Gestione e Retrofitting degli impianti a ciclo combinato: le proposte della ricerca 1. Premessa S. Besseghini, L. Mazzocchi RSE SpA Il rapido mutare delle condizioni determinate dal mercato elettrico e dalle scelte di politica energetica richiedono risposte adattative, che coinvolgono approfondite conoscenze multidisciplinari, e la messa a punto di strategie che possano essere proposte agli operatori, in coerenza con il quadro normativo e con una precisa conoscenza dei parametri tecnico economici di ogni tecnologia coinvolta. Le proposte elaborate dalla ricerca non possono che essere sviluppate in stretta collaborazione con chi gestisce gli impianti, in un ottica di sistema integrato, la cui struttura unificante che, con un paragone tratto dalla fisiologia, compie le funzioni di sistema di circolazione e di sistema nervoso centrale, è rappresentata dalle reti elettriche. Tra le attività svolte con il finanziamento del Fondo della Ricerca di Sistema, per illustrare il ruolo della ricerca nel contesto disegnato dal convegno ANIMP-ATI abbiamo quindi tratto spunto da: gli studi di scenario, che permettono di valutare diverse situazioni di mix energetico; gli studi di rete, che valutano le criticità ed i rischi connessi a contingenze di rapide variazioni di immissione in rete delle fonti rinnovabili non programmabili, le ricerche sul sistema di automazione e controllo degli impianti a ciclo combinato durante le fasi critiche di avviamento e variazioni di carico; le ricerche sui materiali nelle parti più sollecitate degli impianti, al fine di stimare il consumo di vita dei componenti associato a regimi di esercizio sempre più dinamici. 2. Considerazioni sul sistema elettrico italiano Il sistema elettrico italiano presenta alcune peculiarità, derivanti in parte da fattori di lungo periodo (rinuncia al nucleare e mancato decollo del carbone), in parte dagli investimenti effettuati negli anni della liberalizzazione, in parte infine dalla successiva politica di incentivazione delle fonti rinnovabili, attuata anche in relazione agli impegni assunti in sede europea con orizzonte al 2020. Nel periodo concomitante e immediatamente seguente la liberalizzazione, si è assistito ad una rapida e marcata penetrazione dei cicli combinati alimentati a gas, scelta determinata da considerazioni sugli elevati rendimenti, ma anche sulla bassa intensità di capitale e da una relativa facilità degli iter autorizzativi, fattori entrambi favorevoli in una logica di redditività di breve-medio periodo. Come risultato, ad oggi circa la metà della potenza installata del parco termoelettrico è costituita da impianti a gas naturale (in gran parte cicli combinati, in senso stretto o in configurazione ripotenziata ) e la produzione di energia elettrica da gas naturale sfiora il 50 % del totale. 1
L accettazione dell impegno di raggiungere il 17 % di quota di rinnovabili sui consumi energetici totali ha negli ultimi anni condotto a decise politiche di incentivazione, finanziate da un prelievo sulle tariffe dei clienti finali, innescando una crescita esponenziale nel vero senso del termine, che ha portato le nuove fonti rinnovabili (soprattutto vento e sole, cioè le Fonti Rinnovabili Non Programmabili, FRNP) da una presenza pressoché trascurabile 5-6 anni fa ad un valore odierno di 20 GW di potenza installata. L ultimo fattore da menzionare per le considerazioni che seguiranno è una stagnazione o addirittura una riduzione dei consumi finali di elettricità per le gli anni più recenti (dal 2007 in poi), a fronte di un periodo almeno trentennale di crescita regolare, dell ordine del 2-3%. L insieme dei fattori citati determina per il mercato italiano alcune conseguenze, così sintetizzabili: Vi è un consistente eccesso di capacità produttiva, che determina un sottoutilizzo degli impianti di metà classifica e a maggior ragione di quelli marginali: ciò va a discapito dei produttori, ma in ultima analisi anche degli utenti finali, su cui inevitabilmente tendono