I moderni impianti a ciclo combinato
per la generazione elettrica
Introduzione
Queste slide intendono fornire un tentativo di raccordo tra le conoscenze che si acquisiscono
attraverso lo studio a livello universitario del funzionamento degli impianti a ciclo combinato gas
– vapore per la produzione di energia elettrica e le situazioni pratiche che gli operatori, tecnici
ed ingegneri, sono chiamati a gestire nell’esercizio, con l’accezione più larga possibile, dei
suddetti impianti, attraverso la sintesi di alcuni concetti fondamentali. Ci si concentrerà quindi
sulle problematiche fondamentali degli impianti combinati nel contesto economico ed energetico
attuale, tenendo sempre in considerazione le differenze con gli impianti termoelettrici
tradizionali(*) e su alcune problematiche di carattere ingegneristico peculiari del settore della
generazione elettrica. Avendo la pretesa di introdurre ad una realtà lavorativa in un settore le cui
conoscenze sono parecchio vaste (perché abbracciano parecchi settori della tecnica e della
tecnologia) e relativamente poco diffuse (ad esempio, perché si va incontro ad un sempre
maggior grado di automazione dei processi che porta ad una diminuzione del numero di
personale addetto mentre contemporaneamente vanno aumentando le tecnologie messe in
opera al fine di perseguire gli obiettivi di sviluppo sostenibile) queste slide rappresentano un
introduzione a delle visite organizzate nella centrale elettrica di Napoli Levante (Tirreno Power
SpA) da parte dei corsi di laurea magistrale in ingegneria meccanica per l’energia e l’ambiente
ed elettrica dell’Università degli Studi di Napoli Federico II.
(*) sono esclusi gli impianti nucleari.
Indice
Il sistema elettrico per l’energia.
Da cosa è dipesa la diffusione dei cicli combinati gas – vapore per la produzione di energia
elettrica?
Che ruolo svolgono gli impianti a ciclo combinato nel contesto energetico attuale?
Qualità del servizio di erogazione di energia elettrica.
Esercizio flessibile degli impianti combinati gas – vapore.
Off – design degli impianti a ciclo combinato.
Avviamento di un gruppo CCGT: avviamento TG ed avviamento della sezione a vapore.
Regolazione dei generatori di vapore.
Regolazione della frequenza e della tensione nelle centrali elettriche.
Affidabilità: ridondanza delle alimentazioni e dei sistemi.
Il sistema elettrico per l’energia
Il sistema attraverso il quale l’energia elettrica viene «prodotta» (convertita da altre fonti energetiche),
trasmessa e distribuita agli utenti è il sistema elettrico per l’energia. La rete attuale è costituita da
pochi (in relazione al numero di utenti) centri di produzione collegati ai consumatori finali attraverso un
sistema di trasmissione e di distribuzione caratterizzati da livelli di tensione elevati e poi via via più
bassi per compensare le necessità di prelievo con perdite minime. Il parco centrali in Italia risente
dell’attuazione dei decreti Bersani (D.Lgs. 16 marzo 1999 n.79 – attuazione della direttiva 96/92/CE
recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica) e D’Alema (d.l. 7 febbraio 2002 n.7
«decreto sblocca – centrali» – misure urgenti per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale
– convertito nella legge n.55 del 09/04/2002) sulla liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica
per il gran numero di impianti a ciclo combinato realizzati in sostituzione di impianti termoelettrici
tradizionali arrivati alla fine della loro vita utile nonché per la costruzione di impianti combinati in siti ex
– ex novo, che hanno comportato l’aumento del rendimento medio del parco termoelettrico italiano.
Successivamente alla costruzione di questi impianti, che fanno uso praticamente esclusivo di gas
naturale come fonte energetica primaria utilizzata, i meccanismi di incentivazione delle fonti rinnovabili
hanno portato alla costruzione di parchi eolici e fotovoltaici rilevanti. Come risultato di questi sforzi, nel
2011, l’ACEEE (American Council for an Energy – Efficiency Economy) ha posizionato l’Italia come
terzo paese al mondo, dopo Gran Bretagna e Germania, nelle azioni compiute a favore
dell’incremento del livello di efficienza energetica.
L’energia elettrica prodotta dai centri di generazione viene trasmessa ai consumatori finali attraverso le
reti di trasporto e distribuzione.
La RTN (Rete di Trasmissione Nazionale) italiana è caratterizzata da 3 livelli di tensione: 380 kV, 220
kV, 150 – 132 – 120 kV.
La porzione della rete di trasmissione esercita a 380 kV è rappresentata dalla porzione della RTN
connessa al sistema elettrico europeo ed a cui sono connessi i più grandi impianti di generazione. Il
sistema a 220 kV assolve parzialmente alla distribuzione in AT; inoltre, la maggior parte delle centrali
elettriche è connessa alla RTN attraverso questo sistema.
Il sistema a 150 – 132 – 120 kV completa la distribuzione in AT e alimenta le cabine di AT/MT.
Attraverso le cabine di MT la RTN è connessa alla rete di distribuzione, operante in MT e BT. Rispetto
alla RTN, la rete di distribuzione è strutturata in maniera molto più capillare per raggiungere i singoli
utenti finali. Essa viene operata tra i 10 ed i 20 kV in MT e a 400 V in BT.
Da cosa è dipesa la diffusione dei cicli combinati gas – vapore
per la produzione di energia elettrica?
I cicli combinati rappresentano attualmente la tecnologia di generazione elettrica da fonte tradizionale
a più alto rendimento.
