Sicurezza degli impianti e continuità della fornitura del servizio Caratteristiche delle unità di produzione termoelettriche per la riaccensione del sistema elettrico Gabriele Palladinetti, Marino Sforna damentali per il successo dell attuazione del piano di riaccensione è legato alla capacità dei gruppi termoelettrici di effettuare correttamente la sequenza di manovre automatiche e manuali, denominate Rifiuto di Carico, o Load Rejection, per la riduzione rapida della potenza erogata. La condizione di rifiuto di carico interviene a seguito dell apertura dell interruttore AT lato macchina, comandata dalle protezioni sensibili ai gravi disservizi che avvengono nella rete in prossimità del nodo di connessione, oppure per la risoluzione di anomalie dell unità di produzione che ne impediscono il funzionamento continuativo. Le manovre automatiche hanno l obiettivo di mantenere in servizio l unità termoelettrica disconnessa dalla rete, alla potenza ridotta corrispondente al solo carico costituito dai servizi ausiliari dell unità o di tutta la centrale, tramite il controllo della velocità delle turbine e la regolazione del flusso di combustibile. Se questa manovra ha avuto successo, l unità di produzione è in grado di rimanere per un tempo lungo in condizioni di funzionamento non normali, ma comunque stabili, in attesa del ritorno della tensione dalla rete, riducendo al minimo i tempi necessari per la ripresa completa del servizio normale. Il Codice di Rete italiano [3] prescrive che tutte le unità di produzione termoelettriche con potenza magsario che tutti gli impianti coinvolti siano predisposti a fornire i servizi richiesti, in base alle loro caratteristiche e alla modalità di funzionamento in condizioni di emergenza. La strategia secondo la quale si esegue la riaccensione del sistema elettrico è stabilita in dettaglio da TERNA ed è descritta nel Piano di Riaccensione [2], che raccoglie le informazioni e le disposizioni necessarie a ripristinare le normali condizioni di alimentazione dell utenza nel più breve tempo possibile. Le azioni di tale Piano sono state identificate da TERNA sulla base della conoscenza dettagliata di tutti gli impianti, sull esperienza pregressa e sui risultati di studi di statica e dinamica del sistema elettrico. Anche per questo motivo è richiesto che TERNA conosca in dettaglio le caratteristiche fondamentali degli impianti di produzione, sia in condizioni di normale esercizio, sia in quello di emergenza. L attuazione del Piano di Riaccensione coinvolge sia le sale manovra delle centrali, sia i centri di conduzione delle reti di trasmissione e distribuzione, che hanno il compito di eseguire delle azioni preordinate, denominate consegne autonome, oppure le manovre chieste in tempo reale dalle Sale controllo di TERNA in accordo o in deroga alla strategia preventivamente progettata. Uno degli obiettivi strategici e fon- Il funzionamento di un sistema elettrico può essere perturbato da eventi non prevedibili quali, ad esempio, guasti nella rete elettrica, fuori servizio dei generatori o grandi variazioni del carico, che possono portare il sistema a funzionare in condizioni non accettabili per la sicurezza degli impianti e la continuità della fornitura del servizio. Un evento importante è gestito con le azioni automatiche del controllo correttivo previste dal Piano di Difesa e, successivamente, con l azione del piano di Alleggerimento automatico del carico. Solo se queste azioni non riescono a riportare il sistema in uno stato di funzionamento normale, si può verificare lo spegnimento parziale o totale della rete elettrica, con la disalimentazione di tutte le utenze [1]. La perdita dell alimentazione è evidentemente una situazione che, in funzione della sua estensione e durata, provoca enormi danni sia economici, sia sociali e deve essere rapidamente risolta con il ripristino completo del funzionamento del sistema elettrico. Questa è una fase molto complessa, che richiede il coordinamento delle manovre da eseguire su numerosi componenti della rete e, affinché abbia successo, è neces- 26 Powertechnology gennaio 2007
giore di 100 MW debbano essere predisposte per eseguire la manovra di rifiuto di carico, che è considerata come un servizio obbligatorio per il sistema elettrico. Inoltre, è prescritto che i Titolari delle unità o delle sezioni di produzione, intendendo con ciò i moduli a ciclo combinato, di potenza nominale non inferiore a 200 MVA, o che appartengono al Piano di Riaccensione, debbano eseguire delle prove periodiche di rifiuto di carico, orientativamente una volta ogni sei mesi. Le prove possono effettuarsi alla prima fermata programmata degli impianti o, ancora meglio, è considerata una verifica valida la sequenza che si attiva in seguito ad un disservizio nella rete di connessione o per un guasto interno all impianto che non ne provochi il blocco totale. È anche prescritto che gli esiti delle prove siano raccolte in un Registro degli accadimenti, da tenere sempre aggiornato, che deve essere periodicamente inviato ufficialmente a TERNA [4]. Infine, con cadenza annuale, TERNA comunica all Autorità per l Energia Elettrica e il Gas gli esiti delle prove condotte. Nel caso eccezionale che un impianto non possa eseguire la manovra di rifiuto di carico, la precedente procedura prevede che sia richiesta a TERNA una deroga alle prescrizioni del Codice di Rete accompagnata da motivazioni dettagliate che saranno valutate nel processo di accettazione. Da quanto premesso, s