a scaricarsi i costi non remunerati dalla vendita di energia La domanda di base è ampiamente coperta dagli impianti a basso costo o per i quali per vari motivi non risulta conveniente attuare fermate o modulazioni di carico: carbone, idroelettrico ad acqua fluente, grande cogenerazione industriale, importazioni a basso costo Le punte di domanda sono soddisfatte dalle tecnologie intrinsecamente flessibili, soprattutto l idroelettrico a serbatoio, ma anche in misura crescente dal fotovoltaico la cui produzione tende ad essere contemporanea ai picchi di domanda; normalmente tali tecnologie non risultano però sufficienti e questo ruolo è coperto anche dai cicli combinati a gas, anche se questo tipo di impianti è stato inizialmente concepito per un servizio di base e pertanto non risulta ideale per un utilizzo con frequenti avviamenti/fermate o con rapide variazioni di carico Il ruolo dei pompaggi idroelettrici si va sempre più restringendo per quanto riguarda l energia immessa nelle ore di punta, presumibilmente perché i produttori trovano più vantaggioso impiegarli per altri servizi (riserva, bilanciamento) e/o perché tendono ad offrire in alternativa la produzione dei cicli combinati, da tempo sottoutilizzati. 3. I cicli combinati e la copertura dei costi fissi Vale la pena di dedicare un breve approfondimento alla situazione dei cicli combinati nel mercato attuale dell energia. Una recente analisi, svolta da congiuntamente da RSE e da Edison (1), ha evidenziato che, sulla base dei prezzi del combustibile stimati in base alla Componentedi Commercializzazione all Ingrosso definita dall AEEG a cui sono stati aggiunti i costi di trasporto e l accisa, un ciclo combinato allo stato dell arte (rendimento netto del 55%) riesce a coprire i costi variabili offrendo l energia sul Mercato del Giorno Prima (MGP) per circa 4000 ore all anno. Il dato può apparire perfino ottimistico, ma va considerato che il cosiddetto LUEC (Levelised Unit Energy Cost ) è composto dal costo variabile e dai costi fissi, fra i quali predomina quello di ammortamento del capitale investito. In questa seconda ottica, il numero di ore per le quali il prezzo di mercato è almeno pari al costo totale scende drasticamente a valori compresi fra le 1000 e le 2200 ore, a 2
seconda delle zone di mercato, isole escluse. Si noti che tali valutazioni si basano sull assunzione semplificativa di una perfetta flessibilità del ciclo combinato, mentre è noto che esiste per i cicli combinati, come per tutti gli impianti termoelettrici tutta una serie di vincoli, come i tempi di avviamento, la velocità di variazione di carico ed il minimo tecnico. Pur con le incertezze sugli effettivi costi del combustibile, che potrebbero discostarsi anche in modo significativo da quelli assunti nello studio per la sicura presenza di contratti di fornitura di lungo termine, lo studio rende ragione dell attuale modesto fattore di utilizzo dei cicli combinati, ed evidenzia la possibilità di ottenere un ulteriore quota di remunerazione attraverso il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), mercato che peraltro, come e a maggior ragione rispetto all MGP, necessita di impianti di elevata flessibilità operativa. Si può quindi concludere che da questo punto di vista i cicli combinati soffrono oggi di notevoli difficoltà ad essere competitivi, per una serie di ragioni (alti prezzi del gas, domanda elettrica stagnante, crescente presenza di Fonti Rinnovabili), e che il margine di competitività è strettamente legato alla flessibilità operativa. 