26 Giugno 2012
La flessibilità dei cicli combinati
S. Besseghini
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Peculiarità del Parco di Generazione italiano
• Storicamente (anni ‘70) si è puntato sull’olio combustibile, scarsa
presenza del carbone, poi limitato da opposizioni locali
• Rinuncia al nucleare (1987)
parte la costruzione di cicli combinati
a gas naturale
• Nell’epoca della liberalizzazione, si punta tutto su CCGT (semplicità
autorizzativa, costruzione abbastanza rapida, bassi costi di
investimento)
• Dal 2005 in poi, anche in relazione al «20-20-20», incentivazione
rinnovabili elettriche, rapida crescita di Eolico e Fotovoltaico
• Oggi circa il 50% della potenza termoelettrica installata è CCGT e
circa il 50% della produzione totale è da GN
• Eolico + FV hanno superato 20 GW
• La domanda elettrica negli ultimi anni ristagna
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Criticità dei Cicli Combinati
• Prezzo del GN elevato, crescita delle rinnovabili, FV copre in parte
le punte, la domanda ristagna, c’è overcapacity
basso utilizzo dei
CCGT in pura generazione elettrica (circa 2000 ore/anno)
• La domanda di base è soddisfatta in altri modi: carbone, acqua
fluente, grande cogenerazione industriale, importazioni a basso
costo
• I cicli combinati faticano a coprire i costi fissi su MGP, anche se si
assumesse un perfetta flessibilità operativa, che non esiste (tempi di
avviamento e variazione di carico, minimo tecnico)
• La difficoltà a coprire i costi in qualche misura ricade sugli utenti
finali
• Opportunità di remunerazione da MSD
• Remuneratività del Ciclo Combinato sempre più legata alla
flessibilità operativa
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Criticità del Sistema Elettrico italiano
• Le Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP), principalmente FV
ed Eolico, sono prevedibili ad es. il giorno prima, ma con incertezze
necessità di più riserva
costi per gli utenti
• FRNP di piccola-media taglia non partecipano ai servizi alla rete e
non pagano oneri di sbilanciamento
i servizi sono coperti da altri
e i costi ricadono sugli utenti finali (qualcosa si sta iniziando a fare:
All. 70 di TERNA e DCO 35/12 AEEG)
• In situazioni di basso carico e alta produzione da FRNP, scarseggia la
potenza termoelettrica e in servizio, poche macchine rotanti, costi
elevati dei servizi di riserva
• I pompaggi, pur presenti con capacità importante (circa 7 GW) sono
utilizzati sempre meno per le ore di punta (circa 400/500 ore/anno)
• «Rampa serale»: possibile sovrapposizione fra il calo della
produzione FV (tramonto) e la salita serale dei consumi
sollecitazioni al parco termoelettrico (soprattutto CCGT) e picco di
prezzo dell’energia
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Criticità del Sistema Elettrico italiano (segue)
Andamento dei prezzi MGP in due giorni di giugno 2012: a)
Venerdì, b) Domenica. Tramonto del sole alle 20.45 circa
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Criticità del Sistema Elettrico: quali risposte ?
• Rendere più accurate le previsioni di produzione da FRNP: la
ricerca sta lavorando
• Sfruttare più efficacemente la capacità previsionale: vedi AEEG DCO
35/12
• Potenziare i sistemi di accumulo (pompaggio, CAES, batterie): è un
tema di pianificazione e di autorizzazioni (le prime due tecnologie);
di costi di investimento e vita utile (batterie): la ricerca sta
lavorando
• Sfruttare maggiormente la flessibilità del parco termoelettrico (in
primis i CCGT): è indispensabile !
