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Tecnica
marzo 2013
la termotecnica
Sistemi Energetici
di Giorgio Cau, Daniele Cocco, Fabio Serra, Vittorio Tola
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Impianti igcc con accumulo di syngas
per servizio di carico intermedio e di punta
Il lavoro presenta un’analisi energetica ed economica di impianti IGCC integrati con una sezione di accumulo del syngas e con una turbina a gas
per la copertura dei carichi intermedi e di punta. In questi impianti, una parte del syngas prodotto viene accumulata nei periodi di bassa richiesta
elettrica e successivamente utilizzata per la produzione di energia nei periodi di punta (o comunque quando richiesto dal gestore della rete), pur
mantenendo la sezione di gassificazione a carico costante.
IGCC POWER PLANTS WITH SYNGAS STORAGE FOR LOAD FOLLOWING SERVICE
This study evaluates the energy and economic performance of IGCC power plants integrated with a syngas storage section and a gas turbine for
intermediate and peaking load service. These integrated IGCC systems can perform a load-following service since a portion of the produced syngas
is stored during periods of low energy demand and is subsequently used by the gas turbine during periods of peaking demand.
Introduzione
Recentemente, in Italia e negli altri Paesi dell’UE si è avuto un notevole
aumento delle installazioni d’impianti fotovoltaici ed eolici (nel 2011
sono stati installati in Italia circa 9.400 MW di nuovi impianti fotovoltaici e 950 MW di nuovi impianti eolici). Tuttavia, l’ulteriore sviluppo
delle fonti energetiche rinnovabili richiederà la disponibilità di adeguati
sistemi di accumulo dell’energia, in grado di offrire servizi di copertura dei carichi di punta o di immissione dell’energia secondo profili
programmati, garantendo così condizioni di funzionamento stabili per
la rete [1]. Le tecnologie per l’accumulo dell’energia maggiormente
studiate includono attualmente gli accumulatori elettrochimici, gli impianti di pompaggio, i sistemi ad aria compressa, l’accumulo termico
negli impianti solari a concentrazione, nonché sistemi basati sulla
produzione e sullo stoccaggio d’idrogeno. Sebbene molto meno trattati
in letteratura, di notevole interesse possono anche risultare i sistemi con
accumulo di combustibili gassosi prodotti da processi di gassificazione
del carbone [2-3].
In relazione agli elevati costi iniziali e alle loro caratteristiche operative
e funzionali, gli impianti di gassificazione integrati con cicli combinati
(IGCC) trovano le migliori condizioni di impiego soprattutto nel caso
di sistemi di grande taglia (400-500 MWe) destinati alla copertura
dei carichi di base. Tuttavia, l’integrazione con sistemi di accumulo del
syngas rappresenta un’interessante opzione per utilizzare gli impianti
IGCC anche per la copertura dei carichi intermedi e di punta. In tal
caso, infatti, una parte del syngas può essere accumulata nei periodi
di bassa richiesta elettrica e utilizzata per la produzione di energia nei
periodi di punta (o comunque quando richiesto dal gestore della rete),
pur mantenendo la sezione di gassificazione a carico costante. Ovviamente, tale soluzione comporta un aumento dei costi d’investimento
e una tendenziale diminuzione del rendimento, con maggiori costi di
produzione dell’energia.
In tal senso, nel presente lavoro, vengono analizzate le problematiche
legate ai criteri di dimensionamento e alle prestazioni energetiche ed
economiche di impianti IGCC integrati con una sezione di accumulo
del syngas e una turbina a gas di punta.
CONFIGURAZIONE IMPIANTISTICA STUDIATA
Un impianto IGCC integrato con un sistema di accumulo del syngas e
una turbina a gas per servizio di punta (IGCC-TG) è composto fondamentalmente da 4 sezioni: la sezione di gassificazione del carbone (GC),
l’impianto a ciclo combinato (CC), la sezione di accumulo del syngas
(AS) e l’impianto di turbina a gas (TG). La Figura 1 riporta lo schema
semplificato dell’impianto IGCC-TG con le più significative interazioni tra
le sezioni in termini di flussi di massa e di energia.
