Tralasciando i sistemi a conversione diretta, ancora allo stadio sperimentale,
l’interesse prevalente è rivolto ai possibili miglioramenti dei componenti di tipo
tradizionale e alle nuove configurazioni di ciclo che ne possono derivare.
Facendo riferimento agli attuali sistemi di produzione termoelettrica, essi
possono essere suddivisi sostanzialmente in due grandi gruppi:
- Sistemi basati sul ciclo singolo a vapore, per la produzione del carico di
base;
- Sistemi basati sul ciclo a gas, per la produzione del carico di punta.
Essenzialmente, i limiti di impiego del turbogas da solo sono di due nature:
1. La perdita di entalpia attraverso i gas di scarico, riducibile introducendo
un ciclo di recupero.
2. La necessità di impiegare combustibili pregiati, quali gasolio o gas
naturale, il cui prezzo, oltre ad essere elevato, è legato a quello stabilito
dai mercati internazionali e al petrolio e, pertanto, è soggetto alle forti
oscillazioni proprie di tali mercati; in alternativa, all’impianto turbogas
deve essere associato un apposito impianto per la gasificazione, con un
aggravio di costi non trascurabile.
Tutti gli interventi volti a migliorare le prestazioni di tali sistemi di produzione di
energia elettrica, in termini di rendimento, consistono nell’innalzamento delle
condizioni termodinamiche e/o nell’integrazione di cicli diversi nell’ambito di uno
stesso sistema: i cicli combinati, ripotenziamento di cicli a vapore con il turbogas.
1.2 Impianti a ciclo combinato con turbina a gas
Lo sviluppo della tecnologia delle turbine a gas, ed in particolare dei cicli
combinati con turbina a gas, iniziato già nel decennio 1980-90, è continuato anche
nel decennio 1990-2000; tale sviluppo è stato trainato da una serie di fattori che
consentono ai cicli combinati di collocarsi attualmente tra gli impianti di
15
elettrogenerazione più competitivi in termini economici ed ambientali. Tra questi
fattori vanno senza dubbio menzionati:
a) il ridotto impatto ambientale della combustione del gas naturale (basse
emissioni di precursori di piogge acide e gas serra);
b) i contenuti costi e tempi di costruzione (3 anni);
c) l’elevato livello di efficienza conseguibile (55-60%);
d) la modularità di impianto;
e) la flessibilità di esercizio.
Sono attualmente in commercio nel mondo turbine a gas con potenze unitarie da
5 a 250 MW ed impianti modulari a ciclo combinato con potenze installate che
vanno da 100 a 750-1000 MW. L’elevata efficienza dei cicli combinati è resa
possibile dall’altissima temperatura di ingresso del gas in turbina (1100-1200 °C), ed
ulteriori sviluppi sono previsti nel breve termine con ingressi a 1400 °C, grazie al
miglioramento della tecnologia e dei materiali delle pale dei primi stadi della turbina.
L’entalpia dei gas in uscita dalla turbina a gas è quindi largamente sufficiente a
produrre vapore surriscaldato di alta qualità e ad alimentare un ciclo con turbina a
vapore a valle della turbina a gas. Occorre tuttavia rilevare che l’estrema
competitività del mercato dell’impiantistica termoelettrica ha indotto negli ultimi
anni i costruttori ad immettere sul mercato, in tempi ridotti, turbine ad altissime
prestazioni senza una adeguata fase di prove tecnologiche. Ciò ha comportato
recentemente clamorosi eventi di guasto, con danni notevolissimi agli impianti, che
hanno riguardato quasi tutti i maggiori produttori mondiali (Siemens, ABB, Alsthom,
General Electric).
I cicli combinati alimentati a gas naturale hanno prodotto in circa 20-25 anni una
vera rivoluzione nel settore della produzione elettrica mondiale, guadagnando
rapidamente in molti paesi il ruolo di impianti adibiti alla produzione di base, grazie
ai ridotti costi di produzione.