Un impianto combinato gas - vapore è un impianto termoelettrico tradizionale (ciclo a vapore) in cui la
combustione avviene nella camera di combustione di una turbina a gas: i gas di scarico della turbina
generano il vapore surriscaldato che espande in turbina a vapore, producendo quindi un’ulteriore
aliquota di potenza che si somma a quella erogata dal TG. È quindi l’impiego delle turbine a gas nella
generazione elettrica che segna l’inizio della diffusione degli impianti combinati. Lo sviluppo degli
impianti di turbina a gas è avvenuto ad intermittenza a partire dal brevetto originale di John Barber del
1791 (Obtaining and Applying Motive Power. A Method of Rising Inflammable Air for the Purposing of
Procuring Motion, and Facilitating Metallurgical Operations) e soprattutto a cavallo della seconda
guerra mondiale grazie alle potenzialità delle turbine a gas nella propulsione aeronautica. Le turbine a
gas per applicazioni industriali sono quindi state inizialmente adattate da quelle per impieghi
aeronautici (TG aeroderivative) fino a diventare prodotti dedicati al mechanical drive e alla
generazione elettrica (TG heavy – duty), prima per la generazione del carico di punta con impianti a
ciclo aperto e poi per la generazione del carico base negli impianti combinati. I massicci sforzi per
migliorare la tecnologia di queste macchine ha dato ragione di ottimi risultati, soprattutto nel caso degli
impianti combinati. La barriera del 60% di rendimento è stata superata con la costruzione, da parte di
Siemens Energy AG, dell’impianto di Irsching 4 (Ingolstadt, Germania), che produce 578 MWe con
un rendimento del 60,75% alle condizioni ISO.
Che ruolo svolgono gli impianti a ciclo combinato nel contesto
energetico attuale?
Essi rappresentano un valido mezzo attraverso il quale mantenere il livello di
qualità del servizio di erogazione dell’energia elettrica [1].
L’implementazione delle fonti energetiche rinnovabili nel sistema elettrico
per l’energia attuale (necessaria per mitigare gli effetti del rilascio in atmosfera
di gas climalteranti), incentivata dai meccanismi fiscali permessi dal mercato
libero, conduce gli impianti termoelettrici alla necessità di passare da un
regime di funzionamento in cui, una volta raggiunto il carico, questo viene
mantenuto per un lungo periodo di tempo, ad uno in cui gli stessi sono
chiamati a soddisfare ai picchi di richiesta della rete per compensare le
mancanze degli impianti rinnovabili stessi. In altre parole, avendo gli impianti
da fonte rinnovabile un ruolo privilegiato nella vendita di energia, gli impianti
termoelettrici tradizionali si trovano ad operare per compensare la richiesta di
energia in surplus o per rimediare alle inevitabili situazioni di inaffidabilità che
la variabilità delle disponibilità delle fonti rinnovabili pone in essere. Gli
impianti a ciclo combinato sono in grado di ottemperare a questo regime
(esercizio flessibile o cyclic operation), caratterizzato da frequenti variazioni
di carico durante tutto l’arco della giornata, così come a frequenti fermate
ed avviamenti, laddove gli impianti tradizionali a vapore sono caratterizzati da
tempi d’avviamento troppo lunghi per svolgere questo servizio ed elevata
inerzia alle variazioni di carico.
[1] Lothar Balling (Siemens AG)_Flexible future for combined cycle – Modern Power Systems magazine, Dec.2010
La scelta di favorire le fonti energetiche rinnovabili è stato il risultato di un lungo dibattito che si poneva
di risolvere il problema dell’emissione di gas ad effetto serra e del generale negativo impatto
sull’ambiente delle attività umane.
Infatti, alla base di questa direzione dello sviluppo delle tecnologie per la generazione elettrica ci sono
molti studi riguardanti l’elevato livello d’integrazione all’interno dei sistemi elettrici di potenza che le
fonti energetiche rinnovabili potrebbero avere nei prossimi anni. Si cita ad esempio il rapporto del
NREL (National Renewable Energy Laboratory) americano «Exploration of High – Penetration
Renewable Electricity Futures [2]» rientrante nel programma Renewable Electricity Futures Study, in
cui si riporta in conclusione la fattibilità di un uso massiccio delle fonti rinnovabili a patto di rendere più
flessibile complessivamente il sistema elettrico «a future U.S. electricity system that is largerly
powered by renewable sources is possibile. Renewable electricity generation from technologies that
are commercially available today, in combination with a more flexible electric system, is more than
adequate to supply 80% of total U.S. electricity generation in 2050 while meeting electricity demand on
an hourly basis in every region of the United States». Questo passaggio, ad un sistema elettrico più
flessibile, che avviene congiuntamente all’introduzione di un sempre maggior numero di impianti da
fonte rinnovabile, deve coinvolgere tutti gli elementi dei sistemi attuali e, quindi, impone profonde
modifiche anche alle reti di trasmissione e distribuzione. È a proposito del livello di affidabilità del
servizio di erogazione dell’energia elettrica che vengono posti dubbi sull’uso massiccio degli impianti
rinnovabili, laddove, come riportato sopra, è ben prospettabile la possibilità di un’elevata
compensazione del fabbisogno energetico. A questo processo di implementazione devono
corrispondere adeguamenti delle reti di trasporto e distribuzione tali da non far cadere il livello di
qualità dell’energia elettrica distribuita ai consumatori finali. In questa fase transitoria gli impianti
combinati possono svolgere un importante lavoro di compensazione delle incapacità degli impianti
rinnovabili collegati alle reti attuali.
