CORSO DI AGGIORNAMENTO Interazione tra sistema elettrico e centrali di produzione energia

Transcript

1 Ennio Macchi Politecnico di Milano Facoltà di ingegneria industriale CESI, 17 novembre 2004 DIPARTIMENTO ENERGETICA RELAZIONE INTRODUTTIVA Ennio Macchi CORSO DI AGGIORNAMENTO Interazione tra sistema elettrico e centrali di produzione energia

2 Ogni gruppo termoelettrico di potenza superiore a 10 MVA dovrebbe, in base alla normativa vigente: a) essere in grado di svolgere un ruolo di riserva primaria, vale a dire essere 2 sempre capace di aumentare, a fronte di una diminuzione della frequenza di rete, la potenza erogata di almeno 1.5% entro tempi brevissimi e mantenerla per 15 (C:C:???) b) avere un interruttore di stacco dalla rete per minima frequenza tarato su una frequenza di 47.5 Hz, con un ritardo di 4 secondi: vale a dire, il gruppo si deve staccare automaticamente dalla rete solo quando la frequenza scende sotto 47.5 Hz e rimane sotto tale valore continuativamente per un tempo di 4 secondi (USC???) c) essere in grado, a seguito del distacco di rete di cui sopra, di avviare automaticamente la procedura di load rejection, che consiste nel passaggio del gruppo in isola, con una (repentina) diminuzione di potenza erogata, dal valore a cui operava prima del distacco al valore corrispondente al consumo degli ausiliari del gruppo stesso (CC, USC???) d) mantenere questa condizione di esercizio (funzionamento in isola sui propri ausiliari) per tempi indefiniti, al fine di consentire al gruppo di effettuare il nuovo parallelo e la presa di carico nei tempi minori possibili.

3 Punti trattati 3 L attuale situazione del parco termoelettrico Inno ai cicli combinati e alle clean coal technologies L attuale situazione della cogenerazione in Italia Le prospettive della cogenerazione industriale Il sogno della microcogenerazione

4 DATI STORICI PER IL PARCO TERMOELETTRICO ITALIANO 4 Il parco termoelettrico italiano, obsoleto e insufficiente, va ammodernato Il rendimento medio cresce con grande lentezza (nel 70 era circa il 36%, nel 2003 circa 38%)

5 5 Rendimento netto= 860/2400=0.358 Rendimento netto= 860/2270=0.379

6 Dati riferiti agli impianti con sola produzione di energia elettrica 6 fonte energetica consumo energetico produzione elettrica (netta) Ripartizione (riferita all input dei combustibili) Rendimento elettrico medio annuo (netto) TWh/anno TWh/anno % % carbone gas naturale (centrali a vapore) gas naturale (cicli combinati) prodotti petroliferi altri totale/media Fonte: GRTN, anno 2003

7 Da questi dati si evince che, ancora nello scorso anno: il rendimento medio netto annuo di conversione del parco 7 termoelettrico italiano era pari al 38,05%, un valore di ben poco (meno di un punto percentuale) superiore a quello (intorno al 37.3%) che caratterizzava il parco ENEL alla fine degli anni 70 oltre un terzo dell input energetico complessivo delle centrali termoelettriche aveva origine da prodotti petroliferi (un anomalia tutta italiana) oltre il 60% del totale del gas naturale utilizzato per la generazione di energia elettrica era destinato in centrali a vapore convenzionale, con rendimenti netti del 41.5% solo il 12% del combustibile utilizzato per generare energia elettrica alimentava cicli combinati i cicli combinati italiani offrono una prestazione energetica di tutto rispetto (rendimento netto medio annuale del 52,4%)

8 DATI GTRN SUL PARCO TERMOELETTRICO ITALIANO 8 produzione elettrica netta (GWh) ciclo combinato cicli a vapore totale a GN totale TE anni

9 DATI GTRN SUL PARCO TERMOELETTRICO ITALIANO 9 rendimenti elettrici netti (%) anni ciclo combinato cicli a vapore totale a GN totale TE

