Centrali di produzione

Presentazione sul tema: "Centrali di produzione"— Transcript della presentazione:

1 Centrali di produzione
Produrre energia elettrica significa trasformare un’altra forma di energia primaria in elettrica; i motivi fondamentali sono la facilità di trasporto e la grande varietà di applicazioni di utilizzazione. Le centrali di produzione di grande potenza vengono tipicamente classificate in base all’energia primaria utilizzata: Termoelettriche Nucleotermoelettriche Geotermoelettriche Idroelettriche e di pompaggio Eoliche, solari, ecc.

2 Produzione italiana (2004)
installato disponibile media Termoelettrica Idroelettrica Geotermo Eolico e fotovoltaico Totale 61.531 21.072 681 1.139 84.424 38.400 13.550 550 250 52.750

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4 Il sistema elettrico italiano

5 Centrali termoelettriche
A seconda del tipo di ciclo termodinamico, le centrali termoelettriche si possono suddividere in: centrali termoelettriche convenzionali centrali turbogas a ciclo aperto centrali a ciclo combinato e/o cogenerativo gruppi diesel Osservazione: attualmente la Mcal ottenuta da gas naturale e quella ottenuta da olio è praticamente uguale e circa doppia di quella ottenuta da carbone.

6 Centrali termoelettriche convenzionali
Per centrali termoelettriche convenzionali si intendono tutte quelle centrali nelle quali per azionare la turbina viene prodotto vapore in una caldaia convenzionale. I combustibili utilizzati sono quelli fossili: olio pesante, carbone, orimulsion, gas. Buona parte delle centrali italiane sono policombustibili, e cioè nella caldaia è possibile bruciare più di un tipo di combustibile. Possono avere caldaie a corpo cilindrico o ad attraversamento forzato (cicli super critici/ iper critici).

7 Centrali termoelettriche convenzionali

8 Centrali termoelettriche convenzionali
Il ciclo termodinamico di riferimento è quello Rankine. Le macchine elettriche collegate alle turbine sono veloci (turboalternatori a 1 o 2 coppie di poli). Hanno bisogno di grandi quantità di acqua di raffreddamento: ~40 kg di acqua per kg di vapore a cui corrispondono ~ 3000 t/h di acqua al condensatore per 1000 Mwe. I rendimenti tipici variano da ~ 35% a ~ 45%. Le potenze unitarie tipiche sono abbastanza elevate: 360 e 750 MVA.

9 Centrali termoelettriche convenzionali
I costi di funzionamento dipendono ovviamente dal rendimento e dal tipo di combustibile utilizzato: il carbone è l’unico economicamente vantaggioso. Il minimo tecnico di queste centrali è tipicamente abbastanza elevato; può variare dal ~ 25% della Pn per quelle con caldaia a corpo cilindrico ad oltre il ~ 65% per quelle con caldaia ad attraversamento forzato. Hanno tempi di avviamento lunghi, dell’ordine delle ore; inoltre le potenze richieste durante tale fase non sono trascurabili. Attualmente, praticamente tutte quelle esistenti hanno bisogno, per l’avviamento, di energia prelevata dalla rete.

10 Centrali termoelettriche convenzionali
Hanno costi di installazione medi (più elevati per le centrali a carbone per effetto delle componenti di impianto necessarie al lavaggio dei fumi) e costi di esercizio medi (più bassi per le centrali a carbone). Il numero di ore/anno di utilizzazione di queste centrali dipende tipicamente dal costo del combustibile utilizzato; quando è economico (carbone) si arriva fino a 6500 hequiv/anno. La rampa di presa di carico è dell’ordine di 1% della Pn al minuto; in condizioni di emergenza (regolazioni) possono fornire tipicamente in un minuto fino al 7% della Pn (solo quelle con caldaia a corpo cilindrico).