Ha senso a questo punto fare un introduzione ai parametri attraverso il quale si può definire la qualità
dell’energia elettrica.
[2] T.Mai, R.Wiser, D.Sandor et al._Renewable Electricity Futures Study vol.1: exploration of high – penetration renewable electricity futures –
NREL, Lawrence Berkeley National Laboratory, Pacific Northwest National Laboratory, MIT disponibile all’indirizzo http://www.osti.gov/bridge.
Qualità del servizio di erogazione di energia elettrica
Il codice di rete (codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete, ex art.1
comma 4 D.P.C.M. 11/05/2004) è l’insieme delle regole che definiscono i rapporti tra Terna e gli utenti
della rete elettrica a seguito del D.P.C.M. succitato («criteri, modalità e condizioni per l’unificazione
della proprietà e della gestione della RTN») e che disciplina l’unificazione della proprietà e gestione
della rete nel nuovo assetto di mercato libero dell’energia elettrica. I rapporti in questione si realizzano
nelle attività di connessione, gestione, pianificazione, sviluppo e manutenzione della RTN. Ad
esempio, è attraverso il rispetto delle regole contenute nel codice di rete che è possibile ottenere
l’accesso alla rete o il modo in cui si devono sviluppare nuove connessioni nella rete elettrica, regole
essenziali per il passaggio ad una generazione via via più capillare. Tra i vari contenuti del codice, al
capitolo 11 vi è la qualità del servizio di trasmissione e dispacciamento. Per qualità del servizio di
erogazione dell’energia elettrica si intende il rispetto della continuità del servizio di erogazione e dei
limiti di qualità della tensione e della frequenza. La continuità del servizio si realizza attraverso
l’esercizio di impianti e macchinari caratterizzati da elevata affidabilità. La qualità della frequenza,
ovvero il mantenimento della stessa attorno ad un valore nominale (50 Hz) si realizza attraverso
l’uguaglianza delle potenze complessivamente prodotte ai nodi di generazione e quelle prelevate ai
nodi di carico, ad ogni istante, mentre la qualità della tensione ai punti di prelievo dell’energia viene
definita dalla misura di opportune caratteristiche dell’andamento temporale delle tensioni, che il
servizio di dispacciamento e distribuzione deve mirare a fornire ad ogni utente.
Per individuare queste caratteristiche è necessario partire dai motivi che causano una variazione di
tensione. Le variazioni di tensione che si verificano sulla rete si classificano in:
• variazioni lente: determinate dalla sovrapposizione di variazioni periodiche e programmate della
tensione, necessarie a causa della variazione oraria del carico richiesto dagli utenti, e da
variazioni non programmabili dovute ad indisponibilità accidentali di componenti della rete o al
sovraccarico di alcuni di questi e dagli scostamenti che una previsione del diagramma di carico ha
inevitabilmente rispetto a quello effettivo;
• variazioni rapide: dovute alla commutazioni di grossi carichi elettrici;
• variazioni brusche e di piccola ampiezza (flicker): determinate dalle variazioni istantanee della
corrente per il funzionamento intermittente di alcuni utilizzatori – ad es. l’avviamento ripetuto di
motori elettrici per l’avviamento degli ascensori o di pompe negli azionamenti sia civili che
industriali o, nelle reti AT, dei forni ad arco elettrico – che causano variazioni a gradino della
tensione interessanti gli utenti derivati in parallelo agli utilizzatori che determinano il flicker;
• variazioni brusche di grande ampiezza e breve durata (buchi di tensione): determinate dai
cortocircuiti nella rete, dalle manovre degli interruttori sulla rete in AT ed MT o dall’avviamento di
più o grandi carichi asincroni o ancora dalla commutazione dell’alimentazione tra sorgenti a causa
di un guasto temporaneo etc.
I parametri descriventi queste variazioni (ed altri, ad esempio, la presenza di sovratensioni, di
squilibrio nelle tensioni trifase etc.) devono essere contenuti entro certi limiti affinché possa mantenersi
un elevato standard di erogazione (es: le norme CEI EN 61000 – 4 – 11 e CEI EN 61000 – 4 – 34
definiscono le caratteristiche degli apparecchi elettrici che possono sopportare i buchi di tensione
attraverso una suddivisione in classi).
Esercizio flessibile degli impianti combinati gas – vapore
Per inquadrare il contributo che gli impianti a ciclo combinato gas – vapore per la generazione elettrica
forniscono attualmente alle misure di sviluppo energetico occorre esaminare il funzionamento in cyclic
operation degli impianti. Successivamente si indagherà sulla capacità di contribuire alla stabilità del
sistema elettrico di potenza, propria dei generatori sincroni.
Il mantenimento per tempi indefiniti di carichi fuori – progetto implica la necessità di mantenere alto il
rendimento, per quanto possibile, in tutto l’intervallo di variazione di carico possibile. D’altra parte, ai
cicli combinati viene e verrà sempre più richiesta, attraverso meccanismi di incentivazione economica
permessi da un regime di mercato libero, la capacità di incrementare il range di carico alla quale è
possibile il servizio, ciò che giustifica, per impianti già costruiti ed avviati, investimenti volti
all’abbassamento del regime di minimo erogabile. Il minimo tecnico di un impianto combinato, infatti, si
scontra con il più alto livello di emissione di gas climalteranti (NOx, CO). Il valore minimo di carico
d’impianto a cui i cicli combinati possono essere eserciti viene detto carico minimo tecnico ambientale.