• Costa relativamente poco
• E’ attuabile in tempi medio-brevi
• Velocizzare e rendere più frequenti avviamenti e variazioni di
carico
• Ridurre il minimo tecnico
• Allargare la banda di regolazione primaria
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I Cicli Combinati e l’esercizio flessibile
Il Ciclo Combinato è l’integrazione di due cicli assai diversi, anche
dinamicamente
Ciclo a gas (Joule-Brayton)
•Tendenzialmente molto flessibile (avviamento in 15-30 minuti) ma…
•Parti calde sempre più critiche:
• TIT tipica 1400 °C, ma già si sperimentano i 1600 °C
• Tecnologie sofisticate (single crystal, bond coat, rivestimenti
ceramici, film cooling)
• Ispezioni e manutenzioni
frequenti, complesse,
specialistiche (costo annuo ≈
10% dell’investimento)
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I Cicli Combinati e l’esercizio flessibile (segue)
Ciclo a gas (Joule-Brayton) (segue)
•Il danno dell’esercizio ciclico (avviamenti e variazioni di carico) può
essere importante e non è perfettamente quantificabile. RSE ha fatto
test e sviluppato modelli di calcolo, ma serve ulteriore ricerca
Tempo di distacco di barriere termiche, per diverse periodicità del
ciclaggio termico (tc) e temperature operative. Modello di calcolo
validato con dati sperimentali
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I Cicli Combinati e l’esercizio flessibile (segue)
Ciclo a gas (Joule-Brayton) (segue)
È importante anche il “minimo tecnico“ :
valore minimo di carico generato al quale la macchina può permanere
indefinitamente con stabilità e nel rispetto dei limiti ambientali
Con basso minimo tecnico si ha la possibilità di restare di operare anche
nelle ore di basso prezzo di mercato
•utilizzando poco combustibile
limitando le perdite economiche
•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 può considerare un problema in gran parte risolto, da implementare
sul campo
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I Cicli Combinati e l’esercizio flessibile (segue)
Ciclo a vapore (Rankine)
È più «lento» di quello a gas: avviamento in 1-2 ore, dipende dalle
condizioni iniziali
Temperature molto più basse (≤ 600°C), tecnologia meno sofisticata,
meno frequenti e più semplici manutenzioni ma…
Corpi di grande spessore (rotore turbina, corpi cilindrici)
Danno a fatica, cricche
rischi di avarie «catastrofiche»
È lo «stadio lento» del ciclo combinato
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I Cicli Combinati e l’esercizio flessibile (segue)
I mancati avviamenti
È un rischio (economico) importante legato agli avviamenti frequenti
Incidenza da pochi % fino al 10%
Spesso dipende da questioni di dettaglio, difficili da rimuovere
Porta a mancata produzione e oneri di sbilanciamento, che facilmente
vanificano il risparmio di una fermata notturna
Va fatta analisi caso per caso
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I Cicli Combinati: cosa favorisce l’esercizio flessibile ?
a.Configurazioni «2 + 1»: se m.t. TG = 30 %, m.t. impianto 15 %, ciclo a
vapore sempre in servizio, rischio mancato avviamento azzerato, rischio
sbilanciamento ridotto
b.Camino di bypass: possibile avviare subito TG, a rendimento di
impianto temporaneamente ridotto
c.Post – combustione: margine di aumento/modulazione rapida, a
rendimento ridotto
d.Air Fogging o meglio Wet Compression: simile a post-combustione,
senza penalità di rendimento, qualche rischio di erosione del
compressore
Sono soluzioni per impianti nuovi, retrofit difficile o impossibile, a parte
d.
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE
Presupposto: c’è overcapacity, il parco italiano è piuttosto recente
difficile pensare a nuovi impianti
va ottimizzato e gestito bene
l’esistente, con limitati investimenti e in tempi brevi (2-3 anni)
Nasce così un progetto di ricerca, in parte già svolto, con obiettivo:
Migliorare la rispondenza dei cicli combinati alle esigenze del sistema
elettrico
•ottenere la massima flessibilità dell’esercizio
•salvaguardare affidabilità, disponibilità, economicità di gestione
Benefici attesi:
•Ottenimento di continuità, sicurezza, qualità del servizio a minor
costo per l’utente
•Remunerazione dei cicli combinati anche tramite efficienti servizi di
sistema, non solo energia
minore necessità di ricarico sull’energia
minor costo per l’utente
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue)
Approccio adottato: gli ingredienti
Prove e modellazione dei materiali critici
termomeccanica, ossidazione ciclica)