Figura 1 - Schema semplificato dell’impianto IGCC-TG
La sezione di gassificazione include il gassificatore, l’unità di frazionamento dell’aria per la produzione dell’ossigeno (ASU, Air Separation
Unit), i syngas coolers per il raffreddamento del syngas e il sistema di depurazione del syngas. Il gassificatore considerato, di tecnologia Texaco,
opera a una temperatura di 1.400 °C e a una pressione di 30 bar e viene
alimentato con una miscela acqua/carbone (65% in massa di carbone e
35% di acqua) e con ossigeno puro al 95%. Il raffreddamento del syngas
grezzo prodotto dal gassificatore viene effettuato mediante scambiatori di
calore a recupero con produzione di vapore (syngas coolers). In particolare, tali scambiatori sono integrati con il generatore di vapore a recupero
(GVR) del ciclo combinato e producono vapore saturo ad alta pressione a
partire dall’acqua preriscaldata proveniente dallo stesso GVR. La sezione
di raffreddamento include un syngas cooler radiante e uno convettivo e
raffredda il syngas fino alla temperatura di 400 °C. Il syngas attraversa
quindi la sezione di depurazione del syngas, dove avviene la rimozione
del particolato e dei composti dello zolfo. La sezione di gassificazione
Giorgio Cau, Daniele Cocco, Fabio Serra, Vittorio Tola, Università di Cagliari, Dipartimento di Ingegneria Meccanica, Chimica e dei Materiali
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opera in condizioni stazionarie ed è dimensionata in maniera tale da
produrre un quantitativo di syngas superiore a quello richiesto dal ciclo
combinato. Una frazione λ del syngas depurato viene infatti inviata allo
stoccaggio in fase gassosa, mentre la restante frazione (1-λ) alimenta
direttamente l’impianto a ciclo combinato.
Il ciclo combinato è basato su una turbina a gas heavy-duty (rapporto
di compressione pari a 16 e temperatura massima di 1.314 °C) e su
un impianto a vapore con GVR a tre livelli di pressione (rispettivamente
120 bar, 26,8 bar e 3 bar, con temperatura massima di 540 °C) e con
risurriscaldamento. Le diverse sezioni del GVR sono fortemente integrate
con i syngas coolers della sezione di gassificazione. Per questo motivo, il
quantitativo di vapore saturo prodotto nei syngas coolers non può superare un prefissato limite, strettamente dipendente dalla configurazione e
dall’energia termica disponibile nelle diverse sezioni del GVR.
Nell’impianto IGCC-TG in esame l’accumulo viene realizzato mediante
la compressione e lo stoccaggio del syngas in serbatoi in pressione e a
temperatura ambiente. In alternativa, laddove disponibili, lo stoccaggio
può anche essere realizzato in cavità sotterranee, naturali o artificiali.
Lo stoccaggio in fase gassosa è un’operazione non particolarmente
complessa dal punto di vista tecnico, ma che richiede elevati volumi di
accumulo, specie nel caso di serbatoi a bassa pressione. Nello studio è
stata considerata una pressione di stoccaggio di 60 bar, che richiede
pertanto la presenza di un compressore, dal momento che la pressione
del syngas depurato è di circa 23 bar. Un secondo compressore è poi
necessario per alimentare il syngas alla turbina a gas di punta, quando
la pressione nei serbatoi scende al di sotto del minimo richiesto dal combustore (circa 22 bar).
In questa prima fase dello studio sugli impianti IGCC con accumulo di
syngas non è stato affrontato il problema della scelta ottimale della sezione
di generazione elettrica di punta, ma è stata analizzata solo una soluzione basata sull’impiego di una turbina a gas dedicata. Per semplicità,
la turbina a gas di punta presenta le stesse caratteristiche della turbina a
gas inclusa nel ciclo combinato.
DIAGRAMMA DI CARICO ADIMENSIONALE
Le potenzialità di modulazione della potenza di un impianto IGCC-TG
dipendono essenzialmente dal fattore di ripartizione del syngas λ, che
rappresenta la frazione del syngas inviato alla sezione di accumulo rispetto al totale prodotto dalla sezione di gassificazione. All’aumentare di tale
parametro aumenta il rapporto fra l’energia prodotta durante i periodi di
punta e quella prodotta durante i periodi di base. Ovviamente, l’energia
del syngas accumulato può essere utilizzata per far fronte a diagrammi di
carico con durate e potenze di punta anche molto diversi fra loro.
