LA REGOLAZIONE PRIMARIA: IL COMPORTAMENTO DEI CICLI COMBINATI

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1 Torna al programma LA REGOLAZIONE PRIMARIA: IL COMPORTAMENTO DEI CICLI COMBINATI M. Bosatra, E. Malusardi, G. Tagliabue - EDISON S.p.A. Convegno Centrali di produzione energia: l interazione processo sistema elettrico Milano, 18 Marzo 23

2 INDICE RISERVA PRIMARIA RICHIESTE GRTN IL CICLO COMBINATO Componenti Risposta alla richiesta di regolazione primaria POSSIBILI INTERVENTI CORRETTIVI Margine di riserva sulla sola unità turbogas Combustione supplementare Chiusura parziale delle valvole di ammissione della turbina a vapore Esercizio turbogas in modalità peak-load VALUTAZIONI ECONOMICHE PRELIMINARI ESEMPIO DI SIMULAZIONE DI TRANSITORIO 2

3 RISERVA PRIMARIA FINALITÀ: Mantenimento della frequenza di rete: controllo dell equilibrio tra potenza elettrica prodotta e potenza elettrica richiesta ATTIVAZIONE: In caso di graduale e/o non prevedibile variazione della domanda In caso di guasti su componenti della rete elettrica MODALITÀ DI INTERVENTO: Azioni correttive sugli organi di ammissione del fluido motore nelle turbine 3

4 RICHIESTE GRTN In base alle Regole di Dispacciamento il servizio di riserva primaria è obbligatorio per tutti i generatori connessi alla RTN, ad eccezione di: Gruppi di potenza < 1 MVA Gruppi geotermoelettrici Gruppi alimentati da energie rinnovabili non programmabili Gruppi idroelettrici ad acqua fluente Gruppi idroelettrici non ad acqua fluente, ma con vincoli idrogeologici e deve soddisfare i seguenti requisiti: Banda di regolazione almeno pari a ± 1.5% della potenza efficiente Erogazione di metà semibanda entro 15 secondi Erogazione della intera semibanda entro 3 secondi Erogazione della intera semibanda per almeno 15 minuti 4

5 IL CICLO COMBINATO Fumi Turbina a Gas Generatore di Vapore a Recupero Aria Gas Naturale COMPONENTI PRINCIPALI: Turbina a Gas Generatore di Vapore a Recupero Turbina a Vapore Turbina a Vapore 5

6 IL CICLO COMBINATO: RISPOSTA ALLA RICHIESTA DI REGOLAZIONE PRIMARIA (1/2) TURBINA A GAS: Modalità di gestione attuale: Base Load scarsa partecipazione alla regolazione Modalità di gestione necessaria: regolazione frequenza - potenza Pre-selected Load Tempo di risposta turbogas: qualche secondo TURBINA A VAPORE: Produzione legata alle caratteristiche dei fumi di scarico turbogas Marcia in sliding pressure con valvole ammissione tutte aperte Inerzia termica del Generatore di Vapore a Recupero Tempo di risposta turbina a vapore: 2-3 minuti 6

7 IL CICLO COMBINATO: RISPOSTA ALLA RICHIESTA DI REGOLAZIONE PRIMARIA (2/2) RICHIESTA GRTN: Banda 1.5% potenza efficiente Metà semibanda: entro 15 sec Intera semibanda: entro 3 sec Intera semibanda per almeno 15 min CICLO COMBINATO: Turbogas: qualche secondo Turbina Vapore: 2-3 minuti SONO NECESSARI INTERVENTI CORRETTIVI 7

8 POSSIBILI INTERVENTI CORRETTIVI (1/2): MARGINE DI RISERVA SOLO SU TURBOGAS: Rispetto dei tempi di intervento Minore producibilità turbina a gas (2.25% contro 1.5%, pari a circa 2.85 MW per una unità a ciclo combinato da 38 MW) Mancato utile di esercizio COMBUSTIONE SUPPLEMENTARE: Calore aggiuntivo ai fumi turbogas La riduzione della costante di tempo del sistema vapore può non essere sufficiente Necessario sovradimensionamento sistema Costi di investimento aggiuntivi Sistema post bruciatori sempre pronto Costi di esercizio aggiuntivi 8

9 POSSIBILI INTERVENTI CORRETTIVI (2/2): CHIUSURA PARZIALE VALVOLE AMMISSIONE TURBINA VAPORE: Sfruttamento inerzia termica generatore di vapore a recupero p aggiuntivo ingresso turbina dell ordine di bar (per una unità da 13 MW) Minor recupero di calore nel generatore di vapore per il funzionamento a pressione più alta Minor producibilità turbina a vapore (circa 7-9 kw per unità da 13 MW) Mancato utile di esercizio ESERCIZIO TURBOGAS IN PEAK-LOAD : Sovraccarico unità turbogas per i 15 minuti richiesti Maggiori sollecitazioni parti calde turbina a gas Costi di manutenzione aggiuntivi Possibile con macchinario di penultima generazione (serie E) Modalità ad oggi non prevista per macchinario di ultima generazione (serie F) 9