10 Perché il rinnovo del parco termoelettrico italiano procede così a rilento? Ci sono molte (troppe!) richieste di autorizzazione per nuovi impianti Ci sono pochi cantieri aperti Uno dei problemi principali: sindrome NIMBY (nessuno vuole nuove centrali, anche se molto più pulite di quelle che andrebbero a sostituire e se consentirebbero di abbattere i costi di generazione) 10

11 L unica novità interessante) L avvento (recente) dei cicli combinati ha consentito di elevare il rendimento medio con cui è utilizzato il gas naturale di circa 5 punti percentuali 11 Nel 2003 i cicli combinati a gas hanno registrato un rendimento medio del 52.4% Nel 2003 i cicli combinati hanno prodotto circa il 16,5% del totale del parco termoelettrico, solo il 38,4% del totale della produzione termoelettrica alimentata a gas naturale In futuro, molti cicli combinati opereranno nella fascia mid meriit (modulazione del carico, spegnimenti e riavviamenti frequenti

12 Motori aeronautici Pratt & Whitney 3rd Gen SC 12 Temperatura dei materiali, C X-40 U-500 MM Hf MM 247 IN 100 R U B1900 Waspaloy Nimonic 80 A INCO X-750 N 80 A M 252 U 500 RENÈ 77 (U 700) 700 S Anno PWA 1480 GTD-111 IN 738 PWA 1484 MM 247 DS GTD-111 Trend: 4 C/ anno SC ALLOYS General Electric heavy-duty

13 Trend: 12.5 C / anno Pratt & Whitney motori aeronautici Temperatura Ingresso Turbina, C General Electric heavy-duty Rolls Royce motori aeronautici MHI heavy-duty Siemens heavy-duty ABB / Alstom heavy-duty Anno

14 14

15 Frame G 15 β=21 TIT=1430 C ~ TFUEL=200 C ~ TMAX=600 C

16 16

17 17

18 18

19 19

20 Frame H 20 ~ β=23 ~

21 21

22 NON SONO PREVEDIBILI GRANDI PROGRESSI FUTURI 22 Unica via per arrivare a 70% di rendimento: l adozione di celle a combustibile Ad oggi, la soluzione è impraticabile (aspetti tecnologici ed economici)

23 Centrali USC (Ultra-Super Super-Critiche) a polverino di carbone: excursus storico Gli impianti a polverino di carbone, basati sulla tecnologia del ciclo chiuso a vapore, sono stati la tecnologia dominante nella generazione di energia elettrica per l intero secolo scorso. Dopo un impetuoso progresso tecnologico, da rendimenti di pochi punti percentuali all inizio del secolo a rendimenti nominali intorno al 40% negli anni 50, la tecnologia ha registrato, in termini di rendimento, progressi molto modesti. Gran parte delle Utilities mondiali hanno adottato nella seconda metà del secolo standard di pressione e temperatura del vapore vivo conservativi, (167 bar, 538 C), con un solo risurriscaldamento anch esso a 538 C, con rendimenti elettrici netti generalmente inferiori a 40%. 23

24 Centrali USC (Ultra-Super Super-Critiche) a polverino di carbone: excursus storico Ciò non toglie che già alla fine degli anni 50 negli USA si ordinassero alcune centrali classificabili a tutti gli effetti USC[1] (la prima e più famosa: Philo 6, in Ohio, avviata nel 1957, che aveva condizioni di vapore vivo a ben 310 bar e 610 C); Ancora più spinte (305 bar, 650 C) le condizioni del vapore della prima centrale USC in Russia, a Kashira, ordinata negli anni 60. I risultati di queste centrali avanzate, in termini di costi di investimento, affidabilità, costi di manutenzione, non sono stati in generale esaltanti, causando quel ripiegamento verso valori più conservativi sopra ricordato. 24 [1] Convenzionalmente, si definiscono USC le centrali in cui la pressione del vapore all ingresso in turbina è superiore alla pressione critica (221.2 bar) e la temperatura è superiore di qualche decina di gradi centigradi rispetto ai valori convenzionali (538 C). Per alcuni autori, alcune decine di gradi significa arrivare a

25 Centrali USC (Ultra-Super Super-Critiche) a polverino di carbone: centrali esistenti 25 Fig Inventario delle centrali USC installate nel mondo, per numero e potenzialità. Le ultime due colonne indicano come il mercato nell ultimo decennio si sia maggiormente spostato verso Giappone e Corea, principalmente a scapito degli USA.