Parallelamente alla ricerca di alti rendimenti in tutto il campo di funzionamento, vi è la necessità di
ottimizzazione dei transitori d’impianto, ed in particolare, delle manovre d’avviamento, che più di tutti i
transitori rappresentano le situazioni in cui la vita utile d’impianto viene accorciata.
Off – design degli impianti a ciclo combinato
È fondamentale il comportamento ai carichi parziali, a cui l’impianto può essere esercito anche
per lunghi periodi. A tal proposito, i costruttori analizzano il ciclo non solo alle condizioni
nominali, ma a percentuali del carico netto e al variare delle condizioni di sito (pressione,
temperatura) mirando ad assicurare prestazioni favorevoli in tutti i possibili casi. I bilanci
termici che ne conseguono sono in condizioni diverse da quelle di progetto (condizioni di off –
design/fuori progetto).
CCPP a Whitegate County Cork (Irlanda), 445 MWe in configurazione 1+1.
Attraverso i risultati della teoria della similitudine (TEOREMA DI BUCKINGHAM: un problema definito
come la ricerca di n variabili incognite ad m dimensioni fondamentali è risolubile attraverso la ricerca di
n – m variabili adimensionali cioè, con l’utilizzo di n – m equazioni adimensionali) e conoscendo le
caratteristiche del compressore e della turbina e le condizioni ambientali (pressione e temperature di
ristagno ambientali), il numero di giri del TG (3000 rpm), la portata massica elaborata in condizioni
nominali, i calori specifici dell’aria e dei gas combusti, nonché il rendimento meccanico d’impianto, è
possibile ricavare le caratteristiche dei punti fondamentali del ciclo termodinamico, la potenza prodotta
e quindi il nuovo rendimento d’impianto.
Con l’analisi di off – design suddetta è possibile ricavare le prestazioni ai carichi parziali nell’ipotesi di
macchina pulita. Invece, accade che lo sporco contenuto nell’aria aspirata dal compressore aderisca
alle pareti delle schiere di pale modificando l’aerodinamica del compressore (compressor
fouling/sporcamento del compressore) e causando una caduta delle prestazioni del TG. Grazie alla
combustione le parti calde dell’impianto non vengono significativamente toccate da questo fenomeno.
Si può tener conto, almeno orientativamente, di questo fenomeno disponendo di curve
caratteristiche del compressore in caso di sporcamento. Comunque, è necessario perciò avere a
disposizione un impianto adibito al lavaggio del compressore. Lo skid di lavaggio può operare sia
con TG in marcia (lavaggio on – line, utilizzante come agente pulente solo acqua
demineralizzata) che con TG fermo (lavaggio off – line, che utilizza una miscela di acqua
demineralizzata e detergente). La soluzione di lavaggio viene iniettata attraverso una serie di ugelli
nel condotto di aspirazione dell’aria (air intake) a monte del bellmouth del compressore. È
generalmente ritenuto importante effettuare almeno giornalmente (quando l’impianto è in servizio) il
lavaggio on – line, e almeno una volta al mese il lavaggio off – line, sfruttando gli intervalli di inattività
degli impianti.
Il grafico di sopra mostra chiaramente la capacità dei lavaggi del compressore di contrastare
l’abbassamento delle prestazioni delle turbine a gas e di prolungare il bisogno di lavaggi off – line,
altrimenti molto più frequenti. La necessità di contrastare lo sporcamento del compressore mette
facilmente in evidenza quella di specificare le condizioni al contorno dell’impianto quando si definiscano
le prestazioni TG. Le condizioni alle quali si riferiscono i calcoli prestazionali (ISO) sono:
Temperatura ambiente: 15 °C;
Pressione ambiente: 101325 Pa;
Umidità relativa: 60%;
Perdite di carico all’aspirazione ed allo scarico assenti;
Combustibile di composizione nota (gas naturale);
Macchina nuova e pulita.
Analisi in off – design degli impianti TG
Si mostra come può effettuarsi il calcolo delle prestazioni degli impianti TG.
Si fissa il regime di funzionamento del compressore del TG e cioè la velocità di funzionamento del
compressore. Nel caso della generazione elettrica il sincronismo con la rete impone una velocità di
3000 rpm e perciò la velocità del compressore varia in un intorno piccolo di questo valore. Al variare
della curva isovelocità, un punto della mappa del compressore viene univocamente definito dalla
portata corretta m/√(To,1/po,1) e dal rapporto di compressione β = po,2/po,1. È necessario misurare la
temperatura e la pressione in aspirazione al compressore nonché la pressione di mandata del
compressore e conoscere la portata massica in condizioni nominali (647 kg/s TG Ansaldo – Siemens
V94.3A2). Le grandezze considerate sono grandezze totali, per cui, vi è contenuto il contributo cinetico
ai valori statici delle proprietà termodinamiche nonché l’energia dissipata. È solo attraverso le
grandezze totali che si possono scrivere relazioni termodinamiche corrette perché queste non tengono
conto delle variazioni di velocità del flusso, che influiscono sia sulla temperatura della corrente fluida
che sulle cadute di pressione, a parità di tutte le altre condizioni. Conoscendo la mappa di prestazioni
del compressore della TG, note le grandezze totali, si potrebbe ricavare il rendimento del
compressore. Ovviamente, attraverso queste grandezze è possibile ricavare il numero di giri corretto
N/√To,1. Il punto sulla caratteristica della turbina corrispondente al punto di funzionamento del
compressore si ricava da considerazioni di compatibilità della velocità di rotazione delle due macchine
e dal fatto che le queste elaborano la stessa portata massica a parte la portata di combustibile:
N/√To,3 = N/√To,1 ∙ √(To,1/To,3) ; m3√To,3/po,3 = m1√To,1/po,1 ∙ po,1/po,2 ∙ po,2/po,3 ∙ √(To,3/To,1) ∙ m3/m1
Nella prima equazione è incognita la temperatura ingresso turbina che non può ottenersi essendo
un’identità, per cui , è necessario utilizzare la seconda equazione in cui è incognita anche la pressione
po,3.