Le potenzialità di modulazione del carico degli impianti IGCC-TG sono
state valutate, in via preliminare, con riferimento al diagramma di carico
convenzionale illustrato in Figura 2. Esso è completamente definito attraverso due parametri adimensionali, il rapporto di potenza π e il rapporto
di durata τ. Il primo parametro è il rapporto tra il carico di base PB e
quello di punta PP, assunti entrambi costanti, il secondo è il rapporto tra
la durata della richiesta di punta tP e quella totale tD del diagramma di
carico (tipicamente un giorno oppure anche una settimana). La coppia
(τ,π) definisce completamente la forma di un diagramma di carico caratterizzato, in termini relativi, da un picco costante di durata τ e da un
carico di base π, anch’esso costante, di durata (1-τ). Per una prefissata
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Figura 2 - Diagramma di carico adimensionale
forma, la definizione in termini assoluti del diagramma di carico richiede
di specificare un dato di potenza (la potenza di base PB o quella di punta
PP) e di durata (la durata totale tD).
La produzione di energia conseguente a un tale diagramma di carico
evidenzia due diversi contributi:
a. una quota di energia di base EB, prodotta dalla potenza di base PB
per l’intera durata tD;
b. una quota di energia di punta EP, prodotta durante il periodo tP dalla
potenza aggiuntiva rispetto a quella di base (PP-PB).
Il rapporto γ fra l’energia prodotta nel periodo di punta e quella prodotta
nel periodo di base dipende esclusivamente dalla forma del
diagramma di carico, in accordo alla seguente relazione:
γ=
⎛ 1− π ⎞
EP ( PP − PB ) ⋅ tP
=
= τ ⋅ ⎜
⎟
⎝ π ⎠
EB
PB ⋅ t D
La capacità di operare una modulazione della potenza prodotta richiede
l’installazione di una sezione di generazione elettrica dimensionata per la
potenza di punta e comporta una conseguente diminuzione del fattore di
utilizzazione che, alla pari del rapporto γ, dipende solo dalla forma del
diagramma di carico, in accordo alla seguente relazione:
U=
( PP − PB ) ⋅ tP + PB ⋅ tD = τ ⋅ (1− π ) + π
PP ⋅ t D
PRESTAZIONI DELL’IMPIANTO IGCC-TG
Le prestazioni degli impianti IGCC-TG considerati sono state valutate
utilizzando il software ASPEN PLUS ver. 7.3 [4] per la sezione di gassificazione e il software Gate Cycle ver. 5.40 [5] per il ciclo combinato e
la turbina a gas. L’analisi è stata effettuata con riferimento a un carbone
bituminoso avente potere calorifico pari a 25,3 MJ/kg. L’impianto IGCC
di riferimento, ovvero privo della sezione di accumulo del syngas e della
turbina a gas di punta, presenta un rendimento globale del 43% circa, con
un rapporto fra la potenza dell’impianto a vapore e quella della turbina
a gas circa pari all’83%. Inoltre, quasi il 40% della potenza dell’impianto
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a vapore deriva dal recupero termico operato nei syngas coolers della
sezione di gassificazione del carbone.
Il principale parametro che influenza le capacità di modulazione del
carico di un impianto IGCC-TG è il fattore di ripartizione del syngas λ.
All’aumentare di tale fattore cresce, infatti, la quantità di syngas inviato
alla sezione di accumulo e quindi anche la quota di energia prodotta
durante i periodi di punta (somma della produzione del ciclo combinato
e della turbina a gas di punta) rispetto a quella prodotta durante i periodi
di base (la sola produzione del ciclo combinato). La parte inferiore della
Figura 3 riporta i valori della coppia π-τ per diversi valori del rapporto
di ripartizione del syngas λ ed evidenzia come, in generale, con un opportuno valore di λ sia possibile soddisfare un qualsivoglia diagramma
di carico. Peraltro, il confronto fra le Figure 2 e 3 mostra come le curve a
uguale rapporto λ siano molto simili alle curve a uguale rapporto γ, dal
momento che la produzione di energia è sostanzialmente proporzionale
alla portata massica di syngas.
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caso della configurazione impiantistica considerata, il limite relativo allo
sfruttamento completo dell’energia termica recuperata nei syngas coolers
si raggiunge per un valore di λ pari a circa 0,13. All’aumentare del rapporto di ripartizione del syngas diminuisce la quota di energia termica
recuperabile nei syngas coolers e in corrispondenza del più elevato valore
di λ considerato (0,25) è possibile recuperare circa l’86% di tale energia.