Il combustibile utilizzato negli impianti a ciclo combinato è prevalentemente gas
naturale, ma può essere impiegato anche gas a più basso potere calorifico derivato ad
esempio dalla gasificazione del carbone o dalla gasificazione di residui di
lavorazione (ad esempio i residui di raffineria).
16
Questi impianti integrati di gasificazione e ciclo combinato, nei quali la parte
gasificazione è di entità tecnologica ed economica confrontabile con il ciclo
combinato, offrono notevoli miglioramenti soprattutto in termini di emissioni:
rispetto agli impianti tradizionali a carbone presentano, per esempio, riduzioni di
emissione di CO
2
dell’ordine del 15% senza richiedere additivi nel processo di
combustione.
Va peraltro osservato che, allo stato attuale, la competitività economica di questi
complessi impianti non è ancora raggiunta nella generalità delle situazioni, anche se
è prevedibile un’evoluzione positiva nei prossimi anni [1].
In alternativa, allo scopo di ridurre il costo dell’energia prodotta, e di svincolarlo
da quello del petrolio, risulta estremamente interessante l’utilizzo di combustibili
poco pregiati, quali carbone, oli pesanti, biomasse, senza dover ricorrere a quei
processi, quali la gasificazione o l’introduzione di letti fluidi pressurizzati, che
penalizzano molto gli impianti in termini di rendimento.
Ciò è reso possibile con l’intervento sugli impianti tradizionali a turbogas
mediante l’introduzione della combustione esterna, in modo da dare origine, una
volta accoppiato il ciclo a gas con uno a vapore alimentato da una caldaia di
recupero, ai cosiddetti cicli a combustione esterna, o EFCC (External Fired
Combined Cycle).
1.3 I cicli a combustione esterna
I cicli a combustione esterna o indiretta sono basati su un impianto turbogas,
accoppiato ad un generico processo di recupero del calore residuo; in essi il processo
di combustione è fisicamente separato dal ciclo a gas mediante l’interposizione di un
elemento scambiatore di calore ad alta temperatura (oggetto del presente lavoro) tra
il combustore e l’insieme dei restanti componenti del sistema.
Lo schema generale di impianto è riportato nella Figura 1.1; si osserva che il
fluido di lavoro del ciclo turbogas è costituito da aria pulita che, all’uscita dal
compressore, passa attraverso lo scambiatore per ricevere calore da parte dei gas
provenienti dalla camera di combustione. Quest’ultima è alimentata dall’aria calda
17
scaricata dalla turbina, mentre i gas uscenti dallo scambiatore possiedono energia
sufficiente ad alimentare un ciclo a vapore o una generica applicazione cogenerativa.
Camera di
combustione
Aria
Combustibile
Turbina
Compressore
Scambiatore
Recupero
Figura 1.1: Schema di base di sistema turbogas a combustione esterna
Le caratteristiche principali del ciclo descritto sono le seguenti:
- Separazione del processo di combustione dal gruppo turbina-
compressore: in questo modo è possibile alimentare il ciclo con
combustibili “sporchi” a basso costo, quali carbone, biomasse, residui
pesanti della raffinazione, con un agevole controllo del processo di
combustione.
- Il ciclo a gas opera con aria pulita, con conseguente riduzione dei
problemi relativi alla manutenzione della turbina rispetto al caso di
impianti turbogas tradizionali.
- Si ha la possibilità di utilizzare l’entalpia dei gas di scarico in diverse
applicazioni, a seconda delle esigenze proprie del particolare impianto
considerato (per es. è possibile la cogenerazione oppure la combinazione
con un ciclo a vapore).
18
- Presenza di un elemento scambiatore di calore come interfaccia tra il
combustore ed il ciclo a gas. Esso costituisce la parte critica
dell’impianto, in quanto opera a temperature molto elevate (fino ad 800°C
nel caso di impiego di materiali metallici, fino a 1300-1500 nel caso di
scambiatore ceramico) con pressioni differenziali pari circa al rapporto di
compressione (10-18 bar) ed in ambiente aggressivo.