Analisi in off – design degli impianti TG
La portata corretta di combustibile m3√To,3/po,3 da quest’equazione, risulta funzione del salto di
pressione in camera di combustione, infatti: po,3/po,2 = 1 – (po,2 – po,3)/po,2 = 1 – Δpcc/po,2. Il rapporto si
assume costante al variare delle condizioni di carico in quanto si suppone un sostanziale adattamento
della portata di combustibile rispetto a quella d’aria, sia che questa vari a causa delle condizioni
ambientali o da condizioni di sporcamento, sia che dipenda da una variazione di carico, a parità di
potenza erogata (in controllo di carico) cosicché la pressione a monte turbina è nota dalle condizioni di
design (oppure, può ricavarsi misurando il delta di pressione in camera di combustione). Si ricava To,3.
Conosciuta la velocità adimensionalizzata della turbina, dalla conoscenza della stessa e dal rapporto
di espansione po,3/po,4 si ottiene il punto di funzionamento della macchina e quindi il rendimento.
Conseguentemente si ricavano l’innalzamento di temperatura del compressore e la caduta di
temperatura in turbina, da cui, le temperature di mandata del compressore e la temperatura di scarico
turbina:
ΔTo,34 = ηt ∙ To,3 ∙ {1 – [1/(po,3/po,4)](γ – 1)/γ}
ΔTo,12 = To,1/ηc ∙ [(po,2/po,1)(γ – 1)/γ – 1]
To,4 = To,3 + ΔTo,34
To,2 = To,1 + ΔTo,12
Sono noti tutti i punti fondamentali del ciclo termodinamico. Attraverso i calori specifici dell’aria e del
gas si scrive la potenza erogata dalla macchina come differenza delle potenze erogate dalla turbina e
assorbite dal compressore:
PTG = (m ∙ cpg ∙ ΔTo,34) – (1/ηm ∙ m ∙ cpa ∙ ΔTo,12)
Avviamento TG
L’avviamento degli impianti di turbina a gas è condizionato
dalle necessità di lavaggio della camera di combustione e
del condotto GVR lato fumi (purging). In avviamento allora
un convertitore statico (SFC – Static Frequency Converter)
controlla la velocità dell’albero attraverso il funzionamento
da motore della macchina sincrona: a IGV chiuse (le IGV
rimangono in minima apertura per tutta la durata
dell’avviamento) aumenta la velocità TG in maniera da
consentire l’elaborazione di una sufficiente portata d’aria
per il purging.
Alla fine della fase di purging il TG diminuisce la propria velocità fino a quella adatta all’accensione della
fiamma (diffusiva) in camera di combustione, in corrispondenza del quale si verifica, ovviamente, un
aumento di portata combustibile. L’accensione della fiamma causa l’aumento della temperatura di
scarico TG. Contemporaneamente, il TG, sempre trascinato dall’alternatore comandato da SFC aumenta
la propria velocità fino al valore di autosostentamento. Da questo punto in poi è l’aumento della portata di
combustibile che, permettendo alla turbina di erogare una maggiore potenza, è responsabile
dell’aumento di velocità dell’impianto. Si verificano un aumento della pressione di mandata compressore
e una diminuzione della temperatura fumi mentre il controllo della combustione passa alla fiamma
premiscelata. Alla stabilizzazione del valore di temperatura dei fumi esausti la turbina si trova a 3000 rpm
in condizioni di FSNL (Full Speed No Load). A questo punto è possibile eseguire il parallelo con la rete.
Avviamento della sezione a vapore degli impianti CCGT
A differenza dell’avviamento degli impianti di
turbina a gas, quello delle turbine a vapore
risulta molto più lento e richiede particolari
condizioni di riscaldamento dei metalli turbina
e la garanzia dell’alimentazione e del
flussaggio delle tenute, parallelamente
all’instaurazione di un adeguato grado di
vuoto al condensatore, affinché il vapore
possa venir scaricato senza incorrere in
sovratemperature dei metalli turbina e quindi
senza un accorciamento indesiderato della
vita del macchinario. L’importanza del
riscaldamento dei metalli turbina condiziona
così tanto l’avviamento degli impianti con
Grossa turbina a vapore tandem compound per applicazioni nucleari. Si turbina a vapore (e quindi, anche gli impianti
distinguono chiaramente i 3 corpi a bassa pressione, in configurazione combinati) che gli avviamenti vengono
butterfly ed il lungo tubo crossover necessario ad alimentarli.
classificati in funzione di questo parametro in
avviamenti da caldo, tiepido e freddo.
Maggiore è la massa della turbina e, in generale, maggiore è il tempo necessario al riscaldamento. Negli
impianti CCGT, la ripartizione del carico tra turbina a gas ed a vapore consente l’adozione di turbine a
vapore più piccole rispetto a quelle degli impianti convenzionali, diminuendo di gran lunga i tempi
d’avviamento dell’intero gruppo.