intuisce che è stata attribuita la massima importanza alla funzione di rifiuto di carico ed è stato istituito un monitoraggio della sua funzionalità coerentemente ad altre verifiche delle prestazioni degli impianti di produzione, condotte da TERNA, che hanno un influenza sulla sicurezza del sistema elettrico [5]. Infatti, il successo della manovra di rifiuto di carico riduce i tempi necessari per la rialimentazione, a seguito di un disservizio generalizzato, e costituisce un vantaggio costante per i Titolari degli impianti, che possono ottenere un maggior guadagno economico per la più rapida riconnessione alla rete nei casi più probabili di un evento transitorio locale. Se gli obiettivi e i vantaggi sono chiari, occorre sempre considerare che la manovra di rifiuto di carico è comunque un evento complesso, che coinvolge i componenti elettrici, le protezioni, gli automatismi e il ciclo termodinamico di un impianto di produzione. Lo scopo delle prove è soprattutto quello di individuare eventuali anomalie, tarare con precisione gli automatismi che possono subire una deriva nel tempo e, infine e non meno importante, addestrare il personale delle sale manovra che può, in qualche caso, gestire la buona riuscita della manovra. Nel seguito saranno analizzate le modalità di esecuzione e le eventuali problematiche che scaturiscono durante un rifiuto di carico, accennando a quelle degli impianti termoelettrici a vapore convenzionali ed entrando in maggior dettaglio per le sezioni a ciclo combinato turbogas/vapore, che, attualmente, rappresentano la quota preponderante del parco di produzione italiano. Impianti a vapore convenzionali La sequenza del rifiuto di carico è provocata dall apertura dell interruttore AT lato macchina ed inizia con la chiusura forzata, comandata dalla protezione Load Drop Anticipator (LDA) o Power Load Unbalance (PLU), con sigla 37G, delle valvole di ammissione turbina di alta pressione e di quelle di riammissione a media pressione. Ciò con l obiettivo di contenere la sovra velocità che si avrebbe per l istantanea diminuzione della potenza elettrica resistente, che non contrasta più la potenza motrice della turbina. In genere, dopo pochi secondi dall istante iniziale, una logica temporizzata permette nuovamente alla regolazione di velocità di riposizionare le valvole ad un apertura parziale minima, con un adeguamento della regolazione di caldaia/turbina e con il programmatore che insegue il valore del carico assorbito dai servizi ausiliari dell impianto. Con il vapore intercettato si ha un aumento di pressione in caldaia, che è gestito entro i valori ammessi dall intervento delle valvole di sicurezza che scaricano vapore in atmosfera oppure lo mandano al condensatore. Nel caso di rifiuto di carico dovuto ad un evento reale sulla rete, per gli impianti non a carbone, che hanno logiche diverse, può essere possibile mantenere i fuochi di caldaia accesi con la portata combustibile ridotta, ma frequentemente la manovra implica lo spegnimento di tutti i bruciatori. In tal caso, la potenza richiesta dai servizi ausiliari dell unità è prodotta dal vapore ricavato dalla sola energia termica immagazzinata nei metalli e nello stesso fluido termodinamico, che però diminuisce gradualmente la sua entalpia. Il tempo massimo ammissibile di permanenza in questo stato è una funzione delle dimensioni della caldaia e della potenza dell impianto al momento del distacco dalla rete. I tempi variano da 25 minuti a 40 minuti, con i valori più alti per le caldaie a corpo cilindrico. Trascorso questo tempo, devono essere riaccesi parte dei fuochi per evitare lo scatto della turbina per bassa pressione o per bassa temperatura del vapore in ammissione di alta pressione. Si stima che la riaccensione dei fuochi non può comunque avvenire prima di 10 minuti dal distacco dalla rete perché occorre del tempo agli operatori della sala manovra per compiere alcune azioni di predisposizione, come il lavaggio della camera di combustione, e l attuazione di comandi sul sistema di controllo, inclusa la richiesta di riaccensione dei fuochi. La loro mancata riaccensione è una delle più probabili cause di fallimento della manovra di rifiuto di carico ed è, in genere, da attribuire a problemi di combustione. Altri problemi possono sorgere dalla regolazione del livello nel corpo cilindrico, se presente. L insuccesso comporta l emissione del segnale di blocco termico di caldaia e la necessità di effettuare un ulteriore lavaggio di camera di combustione. Si può ripetere tutta la procedura, ma con minore probabilità di successo perché i tentativi per effettuare la riaccensione sono pochi in quanto diminuisce il tempo a disposizione. Se è stato possibile riaccendere parte dei bruciatori, l unità può man- gennaio 2007 Powertechnology 27
