione come energia elettrica e termica La stessa tabella 1 riporta, ad esempio, le prestazioni previste nel caso di impianto combinato gas-vapore secondo lo schema di figura 1 In questo caso, il calore allo scarico dalla turbina a gas - recuperato nei limiti imposti dalla temperatura dei gas al camino - viene utilizzato esclusivamente per produrre vapore surriscaldato e, quindi, per l'azionamento di una turbina a vapore Il rendimento complessivo dell'impianto - superiore, in tutti i casi esaminati, al 41 % - risulta, in questo caso, competitivo con quello di altre macchine termiche e di livello comparabile a quello di macchine di taglia maggiore m f CC ṁ ' g GVR m g m v C m f CC ṁ ' g T GVR m g m v TV Rientro acqua d alimento Ριεντρο αχθυα δι αλιµεντο C T TV Fig 1 Schema di massima di impianto a ciclo combinato gas-vapore Utenza Termica Fig 2 Schema di massima di impianto combinato cogenerativo

2 Casa Costruttrice Modello ( kw) Consumo Specifico (kj/kwh) Rendimento Velocità (rpm) Portata Gas, (kg/s) Temp gas di scarico (C) TV (kw) Gruppi Combinati Rendimento Gruppi Combinati Allison 571-K Allison 501-KB Mitsui MSC70 (Taurus (Solar GT) 70S) European Gas Turbines Typhoon Kawasaki M7A US Turbine Co UST Mitsui (Solar GT) MSC (Centaur 60S) European Gas Turbines Tornado Tuma TGC-650-CT Allison 501-KB5S US Turbine Co UST Mitsui MSC (Solar GT) (Centaur 50S) Tuma TGC-435-CT Mitsubishi MF US Turbine Co UST Tuma TGC-378-CH ABB GTM Nuovo Pignone PGT Kawasaki M1T European Gas Turbines G3142 J Thomassen Nuovo Pignone PGT Solar Turbines Mars Tuma TGC-100CM Dati delle turbine a gas da Turbomachinery International 1996 Per la stima delle prestazioni in ciclo combinato si sono assunti: - Per l'impianto a vapore: a )Condizioni del vapore surriscaldato: 20 bar C ; b) Rendimento interno della turbina : c) Pressione al condensatore: bar - Per il generatore a recupero: a)minimo t gas - vapore lato ingresso gas: 30 C b)minimo t al pinch point: 10 C c)temperatura minima dei gas al camino: 130 C

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4 Ancora più adeguata al tipo di fabbisogno energetico del Consorzio, appare la soluzione impiantistica riportata in fig 2, che si configura come schema di massima per esaminare le potenzialità della turbina a gas per applicazioni cogenerative Lo schema, prevede, infatti, numerose opzioni: - Il vapore prodotto nel generatore a recupero (GVR) può essere inviato sia alla turbina a vapore (TV), sia a un'utenza termica, secondo dosature variabili che consentono di adeguare il rapporto tra potenza elettrica e termica in relazione alle diverse situazioni di carico Le condizioni limite sono, naturalmente, quella con utilizzo di vapore esclusivamente per la turbina o per l'utenza termica - La turbina a vapore può essere del tipo a contropressione, consentendo così la restituzione di calore associata a vapore saturo alla temperatura richiesta dall'utenza termica - Dalla stessa turbina a vapore può essere prevista un'estrazione di vapore, saturo o surriscaldato, a media pressione Questa soluzione aumenta la flessibilità dell'impianto in termini di adattamento a diverse situazioni di carico termico ed elettrico Nel seguito si analizzano, dal punto di vista energetico, alcune tra le numerose soluzioni possibili, facendo riferimento alla possibile adozione, quale macchina base, della turbina a gas PGT 5 del Nuovo Pignone, nella versione con generatore elettrico, le cui principali caratteristiche sono le seguenti: Elettrica Nominale Termica Impegnata Portata di Combustibile (Gas Naturale Con Potere Calor Inf di kj/kg) Portata dei Gas di Scarico Temperatura dei Gas di Scarico Velocità di Rotazione dell' Alternatore Dimensioni del modulo Turbina - Generatore Peso del modulo Turbina - Generatore 5220 kw kw 042 kg/s 244 kg/s 523 C 1500 giri/min l x 2500 b x 4550 h m kg Si tratta di una turbina a gas bialbero, con gruppo generatore di gas (compressore - turbina di alta pressione) svincolato meccanicamente dalla turbina di potenza Quest'ultima ruota alla velocità costante di ed è collegata tramite riduttore di velocità al generatore elettrico Il gruppo generatore di gas può invece operare a velocità di rotazione variabile, consentendo una buona efficienza della turbina a gas e una temperatura dei gas di scarico uniforme anche ai carichi parziali La soluzione bialbero è inoltre caratterizzata da una notevole estensione del campo di potenze previsto per la turbina a gas (dai 3000 ai 6000 kw) Il sistema di combustione è a singola camera a disposizione verticale ed è prevista l'alimentazione con differenti combustibili, gassosi o liquidi Il compressore è assiale, a 15 stadi, con estrazione di aria dal 10 stadio e dallo scarico per il raffreddamento del primo stadio della turbina, dei dischi della turbina e dei condotti di scarico La turbina di potenza è dotata di pale statoriche ad assetto variabile, che ne aumentano le capacità di adattamento ai carichi parziali Questa particolarità, assieme all'orientamento variabile delle palettature di ingresso del compressore (IGV), rende più rapido l'avviamento della macchina, prevenendo inoltre possibili situazioni di stallo del compressore o di bloccaggio fluidodinamico della turbina E' poi reso più agevole, grazie a questo sistema, l'adattamento a differenti condizioni ambientali quali, ad esempio, escursioni di temperatura dell'aria esterna La macchina viene fornita completa di un sofisticato sistema di controllo e monitoraggio, basato sull'acquisizione continua delle principali grandezze operative e sui relativi interventi sui principali parametri di regolazione: - Flusso di combustibile