4. Alcune criticità del sistema italiano, le risposte possibili Dalle considerazioni svolte è abbastanza immediato comprendere quali criticità possano derivare al sistema elettrico italiano: a. La produzione da FRNP è in buona misura prevedibile(si veda ad esempio (2)), ma la previsione è comunque affetta da un notevole margine di errore, che si traduce in maggiore incertezza sulla copertura del carico. Ciò determina la necessità di un maggiore margine di riserva, che rappresenta un costo per gli utilizzatori finali. b. Gli impianti di alimentati da FRNP, e in particolare quelli di piccola-media taglia, per lo più connessi alle reti di distribuzione, non partecipano ai servizi alla rete e non pagano gli oneri degli sbilanciamenti da essi stessi causati; si ha quindi un aggravio in termini di servizi da rendere da parte di altri soggetti, con conseguenti costi per gli utilizzatori finali. Va detto che tale situazione è in certa misura in fase di superamento: è stato pubblicato da Terna l Allegato 70 al codice di rete (3) che definisce per la generazione distribuita alcuni requisiti minimi a supporto della rete, e l Autorità per l Energia AEEG ha affrontato il tema del costo degli sbilanciamenti causati dalle FRNP, (4). c. Soprattutto in situazioni di basso carico e di elevata produzione da FRNP, la riserva rotante, rappresentata dal termoelettrico e dal grande idroelettrico, ottimale per svolgere servizi come la regolazione primaria e secondaria di frequenza, è disponibile in quantità piuttosto limitata e quindi, come ogni bene scarso, può avere prezzi più elevati d. In relazione alla forte crescita della potenza installata del fotovoltaico, si può assistere talvolta ad un effetto di rampa serale di carico delle centrali termoelettriche, soprattutto dei cicli combinati, che nasce dalla sovrapposizione fra il brusco calo della produzione fotovoltaica al tramonto e un certo incremento di consumi nelle ore serali. Un riflesso chiaro 3
di tale situazione è visibile dalla curva dei prezzi dell energia nei giorni 11 e 13 giugno 2012, presi come esempio e mostrati in fig. 1. Tale rampa determina da un lato la necessità per gli impianti a gas di effettuare una presa di carico molto rapida, che potrebbe a lungo andare risultare usurante, e dall altro un picco di prezzo dell energia, che può risultare il massimo assoluto della giornata. Fig. 1: Esiti del Mercato del Giorno Prima per l 11/6/2012 (a sinistra, venerdì) e 13/6/2012 (a destra, domenica). Si noti che il tramonto del sole in una località centrale dell Italia avviene in questi giorni alle 20.45 circa. A fronte delle criticità evidenziate, quali strumenti si possono attivare? Una risposta, per certi aspetti la più ovvia e di più basso costo, è perfezionare gli strumenti di previsione della produzione da FRNP. Su questo fronte la ricerca, ed in particolare RSE, è fortemente impegnata. Occorre poi che gli strumenti previsionali via via più sofisticati siano resi anche efficaci nelle applicazioni quotidiane, e certamente gli indirizzi che emergono dal documento AEEG (4) vanno in questa direzione. Un tema molto dibattuto in questo periodo e di sicuro interesse è quello dell accumulo di energia, nelle diverse forme ben note (pompaggio idroelettrico, CAES, batterie), che idealmente dovrebbero assicurare basse perdite energetiche, grande capacità di accumulo, flessibilità di impiego quasi completa e costi contenuti. Una disamina piuttosto completa di questo tema è presentata in (5). Al di là di auspicare un più ampio e completo utilizzo dei pompaggi esistenti, è però opportuno osservare che la realizzazione di nuovi pompaggi o impianti ad aria compressa (CAES) ha costi rilevanti e può incontrare difficoltà di localizzazione, mentre le batterie, certamente di più semplice e rapida realizzazione, presentano ancora costi di investimento molto elevati. Nasce quindi molto opportuna una considerazione sulla possibilità di sfruttare in modo più ampio il parco termoelettrico sotto il profilo della flessibilità operativa. Il tema investe in particolare il parco dei cicli combinati esistenti, sia per l elevata potenza installata, sia perché si tratta degli impianti che già oggi per ragioni di mercato operano con avviamenti piuttosto frequenti e con variazioni di carico ampie e relativamente rapide. Tali impianti potrebbero in realtà offrire prestazioni dinamiche anche superiori, sia effettuando più rapidamente le variazioni di carico realizzando una maggior flessibilità nell offerta dell energia su Mercato del Giorno Prima e nel servizio di bilanciamento, sia intervenendo nei servizi di più breve termine, come la riserva primaria, con bande di variazione 4