Figura 1: Registrazioni della velocità, della potenza attiva e, secondariamente, della potenza reattiva di una turbina a gas da 270 MW che esegue una prova di rifiuto di carico. In un periodo di 75 minuti si osserva: una riduzione della potenza fino a 70 MW (secondo il programma di produzione), il distacco dalla rete con la riuscita della manovra di rifiuto di carico, l alimentazione dei servizi ausiliari, la riconnessione alla rete, una presa di carico fino a 30 MW e la fermata dell impianto tenere l alimentazione dei servizi ausiliari per un tempo molto lungo e solo in questo caso si può considerare che una manovra di rifiuto di carico è stata effettuata con successo. Dal punto di vista operativo, la procedura descritta è molto impegnativa per gli operatori delle sale manovra che non possono seguire contemporaneamente la ripresa di più unità, ma è preferibile che si concentrino su quella che, secondo la loro esperienza e condizioni pre-esistenti, ha maggiore probabilità di completare con successo il rifiuto di carico. Su questo argomento sarebbe opportuno che i Titolari predispongano, o tengano aggiornata, un istruzione operativa a cui devono attenersi gli operatori delle sale manovra. Dopo che almeno un unità di una centrale ha riacceso i bruciatori, e si è stabilizzato il ciclo termodinamico, è possibile energizzare la sbarra AT della stazione di connessione, effettuare il parallelo con il resto della rete, se in tensione, e attuare la presa di carico fino alla potenza di minimo tecnico, superata la quale si può impostare la regolazione coordinata turbina/caldaia. Nel caso di ripristino del servizio in cui l unità si connette ad una piccola rete isolata, tipicamente una direttrice di riaccensione, è importante che gli operatori impongano dei gradienti di presa di potenza che rispettino sia i valori indicati nelle consegne autonome, attribuite con il Piano di Riaccensione, sia la reale disponibilità di utenze da rialimentare, al fine di evitare il fenomeno della motorizzazione di eventuali altre centrali connesse. Inoltre, per contenere le sovratensioni che possono portare all instabilità del processo di regolazione della tensione, occorre che ogni unità termoelettrica regoli la tensione al proprio valore nominale, disabilitando la regolazione primaria di centrale attuata dal dispositivo SART presente obbligatoriamente in tutti gli impianti [6], [7] e [8]. Si ricorda che durante una fase di riaccensione le unità termoelettriche devono poter contribuire alla regolazione della frequenza della rete isolata. Ciò ha anche interesse per quelle centrali che volontariamente, o casualmente, sono rimaste connesse ad un isola elettrica, da esse alimentata, in seguito al transitorio che ha portato alla disalimentazione generalizzata. Tale regolazione deve essere eseguita da un dispositivo aggiuntivo, denominato Integratore Locale di Frequenza, che deve accompagnare la regolazione primaria nelle condizioni di funzionamento in rete isolata. Impianti a ciclo combinato In un modulo a ciclo combinato, di tipo multi shaft, in cui le unità a gas e a vapore hanno linee d asse distinte, il distacco dalla rete comporta l immediata messa fuori servizio della turbina a vapore e l attivazione delle manovre di rifiuto di carico per la sola turbina a gas, che dovrà diminuire repentinamente la propria potenza fino a qualche percento della potenza efficiente totale. La procedura di rifiuto di carico per il gruppo a gas si attua con le seguenti manovre: immediata riduzione della portata di combustibile ad un valore pari a circa il 25% del flusso massimo, tale da garantire l auto sostentamento della macchina e la potenza per l alimentazione dei servizi ausiliari. Questa condizione è denominata Full Speed No Load (FSNL). Per una turbina a gas da 270 MVA, appartenente ad un moderno modulo a ciclo combinato, la portata di combustibile scende a circa 4 kg/s; commutazione del sistema di controllo combustibile dalla modalità di regolazione di carico a quella di velocità, ovvero di regolazione isocrona in isola elettrica; riduzione parziale della portata aria comburente aspirata dal compressore, tramite le serrande IGV (Inlet Guide Vanes) di immissione; spegnimento, nella camera di combustione, di alcuni bruciatori a fiamma pre-miscelata con l utilizzo della sola fiamma pilota a diffusione. 28 Powertechnology gennaio 2007
Figura 2: Andamento della potenza e della frequenza di una turbina a gas da 270 MW, appartenente ad una sezione a ciclo combinato, nei secondi successivi alla disconnessione dalla rete e all inizio della manovra di rifiuto di carico con il controllo della velocità La figura 1 illustra in dettaglio le registrazioni della potenza e della velocità di un unità turbogas durante una prova di rifiuto di carico e la successiva riconnessione alla rete per un breve periodo. Nella condizione di rifiuto di carico la potenza termica fornita dai fumi di scarico dell unità turbogas che percorrono la caldaia a recupero (GVR) è notevolmente diminuita. Gli stessi non possono più sostenere la produzione di vapore, anche perché la loro temperatura non supera i 300 C, in confronto ai 600 C del funzionamento a pieno carico. Pertanto, il sistema di controllo della sezione a ciclo combinato esegue automaticamente il disallineamento della caldaia a recupero. Questa manovra consiste nella chiusura delle valvole di intercettazione del flusso di vapore che alimentano gli stadi di alta e media pressione della turbina a vapore, e nell apertura delle corrispondenti valvole di by pass che deviano verso il condensatore il flusso di vapore residuo prodotto dall inerzia termica dei metalli della caldaia al fine di evitare l aumento della pressione nei corpi cilindrici. In questo modo la turbina a vapore rallenta e si ferma con le sue logiche conservative. Al contrario, il sistema di controllo della turbina a gas deve gestire la velocità della macchina in quanto al distacco della rete segue necessariamente un transitorio di forte accelerazione del rotore per lo squilibrio tra coppia motrice, ancora presente, e coppia resistente nulla, come mostrato in figura 2. Alcuni impianti a ciclo combinato utilizzano un sistema di by