10 VALUTAZIONI ECONOMICHE PRELIMINARI: IPOTESI: Utilizzazione annua: 5 h/anno Costo di acquisto Gas Naturale.16 /Sm 3 Prezzo di cessione energia elettrica: 5 /MWh Margine (ricavi costi variabili): 18 /MWh RISULTATI: Costi investimento aggiuntivi Costi esercizio aggiuntivi / Mancato margine Costi manutenzione aggiuntivi RISERVA PRIMARIA CICLO COMBINATO 1.5% margine di riserva Ciclo Combinato /anno - RISERVA PRIMARIA TURBINA A VAPORE Margine aggiuntivo su TG /anno - Post-combustione 2 M 16. /anno - Chiusura parziale valvole TV /anno - Modalità Peak-Load TG da valutare - da valutare 1

11 Condizioni iniziali - Generatori TG funzionanti al al 97% Pmax Eqv.Gen... G EHV grid EHV grid MW Mvar.165 ka -.84 MW Mvar.165 ka. MW. Mvar. ka EqvLoad kV/B 4kV/A MW Mvar.13 ka MW Mvar. MW.358 ka. Mvar. ka BS MW Mvar.358 ka BS MW Mvar 1.78 ka MW Mvar.399 ka BS MW -3. Mvar 1.97 ka MW 3. Mvar 1.97 ka EqL Load Gen equiv. (solo reg primaria) Sn = 2MVA (175 MW) Statismo 1% BusT MW Mvar.358 ka T1 BusT MW Mvar.358 ka T2 BusT MW Mvar.398 ka T3 En reg. equiv. 35 MW/1Hz BusTG MW Mvar 1.25 ka BusTG MW Mvar 1.25 ka 267. MW 12. Mvar ka BusTV MW Mvar.44 ka MW 12. Mvar ka MW Mvar.44 ka MW 12. Mvar ka MW 12. Mvar ka P 2 C 253 MWe T1 A G GT-G1 T2 A G GT-G2 G ST-G3 Voltage Levels -9. MW Mvar 1.41 ka -9. MW Mvar 1.41 ka 4. kv 15. kv 6. kv MT MW 6.68 Mvar 1.41 ka M EqM1 MT MW 6.68 Mvar 1.41 ka M EqM2 Load Flow Balanced Nodes Branches External Grid Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Active Power [MW] Voltage, Magnitude [p.u.] Reactive Power [Mvar] Voltage, Angle [deg] Current, Magnitude [ka] Edison Centrale Ciclo Combinato 76 MW Schema semplificato preliminare GT Pgen = 97% Pmax Project: Graphic: Grid Date: 18-Feb-23 Annex: 11

12 Transitorio inserzione carico elettrico di notevole potenza Risposta del regolatore di Turbina a Gas (variazione dei parametri di regolazione) DIgSILENT [s] CommModel x GasTurb: p_ref CommModel x GasTurb: pt [s] CommModel x GasTurb: yi2 CommModel x GasTurb: ygc CommModel x GasTurb: ytc CommModel x GasTurb: y_fc IGV (angle) 1. IGV Control T bias.998 L ref f tc Temp. Control Governor (Speed Control) f gc Low Value Select f max f c Fuel System W f Turbine Model T x W x cpr T m To HRSG f ac f min [s] CommModel x GasTurb: xspeed 16. P e Acceleration Control ω Generator/ Electrical System Model Edison Prove con General Electric Gas Turbine GT Gov. droop 5% - Pgen: 98.5% Plots G1(1) Date: 19-Feb-23 Annex: /2 12

13 Condizioni finali a valle del transitorio di inserzione carico elettrico Eqv.Gen. 8 GVA EHV grid G EHV grid. DIg SIL EN T MW Mvar 1.44 ka MW Mvar.164 ka MW -. Mvar ka EqvLoad kV/B kV/A MW Mvar.129 ka MW Mvar.363 ka. MW -. Mvar. ka BS MW Mvar.363 ka BS MW Mvar 1.78 ka MW Mvar.399 ka BS MW Mvar 1.97 ka Rizziconi MW Mvar 1.97 ka EqL Rizz. BusT MW Mvar.363 ka BusT MW Mvar.363 ka BusT MW Mvar.398 ka T1 T2 T3 BusTG MW Mvar ka BusTG MW Mvar ka BusTV MW Mvar ka MW Mvar.44 ka MW Mvar ka MW Mvar.44 ka MW Mvar ka MW Mvar ka T1A G GT-G1 T2A G GT-G2 G ST-G3 Voltage Levels MW Mvar 1.41 ka MW Mvar 1.41 ka 4. kv 15. kv 6. kv MT MW 6.66 Mvar 1.41 ka M EqM1 MT MW 6.66 Mvar 1.41 ka M EqM2 Calculation of Initial Conditions Nodes Branches Line-Line Voltage, Magnitude [kv] Active Power [MW] Voltage, Magnitude [p.u.] Reactive Power [Mvar] Voltage, Angle [deg] Current, Magnitude [ka] Edison Centrale Ciclo Combinato 76MW Schema semplificato preliminare GT Pgen = 97% Pmax Project: Graphic: Grid Date: 18-Feb-23 Annex: Torna al programma 13