anche più ampie di quelle previste dalla normativa attuale. Trattandosi di impianti già molto presenti, addirittura in overcapacity, non sono in questo caso da prevedere importanti oneri di investimento. È però necessario porsi alcune domande preliminari: In che misura l esercizio flessibile può determinare un invecchiamento precoce degli impianti? Quali azioni si rendono possibili e opportune per conciliare le esigenze di flessibilità, da un lato, e la salvaguardia degli investimenti e della affidabilità di esercizio, dall altro? A tali domande la ricerca di RSE ha cercato di fornire alcune risposte, che vengono nel seguito sintetizzate. 5. Il ciclo combinato: caratteristiche e limiti di flessibilità Come ben noto, per motivi di ottimizzazione termodinamica il ciclo combinato è l integrazione di due cicli, uno a gas (Joule-Brayton) e uno a vapore (Rankine), con caratteristiche termodinamiche e tecnologiche assai diverse. Il ciclo Joule-Brayton si compie in una turbina a gas, componente giustamente considerato molto flessibile grazie ai tempi di avviamento piuttosto rapidi (anche solo 15 minuti). Va però considerata l evoluzione tecnologica che, nella ricerca di sempre più alte temperature di ingresso turbina (1400 C sono da considerarsi consolidati, ma sono annunciati valori fino a 1600 C su modelli in fase di sviluppo) ha fatto ricorso a materiali e strutture sempre più sofisticate (superleghe monocristalline come materiali base, con rivestimenti ceramici aventi la funzione di scudi termici ). Ciò comporta la necessità di monitorare con notevole attenzione lo stato di degrado delle cosiddette parti calde delle turbine a gas, anche con ispezioni piuttosto frequenti, e di effettuare quando necessario interventi di riparazione/sostituzione dei componenti più critici. Si tratta di attività affidate a personale qualificato e molto specializzato, che comportano elevati costi sia per la manutenzione che per le perdite di produzione associate. È quindi evidente la necessità di quantificare gli effetti dannosi che un esercizio ciclico, con variazioni di temperatura frequenti e di grandissima ampiezza, può determinare in termini di accorciamento della vita media dei componenti. La tabella 1 tratta da (6) mostra ad esempio come in una paletta, per diverse temperature operative, il tempo di distacco dei rivestimenti ceramici si abbrevi considerevolmente al diminuire della durata del ciclo termico, cioè all aumentare della frequenza con cui il turbogas viene fermato e riavviato. Va però segnalato che la quantificazione di questi effetti di degrado è molto complessa e costituisce tuttora argomento di ricerca. 5
Tab.1 Previsione del tempo di distacco, espresso in ore di barriere termiche, per diverse periodicità del ciclaggio termico (tc) e temperature operative. Le previsioni sono state effettuate con un modello di calcolo validato con dati sperimentali (6) Fra i fattori che limitano la flessibilità dei turbogas, va anche considerato il minimo tecnico, cioè il valore minimo di carico generato al quale la macchina può permanere indefinitamente con piena stabilità e nel rispetto di assegnati limiti sulle emissioni inquinanti. Un turbogas con basso minimo tecnico ha la possibilità di restare in servizio anche nelle ore di basso prezzo di mercato, utilizzando poco combustibile e limitando le perdite economiche, ma evitando di moltiplicare i cicli di avviamento/fermata. Tradizionalmente, i limiti sulle emissioni di NOx e CO fissavano fra il 60 70 % 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 veda ad es. (7)). Il ciclo Rankine si compie invece in un Generatore di Vapore a Recupero (GVR) nel quale il calore dei gas di scarico del turbogas è ceduto all acqua producendo vapore