5 - Apertura delle pale statoriche turbina di potenza - Apertura delle pale di ingresso del compressore (IGV) La logica del sistema opera variazioni su questi parametri, in base ai valori rilevati di una serie di grandezze sotto controllo quali: - La velocità e l'accelerazione degli alberi di bassa e alta pressione - La temperatura dei gas di scarico Il sistema di avviamento, completamente automatico, è con motore diesel o elettrico Come detto, si sono analizzate alcune soluzioni impiantistiche, stimando le prestazioni energetiche dell'impianto sulla base di tipici parametri quali: - Indice di utilizzazione del combustibile ( o CUC): elettrica + termica utile termica impegnata = Ee + Et Ec - Indice di risparmio energetico : confronta l'impegno energetico dell'impianto combinato o cogenerativo con quello richiesto dalla produzione separata di energia elettrica e di energia elettrica utile Per la produzione separata di energia elettrica si assume un rendimento netto all'utenza pari a 034, mentre per quella termica si assume convenzionalmente un rendimento di una caldaia con relativo bruciatore pari a Indice Energetico (IEn): è definito, in accordo al provvedimento CIP 6/92 di attuazione della legge n9/91, come: E = e E + t 1 E I En e Ec 09 Ec 051 Ec Come è noto, un valore di tale indice superiore a 051 segnala la possibilità di operare in condizioni di convenienza energetica e di accedere a possibili agevolazioni In tutti i casi esaminati, si è fatto riferimento alle condizioni operative nominali della turbina a gas riportate precedentemente Altre analisi, da effettuarsi in fasi successive, potranno invece riferirsi al funzionamento a carico parziale della macchina e dell'intero impianto Si è quindi sempre considerata la disponibilità di una potenza elettrica di base di 5220 kw a fronte di una potenza termica impegnata col combustibile pari a kw A) Impianto Combinato con: - Vapore prodotto dal GVR a 20 bar e 450 C - Turbina a vapore a estrazione e condensazione con scarico a 0057 bar (325 C) - Estrazione di vapore a 1 bar (100 C), con una frazione di vapore estratto variabile da 0 a 100% di quella operante in turbina Frazione di Vapore Estratto Portata di Vapore al GVR (t/h) TV (kw) Elettrica Totale (kw) Rendimento Globale Termica Utile (kw) CUC Risparmio Energetico % 0357 IEn