I cicli EFCC possono essere impiegati in svariati campi, sia per quanto riguarda
le taglie di impianto, sia per la tipologia dell’applicazione. Si può infatti pensare di
inserire la combustione esterna negli attuali impianti di produzione di energia
elettrica che impiegano il ciclo combinato (in modo tale da ridurre i costi di gestione
mediante l’utilizzo di combustibili poveri), oppure di progettare ex-novo impianti
EFCC per l’autoproduzione, in modo da rendere possibile la produzione combinata
di energia elettrica e calore (cogenerazione).
Possibili schemi operativi per l’applicazione dei cicli a combustione esterna
1.4 Sistemi a ciclo singolo
Lo schema più semplice di impiego dei cicli a combustione esterna è quello del
ciclo singolo, molto simile, dal punto di vista termodinamico, a quello di un
tradizionale turbogas rigenerativo, i cui rendimenti sono massimi per bassi valori del
rapporto di compressione. Lo schema di impianto è riportato in Figura 1.2. Nei
sistemi a combustione esterna in ciclo singolo alimentati con combustibili non
pregiati, il rendimento massimo (30-40%) è inferiore di qualche punto percentuale a
quello degli analoghi sistemi a combustione interna alimentati a gasolio o metano.
Ciò è da attribuirsi alla presenza dell’elemento scambiatore, e in particolare ai
seguenti aspetti:
- Perdite di carico dei fluidi che attraversano lo scambiatore;
- Perdite di fluido di lavoro (aria) attraverso trafilamenti e tenute
imperfette tra lato aria e lato fumi.
19
Le conseguenze di tali limitazioni sono una temperatura piuttosto elevata dei gas
combusti in uscita dallo scambiatore, che vengono rilasciati nell’ambiente (cioè un
elevato valore di entalpia dispersa) ed una significativa perdita di entalpia legata allo
scambio termico.
(Eventuale
ricircolo)
Camera di
combustione
Aria
Combustibile
Turbina
Compressore
Scambiatore
Figura 1.2: Schema di base di sistema turbogas a combustione esterna in ciclo singolo
L’eventuale presenza del ricircolo dei fumi, può da un lato contribuire a
contenere la temperatura massima all’ingresso dello scambiatore, ma dall’altro
introduce ulteriori irreversibilità dovute al mescolamento di fluidi a temperature
differenti.
1.5 Sistemi a ciclo cogenerativo
Nei sistemi a ciclo cogenerativo (di cui lo schema è riportato in Figura 1.3),
l’entalpia dei gas in uscita dallo scambiatore del gruppo turbogas è utilizzata per
ottenere energia di forma differente rispetto a quella elettrica prodotta
dall’alternatore; tipicamente si tratta di energia termica.
20
Energia
Cogenerazione
Camera di
combustione
Aria
Combustibile
Turbina
Compressore
Scambiatore
Recupero
Figura 1.3: Schema di base di sistema a combustione esterna con cogenerazione
Si possono presentare diverse soluzioni impiantistiche che, pur mantenendo come
base comune la cogenerazione, si differenziano tra loro a seconda della specifica
applicazione a cui sono dedicati.
Nel caso del teleriscaldamento, ad esempio, la temperatura è di circa 150°C,
mentre nelle applicazioni cogenerative industriali il fabbisogno di calore è
caratterizzato da livelli termici più elevati; per es. nell’industria per la produzione
della carta è necessario disporre di vapore a diversi livelli di pressione compresi tra 3
e 15 bar, con temperature superiori a 250°C.
Le temperature solitamente richieste non superano comunque 300-350°C, per cui
il sistema idoneo per applicazioni cogenerative presenta caratteristiche intermedie tra
il sistema a ciclo singolo e quello a ciclo combinato (trattato nel paragrafo
successivo).