pass, denominato diverter damper, che indirizza i fumi di scarico della turbina a gas ad un camino apposito senza attraversare la caldaia a recupero. Il by pass fumi ha l obiettivo di separare il funzionamento dell unità turbogas dal resto dell impianto, permettendo alla stessa di funzionare autonomamente. Tale sistema è delicato e costoso, provoca una diminuzione del rendimento di circa 1% e non è generalmente presente negli impianti a ciclo combinato installati in Italia. Inoltre, il by pass fumi non favorisce la successiva manovra di ripresa di carico, in quanto è necessario che la caldaia a recupero si mantenga sempre calda per permettere il ripristino della piena capacità di produzione al momento della riconnessione dell impianto alla rete. Al contrario, il sistema di by pass fumi potrebbe essere utile per gli impianti in cui l unità turbogas ha la capacità di eseguire una ripartenza autonoma. Si tratta di un servizio auspicabile e potenzialmente possibile per la flessibilità delle turbine a gas, tuttavia richiede degli investimenti impiantistici aggiuntivi riguardanti, oltre al by pass e al camino, anche un gruppo elettro/diesel della potenza di diversi MW per alimentare i servizi ausiliari della sezione a ciclo combinato e permettere l avviamento dell unità turbogas. Per gli impianti di tipo single shaft, l assetto finale a valle del transitorio causato dal distacco della sezione dalla rete sarà equivalente a quello di un impianto multi shaft con la turbina a gas in regolazione di velocità, che alimenta i servizi ausiliari, e la turbina a vapore in blocco. Essendo gli alberi della turbina a gas e della turbina a vapore collegati tra di loro da una frizione meccanica a denti elicoidali, denominata Clutch, all inizio della manovra, quando la velocità angolare della turbina a vapore inizia a diminuire, tale frizione scollega automaticamente gli alberi. Infine, negli impianti ripotenziati, nonostante entrambe le turbine siano dotate di propri regolatori di velocità, la manovra di rifiuto di carico è eseguita solo dal gruppo a vapore che alimenta i servizi ausiliari e regola la frequenza dell isola elettrica di carico, mentre l unità turbogas è fermata. Il vantaggio di questa scelta operativa sta nel fatto di evitare di azionare le serrande by pass dei fumi dell unità turbogas per deviare il flusso verso il camino di scarico dei gas di cui sono dotati tutti gli impianti ripotenziati. La manovra di rifiuto di carico per le sezioni a ciclo combinato può fallire a causa di diversi problemi, dovuti all elevato grado di prestazioni per cui sono state progettate le turbine a gas. Ad esempio, un problema già osservato è la sovra velocità nei primi secondi di separazione dalla rete, che potrebbe causare il blocco turbina per intervento delle relative protezioni, dovuta alla non tempestiva riduzione del combustibile, oppure ad un valore minimo dello stesso tarato troppo elevato per il funzionamento a vuoto in FSNL. Alcuni sistemi di controllo prevedono nei primi istanti di intervento del rifiuto di carico il forzamento della portata minima di combustibile intorno al 20%, ovvero ad un valore inferiore rispetto al FSNL nominale del 25%, proprio per evitare lo scatto per sovra velocità della turbina. gennaio 2007 Powertechnology 29
Un altro problema che può causare il fallimento della manovra di rifiuto di carico è dovuto alla dinamica del sistema di combustione della turbina a gas, il cui campo di stabilità varia tra il valore limite di infiammabilità della miscela povera di aria ed il limite di infiammabilità della miscela ricca di aria. In particolare, il sistema di controllo della turbina attua una rapida riduzione della portata del combustibile, con il rischio di spegnimento della fiamma per l eccesso di aria. Infatti, la portata di aria immessa, che dipende dalla velocità di rotazione del compressore, tende ad aumentare in quanto è stato già indicato che, negli istanti successivi al distacco dalla rete, si osserva una sovra velocità transitoria di tutta la turbina a gas. Quindi, durante il transitorio, si osserva contemporaneamente una diminuzione della portata combustibile ed un aumento della portata d aria. A ciò si aggiunge il problema dei diversi tempi di azione delle valvole di regolazione del combustibile, che variano la loro apertura dallo 0 al 100% in meno di 0,5 secondi, mentre le serrande IGV di immissione aria nel compressore hanno tempi almeno 10 volte superiori. Ne consegue un ulteriore aggravio dell esubero d aria, che può provocare lo spegnimento della fiamma ed il blocco della turbina a gas. Infine, anche i tempi non coordinati di apertura delle valvole by pass del vapore al condensatore e di chiusura di quelle della turbina possono costituire un ulteriore causa di fallimento della procedura di rifiuto di carico. Per quanto indicato, i valori della portata del combustibile, ed i tempi degli azionamenti durante la manovra di rifiuto di carico, devono essere tarati, inizialmente, alla consegna dell impianto e, successivamente, verificati con il passare del tempo. Ciò è la motivazione per cui TERNA richiede di effettuare delle prove periodiche per verificare le prestazioni dei vari sistemi coinvolti nella manovra, come descritto in precedenza. Nel caso di una fase di riaccensione, dopo la manovra di rifiuto di carico ed il mantenimento stabile dell alimentazione dei servizi ausiliari, si può pensare che l unità turbogas della sezione a ciclo combinato partecipi alla rialimentazione delle