6 50% % % % 0781 B) Impianto Combinato con: - Vapore prodotto dal GVR a 20 bar e 450 C - Turbina a vapore a contropressione, con utilizzazione del calore allo scarico per un'utenza termica Si esaminano due alternative, con pressione allo scarico dalla turbina di 1 e 2 bar, quindi con temperature del vapore saturo pari rispettivamente a 100 e 120 C In ambedue i casi, viene sfruttato anche il calore residuo dei gas di scarico dalla turbina a gas, per un'ulteriore caduta di temperatura da 130 a 100 C Tale possibilità è in genere ammessa nel caso di alimentazione con gas naturale e ipotizzando una produzione di acqua calda a bassa temperatura (60-90 C) Pressione di scarico TV (bar) Portata di Vapore al GVR (t/h) TV (kw) Elettrica Totale (kw) Rendimento Globale Termica Utile (kw) CUC Risparmio Energetico % % % 0770 Nel caso di pressione allo scarico della turbina a vapore pari a 1 bar, si è anche riportata, con numeri in corsivo un'ulteriore alternativa, consistente nella completa utilizzazione del valore allo scarico dalla turbina a gas per produzione diretta di vapore saturo a 100 C In tal caso il GVR ad alta pressione verrebbe interamente by-passato Dosando opportunamente le produzioni di vapore di bassa e alta pressione è quindi possibile prevedere - a parità di livello di carico della turbina a gas - escursioni di potenza elettrica e termica nei campi ( ) kw e ( ) rispettivamente, con una variazione pressoché lineare degli indici energetici C) Impianto Combinato con: - Vapore prodotto dal GVR a 8 bar e 450 C - Turbina a vapore a estrazione e condensazione con scarico a 0057 bar (325 C) - Prelievo regolato di vapore saturo (8bar, 170 C) dal GVR per distribuzione di calore ad utenze termiche, variabile da % dell'intera quantità prodotta Si è assunta, anche in questo caso, la possibilità di recupero di calore fino alla temperatura dei gas di scarico pari a 100 C Prelievo di vapore saturo Portata di Vapore al GVR (t/h) TV (kw) Elettrica Totale (kw) Rendimento Globale Termica Utile (kw) CUC Risparmio Energetico % % % 0708 Anche questa soluzione è quindi caratterizzata da notevole flessibilità, potendosi prevedere escursioni di potenza elettrica e termica nelle fasce ( ) e ( ) kw rispettivamente IEn IEn Le diverse soluzioni impiantistiche esaminate prospettano la possibilità di utilizzazione della turbina a gas, in particolare nella versione presa in considerazione, con ottime prospettive di risparmio energetico e, conseguentemente, dei consumi di combustibile Grazie alla varietà di

7 soluzioni analizzate, è possibile prevedere che anche quella di effettivo interesse del Consorzio, possa garantire prestazioni energetiche interessanti Naturalmente, come prosecuzione di questa prima analisi di fattibilità, la soluzione definitiva andrà analizzata in maggiore dettaglio, basandosi su indicazioni quali: - Gli effettivi fabbisogni elettrici e termici delle utenze, includendo i livelli di temperatura di utilizzazione del calore - Le possibili escursioni di carico elettrico e termico, che comportano un'analisi del comportamento a carico variabile dell'impianto combinato - L'opportunità di integrazione con la rete elettrica, comprendendo anche la possibilità di riversare in rete l'energia elettrica in eccesso - La necessità di integrare la produzione di energia termica con caldaie o bruciatori ausiliari Va, comunque citato come alcune delle le soluzioni esaminate siano prossime a quelle effettivamente realizzate in ambito industriale La turbina PGT 5 è stata utilizzata per applicazioni in ciclo combinato o puramente cogenerative, queste ultime sia nell'industria di processo che per reti di teleriscaldamento Va segnalato, in particolare, l'impianto a ciclo combinato con recupero di calore realizzato dalla Turbotecnica presso la Nuovo Pignone di Firenze, con una potenza elettrica di 7 MW e una termica di 9 MW, che corrisponde alla soluzione (B) prima analizzata Su tale soluzione viene anche sviluppato un esempio di previsione economica, basato sui costi correnti di impianti della tipologia esaminata e sulle tariffe di fornitura del gas naturale ESEMPIO DI PREVISIONE ECONOMICA Ci si riferisce all'impianto combinato gas-vapore con contropressione allo scarico della turbina a vapore di 1 bar, di cui alla tabella 2, riga 1 Le tariffe relative alla fornitura di gas naturale sono quelle in vigore al e si riferiscono al contratto in deroga SNAM per usi industriali ad alta utilizzazione I dati sono forniti dalla Napoletana Gas e sono calcolati per una fornitura di 20 MNm 3 di gas naturale Nel caso in esame si è quindi proceduto a una riduzione delle quote fisse secondo un fattore 0761 che riporta i dati alla fornitura prevista di MNm 3 di gas naturale Elettrica: 7086 kw Energia Elettrica Producibile Annua: x 10 6 kwh Termica: 9090 kw Energia Termica Producibile Annua: x 10 6 kwh Termica Consumo specifico 0250 Nm 3 /kwh del Combustibile: (con Potere Calorifico di 9200 Kcal/Nm kj/nm 3) Portata di Gas 0492 Nm 3 /s Impegno annuo di gas Naturale 1771 Nm 3 /h naturale: x 10 6 Nm 3