Come evidenziato dalla Figura 4, il rendimento globale dell’impianto
IGCC-TG diminuisce all’aumentare della quantità di syngas inviata alla
sezione di accumulo in relazione all’aumento della frazione di energia
prodotta dalla turbina a gas di punta, caratterizzata da un rendimento
inferiore a quello del ciclo combinato. Peraltro, il rendimento del ciclo
combinato diminuisce leggermente al crescere di λ a causa dell’aumento
del rapporto fra la potenza della sezione a vapore rispetto alla potenza
della turbina a gas. Nel complesso, in corrispondenza di un valore di
λ pari a 0,25, l’impianto IGCC-TG presenta un rendimento inferiore di
quasi 5 punti rispetto a quello dell’impianto IGCC di riferimento.
Figura 4 - Rendimento dell’impianto IGCC-TG in
funzione del fattore di ripartizione del syngas
Figura 3 - Capacità di modulazione del carico e fattore
di accumulo degli impianti IGCC-TG in funzione del
fattore di ripartizione del syngas
Ovviamente, elevate durate del periodo di punta τ unite a bassi rapporti
π (ovvero elevati valori della frazione di energia prodotta nei periodi di
punta) richiedono l’accumulo di frazioni di syngas progressivamente
crescenti. In tal senso, la parte superiore della Figura 3 riporta il fattore
di accumulo ν, dato dal rapporto fra il volume di accumulo VAC richiesto
per soddisfare un prefissato diagramma di carico e la potenza fornita
all’impianto attraverso il combustibile. Da tale figura si osserva come il
fattore di accumulo ν aumenti al crescere di λ e al diminuire di τ.
L’incremento della frazione di syngas inviato alla sezione di accumulo
comporta una penalizzazione del rendimento globale di conversione
dell’energia dell’impianto IGCC-TG. In corrispondenza di bassi valori di
λ, tale penalizzazione è dovuta esclusivamente all’assorbimento energetico per la compressione del syngas e al minore rendimento della turbina
a gas rispetto a quello del ciclo combinato. Oltre un prefissato valore di
λ il rendimento globale dell’impianto IGCC-TG viene poi ulteriormente
penalizzato anche dal fatto che il ciclo combinato non riesce ad accettare tutta la produzione di vapore della sezione di gassificazione. Nel
Nei limiti delle assunzioni effettuate sulla sezione di gassificazione, sul
ciclo combinato e sulla turbina a gas di punta, i diagrammi delle Figure
3 e 4 sono indipendenti dalla taglia dell’impianto IGCC-TG e forniscono
le informazioni necessarie al suo dimensionamento preliminare. Infatti, le
Figure 3 e 4 consentono di individuare il fattore di ripartizione λ e il fattore
di accumulo del syngas ν richiesti per soddisfare un prefissato diagramma
di carico adimensionale. Successivamente la taglia dell’impianto IGCCTG si individua a partire da un qualunque parametro di scala, quale per
esempio la potenza di punta PP, quella di base PB oppure quella in ingresso
alla sezione di gassificazione PC.
COSTO DI PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA
La Tabella 1 confronta i principali parametri energetici ed economici
di impianti IGCC e IGCC-TG valutati in corrispondenza di differenti
diagrammi di carico. In particolare, la Tabella 1 è relativa a una potenza
termica in ingresso di 1.000 MW, un rapporto di potenza π di 0,65 e 3
diversi valori del fattore di ripartizione del syngas (0,10 - 0,15 e 0,20).
Rispetto all’impianto IGCC di base, la presenza dell’accumulo del syngas
comporta un incremento significativo della potenza installata (da circa
430 MW a quasi 600 MW per λ = 0,10 e 525 MW per λ = 0,20). Tale
incremento di potenza viene realizzato introducendo una turbina a gas con
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assunzioni poste alla base dell’analisi economica. I risultati di un’analisi
di sensitività hanno evidenziato come un aumento del 25% del prezzo
del carbone comporti un incremento del CoE di circa il 10%, mentre un
analogo incremento dei costi d’investimento conduca a un aumento del
CoE del 12% circa.