Uno dei vantaggi, già citati, dei sistemi a combustione indiretta è quello di
consentire un buon controllo della temperatura allo scarico; ciò implica che uno
stesso impianto può essere adattato ad esigenze cogenerative diverse, semplicemente
intervenendo sul sistema di regolazione.
21
1.6 Sistemi a ciclo combinato
Negli impianti a ciclo combinato i gas combusti, dopo aver ceduto calore nello
scambiatore, sono convogliati in una caldaia a recupero per fornire il calore
necessario al funzionamento di un ciclo a vapore (Figura 1.4).
Affinché quest’ultimo sia caratterizzato da un buon rendimento, la temperatura
dei gas uscenti dallo scambiatore (e quindi entranti nella caldaia a recupero) deve
essere dell’ordine di 550-570°C; pertanto, nel caso di una differenza tra lato aria e
lato fumi all’interno dello scambiatore attorno ai 200°C, i rapporti di compressione a
cui deve operare il gruppo turbogas sono compresi nell’intervallo 10-18:1
Aria
Compressore
Camera di
comb.
Combustibile
Turbina
Scambiatore
Turbina
a vapore
Ciclo a
vapore
Caldaia a
recupero
Figura 1.4: Schema di base di sistema turbogas a combustione esterna in ciclo combinato EFCC
Dal punto di vista economico i cicli combinati a combustione esterna alimentati
con combustibili poveri si presentano molto interessanti e possono essere competitivi
con gli altri sistemi di generazione termoelettrica idonei all’impiego del carbone,
quali i cicli combinati con gasificazione, gli impianti a polverino ed i letti fluidi.
22
A tal proposito si riportano brevemente le caratteristiche che contraddistinguono
ciascuna delle tecnologie “pulite” del carbone alternative alla combustione indiretta
(“pulite” perché vengono messi in atto sistemi di miglioramento del rendimento di
combustione e/o contenimento delle emissioni inquinanti).
1.7 Le tecnologie “pulite” del carbone
- Polverizzazione del carbone (Pulverised Fuel - PF - Combustion)
È la tecnica di combustione oggi maggiormente diffusa nella produzione di
energia ed è adottata da tutti gli impianti italiani a carbone in funzione che prevedono
l’utilizzo della sola turbina a vapore. Consiste nella macinazione finissima del
carbone il cui pulviscolo viene iniettato in camera di combustione con un flusso
d’aria tramite appositi bruciatori; l’efficienza di combustione è superiore al 99%
consentendo un completo utilizzo del combustibile che non viene quindi riversato
nell’atmosfera. Questa tecnologia sta avendo ulteriori sviluppi nei bruciatori a bassa
emissione di NO
x
che utilizzano carboni sempre più finemente polverizzati.
- Tecnologia Ultrasupercritica (USC)
Rappresenta l’evoluzione della tecnologia tradizionale PF con turbina a vapore. I
parametri termodinamici vengono spinti fino a 600-630 °C e le pressioni fino a 300-
320 bar, introducendo innovazioni di tipo fluidodinamico sul macchinario e
tecnologie più avanzate di combustione. La tecnologia USC si è affermata nei paesi
scandinavi dove già esiste una legislazione sul controllo della CO
2
e si sta
sviluppando in Germania dove sono in ordine impianti per 2000 MW con rendimenti
attesi del 47-48%; il Giappone ha un piano USC di grande impegno ed i grandi paesi
asiatici la stanno valutando attentamente per il futuro.