prime utenze di un isola elettrica di rete o di un nucleo di ripartenza costruito intorno alla centrale. In questa condizione, l alimentazione di un carico spento della potenza di una decina di MW provoca il rallentamento iniziale della macchina di una quantità che è funzione del grado di statismo del regolatore, dell entità del carico connesso e del momento d inerzia dell asse alternatore/turbina/compressore. Il problema nell uso dell unità turbogas per rialimentare i carichi in una rete isolata è che l ampiezza di ogni gradino di potenza attiva da rialimentare deve essere inferiore ad un valore di soglia che non pregiudichi la stabilità della combustione. Ciò può essere dovuto alla minore portata di aria, dovuta al rallentamento del compressore, che contrasta invece con l aumento della portata di combustibile dovuta all azione del regolatore di velocità. Si presenta quindi ancora il problema della fuoriuscita dal campo di stabilità della combustione. Il problema è particolarmente importante per potenze basse dell unità turbogas, fino a circa il 50% della potenza nominale. Le motivazioni sono varie e dipendono, ad esempio, dai diversi tipi di combustione adottati e dalla chiusura delle serrande IGV, proprio fino al 50% della potenza, che riducono la portata di aria. Ne consegue che in questo campo di funzionamento i gradini di carico di potenza attiva che l unità turbogas può alimentare stabilmente non dovrebbero essere superiori a circa il 3 5% della sua potenza nominale, ovvero 10 15 MW per le macchine da 270 MVA. Nel campo di funzionamento oltre il 50% della potenza nominale, i gradini di carico possono essere maggiori, intorno al 6 8% della potenza dell unità turbogas, cioè fino a 20 MW, in quanto è attiva la regolazione della portata aria, attuata tramite le serrande IGV. In queste condizioni, i gas di scarico hanno un contenuto energetico in grado di permettere al GVR la produzione di vapore a condizioni di temperatura, pressione e portata tali da consentire il rullaggio della turbina a vapore. La presa dei giri è poi attuata coordinando l apertura e la chiusura rispettivamente delle valvole principali di turbina e di by pass. Si osserva che la logica di controllo denominata Termoregolazione, la quale modula la portata aria delle serrande IGV al fine di mantenere costante la temperatura dei fumi allo scarico intorno ai 600 C, non rappresenta una limitazione all entità dei primi gradini di carico in quanto è disinserita con le serrande IGV chiuse. Inoltre, nel funzionamento del turbogas a potenza ridotta non si raggiungono le massime temperature allo scarico, appunto di circa 600 C, in quanto le temperature dei fumi sono inizialmente di 300 C. Ne consegue che nelle prime fasi della riaccensione e fino al 50% della potenza nominale, non si devono temere né interventi di riduzione della potenza, dovuti alla termoregolazione, né interventi della protezione per massima temperatura dei gas di scarico, indipendentemente dalla ampiezza dei gradini di carico. Quindi, questi sono limitati solo da problemi legati alla instabilità della combustione e dall intervento di relè per minima frequenza, ma solo a valori della stessa molto bassi, non raggiungibili con i gradini di carico indicati, le cui soglie sono tipicamente 47,5 Hz e 46,5 47,0 Hz, con temporizzazioni diverse. Infine, si consideri che le palette del compressore e della turbina sono sottoposte a stress meccanici legati ai transitori di velocità e alle brusche variazioni di potenza. Ad esempio, le palette hanno frequenze proprie di risonanza e le forze che possono eccitarle hanno armoniche legate alla velocità di rotazione e, quindi, alla frequenza di rete. Nei vari stadi di una turbina a gas sono presenti decine di tipi diversi di palette e ciascun tipo può essere eccitato in maniera pericolosa da almeno due armoniche della frequenza di funzionamento. Se ci si allontana troppo dalla velocità nominale di progetto si rischia che le palette siano sottoposte alle sollecitazioni dovute alle armoniche, con effetti dannosi per le stesse. Velocità pericolose si hanno per frequenze inferiori a 48,0 Hz. Tuttavia, se tutte le macchine connesse ad una rete erogano potenza con le prestazioni prescritte nel Codice di Rete non è previsto che si rag- 30 Powertechnology gennaio 2007
giungano tali valori di frequenza anche a seguito di gravi disservizi, se non per brevissimo tempo. Analogamente, durante un eventuale fase di riaccensione, ogni alimentazione di un gradino di carico è studiata in modo da non provocare un rallentamento istantaneo di ogni tipo di macchina al di sotto dei 48,0 Hz. Pertanto, disservizi del sistema elettrico non possono essere imputati di invecchiamenti precoci delle macchine, né devono motivare la richiesta di deroghe alle prescrizioni di connessione per l eventuale preservazione del macchinario rotante. Esiti delle prove di rifiuto di carico e possibili miglioramenti Dall analisi dei dati contenuti nel Registro delle Unità di Produzione, gestito da TERNA, risulta che al 2006 alla rete elettrica italiana sono connessi 226 gruppi termoelettrici con potenza efficiente maggiore di 100 MW, ai quali è richiesto di fornire il servizio di rifiuto di carico. Di questi gruppi, 99 sono turbine a gas e 127 turbine a vapore, per un totale di 62 impianti di produzione, di cui 39 sono cicli combinati, 2 i ripotenziati, 20 sono impianti tradizionali a vapore e soltanto uno è un impianto turbogas a ciclo semplice (di potenza superiore a 100 