26 Avanzamenti tecnologici in atto In termini tecnologici, nell ultimo decennio si è assistito in campo internazionale a un risveglio della tecnologia su tre fronti, risveglio provocato probabilmente dalla concorrenza dei cicli combinati e dal desiderio di attrarre verso la tecnologia USC i nuovi attori sul mercato energetico mondiale: 26 Caratteristiche termodinamiche del ciclo a vapore (pressioni e temperature del vapore più spinte) Tecnologie di combustione a basso NO x e linea trattamento fumi Miglioramento della prestazioni fluidodinamiche della turbina a vapore.

27 pessimista 27 ottimista Incremento realistico di rendimento = 4-7 punti

28 LE PREVISIONI PIU OTTIMISTICHE 28

29 LE PREVISIONI PIU OTTIMISTICHE 29

30 Il parco termoelettrico italiano a carbone La situazione italiana attuale (ultimi dati ufficiali: GRTN, 2003): 30 si tratta di impianti datati, come dimostrano i dati relativi al rendimento elettrico lordo e netto medio, che si attestano attualmente su valori rispettivamente pari a 37,34% (2303 kcal/kwh) e 34,10% (2522 kcal/kwh): in altri termini, lo sviluppo tecnologico in atto non ha riguardato, almeno in termini di rendimento, le centrali termoelettriche a carbone italiane.

31 Ossidi di azoto non molto superiori a quelli di un ciclo combinato 31

32 Conclusioni su USC 32 Tecnologia matura Pochi margini di progresso Le emissioni specifiche possono essere ridotte a valori molto bassi (emissioni contenute entro i limiti 2001/80/CE con carboni commerciali (<1% S), con margini di miglioramento) Rispetto alla soluzione concorrente (IGCC) è oggi vincente perché: Minor costo specifico di impianto Miglior rendimento Maggiore affidabilità Difetto principale: alte emissioni di CO2 In Italia: difficoltà autorizzative (specie per green field)

33 Esame delle esperienze accumulate in impianti IGCC 33 Esperienza con impianti a carbone maturata su pochi impianti, con risultati variabili ma comunque con un avvio assai tormentato Un notevole miglioramento di RAM è stato ottenuto dagli impianti a residui di raffineria Ancora oggi gli IGCC a carbone non sono tecnologia matura ma esistono buone premesse per il loro successo La superiorità ambientale con combustibili difficili è confermata

34 Considerazioni conclusive Potenzialità IGCC: impiego di combustibili molto inquinanti a basso costo limiti molto severi su emissioni (anche metalli) notevoli margini di miglioramento con il progresso delle turbine a gas (costi, rendimento) superiorità decisiva per cattura di CO2 e/o produzione di idrogeno su larga scala Infine, non va trascurato che oggi in Italia l ottenimento del consenso dell opinione pubblica, dei media, delle autorità politiche è fondamentale per il successo di un iter autorizzativo. Le possibilità di successo di una nuova iniziativa basata su una centrale a polverino di carbone sono modeste ( ). Il carbone non gode certo di buona fama, e in questo senso la maggior pulizia intrinseca della soluzione IGCC potrebbe favorire questa tecnologia, soprattutto se associata a produzione di idrogeno e sequestro di anidride carbonica 34

35 Avanzamenti degli IGCC: 7- cattura CO 2 Se i programmi di riduzione emissioni di gas serra con sequestro CO2 verranno spinti con forza, la soluzione IGCC potrebbe divenire DETERMINANTE 35

36 GENERAZIONE DISTRIBUITA 36 TG Sottostazioni MOTORI Motori MOTORI Fuel cell Utenze Commerciali BATTERIE Volani FUEL CELL Utenti residenziali Turbina a Gas Utenze Commerciali Utenze Industriali

37 La cogenerazione industriale in Italia (unica realtà con numeri significativi) fotografia della situazione attuale (dati GRTN 2003) Meriti/demeriti energetici (dipende dai riferimenti che si assumono) Margini di miglioramento (molto significativi, grazie al gas naturale e alla tecnologia dei cicli combinati) 37