11 Centrali turbogas a ciclo aperto
Per centrali turbogas a ciclo aperto si intendono tutte quelle centrali nelle quali il generatore è direttamente collegato ad una turbina a gas (tecnologia di derivazione aeronautica). I combustibili fossili utilizzati sono gas (naturale o di altra provenienza) e distillati leggeri del petrolio (kerosene). Hanno rendimenti bassi, dal 25 % al 35%; sul mercato esistono attualmente anche turbine con rendimenti fino al 42-44%, ma centrali di questo tipo non vengono più realizzate. La potenza erogata viene mantenuta sempre molto vicina a quella nominale per motivi di rendimento (minimo tecnico elevato).

12 Centrali turbogas a ciclo aperto
Questi gruppi hanno costi di installazione bassi e costi di esercizio elevati ed hanno un basso numero di ore/anno di utilizzazione (qualche centinaio). Le centrali turbogas a ciclo aperto hanno tempi di avviamento relativamente bassi (15-30 minuti) e vengono generalmente utilizzate come riserva terziaria o come impianti di punta. Per il loro avviamento viene generalmente utilizzata energia prelevata dalla rete. La rampa di presa di carico è molto maggiore di quella dei gruppi convenzionali e possono arrivare ad erogare la Pn partendo da freddo in circa 20 minuti.

13 Centrali a ciclo combinato e/o cogenerativo
Per centrali turbogas a ciclo combinato o cogenerativo si intendono tutte quelle centrali nelle quali l’energia termica ancora presente nei gas di scarico di una turbina a gas viene recuperata; generalmente tale recupero viene effettuato in una caldaia (a recupero) nella quale viene prodotto vapore. Il vapore ottenuto dalla caldaia di recupero può essere: inviato in una turbina a vapore collegata ad un generatore elettrico (ciclo combinato); utilizzato per altri scopi industriali (es.: raffinerie) o di teleriscaldamento (ciclo cogenerativo).

14 Centrali a ciclo combinato e/o cogenerativo
La caldaia può essere a recupero puro oppure può esservi bruciato, a seconda delle esigenze, anche altro combustibile. Nel caso in cui la caldaia sia a recupero puro si ottengono i rendimenti elettrici più elevati, che attualmente arrivano fino a quasi il 60%. Per ottenere un ciclo combinato con caldaia a recupero puro il rapporto tra le potenze della turbina a gas e quella a vapore deve essere praticamente di 2:1 (la potenza della turbina a gas è doppia di quella della turbina a vapore).

15 Centrali a ciclo combinato e/o cogenerativo
Il combustibile utilizzato da queste centrali è gas (generalmente gas naturale). Queste centrali hanno costi di investimento relativamente contenuti e costi di esercizio bassi in virtù dell’elevato rendimento elettrico. Hanno utilizzazioni estremamente elevate, che spesso superano le 8000 hequiv/anno; sono quindi da considerarsi come impianti di base. La rampa di presa di carico in assetto cogenerativo è dell’ordine di 1% della Pn al minuto.

16 Centrali a ciclo combinato e/o cogenerativo
Queste centrali hanno tempi di avviamento medi (circa 2 ore) che sono dovuti al transitorio termico della sezione a vapore dell’impianto. In alcuni casi questi impianti presentano un camino di by-pass dei fumi allo scarico della turbina a gas; in questo caso queste centrali possono essere gestite anche come centrali turbogas a ciclo aperto, con tempi di avviamento molto più rapidi (i produttori non-ENEL non sempre hanno questa opzione); in tal caso, con riferimento alla fase di avviamento, queste centrali sono paragonabili a quelle turbogas a ciclo aperto. Questi impianti non sono stati progettati per avviamenti frequenti.

17 Centrali a ciclo combinato e/o cogenerativo
Quando è presente anche un ciclo cogenerativo si pone il problema del tipo di gestione che deve essere imposta all’impianto: inseguimento elettrico, nel quale viene impostata la potenza elettrica che deve essere prodotta mentre quella termica segue di conseguenza; inseguimento termico, nel quale viene impostata la potenza termica che deve essere prodotta mentre quella elettrica segue di conseguenza. Tutte le altre problematiche sono analoghe a quelle dei cicli combinati puri.