23
- Gasificazione del carbone (Integrated Gasification Combined Cycle -
IGCC)
Rappresenta un’alternativa al sistema attuale di combustione del carbone e
consiste nel portare il polverino ad elevata temperatura a contatto con vapore ed
ossigeno. Tramite reazioni chimiche viene prodotto un gas utilizzato nelle turbine a
gas, mentre i fumi caldi di scarico sono in grado di generare vapore che alimenta una
turbina a vapore. I rendimenti attesi sono dell’ordine del 50%. L’aspetto ambientale
della tecnologia è molto interessante in quanto lo zolfo presente nel carbone può
essere quasi completamente recuperato in forma commerciale e le ceneri sono
convertite in scorie vetrificate ambientalmente inerti. Lo stato dell’arte di questa
tecnologia è rappresentato da sei progetti dimostrativi funzionanti con taglie
comprese tra 80 e 318 MW, di cui quattro negli USA e due in Europa (Olanda e
Spagna), realizzati con varie tecnologie che si sono progressivamente affermate
(TEXACO, SHELL, DOW, KRUPP, PRENFLO).
- Combustione a letto fluido (Fluidised Bed Combustion - FBC)
Si tratta di un sistema di combustione del carbone in un letto di particelle
riscaldate sospese in un flusso gassoso che consente una loro rapida miscelazione.
Attualmente sono disponibili due tipi di letto fluido pressurizzato: a letto ribollente
ed a letto circolante, mentre quelli a pressione atmosferica hanno già raggiunto un
grosso successo commerciale anche se con prestazioni limitate. Le efficienze attese
sono dell’ordine del 42-45% e si collocano tra gli IGCC e gli impianti convenzionali;
mentre le prestazioni ambientali sono decisamente promettenti in quanto consentono
di eliminare gli SO
x
al 90% come residui gassosi stabili e di ridurre gli NO
x
prodotti
date le più basse temperature di combustione. Sono attualmente in funzione sette
impianti dimostrativi con potenze fino a 350 MW. A livello europeo emerge la
tecnologia ABB ALSTOM con impianti in Germania, Svezia e Spagna.
24
Capitolo 2 - Definizione dell’ambito di lavoro e determinazione dei
vincoli termodinamici
2.1 Parametri di processo di riferimento
Obiettivo del presente lavoro di tesi è lo studio di fattibilità di uno scambiatore di
calore ad alta temperatura, da inserire all’interno di un ciclo combinato a
combustione esterna come elemento di interfaccia tra la camera di combustione e il
ciclo turbogas.
Il ciclo di riferimento, simile a quello di fig. 1.4, in cui si ha la possibilità di
introdurre ulteriore calore prima dell’ingresso dell’aria in turbina, con un combustore
a metano, è schematicamente illustrato nella Figura 2.1.
Scambiatore
Fumi
Metano
Camera di
comb.
Combustibile
Turbina
Compressore
Aria
Figura 2.1: Schema del ciclo di riferimento per lo scambiatore
L’aria, in uscita dal compressore, entra nello scambiatore, dopo aver subito
eventualmente un preriscaldo, ad esempio a spese del calore dei fumi; all’interno
dello scambiatore riceve il calore dai fumi della combustione di combustibili
“poveri” (carboni, tar, olii pesanti, residui della raffinazione, ecc). Successivamente
espande in turbina, dopo un’eventuale ulteriore aggiunta di calore a spese di
25
combustibile pregiato, quindi entra nella camera di combustione vera e propria, dove
avviene la combustione di combustibili poco pregiati; in uscita, i fumi si raffreddano
cedendo calore all’aria all’interno dello scambiatore.
Perciò all’interno dello scambiatore avviene il passaggio di calore dai fumi della
combustione di combustibili “poveri” all’aria pulita.
I dati di ingresso per la progettazione sono costituiti dai vincoli imposti dagli
elementi circostanti lo scambiatore nel circuito; in particolare si richiede:
2.2 Temperature dei fluidi
Temperatura minima di uscita dei fumi dallo scambiatore: 600°C
Tale vincolo è imposto da considerazioni di carattere termodinamico; con questa
temperatura è possibile accoppiare al ciclo turbogas a combustione esterna un ciclo a
vapore.