38 COSA INSEGNANO I DATI GRTN 2003? (i).tipologie impiantistiche E.E. netta. Calore utile ηel, net ηter ηtot risparmio (38.1%) risparmio (52.4%) ηel, TWh TWh % % % TWh TWh cicli combinati motori a C.I Vapore a CS Vapore a CP turbine a gas Totale Totale termoelettrico La produzione elettrica in cogenerazione è importante (il 43% di quella termoelettrica non cogenerativa) La tecnologia più importante (70%) è il CC (con rendimenti termici molto bassi)

39 COSA INSEGNANO I DATI GRTN 2003? (ii).tipologie impiantistiche E.E. netta. Calore utile ηel, net ηter ηtot risparmio (38.1%) risparmio (52.4%) ηel, TWh TWh % % % TWh TWh cicli combinati motori a C.I Vapore a CS Vapore a CP turbine a gas Totale Totale termoelettrico Se si confronta con il parco termoelettrico esistente, la cogenerazione fa risparmiare 40.3 TWh di energia primaria Si si confronta con i cicli combinati, la cogenerazione (soprattutto i CC e i cicli CS) non genera alcun risparmio 39

40 COSA INSEGNANO I DATI GRTN 2003? (iii).tipologie impiantistiche E.E. netta. Calore utile ηel, net ηter ηtot risparmio (38.1%) risparmio (52.4%) ηel, TWh TWh % % % TWh TWh cicli combinati motori a C.I Vapore a CS Vapore a CP turbine a gas Totale Totale termoelettrico Gran parte del calore cogenerativo (60%) è tuttora prodotto con (vecchi) impianti a vapore, di cui gran parte è alimentata a GN o OC Questi impianti sono in gran parte destinati all autoproduzione, non esportano energia alla RTN

41 Uno scenario di sviluppo interessante repowering totale delle centrali di cogenerazione esistenti con moderni cicli combinati Vantaggi: Realizzazioni brown-field sono più accettate (sindrome NIMBY) Si opera in contesti dove già esistono centrali termoelettriche Si ottengono soluzioni imbattibili da un punto di vista energetico per il sistema elettrico e da un punto di vista ambientale (sia locale, sia planetario) 41

42 A pari utenza termica: la P el aumenta del 300% 42 Il rendimento elettrico passa dal 28% al 47% Il rendimento complessivo passa dal 59% al 68% Il rendimento equivalente passa dal 43% al 61%

43 A pari utenza termica: la Pel aumenta del 560%(B) o del 720% (C) il rendimento elettrico passa dal 15% al 46% (B) o al 42% (C) il rendimento complessivo rimane quasi inalterato (passa da 87% a 86% (B) o 77% (C) Il rendimento equivalente passa dal 75% a 83% (B) o 69% (C) 43

44 EFFETTI COMPLESSIVI DELL OPERAZIONE MW TWh/a MW TWh Mton/a repowering cicli a vapore a contropressione su impianti alimentati a GN su impianti alimentati a combustibili liquidi totale repowering cicli a vapore a condensazione e spillamento su impianti alimentati a GN su impianti alimentati a combustibili liquidi totale totale complessivo

45 Risanamento ambientale (sostituzione vecchie caldaie con TG a GN con DLN!) EFFETTI COMPLESSIVI DELL OPERAZIONE MW TWh/a MW TWh Mton/a repowering cicli a vapore a contropressione su impianti alimentati a GN su impianti alimentati a combustibili liquidi totale repowering cicli a vapore a condensazione e spillamento 45 su impianti alimentati a GN su impianti alimentati a combustibili liquidi totale totale complessivo Oltre MW disponibili Grandi risparmi energetici Grandi riduzioni di emissioni di gas serra (50% di quel che è richiesto all intero comparto elettrico!)