Regolazione dei generatori di vapore
In fase di progettazione del GVR risulta cruciale stabilire il
valore del carico al quale ottimizzare le superfici di scambio
e dimensionare i banchi di tubi. Spesso risulta conveniente
progettare il GVR basandosi sulle condizioni di massimo
dell’intervallo all’interno del quale si impone possa variare il
carico termico (che dipende dalla turbina a gas). La
necessità di operare gli impianti combinati in cyclic
operation implica importanti variazioni del carico termico del
generatore di vapore a recupero, ovvero, della potenza
termica scaricata dal TG e contenuta nei gas esausti.
Pertanto, essi si trovano spesso a funzionare in condizioni
di off – design e non solo; sperimentano condizioni di carico
estremamente variabili.
Escludendo il transitorio d’avviamento, in cui il turbogas è freddo e l’aumento della temperatura di scarico
è proporzionale all’apertura delle valvole del combustibile (IGV al minimo), la variazione di potenza
suddetta avviene a temperatura pressoché costante mentre la pressione dei gas è sempre proporzionale
al carico. Quindi, le variazioni di carico termico si traducono in variazioni di portata gas esausti, che
fluiscono nel GVR a velocità costante e a densità variabile (proporzionale al carico a causa della
pressione). Con la portata gas varia la portata vapore surriscaldato ed il carico erogato dalla turbina a
vapore. Essendo il carico erogato dall’impianto fissato dalle richieste della rete, in un impianto combinato è
fondamentale un controllo adattativo del carico erogato dalla turbina a gas e dalla turbina a vapore
(regolazione coordinata d’impianto), dipendendo dal controllo dell’accumulo d’energia nel GVR.
In un generatore di vapore a circolazione naturale (la stragrande
maggioranza dei generatori a recupero degli impianti combinati sono a
circolazione naturale) l’accumulo di energia è rappresentato dall’accumulo di
massa nei corpi cilindrici. Nella dinamica d’impianto riveste pertanto un ruolo
essenziale la dinamica di livello dei corpi cilindrici. La regolazione di livello
del generatore di vapore è complicata dai fenomeni di
rigonfiamento/restringimento (swelling/shrinking) dell’acqua contenuta nel
corpo cilindrico durante le variazioni di carico, determinati dallo scambio
convettivo durante la circolazione dell’acqua bollente nei tubi evaporanti.
Infatti, si guardi a cosa accade quando si ha una repentina richiesta di vapore
con caldaia a regime. Si definirà naturalmente un abbassamento di pressione
che ha pesanti effetti sul meccanismo di trasmissione del calore. La
depressione determina infatti l’immediata vaporizzazione di una quantità
d’acqua satura (la soluzione acqua – vapore risulta sovrassatura),
producendo molto vapore nella maggior parte dei tubi evaporanti , cosicché,
durante il transitorio, questi tubi potranno definirsi tubi risers. Il risultato è
l’aumento del livello del corpo cilindrico. Il sistema di controllo del livello
caldaia a questo punto tenderebbe a chiudere la valvola regolatrice
dell’acqua alimento per contrastare l’aumento di livello. La necessità di un
tempo finito per le bolle di vapore per risalire i tubi fino al corpo cilindrico
renderà poi successivamente di un abbassamento di livello, anche senza
intervento del regolatore.
Per essere più attendibili, gli indicatori di livello, come quello di tipo magnetico a lato, vengono collegati a
colonne di calma e non direttamente al corpo cilindrico, così da non risentire delle variazioni causate dal
movimento tumultuoso delle bolle di vapore.
All’inverso si avrà il fenomeno dello shrinking ma l’alterazione della circolazione d’acqua nel
generatore risulterà meno contenuta cosicché la diminuzione di livello per effetto della diminuzione di
carico risulta molto meno marcata. Occorre quindi regolare il livello non solo basandosi sulla misura di
livello, ma anche sulla portata massica effettiva di vapore richiesto dall’utenza, cosicché la regolatrice
della portata d’acqua alimento possa aprire o chiudere in funzione della portata vapore e,
successivamente, correggere la richiesta di acqua per mantenere il livello costante (regolazione a 2
elementi). Siccome le pompe alimento caldaia sono pompe centrifughe, e per mantenere quanto più
robusto possibile il sistema, nel tenere conto della variabilità della pressione e quindi della portata
d’acqua alimento a parità di richiesta di reintegro, conviene introdurre nella regolazione la misura della
portata d’acqua alimento. Si regola allora il rapporto portata acqua alimento/portata vapore
surriscaldato perché non ecceda un limite. Successivamente le portate diventano uguali e la
regolazione fa riferimento al livello caldaia (regolazione a 3 elementi).