a vari livelli di pressione, vapore che poi evolve in una classica turbina a vapore a condensazione. In questo caso le temperature sono assai più basse, dato che il vapore non supera mai i 600 C, ma la maggiore complessità di avviamento del ciclo a vapore e la presenza di corpi metallici di grande spessore, come corpi cilindrici, collettori del GVR, ma soprattutto il rotore della turbina a vapore, impongono tempi di avviamento notevolmente più lunghi, anche dell ordine di 2 ore. Pur essendo la tecnologia meno sofisticata di quella delle turbine a gas, e non richiedendo lo stesso sforzo per ispezioni e manutenzioni frequenti, il rischio di rottura catastrofica dei componenti spessi per meccanismi di fatica termomeccanica (sollecitazione meccanica ciclica derivante da variazioni di temperatura) impone anche qui una notevole cautela nell esercizio e nei controlli periodici dei componenti. In ogni caso il ciclo a vapore rappresenta lo stadio lento per l avviamento del ciclo combinato. Sul complesso del ciclo combinato, non va nemmeno trascurato il rischio di non riuscita degli avviamenti. Motivi anche banali possono mandare in blocco l impianto durante la fase di avviamento, soprattutto per la parte vapore, determinando dannosi ed onerosi sbilanciamenti rispetto al programma di carico prestabilito. Va precisato che le effettive caratteristiche di flessibilità di ciascun ciclo combinato dipendono in gran parte dalle scelte progettuali adottate caso per caso. Fra le configurazioni o le opzioni vantaggiose sotto il profilo della flessibilità si possono citare: La configurazione 2+1 (due turbogas gemelli alimentano ciascuno un GVR, il vapore si miscela e viene inviato ad un unica turbina a vapore). Rispetto alla configurazione 1+1 si 6
ha la possibilità, nelle ore di basso carico, di fermare un turbogas, portare l altro al minimo tecnico e ottenere quindi un carico minimo del 20 % circa, mantenendo però il ciclo a vapore operativo. La successiva presa di carico necessita solo dell avviamento del turbogas fermo, che però è veloce. La presenza di un camino di bypass, che quando richiesto può scaricare all atmosfera i gas in uscita dal turbogas, consente di mandare rapidamente in produzione il turbogas, anche se con efficienza ridotta, e in un secondo tempo avviare il ciclo a vapore. La presenza di un post-combustore, collocato di solito nella sezione di entrata dei fumi nel GVR. Anche tale scelta determina, quando il combustore entra in funzione, una certa perdita di efficienza, ma offre la possibilità di modulare molto rapidamente la potenza generata (anche del 10-15 %), soprattutto nelle ore di punta. L installazione di un sistema di umidificazione dell aria aspirata ( fogging system o wet compression ) è un altro metodo per incrementare molto velocemente la potenza generata. L iniezione di acqua finemente nebulizzata che evapora nel condotto di aspirazione (fogging) o in parte anche nel compressore (wet compression) determina un raffreddamento adiabatico dell aria, con riduzione del volume specifico incremento della portata massica aspirata. In condizioni ambientali adatte, il fogging può determinare un aumento di potenza del 5-7 %, la wet compression anche del 15-20 %. Nel caso della wet compression occorre valutare il rischio di erosione dei primi stadi di compressione. 6. Come migliorare la flessibilità: l approccio della ricerca RSE L attività di ricerca RSE sul tema della flessibilità ha per obiettivo individuare metodi di conduzione degli impianti e interventi di retrofit che con investimenti medio-bassi consentano di ottenere un miglior bilancio fra i vantaggi di un esercizio flessibile e i costi ad esso associati, in termini di mancata produzione, manutenzioni più frequenti e più onerose, accorciamento della vita dei componenti. Ci si è indirizzati verso tale approccio considerando che l alternativa, più radicale, legata alle scelte generali di progetto, è applicabile di fatto solo a impianti nuovi ed è quindi