46 Gas Engine Specifications 46 Power output Heat output Electric system Electrical efficiency Thermal efficiency Maximum input Dimensions (mm) Mass Noise level Durability Frequency of periodic inspections Gas engine (power generating unit) 1 kw 3.25 kw 1 phase, 3 wires, 200/100 V, 60 Hz 20% (LHV) 65% (LHV) 5.5 kw D380 W580 H kg 44 db (A) 20,000 hours or 10 years 6,000hours (Approx. 3 years) Engine Oil Tank Generator Gas Engine Package

47 Un esempio di modulo con motore Stirling 47

48 Un motore Stirling inserito nella cucina 48

49 POTENZIALE DELLA MICRO-GENERAZIONE In Italia si installano oltre un milione di caldaie a gas monofamigliari (ne esistono oltre 13 milioni) 49 Se si sostituissero con microgeneratori, si installerebbe una potenza di circa MW/anno Il rendimento di conversione da GN a EE è unitario, se la modalità di utilizzo è termico-segue Ipotizzando che operino mediamente 2000 h/anno, si avrebbe un risparmio di: 1.8 TWh/a di energia primaria (18 TWh/a dopo 10 anni) 0.36 Mton CO2/a (3.6 dopo 10 anni)

50 Problematiche normative, tariffarie, autorizzative 50 L insieme degli accumuli termici ed elettrici deve consentire una gestione intelligente, che svincola temporalmente domanda e offerta Problema fondamentale: valorizzazione dell energia elettrica ceduta alla rete, che deve agire da accumulo elettrico La rete elettrica deve vedere l insieme dei microcogeneratore come una potenzialità (migliora la sicurezza, affidabilità, peak shaving ). Problema irrisolto: connessione attiva in BT

51 Problematiche normative, tariffarie, autorizzative Tassazione agevolata del gas naturale per cogenerazione (che ne premi i meriti energetici, ecologici e strategici, deve competere con la generazione centralizzata) Modalità e costi di allacciamento alla rete elettrica (problema protezioni) standardizzati e non penalizzanti Procedure autorizzative snelle e rapide 51

52 POTENZIALI SOLUZIONI TECNICHE PER IMPIANTI PIU GRANDI (> 20 kwel): Motori alternativi alimentati a gas naturale Microturbine a gas Celle a combustibile ad alta temperatura (SOFC, MCFC) Cicli ibridi (celle a combustibile+microturbina) 52 APPLICAZIONI PIU PROMETTENTI: TRIGENERAZIONE (con cicli inversi a compressione e/o frigoriferi ad assorbimento)

53 Le microturbine Le microturbine sono caratterizzate da: potenza kw, rendimento 30% ciclo a gas rigenerativo, turbomacchine compatte ( rpm) materiali metallici avanzati (temp. max C), non raffreddate basse emissioni (NOx < 10 ppm) costi di impianto attualmente prossimi a 600 /kw 53

54 Esempio di schemi di impianto Si possono realizzare impianti nei quali i cogeneratori (es. FC, MTG) vengono integrati con sistemi frigoriferi/pompe di calore, frigoriferi ad assorbimento, caldaie integrative. 54 b ~ EHP MTG NGB c d ~ ERC / EHP NGB MTG Abs. Chiller NGB e a NGB Ed, Cd, Hd Electric grid (EG) Electric grid (EG) g ~ ERC / EHP MTG Abs. Chiller NGB f ~ ERC / EHP MTG NGB

55 Sulla base di microturbine a gas è possibile realizzare cicli ibridi con potenza dell ordine delle centinaia di kw e rendimento prossimo al 60%. I cicli ibridi I cicli ibridi sono derivati da cicli a gas come i cicli rigenerativi. Nello schema considerato più frequentemente, una cella a combustibile sostituisce il combustore della turbina a gas, lavorando in condizioni 55 pressurizzate e generando elettricità e gas caldi avviati all espansione. Schema base ciclo a gas rigenerativo Schema base ciclo "ibrido" Gas di scarico Gas di scarico Combustibile Rigeneratore Combustibile Combustore ~ Rigeneratore Catodo Anodo Fuel Cell ~ Aria Aria

56 Celle a AT: a carbonati fusi (MCFC) Applicazioni stazionarie 250 kw 3 MW Tecnologia DFC a reforming interno con uso gas naturale Rendimento 45 50%; cicli integrati con turbine a gas / vapore a rendimento > 60% 56 Impianti dimostrativi Fuel Cell Energy da 300 kw-1 MW (USA) e AFCo da 125 kw (Italia).