MW). Le figure 3 e 4 mostrano la percentuale e la tipologia degli impianti obbligati ad effettuare la manovra e la loro ubicazione all interno del parco di produzione italiano, diviso per zone. Dall inizio dell anno 2005, cioè da quando è in vigore la prescrizione di TERNA [4], sono state eseguite in totale 600 prove di rifiuto di carico, di cui 104, pari al 17%, su moduli a ciclo combinato, 57, il 10%, su impianti a vapore ripotenziati con turbine a gas e 439 su unità di produzione a vapore tradizionali, pari al 73%. Per quanto riguarda i cicli combinati, la maggior parte delle prove ha riguardato impianti multi shaft con assetto 1 TG + 1 TV e solo in 6 casi la prova è stata eseguita su moduli single shaft. Il totale delle manovre riuscite con successo è pari al 70% (figura 5). Tra le prove fallite, la principale causa di fallimento, nel 42% dei Figura 3: Percentuale degli impianti di produzione termoelettrici maggiori di 100 MW divisi per tipologia ai quali è richiesta la fornitura del servizio di rifiuto di carico casi, è attribuibile a problemi termici dell unità turbogas dovuti all instabilità della combustione con il conseguente spegnimento della fiamma o all intervento delle protezioni termiche per disuniformità di temperature allo scarico (spread). Questo è il caso di blocco dell unità turbogas per non corretta taratura dei parametri nella logica del sistema di controllo. Altre cause osservate sono state lo scatto dell unità turbogas per sovra velocità, il mancato trasferimento dell alimentazione verso gli ausiliari elettrici e la perdita del vuoto al condensatore. Le prove eseguite dagli impianti ripotenziati hanno evidenziato una percentuale di successo del 74%, con una causa principale dei fallimenti dovuta anche in questo caso alla dinamica della combustione. Per gli impianti a vapore tradizionali la percentuale di successi è del 73%. La causa di fallimento più frequente ha riguardato la mancata riaccensione dei bruciatori ed il mancato lavaggio della camera di combustione. In particolare, si è osservata la mancata chiusura delle valvole di blocco di immissione del combustibile, lo scatto per elevata pressione nella camera di combustione e l intervento della protezione di massima velocità. I dati precedentemente descritti rappresentano una situazione soddisfacente in considerazione del fatto che la manovra di rifiuto di carico è complessa e soggetta a numerose incertezze. Inoltre, il parco termoelettrico italiano è ora rappresentato da numerosi nuovi impianti, le cui caratteristiche in situazioni non normali di esercizio devono ancora essere comprese con completezza sia dai Titolari, sia dai Costruttori. Tuttavia esistono ulteriori margini di miglioramento e TERNA costantemente sollecita i Costruttori e i Titolari degli impianti ad adottare, ed eventualmente studiare, tutti i provvedimenti per aumentare l affidabilità delle unità termoelettriche in occasione della manovra di rifiuto di carico. Particolare attenzione deve essere dedicata alle sezioni a ciclo Figura 4: Numero e tipologie di impianti di produzione termoelettrici per i quali è richiesto di fornire il servizio di rifiuto di carico suddivisi in base alla zona della rete rilevante a cui appartengono gennaio 2007 Powertechnology 31
Figura 5: Percentuale dei successi delle prove di rifiuto di carico effettuate sulle varie tipologie di impianti termoelettrici combinato, la cui disponibilità è fondamentale per una rapida riaccensione del sistema elettrico, in considerazione del loro numero, potenza e dislocazione. Ne consegue che, oltre alla prova periodica ogni 6 mesi, anche ad ogni fermata programmata per manutenzione, o revisione generale, ed in occasione di ogni modifica o sostituzione di apparati di regolazione, è consigliato, ed opportuno, effettuare una manovra di rifiuto di carico per verificare la corretta messa a punto dei sistemi di controllo e, se richiesto, tarare con accuratezza quei parametri che possono aver subito delle modifiche. Ad esempio, occorre sempre effettuare una manovra di rifiuto di carico dopo interventi di manutenzione del regolatore di velocità. Per cercare di risolvere i problemi legati allo scatto della turbina per sovra velocità e per l instabilità della combustione durante i transitori, i Costruttori sono sollecitati a prendere in considerazione l utilizzo delle tecniche di fast valving per l immissione combustibile e di quella di fast IGV per l immissione dell aria, anche se queste sono ancora in fase di studio. Entrambe queste tecniche consentirebbero di regolare meglio e con maggior rapidità le variazioni di portata del combustibile e dell aria, con il vantaggio di ottenere una rapida limitazione dell accelerazione dei rotori ed una combustione più stabile. Infine, con l obiettivo di mantenere sempre un elevato grado di affidabilità dei componenti, sistemi ed apparati, TERNA raccomanda periodicamente ai Titolari di: effettuare le prove con la periodicità prescritta e di giustificare l esito con delle registrazioni degli eventi di adeguata scansione temporale; verificare che le tarature dei parametri del sistema di blocco, sensibili alla variazione della frequenza e della sua derivata, siano impostati correttamente al fine di evitare interventi indesiderati; verificare che le protezioni di interfaccia con la rete rilevante, installate nelle centrali e nelle stazioni di connessione di proprietà dei Titolari, siano conformi alle prescrizioni e che le tarature impostate siano quelle