Il conseguimento della più alta temperatura possibile dell’aria in uscita dallo
scambiatore permette di limitare l’impiego del combustibile pregiato (in figura
rappresentato dal metano), perciò l’unico vincolo per tale parametro è quello
tecnologico (materiali resistenti ad alta temperatura). Considerando i materiali
metallici, si fissa tale valore ad un massimo di 800°C, poiché 816°C è il valore
massimo di temperatura per il quale sono fornite le caratteristiche dei materiali nella
normativa ASME.
Per quanto riguarda le temperature di ingresso nello scambiatore dell’aria e dei
fumi, si osserva che:
1. La temperatura di ingresso dell’aria deve essere sufficientemente elevata
per evitare che lo scambio termico dentro lo scambiatore risenta di
irreversibilità eccessive; a tale scopo può essere necessario un preriscaldo
dell’aria in ingresso nello scambiatore.
2. La temperatura di ingresso dei fumi deve essere compatibile con la
resistenza dei materiali e con la possibilità di garantire lo scambio termico
dentro lo scambiatore (va cioè garantita una certa differenza di
temperatura tra i fluidi).
26
2.3 Pressioni dei fluidi
La pressione dei gas in uscita dalla turbina è quella atmosferica.
La pressione dell’aria è determinata in base ad esigenze di carattere
termodinamico: il rapporto tra le pressioni infatti è una variabile che determina il
valore del rendimento del ciclo di riferimento.
Per il ciclo in esame si considera una pressione di 16,5 bar.
2.4 Portate dei fluidi
I valori delle portate dipendono dalle dimensioni scelte per l’impianto; in
particolare, fissate le altre variabili, dipendono dalla potenza termica di scambio, che
è stabilita in circa 265 MW termici.
Per l’aria la portata massica è 660 Kg/s (2376 t/h), stabilita dalle richieste del
ciclo a vapore a valle. Per i fumi, la portata viene calcolata in funzione della portata
dell’aria e dei valori delle temperature; essa dovrà comunque essere dello stesso
ordine di grandezza della portata di aria, tenuto conto che tutta l’aria che passa nello
scambiatore passa poi nella camera di combustione (a meno di by-pass appositi).
Riassumendo i dati che vincolano le altre scelte, si ha:
Aria Fumi
Temperatura ingresso (°C) Da definire Da definire
Temperatura uscita (°C) ≤800 ≥600
Pressione nominale (bar) 16,5 1,01
Portata (Kg/s) 660 Da definire
Tabella 2-1: Valori nominali delle grandezze vincolanti per la scelta dello scambiatore
27
2.5 Determinazione del set di grandezze di riferimento
Dal dato di potenza termica di scambio, conoscendo il calore specifico dell’aria,
si può ricavare la temperatura di ingresso dell’aria nello scambiatore, secondo la
relazione
P = G
a
·
p
C ·T,
in cui
G
a
è la portata massica dell’aria;
p
C è il calore specifico dell’aria mediato tra le temperature di ingresso e di uscita
dallo scambiatore;
T è il salto di temperatura dell’aria tra ingresso e uscita.
2.6 Calore specifico dell’aria
Il calore specifico dell’aria è funzione della temperatura e della pressione; non
essendo disponibili dati in letteratura per la pressione di 16,5 bar, [2] si è ricavata
un’espressione polinomiale (per il dettaglio dei calcoli si veda l’Appendice A)
dell’andamento del calore specifico in funzione della temperatura.
Il valore mediato è stato poi ottenuto secondo la seguente equazione, che
garantisce il rispetto del bilancio termico:
p
C = .
2
1
T
p
T
CdT
Considerando per l’aria in uscita dallo scambiatore la temperatura di 780°C, si
ottiene per la temperatura di ingresso un valore pari a 420°C, a cui corrisponde il
valore di 1117 J/Kg K per il calore specifico medio.
28
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