di scarso interesse nell attuale situazione italiana di sovrabbondanza di potenza installata. I passi logici adottati nello sviluppo dell attività sono: a) Studio teorico-sperimentale delle leggi di danno del materiale, cioè di quei meccanismi di base che determinano il degrado, o l invecchiamento accelerato, di un materiale a fronte di un esercizio di tipo flessibile e quindi caratterizzato da veloci e ampie variazioni di stato, essenzialmente termico. Fenomeni di particolare importanza sono la fatica termomeccanica negli acciai dei rotori di turbina a vapore o nelle superleghe che formano il materiale base delle palette dei turbogas, e i meccanismi di ossidazione ciclica ad alta temperatura, che conducono al distacco dei rivestimenti ceramici delle palette di turbogas. Tali fenomeni sono ancora oggetto di ricerca in quanto vari meccanismi non sono ancora perfettamente quantificati. b) Modellazione termomeccanica numerica (Finite Element Method, FEM)dei componenti più critici, ad esempio il rotore della turbina a vapore, che consente di determinare l evoluzione nel tempo delle sollecitazioni in tutti i punti del componente, durante manovre tipiche. Dopo 7
un adeguata validazione del modello, sfruttando anche dati sperimentali, si è in grado di eseguire un calcolo accurato degli sforzi, a partire da assegnate condizioni iniziali e dalle condizioni al contorno relative ad una certa manovra (ad esempio, gli andamenti in funzione del tempo della portata e la temperatura del vapore in ingresso alla turbina durante un avviamento). Una volta noti gli sforzi, in base alle leggi di danno di cui al punto a) si ricava il consumo di vita, esprimibile ad esempio come numero di cicli, uguali a quello analizzato, che il componente può sopportare in condizioni di sicurezza. c) Formulazione di modelli semplificati, e quindi adatti ad un applicazione all interno di un simulatore d impianto, del campo termico e degli sforzi nel componente durante le manovre. I modelli si basano comunque su leggi fisiche, ma data la semplificazione geometrica adottata necessitano di una validazione mediante un più accurato calcolo FEM di cui al punto b) o direttamente in base a dati sperimentali. Gli stessi modelli semplificati sono potenzialmente adatti per un uso in linea nel sistema di controllo o in sistemi di supporto in tempo reale degli operatori di centrale. d) Sviluppo di un simulatore di processo del ciclo combinato, inclusa la relativa automazione. Si tratta di uno strumento di calcolo in grado di riprodurre l evoluzione dei principali parametri operativi durante transitori tipici di avviamento, fermata, variazione di carico. Essendo dotato di modelli di calcolo del consumo di vita associato alle manovre, sviluppati secondo quanto descritto al punto c), il simulatore costituisce uno strumento flessibile e ragionevolmente accurato per lo studio e l ottimizzazione delle manovre, ad esempio di avviamento. e) Studio e ottimizzazione delle manovre. Utilizzando il simulatore, a partire dalle eventuali procedure già note ed utilizzate è possibile studiare tutta una serie di varianti, in termini di profili di presa di carico, intervalli di stabilizzazione e loro durata ecc., al fine di individuare una o più modalità che soddisfino in modo ottimale a determinati obiettivi, come abbreviare la durata della manovra, o ridurre il consumo di vita, o una combinazione delle due cose. f) Una volta individuate modalità di manovra ritenute ottimali, queste possono semplicemente affidate agli operatori in turno, sotto forma di procedure o, preferibilmente, tradotte in funzioni di automazione che, assicurando un andamento regolare e prevedibile delle diverse fasi della manovra, da un lato evitano rischi di sbilanciamento rispetto ad un programma predefinito di immissione in rete dell energia, dall altro garantiscono un consumo di vita minimo. Lo schema concettuale delle attività è descritto in fig. 2. 8