richieste da TERNA nei regolamenti di esercizio. Conclusioni La necessità di garantire l esercizio in sicurezza del sistema elettrico e la fornitura di alcuni servizi di rete obbligatori, indicati nel Codice di Rete, hanno motivato TERNA a redigere una procedura di verifica e di monitoraggio dello stato di esecuzione delle prove di rifiuto di carico per le centrali termoelettriche. Ciò è stato necessario in quanto negli anni scorsi si era osservata una diminuzione di attenzione nei riguardi di questa funzione e, pertanto, la prova di rifiuto di carico era eseguita solo sporadicamente, a volte solo in fase di collaudo. In casi estremi poteva risultare che alcuni sistemi di controllo avevano logiche di intervento non aggiornate ed altri non erano neanche predisposti per poter effettuare tale manovra. L applicazione della procedura di TERNA, e l impegno dei Titolari nell esecuzione periodica delle prove di rifiuto di carico, e nella gestione del Registro degli accadimenti, ha permesso di individuare e provvedere a risolvere le eventuali anomalie nei sistemi di regolazione, e ad addestrare gli operatori di centrale. Ciò permette di assolvere con maggiore probabilità di successo agli obblighi del Codice di Rete, tenendo presente che in caso di fallimento della manovra di rifiuto di carico, durante un grave disservizio del sistema elettrico, è attribuita ai Titolari la responsabilità della mancata fornitura di questa funzione. A parte i disservizi generalizzati, fortunatamente rari, il successo della manovra di rifiuto di carico permette all impianto una ripresa del servizio alla massima potenza il più velocemente possibile. Ne consegue che il successo della procedura di rifiuto di carico provoca un maggior guadagno, oppure una minore perdita economica, ai Titolari degli impianti di produzione. Ciò è una motivazione importante per gli stessi e, conseguentemente, per i Costruttori, per eseguire prove periodiche, verificare ed adeguare le tarature delle regolazioni ed eseguire delle attività di miglioramento delle prestazioni, specialmente per le sezioni a ciclo combinato. L applicazione della procedura di prova di TERNA, a partire dai primi mesi del 2005, associata all impegno dei Titolari, ha permesso di migliorare il successo della manovra di rifiuto di carico fino ad una percentuale media di successo del 72,5%. Si tratta di un valore ritenuto soddisfacente, che è comunque un evoluzione rispetto allo stato precedente, ma è tuttavia ancora migliorabile attraverso una più precisa taratura dei sistemi di regolazione, la maggiore conoscenza dei nuovi impianti a ciclo combinato e l addestramento del personale delle sale manovra. 32 Powertechnology gennaio 2007
Descrizione del disservizio europeo del 4 novembre 2006 Poco dopo le 22:10 del 4 novembre 2006, la rete europea interconnessa, ovvero la rete UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), ha subito una serie di eventi in rapida sequenza che hanno provocato il più grave disservizio nei 50 anni della sua storia. In particolare, alle ore 21:38 di quel giorno, il TSO tedesco E.ON-Netz ha eseguito la disconnessone programmata della linea aerea a 400 kv in doppia terna Diele Conneforde, che attraversa il fiume Ems in bassa Sassonia, per consentire la navigazione in condizioni di sicurezza di una nave da crociera (la Norwegian Pearl) di notevoli dimensioni. Questa manovra, anticipata di alcune ore rispetto all orario programmato e, quindi, non completamente studiata preventivamente, ha provocato vari sovraccarichi nella rete dell area e, in particolare, quello della linea a 400 kv Weherendorf Landenbergen, di interconnessione tra la rete E.ON-Netz e quella dell altro grande Gestore tedesco: RWE. Gli operatori delle sale controllo dei due Gestori di rete hanno osservato un aumento del transito su questa linea fino al 90% della sua portata, un valore che hanno ritenuto elevato, ma ancora accettabile. Pertanto, non sono state intraprese azioni di controllo correttivo (ri-dispacciamento) delle produzioni. Tale transito si è mantenuto nell intorno di tale valore fino alle 22:02, quando poi ha cominciato ad aumentare costantemente fino a superare il valore di 1.400 MW, che rappresenta il limite di portata della linea. Alle 22:10:13, subito dopo una manovra di cambiamento di assetto della rete nel tentativo di ridurre tale transito, sono intervenute le protezioni lato RWE di questo elettrodotto, che hanno comandato l apertura degli interruttori per la sua salvaguardia. Ne è conseguita una serie di aperture in cascata per sovraccarico di altri collegamenti che, in 15 secondi, hanno causato la separazione della rete elettrica europea in tre grandi aree, ognuna sbilanciata per la potenza generata e assorbita, con conseguenti tre regimi transitori per la frequenza (figura A). La rete italiana e quelle dei Paesi dell Europa occidentale, con una potenza di 182.700 MW di generazione, hanno subito un deficit di 8.950 MW, potenza inizialmente proveniente dalla Germania orientale, che ha provocato un transitorio di sottofrequenza con una derivata massima di circa 0,12 0,15 Hz/s. Dopo 11 secondi dall inizio del transitorio, l intervento dell alleggerimento automatico del carico in sotto frequenza e l azione combinata della regolazione primaria delle unità di produzione in servizio, hanno fermato la diminuzione della frequenza ad un minimo di 49,0 Hz. Il carico totale distaccato dal piano di alleggerimento in ogni Paese è stato di 16.000 MW, coinvolgendo circa 