Tabella 1 - Principali prestazioni energetiche ed economiche
dell’impianto
potenza di circa 185 - 210 MW, molto simile alla potenza della turbina a
gas del ciclo combinato (la cui potenza complessiva varia da 395 a 442
MW). In relazione ai quantitativi di syngas da accumulare giornalmente,
la capacità della sezione di accumulo è dell’ordine di 10.000 m3 per λ =
0,10 e di 18.000 m3 per λ = 0,20. Una capacità di accumulo di 10.000
m3 richiede, a titolo esemplificativo, 20 serbatoi (operanti a 60 bar) con
diametro di circa 5 m e lunghezza di 25 m.
Rispetto agli impianti IGCC dedicati a un solo servizio di copertura dei
carichi di base, l’inclusione di una sezione di accumulo del syngas determina un aumento del costo iniziale e una diminuzione del rendimento
medio di conversione dell’energia e, conseguentemente, maggiori costi di
produzione dell’energia elettrica. Per questa ragione, la Tabella 1 riporta
il costo livellato medio annuo di produzione dell’energia elettrica, nonché il
costo marginale livellato di produzione della sola energia elettrica di punta.
Il costo livellato di produzione dell’energia (CoE) è stato calcolato attraverso
il rapporto fra i costi totali annui (per ammortamento, acquisto combustibile
e per gestione e manutenzione) e la corrispondente produzione annua di
energia, somma della produzione di base e di quella di punta. Il costo
marginale è invece rappresentato dal rapporto fra i maggiori costi totali
annui dell’impianto IGCC-TG rispetto a un impianto IGCC di pari potenza
di base (e quindi con la medesima produzione elettrica di base) e l’energia
elettrica prodotta nei periodi di punta. I costi delle diverse sezioni dell’impianto sono stati valutati sulla base di informazioni di letteratura e sono
espressi in funzione di un parametro di taglia [6-8].
I costi livellati degli impianti IGCC-TG risultano dell’ordine di 60 - 62 €/
MWh, mentre quelli marginali sono di circa 110 - 135 €/MWh, ovvero
più che doppi rispetto ai costi di produzione della sola energia di base.
A titolo di confronto, è opportuno osservare che nel 2011 il valore medio
annuo del Prezzo Unico Nazionale (PUN) è risultato pari a circa 72,2 €/
MWh, con una tendenza al rialzo nel corso dell’anno (da circa 65 a oltre
80 €/MWh), mentre esso è risultato superiore a 90 €/MWh per circa
1.000 ore/anno e superiore a 100 €/MWh per oltre 400 ore/anno.
Ovviamente, i costi di produzione dell’energia dipendono fortemente dalle
Conclusioni
I risultati dello studio dimostrano che gli impianti di gassificazione con
accumulo di una frazione del syngas prodotto possono risultare un’interessante opzione nell’ambito degli impianti destinati a un servizio di carico
intermedio e di punta.
Con un’opportuna ripartizione del syngas fra l’impianto di base e la sezione di accumulo, gli impianti IGCC-TG studiati in questo lavoro possono far
fronte a diagrammi di carico anche molto diversi fra loro. Nel campo dei
diagrammi di carico caratterizzati da durate della produzione di punta di
3 - 6 ore/giorno e rapporti fra la potenza di punta e la potenza di base
pari a circa 1,5 - 2,0 è necessario inviare a stoccaggio circa il 12 - 18%
del syngas prodotto dalla sezione di gassificazione.
A parità di capacità della sezione di gassificazione, gli impianti IGCC-TG
necessitano di una maggiore potenza installata (pari alla potenza del
ciclo combinato di base più quella della turbina a gas di punta) con un
aumento dei costi iniziali e una diminuzione del fattore di utilizzazione U
e del rendimento medio di conversione dell’energia. In corrispondenza di
una frazione di syngas inviato alla sezione di accumulo del 10 - 20%, il
rendimento medio annuo di conversione dell’energia diminuisce di circa
2 - 4 punti.
I costi medi annui di produzione dell’energia di un impianto IGCC-TG sono
superiori a quelli di un analogo impianto IGCC di pari capacità. Nel campo
dei diagrammi di carico caratterizzati da durate della produzione di punta
di 3 - 6 ore/giorno (τ pari a circa 0,125 - 0,25) e rapporti fra la potenza di
punta e la potenza di base pari a circa 1,5 - 2,0 (π pari a circa 0,50 - 67)
il costo medio annuo di produzione dell’energia aumenta del 10 - 20%
rispetto a quello di un impianto IGCC operante esclusivamente a carico
costante (che evidenzia un CoE di poco superiore a circa 55 €/MWh).
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