Oltre la regolazione di livello dei GVR, negli impianti combinati è fondamentale una regolazione del
carico attraverso un controllo adattativo delle potenze prodotte contemporaneamente dalla turbina a
gas e dalla turbina a vapore, coordinamento effettuato allineando le capacità di variazione del carico
della turbina a gas con la regolazione di portata vapore surriscaldato prodotto dal GVR e quindi, con la
regolazione di carico della turbina a vapore. A tal proposito, si scrivono le equazioni di conservazione
della massa e dell’energia per una caldaia in regime stazionario, schematizzata attraverso una
capacità contenete acqua bollente che assorbe calore da una fonte esterna, e da una valvola
regolatrice di vapore:
ml = mv
;
Qc = mv ∙ (hv – hl)
dove: ml = portata acqua alimento; mv = portata vapore; Qc = carico termico caldaia; hv = entalpia specifica vapore;
hl = entalpia specifica acqua alimento
Accanto a queste equazioni si utilizza l’equazione caratteristica della valvola di regolazione vapore,
che lega la portata massica di vapore con la pressione a monte della valvola in condizioni critiche di
efflusso: mv = k ∙ %A ∙ p → la relazione mv – p è una relazione lineare ed è la curva che realizza la
corrispondenza suddetta (curva di sliding). Le equazioni che gestiscono la variazione di pressione del
GV si riassumono quindi nell’unica equazione: Qc = k ∙ %A ∙ p ∙ (hv – hl). Essa correla le tre variabili Qc,
%A e p (NB: hl = hl(p), hv = hv(p)). Si potrà perciò, per un generico generatore di vapore, o agire su Qc
e definire una variazione conseguente della portata mv attraverso la curva di sliding (strategia di
regolazione turbina segue), oppure agire primariamente sulla portata vapore definendo una variazione
conseguente del carico termico Qc (strategia di regolazione caldaia segue) o, come si ha per i cicli
combinati, essendo Qc determinato dal carico TG, agire simultaneamente su Qc ed mv, per ottenere,
per un dato SET POINT di carico, un aumento della potenza TV corrispondente alla massima
produzione di vapore con il nuovo carico TG.
Contestualmente è possibile esercire un generatore di vapore in due maniere distinte:
Imponendo la pressione di esercizio p ad un valore costante e variare, ad esempio, l’apertura %A
della valvola regolatrice di vapore surriscaldato ottenendo una variazione corrispondente di
portata vapore (caldaia segue, analogamente per la strategia di pressione turbina segue). Quindi,
con p = costante, mv = k ∙ %A ∙ p = variabile perché %A = variabile. Il modo di gestione si definisce
in constant pressure;
Mantenendo la pressione p variabile con una conseguente variazione della portata vapore.
Quindi, con p = variabile, mv = k ∙ %A ∙ p = variabile sia perché p = variabile che perché %A =
variabile. Il modo di gestione si definisce in sliding pressure. È conveniente mantenere l’apertura
delle valvole di regolazione al 100% durante le regolazione di carico ad impianto in servizio,
perché ciò minimizza le perdite di carico sul circuito di vapore.
Quando l’impianto è in avviamento, i by – pass hanno il compito di regolare la pressione vapore
seguendo la curva di sliding aprendo sempre più all’aumentare della pressione. In questo caso perciò
la %A non è un valore fisso così come la pressione. La gestione della pressurizzazione della caldaia è
pertanto affidata ad un’altra regolazione, quella dei by – pass turbina a vapore.
Regolazione della frequenza e della tensione nelle centrali
elettriche
La stabilità delle reti elettriche viene garantita, come
accennato, mantenendo ad ogni istante i valori di
frequenza e tensione nei limiti previsti in ogni nodo di
questa, per il fatto che l’energia elettrica non è
accumulabile e quindi perché variazioni di frequenza
o tensione definiscono effettivamente squilibrio tra le
potenze generate e quelle assorbite.
Per quanto riguarda la frequenza, si può dire che le macchine sincrone funzionanti da generatore
riescono facilmente a mantenere questo valore quanto più costante possibile per il fatto che la frequenza
è legata alla velocità di rotazione del rotore (n = 60f/p), che può essere controllato da un sistema di
regolazione di velocità della turbina. È l’equilibrio ad ogni istante, tra la coppia resistente definita dal
campo magnetico rotante indotto di statore e quello induttore al rotore e quella motrice all’asse della
turbina, che garantisce quindi la stabilità del valore della frequenza di rete. Quando varia la potenza
meccanica all’asse della turbina (problemi impiantistici) o la potenza prelevata dalla rete (variazioni
naturali del fabbisogno, grossi prelievi o distacco di grossi carichi o disservizio di qualche linea) si genera
un transitorio di frequenza che va ristabilito. L’abbassamento della frequenza di rete implica un aumento
della coppia resistente applicata all’albero della macchina e quindi, un abbassamento della potenza
erogata dalla turbina, proporzionale all’inerzia rotante che caratterizza il gruppo turbina – alternatore.
Analogamente si avrà per un aumento di f.
È l’energia meccanica accumulata (casi di sottofrequenza) o accumulabile (casi di sovrafrequenza) in
tutti i gruppi collegati alla rete, che determina l’entità della variazione finale della frequenza. Per
ristabilire il valore nominale di 50 hz, è necessario allora variare la potenza meccanica prodotta –
potenza attiva – (regolazione primaria di frequenza/potenza). Il regolatore proporzionale che opera
questa regolazione agisce secondo la legge: ΔP = – kΔf. k rappresenta il contributo di ogni gruppo
turbina – alternatore alla regolazione primaria di frequenza, essendo il Δf uguale per ogni gruppo. È:
k = (PN/50) ∙ (1/s) ∙ 100
dove:
s = statismo = [(∆f/fN )⁄(∆P/PN )] ∙ 100
Maggiore è lo statismo del gruppo, minore sarà il contributo alla regolazione primaria di
frequenza/potenza. Ad equilibrio ristabilito la frequenza di rete risulta un valore differente da quello
iniziale ed è perciò necessario un secondo livello di regolazione (regolazione secondaria di
frequenza/potenza) che ristabilisca il valore iniziale (nominale) di frequenza. Il gestore della rete
(TERNA) stabilisce i requisiti affinché le unità partecipino alla regolazione secondaria, non
obbligatoria. Le unità di produzione che vi partecipano mettono a disposizione un range di potenza
attiva massimo (semibanda positiva + semibanda negativa) attorno al valore di potenza venduto
all’interno del quale Terna può richiedere la regolazione della potenza. Lo scopo della regolazione
secondaria di frequenza è quello di riportare la frequenza della rete al valore nominale trasferendo la
potenza attiva erogata per effetto della regolazione primaria di frequenza/potenza (che è la sola ad
intervenire nell’immediatezza dei transitori) verso la potenza attiva richiesta attraverso il livello della
regolazione secondaria, fino ad annullarli del tutto. Questa regolazione, allora, fa diminuire la riserva di
potenza che sarà disponibile per la regolazione secondaria nei successivi interventi di regolazione. È
necessario un terzo livello di regolazione (regolazione terziaria di frequenza/potenza) che punti ad
innalzare il livello di energia prodotta dalle centrali. A tale scopo il gestore della rete invia degli ordini di
bilanciamento.