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 Fig. 2 Schema concettuale dello studio sulla flessibilità dei cicli combinati (RT Real Time) RSE ha già svolto l intero percorso dal punto a) al punto f), come illustrato in (8) e (9), facendo riferimento ad un ciclo combinato dell Italia del Nord da 800 MWe, in configurazione 2+1. La fig. 3 mostra una sezione della turbina a vapore presa a riferimento per la verifica del modello termomeccanico, scelta in quanto su tale turbina era stata a suo tempo effettuata una campagna di prove per la determinazione delle temperature di metallo durante manovre di avviamento. Alcuni dei risultati ottenuti nel confronto fra dati sperimentali e calcoli termomeccanici a elementi finiti sono rappresentati in Fig. 4. Fig. 3 Sezione della turbina a vapore scelta come riferimento per la messa a punto del modello di calcolo termomeccanico 9
. Temperatura [ C] 500 450 400 350 300 250 200 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) 150 100 50 0 Hp di scambio termico: - Coeff. H(Pvap) - T imposta su tutto il profilo del rotore ad eccezione degli stadi di AP e MP 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Tempo [h] Fig. 4 Confronto fra dati di temperatura misurati su impianto (simboli) e calcolati con il modello termomeccanico (linee continue) durante un transitorio di avviamento Le figure successive illustrano il simulatore utilizzato per gli studi sulle manovre del ciclo combinato: la fig. 5 presenta lo schema generale, mentre la fig. 6 illustra l interfaccia di controllo e supervisione. Fig. 5 - Schema modellistico dell impianto a ciclo combinato di riferimento 10
Fig. 6 Interfaccia operatore per il controllo e la supervisione del simulatore: pagina principale La fig. 7 illustra un esempio di manovra di avviamento ottimizzata. La curva blu rappresenta l avviamento effettuato secondo le modalità abituali. Si nota che il massimo consumo di vita si verifica nelle fasi iniziali, quando è massima la differenza di temperatura fra il vapore e il rotore ancora relativamente freddo, e risulta quindi massimo il gradiente di temperatura nel rotore stesso. La curva verde rappresenta un avviamento più rapido, in un tempo di circa 3000 s anziché 5000 dell avviamento secondo le modalità abituali. Ciononostante, grazie ad un diverso profilo della fase di presa di giri, il consumo di vita risulta pressoché lo stesso. La curva rossa, infine, corrisponde ad un diverso tipo di ottimizzazione della manovra: si tratta di un caso più conservativo, nel senso che sempre sfruttando un diverso profilo è possibile ridurre di quasi un fattore due il consumo di vita, mantenendo la durata della manovra ai circa 5000 s del caso di riferimento. 11
10-2 Consumo di vita del rotore durante l'avviamento (1/N) Avviamento "STANDARD" Avviamento "RAPIDO" Avviamento "RIPETIBILE" 1,2 10-3 10-3 116 sec 280 sec 567 sec 872 sec 1342 sec 1761 sec 2276 sec 0,7 10-3 2929 sec N=800 N=1400 10-4 168 sec 341 sec 604 sec 970 sec 1395 sec 1879 sec 2582 sec 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 Fig. 7 Ottimizzazione della manovra di avviamento Gli studi sulla flessibilità dei cicli combinati proseguono, con obiettivi di approfondire alcuni temi relativi al comportamento dei materiali sia delle turbine a vapore che dei turbogas, in condizioni di frequente ciclaggio termico e contemporaneamente in presenza di fenomeni di creep. Un altro obiettivo è migliorare l accuratezza delle valutazioni di scambio termico fra il fluido e il rotore, che influenzano criticamente il calcolo del consumo di vita. Sono inoltre in fase di sviluppo tecniche innovative di misura, monitoraggio e diagnostica, sia in esercizio che fuori linea, atte a migliorare la confidenza nelle valutazioni di consumo di vita e a garantire quindi un elevata affidabilità e sicurezza di esercizio, pur in presenza di un esercizio sempre più sfidante. 