8 COSTO DEL COMBUSTIBILE a ) Costi fissi: Ci si riferisce ai dati forniti dalla Napoletana Gas per un impegno di fornitura annuo di 10 milioni di Nm 3, rivalutati di un fattore 15, per adeguarsi ai valori previsti per l'impianto esaminato: a1) Termine fisso: 1107 ML x 0761 = 842 ML a2) Abbonamento: 6 ML = 6 ML a3) Canone Manutenzione: 2 ML = 3 ML Totale costi fissi: 850 ML (a) b) Costi relativi ai consumi: b1) Tariffa base: L/Nm 3 x MNm 3 = ML b2) Imposta di consumo + Addizionale regionale: 363 L/Nm 3 x MNm 3 = 5632 ML Totale costi dei consumi: ML (b) c) Sconti: Su regolarità dei prelievi e dei pagamenti: circa 644% di (a) + (b) = 4489 ML (c) Costo totale per la fornitura di gas naturale: (a) + (b) - (c) = ML (g) d) Defiscalizzazione dei consumi di combustibile Nel caso, come quello in esame, di indice energetico superiore a 051, viene riconosciuta una defiscalizzazione - da applicarsi sulla voce di imposta b2 - in ragione di 0250 Nm 3 per ogni kwh elettrico prodotto: Consumo di gas da defiscalizzare: 0250 x x 10 6 = MNm 3 Il consumo di gas naturale viene risulta quindi completamente esente da imposte Costo totale per la fornitura di gas naturale al netto della defiscalizzazione: (a) + (b) - (c) - (b2) = ML E da osservare che gli stessi calcoli, eseguiti nel novembre 1997, con analoghi dati, forniti dalla Napoletana Gas avevano condotto a un costo totale di ML E quindi da registrarsi un incremento dei costi di circa il 395% RIPARTIZIONE COSTI DEL GAS NATURALE TRA UTENZA ELETTRICA E TERMICA Si ipotizzano per ambedue le utenze, fattori di utilizzazione unitari rispettivamente della potenza elettrica e termica utile La potenza termica del combustibile (18950 kw) viene così ripartita: - Per l'utenza termica: / 09 = kw (533 %) - Per l'utenza elettrica: = 8850 kw (467 %)

9 Applicando le stesse percentuali, e attribuendo l'intera defiscalizzazione alla produzione di energia elettrica, il costo totale del combustibile (g) viene così ripartito: - Per l'utenza termica: 533% di = ML (g1) Tale costo va comunque considerato nel caso di produzione di energia termica con caldaia con rendimento pari a 09 - Per l'utenza elettrica: 467% di = ML (g2) Questo costo è quello relativo all'energia elettrica producibile con l'impianto cogenerativo, nell'ipotesi di utilizzazione totale del calore recuperabile COSTI DELL'IMPIANTO COMBINATO TURBINA A GAS - TURBINA A VAPORE Rispetto all analisi economica del novembre 1997, si è considerato un incremento di almeno il 20% da imputarsi in buona parte all eumento della quotazione del dollaro (da 1670 L alle attuali 2300 L) e, comunque al progresso dei tassi di inflazione Per questa tipologia di impianti va assunto un prezzo medio di 12 ML/kW Il relativo costo di investimento può essere considerato gravante totalmente sulla produzione di energia elettrica o solo per un'aliquota ridotta, fino al 75 %, in considerazione della presenza di componenti già destinati al recupero di calore La quota di ammortamento può poi variare a seconda della vita presunta dell'impianto prima di eventuali modifiche o aggiornamenti, tra 10 e 20 anni Possono essere quindi ipotizzate ipotesi di costo minimo e massimo Costo totale impianto: 7086 kw x 12 ML/kWh = 8503 ML i1) Quota di ammortamento a rate costanti sull'esercizio di un anno (con interesse passivo medio annuo del 5%): a) Ipotesi Massima: Ammortamento in 10 anni (fattore di attualizzazione pari a 772) con relativa quota gravante al 100% sulla produzione di energia elettrica: Quota di ammortamento annua: 8503/772 = ML (i1) b) Ipotesi Minima: Ammortamento in 20 anni (fattore di attualizzazione pari a 1246) con relativa quota gravante al 75% sulla produzione di energia elettrica: Quota di ammortamento annua: 8503/1246 x 075 = 5118 ML (i1) i2) Costi operativi e di manutenzione, usualmente assunti pari 55 $/MWh, pari a L/MWh: L/MWh x MWh = 7852 ML (i2) Totale Costi Annui di Impianto (i1) + (i2): Ipotesi Massima: Ipotesi Minima: ML 1297 ML (i)

10 COSTI DI PRODUZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA Sono ottenuti sommando quelli annui di impianto (i) a quelli per la fornitura del gas, attribuibili alla produzione di energia elettrica (g2) Totale Costi Annui di Produzione dell'energia Elettrica (i) + (g1) Ipotesi Massima: ML (7038 L/kWh) Ipotesi Minima: ML (6089 L/kWh) Tali costi sono quelli da confrontarsi con un'eventuale fornitura di energia elettrica da parte dell'enel Anche in questo caso viene riscontrato un sensibile aumento del costo unitario del kwh (mediamente del 36%) Turbina a Gas Nuovo Pignone PGT 5