Diagramma di capability di un alternatore, che mostra i limiti di potenza reattiva erogabile in funzione della potenza attiva prodotta e
dei limiti stabili di funzionamento (area in giallo) nonché del campo in cui il fattore di potenza risulta ottimale (area in verde).
La regolazione di tensione si ottiene attraverso l’ottimizzazione dei flussi di potenza tra le linee
di trasporto della rete. Si ricordi che non solo le variazioni di carico (attivo) ma anche quelle di
potenza reattiva determinano un’alterazione della distribuzione delle cadute di tensione e
quindi delle tensioni nei nodi della rete. Attraverso i generatori sincroni è possibile regolare la
tensione nei nodi corrispondenti variando la potenza reattiva scambiata al nodo, agendo sulla
corrente d’eccitazione del rotore. Più vicino ai carichi sono invece necessarie delle batterie di
condensatori di rifasamento.
Affidabilità: ridondanza delle alimentazioni e dei sistemi
Si dice guasto un evento che determini la fine
della capacità di un sistema di svolgere una
funzione specifica. Si dice affidabilità di un
sistema e si indica con R(T), la probabilità che
esso funzioni senza guastarsi per un tempo T
in cui lavora sotto condizioni ambientali
specifiche e stazionarie.
Per misurare l’affidabilità di un sistema si
ricorre al concetto di MTTF: si supponga di
avere a disposizione un insieme N di sistemi
uguali, operanti nelle stesse condizioni in un
intervallo di tempo [0,T]. Per t = T, sia: Ng =
num. sistemi guasti ; Nf = N – Ng = num.
sistemi funzionanti. L’affidabilità di un
qualunque sistema della serie
è allora definibile come il valore R(T) = Nf/N, mentre F(T) = Ng/N è l’inaffidabilità del sistema al tempo
T, ovvero, la probabilità che in [0,T] il sistema si guasti. La funzione f(t) = dF(t)/dt = 1/N dNg(t)/dt =
- dR(t)/dt definisce la probabilità che il sistema si guasti nell’intervallo che va dal tempo t = 0 al tempo
di guasto t e si dice densità di probabilità di guasto. Il MTTF (Mean Time To Failure) rappresenta il
tempo medio di funzionamento di un sistema, cioè, il valore di tempo atteso di guasto. Esso si calcola
risolvendo l’integrale ∫R(t)dt tra 0 e ∞ dopo aver specificato una distribuzione di probabilità di guasto.
Sistemi in serie (non ridondati) → il guasto di un elemento determina il guasto dell’intero sistema
Sistemi in parallelo (ridondati) → il guasto di un elemento NON determina il guasto del sistema
La produzione dell’energia elettrica e, in particolare, l’evoluzione del fluido di lavoro secondo il ciclo
termodinamico, non può rinunciare a nessuna delle trasformazioni termodinamiche che devono
succedersi. Per questo motivo, tutte le pompe del ciclo (estrazione condensato, alimento caldaia,
circolazione acqua mare, circolazione acqua ciclo chiuso) sono ridondate, ovvero sono presenti due
pompe, di cui una in servizio e l’altra di riserva, avviata in caso di guasto della prima, in modo da
mantenere un adeguato livello di affidabilità della produzione. Ovviamente, ciò deve valere per tutti gli
elementi d’impianto da cui dipende il buon funzionamento dell’impianto. Si ricordi anche che sono
relativamente poche le operazioni di manutenzione (atte a mantenere o aumentare l’affidabilità dei
componenti d’impianto) che possono effettuarsi con macchinario in servizio, quindi, attraverso la
ridondanza degli elementi si assicura lo svolgimento delle attività manutentive attraverso una
programmazione ‘indipendente’ dalle esigenze di produzione, in maniera tale che questa
programmazione possa soddisfare altri criteri (economici). Anche le misure, necessarie al
funzionamento delle logiche di regolazione e controllo vengono ridondate, usando più canali per
effettuare la misura. Ad es. le misure (HH T vapore surriscaldato, HH T vapore ammissione TVAP etc.)
che possono causare blocco impianto, operato da un sistema dedicato (ESD – Emergency Shut
Down) vengono ottenute con 3 canali diversi.
Così come i sistemi, vanno ridondate anche le alimentazioni elettriche perché altrimenti l’affidabilità
dell’impianto dipenderebbe da un sistema di sbarre suscettibile di alte discontinuità di servizio. Le
sbarre quindi vengono alimentate da più fonti (dalle sbarre AT attraverso il trasformatore step – up ed
un trasformatore aux., dalla MT della rete di distribuzione cittadina ed attraverso un gruppo
elettrogeno). Alcune utenze inoltre vanno garantite sempre, per cui è garantita una ridondanza
alimentata in corrente continua.