7. Considerazioni finali 500 sec 1000 sec 1500 sec Temperatura media [ C] È stata delineata un analisi delle peculiarità del sistema elettrico italiano e di alcune criticità che stanno emergendo, viste nell ottica delle attività di studi e ricerche multidisciplinari svolte da RSE nell ambito della Ricrca di Sistema per il settore elettrico. Dall analisi si evidenziano importanti opportunità di un maggiore utilizzo del parco termoelettrico, e in particolare dei cicli combinati che ne costituiscono l ossatura principale, con aspettativa di maggiore valorizzazione del parco stesso e di un contributo di notevole portata al mantenimento di elevati standard di servizio e al contenimento dei costi per gli utenti I cicli combinati si possono considerare impianti già di per sé dotati di una discreta flessibilità. Si può quindi ritenere possibile un esercizio di questi impianti che si ponga sempre più al servizio del sistema elettrico anche in senso dinamico, con avviamenti pressoché quotidiani e capacità di fornire servizi, come la riserva e il bilanciamento, di cui il sistema elettrico ha necessità crescente. Tali servizi rappresentano un rilevante beneficio per il sistema e in particolare per gli utenti finali, dal 12 2000 sec 2500 sec 3422 sec 5000 sec 3000 sec 4000 sec
momento che non si rendono necessari investimenti significativi sul macchinario esistente. L esercizio flessibile può andare a vantaggio degli stessi operatori dei cicli combinati, se non altro perché consente un profilo di generazione che sfrutta quasi perfettamente le leggi di mercato, ma anche perché i servizi alla rete possono essere in gran parte remunerati. Se per impianti nuovi è consigliabile adottare criteri di progettazione adatti a realizzare la massima flessibilità (configurazioni 2+1, camino di bypass, post-combustione, air fogging o wetcompression cc.), per i numerosi impianti esistenti può rendersi opportuna l adozione di metodi di gestione innovativi e di limitati investimenti in tecniche di monitoraggio in linea e in funzioni per la totale automazione delle manovre, inclusa la gestione dei possibili malfunzionamenti. Tali provvedimenti portano sia a garantire una maggiore ripetibilità delle manovre e un più accurato rispetto dei programmi di produzione, sia a mantenere elevati livelli di affidabilità e sicurezza di esercizio. Bibliografia (1) M. Benini, M. S.Pasquadibisceglie - Redditività degli impianticcgt e remunerazione dellacapacità produttiva - L Energia Elettrica, settembre-ottobre 2011, 1-7. (2) P. Bonelli La previsione dell energia rinnovabile Convegno La programmazione dell'immissione in rete della produzione da fonti rinnovabili e il Virtual PowerPlant. AEIT, Firenze, 21/02/2011 (3) Terna SpA Codice di Rete Allegato A.70 Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione distribuita http://www.terna.it/linkclick.aspx?fileticket=wund90scbpi%3d&tabid=106&mid=468 (4) Autorità per l Energia - Orientamenti in materia di regolazione del servizio di dispacciamento da applicarsi alle unità di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento a quelle non programmabili Documento di consultazione DCO 35/12 http://www.autorita.energia.it/it/docs/dc/12/035-12.jsp (5) RSEview L accumulo di energia elettrica RSE, Dicembre 2011 (6) C. Rinaldi, F. Cernuschi, L. De Maria, S. Capelli Quantificazione mediante prove di laboratorio e tecniche non distruttive dei fenomeni di degrado di parti calde di turbine a gas Rapporto RSE (allora CESI Ricerca) prot. 06007775, Ricerca di Sistema, dicembre 2006 (7) P. Nag, D. Little, D. Teehan, K. Wetzl, D. Elwood - Low Load Operational Flexibility for Siemens G Class Gas Turbines Power-Gen International, Orlando, Florida,Dicembre 2008 (8) V. Prandoni - Documento di sintesi di Progetto Flessibilità e affidabilità degliimpianti a ciclo combinato - Anno 2008 - Rapporto RSE (allora CESI Ricerca) prot. 08005806, Ricerca di Sistema, Febbraio 2009 (9) V. Casamassima, A. Cavaliere, A. Frigerio, A. Guagliardi, S.Canevese, E. Viganò Simulazione dinamica per l esercizio flessibile dei cicli combinati Automazione e Simulazione, 63-67, Febbraio 2010. 13