Modellazione FEM dei componenti
consumo di vita
leggi di danno (fatica
costruzione di casi tipici manovra –
Formulazione di modelli semplificati manovra-consumo di vita, adatti a
simulazioni a livello di impianto
Sviluppo e validazione di un simulatore ingegneristico del ciclo
combinato (processo + automazione)
Studio e ottimizzazione delle manovre critiche
Sviluppo di un’automazione completa della manovra
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue)
Approccio adottato: schema concettuale
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
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue)
Alcuni risultati: tecniche diagnostiche sui materiali dei TG
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue)
Alcuni risultati: modello FEM del rotore di turbina a vapore
Presa di
giri
ω=3000 rmp
Presa di
carico
Carico costante
(320 MW)
500
Tc2 EXP
Tc4 EXP
Tc2 ABA
Tc4 ABA
400
Tc5 EXP
Tc6 EXP
Tc9 EXP
Tc5 ABA
Tc6 ABA
Tc9 ABA
350
Tc11 EXP
Tc11 ABA
Temperatura [°C]
450
300
250
200
150
Hp di scambio termico:
- Coeff. H(Pvap)
- T imposta su tutto il profilo del rotore
ad eccezione degli stadi di AP e MP
100
50
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Tempo [h]
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue)
Alcuni risultati: simulatore di processo
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La flessibilità dei Cicli Combinati: la proposta di RSE (segue)
Alcuni risultati: ottimizzazione dell’avviamento
Consumo di vita del rotore durante l'avviamento (1/N)
-2
10
Avviamento "STANDARD"
Avviamento "RAPIDO"
Avviamento "RIPETIBILE"
116 sec
280 sec
567 sec
872 sec
1761 sec
1342 sec
1,2 10-3
2276 sec
-3
10
2929 sec
0,7 10-3
N=800
341 sec
N=1400
604 sec
168 sec
970 sec
1879 sec
1395 sec
-4
10
2582 sec
500 sec
1000 sec
1500 sec
3422 sec
2500 sec
5000 sec
2000 sec
3000 sec
4000 sec
200
220
240
260
280
300
320
340
360
380
Temperatura media [°C]
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Considerazioni finali
Il ciclo combinato è un impianto discretamente flessibile
Quanto flessibile ? Dipende da:
•scelte progettuali (configurazione di ciclo, camino di bypass, post-combustione
ecc.)
•Modalità di esercizio
•Tecniche di misura, monitoraggio, ispezione
Un ciclo combinato flessibile può giocare un ruolo sempre più
importante nei servizi al sistema
con benefici:
•Per l’operatore (copertura costi fissi)
•Per il sistema e quindi per gli utenti (load following, bilanciamento, riserva a
costi più bassi delle altre opzioni
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Considerazioni finali (segue)
RSE ha competenze multidisciplinari e cultura industriale:
•Studi sulla sicurezza della rete
•Mercato elettrico e aspetti regolatori
•Prove su materiali (invecchiamento ciclico accelerato)
•Calcolo termomeccanico
•Simulazione d’impianto
•Automazione
ed è interessata a collaborazioni dimostrative su impianti in esercizio (già
fatta su CC da 800 MWe) con operatori e costruttori di macchine/impianti.
L’approccio proposto prevede:
•Raccolta dati d’impianto, automazione, registrazione di manovre
•Personalizzazione del simulatore
•Analisi degli interventi fattibili: manovre ottimizzate, aggiunta di sistemi
d’impianto (air fogging, post-combustione), sistemi automazione e monitoraggio
•Valutazioni costi-benefici
•Attuazione degli interventi (a cura dell’operatore, con supporto tecnico RSE)
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Grazie
[email protected]
La flessibilità dei cicli combinati e il «Capacity Payment»
La delibera AEEG ARG/elt 98/11
•Prevede il pagamento di un corrispettivo per la disponibilità di capacità
produttiva (cosiddetto «Capacity Payment»)
•Stabilisce che per gli impianti che percepiranno il Capacity Payment
venga fissato un «cap» al prezzo che potranno percepire su MGP e MSD
(esclusa riserva secondaria)
Alcuni operatori, in fase di consultazione, hanno espresso il timore che
tale meccanismo non favorisca investimenti in impianti di punta
Il timore non è ritenuto fondato nelle premesse della Delibera, poiché:
•gli impianti di punta sono avvantaggiati su quelli di base in MSD
•la riserva secondaria è esclusa dal cap
Tuttavia, visto che la criticità del sistema è per i prossimi anni non la
capacità produttiva, ma la flessibilità, potrebbe essere opportuna una
rivisitazione del meccanismo di formazione del prezzo della capacità
produttiva, in modo da favorire gli impianti più flessibili
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