15 milioni di utenti. In Italia, i relè di questo sistema di difesa hanno disalimentato automaticamente 2.250 MW, uniformemente distribuiti nel territorio, pari all 8% del fabbisogno nazionale in quel momento. L esuberanza della potenza disalimentata, rispetto al deficit di potenza prodotta nella rete dell Europa occidentale, si deve al bilanciamento della ulteriore perdita della generazione distribuita, parte di tipo eolico e parte da piccoli e medi impianti di cogenerazione, connessa principalmente alla rete a media tensione. È, infatti, noto che per motivi di continuità del servizio, e salvaguardia delle macchine, questi generatori sono disconnessi dalle loro protezioni di interfaccia con la rete per una frequenza di 49,7 49,5 Hz. È stato stimato che nella rete europea sono stati disconnessi circa 10.700 MW di impianti di generazione distribuita, di cui 4.140 MW eolici, su un totale di 7.220 MW che in quel periodo erano in servizio in quest area. Il resto della potenza, per raggiungere il bilancio tra produzione e carico, è stato fornito dalla regolazione primaria delle unità di produzione, inclusa quella di reazione del carico, per un totale stimato di circa 3.700 MW, di cui circa 1.100 MW dovuti solo al sistema elettrico italiano che, con successo, ha contribuito al soccorso del resto della rete europea. Figura A: Separazione della rete europea UCTE in 3 grandi aree tra cui l Area 1, a cui apparteneva la rete italiana, in grave deficit di potenza prodotta con un conseguente importante degrado della frequenza gennaio 2007 Powertechnology 33
Figura B: Transitorio di frequenza durante i primi 20 minuti dall inizio del disservizio La figura B, che riporta in maggiore dettaglio la registrazione della frequenza in un nodo della rete italiana, illustra la notevole durata delle condizioni di emergenza, pari a 14 minuti, prima del raggiungimento del valore nominale della frequenza. Si tratta di un periodo lungo, in cui avrebbero potuto verificarsi delle condizioni di blocco da parte delle unità di generazione sottoposte ad un regime di funzionamento anomalo e ad una richiesta di aumento di potenza da parte dei propri regolatori di velocità. Successivamente, si è osservato un transitorio di sovra frequenza limitato in ampiezza ad un massimo di 50,2 Hz, per ulteriori 10 minuti, e causato dall effetto congiunto delle azioni non coordinate dei vari Gestori di rete europei. Ad esempio, TERNA, nel primi minuti, per permettere il rapido ripristino delle condizioni normali di funzionamento ha richiesto l avvio di ulteriore produzione, principalmente idroelettrica, per 2.800 MW. Dopo 15 minuti dall evento, confermato il ritorno ai valori normali della frequenza, iniziava in Italia la fase di rialimentazione dei carichi con priorità alle utenze diffuse. La completa rialimentazione di tutte le utenze si completava alle ore 22:45 circa. Complessivamente, l energia non fornita in Italia è stata di circa 1 GWh. Il comportamento delle unità di generazione della rete italiana è stato soddisfacente. La quasi totalità degli impianti è rimasta in servizio cercando di aumentare la propria potenza, se vi erano margini per farlo, con gradienti diversi in funzione delle caratteristiche delle macchine e dei parametri impostati nei regolatori. Attualmente, TERNA sta analizzando, insieme ai Titolari e ai Costruttori, il comportamento di ogni singola unità di produzione maggiore di 100 MVA, in funzione al momento del disservizio. L obiettivo di questa analisi è quello di: verificare l adeguatezza delle regolazioni a fronte di un evento reale; analizzare le motivazioni di eventuali comportamenti non conformi e proporre dei miglioramenti compatibili con le prestazioni e le caratteristiche delle macchine. È questa un importante occasione per meglio specificare i ruoli che la regolazione primaria della velocità deve avere in condizioni di esercizio normale e in condizioni di emergenza, come anche quello di estendere la regolazione integrale locale della frequenza e uniformare i comportamenti delle regolazioni all ambito di una stessa tipologia di macchine. Infine, questo disservizio ha rappresentato una prova reale che può fornire un utile documentazione integrativa e di confronto per la nuova procedura di autocertificazione delle prestazioni della regolazione primaria della velocità, che TERNA ha istituito a partire dal 2007 per tutte le unità di potenza maggiore di 100 MVA. BIBLIOGRAFIA [1] GRTN: Piano di difesa del sistema elettrico, Rev. 01, del 5 ottobre 2004, www.terna.it. [2] TERNA: Piano di riaccensione del sistema elettrico nazionale Volume generale, Rev. 00, del 1 marzo 2006, www.terna.it. [3] TERNA: Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete, ex articolo 1, comma 4 del DPCM dell 11 maggio 2004, versione 12 maggio 2006, www.terna.it. [4] GRTN: Prescrizioni per la verifica delle unità di generazione per la riaccensione del sistema elettrico Rev.00, 19 luglio 2004, www.terna.it. [5] TERNA: Verifica della conformità delle unità di produzione alle prescrizioni tecniche, Rev. 01, del 14 dicembre, 2005, www.terna.it. [6] GRTN: Partecipazione alla regolazione di tensione, Rev. 00, del 22 maggio 2000, www.terna.it. [7] GRTN: Sistema automatico per la regolazione della tensione (SART) per centrali elettriche di produzione, Rev. 00, del 1 ottobre 2003, www.terna.it. [8] M. Sforna: Generatori e regolazione della tensione, Power Technology, Anno 7, n. 5, settembre 2006, pp. 26-31. 34 Powertechnology gennaio 2007