18 Gruppi diesel Le centrali con gruppi diesel vengono generalmente utilizzate per l’alimentazione di carichi isolati, tipicamente quelli delle isole minori. Le macchine elettriche utilizzate hanno velocità intermedie (tipicamente da 4 a 6 coppie di poli). I rendimenti possono essere anche elevati (superiori al 50% per potenze superiori a 10 MVA). Hanno tempi di avviamento estremamente ridotti (derivano di fatto dai gruppi di emergenza). I costi di funzionamento sono elevati sia a causa del combustibile sia per effetto dell’influenza della manutenzione.

19 Centrali nucleotermoelettriche
Le centrali nucleotermoelettriche sono sostanzialmente centrali nelle quali la caldaia convenzionale è sostituita da una serie di componenti (vessel e relativi scambiatori) nei quali viene generato il calore prodotto da una reazione nucleare. Il calore viene ceduto ad un fluido intermedio (tipicamente acqua) per produrre vapore ed azionare una turbina convenzionale. Hanno tipicamente costi di installazione elevati a causa della complessità dei sistemi di sicurezza e di controllo, e costi di funzionamento medi. Nei Paesi occidentali non si realizzano più impianti di questo genere da oltre un decennio (eccezione: Finlandia)

20 Centrali nucleotermoelettriche
Le centrali nucleari hanno tempi di avviamento estremamente elevati; dopo una fermata lunga (ad es. per la sostituzione delle barre) un impianto può essere portato alla potenza nominale seguendo una rampa che può durare fino ad una settimana. Queste centrali, a causa dei loro elevati costi fissi e del rendimento di utilizzo del combustibile, devono funzionare a potenza nominale per il maggior tempo possibile; di conseguenza hanno livelli di utilizzazione piuttosto elevati tipicamente superiori a 7500 hequiv/anno. Il periodo annuale di manutenzione programmata è piuttosto elevato (7 settimane) ma la loro affidabilità è estremamente elevata.

21 Principi di funzionamento
In natura esistono elementi che si trovano in configurazioni atomiche instabili e tendono quindi a decadere in elementi a configurazione più stabile emettendo energia sotto forma di radiazioni. Tipi di radiazioni (elencate per penetrazione crescente): radiazioni alfa (nuclei di elio: 2 protoni+ 2 neutroni) radiazioni beta (elettroni) radiazioni gamma (radiazioni elettromegnetiche) radiazioni neutroniche (neutroni)

22 Principi di funzionamento
Processo di fissione: scissione del nucleo di un atomo pesante in due atomi più leggeri con produzione di neutroni ed emissione di energia. Reazione a catena: i neutroni emessi dalla scissione di un atomo possono provocare, per urto, altre fissioni di altri atomi fissili. Elementi fissili: tipicamente alcuni isotopi dell’uranio (U235 disponibile in natura in percentuali molto basse) ed il plutonio (elemento artificiale).

23 Principi di funzionamento
Sistema critico: sistema nel quale il numero di fissioni nell’unità di tempo è uguale al numero di neutroni che producono nuove fissioni. Sistema sottocritico: sistema nel quale il numero di fissioni nell’unità di tempo è maggiore del numero di neutroni che producono nuove fissioni. Sistema sovracritico: sistema nel quale il numero di fissioni nell’unità di tempo è minore del numero di neutroni che producono nuove fissioni.

24 Principi di funzionamento
Affinché la reazione risulti stabile (critica) occorre quindi assorbire i neutroni in eccesso utilizzando opportuni elementi, che dipenderanno dal tipo di reattore, disposti nelle cosiddette “barre di controllo”. Per poter favorire le reazioni di fissione occorre inoltre aumentare la probabilità che i neutroni colpiscano gli atomi di materiale fissile; ciò si ottiene riducendone la velocità per mezzo di un elemento moderatore. Occorre infine un elemento che asporti il calore.

25 Reattori a gas-grafite, PWR, BWR, autofertilizzanti

26 Reattori a gas-grafite, PWR, BWR, autofertilizzanti

27 Reattori a gas-grafite, PWR, BWR, autofertilizzanti

28 Reattori a gas-grafite, PWR, BWR, autofertilizzanti

29 Centrali geotermoelettriche
Le centrali geotermoelettriche sono sostanzialmente impianti di tipo termoelettrico nei quali la caldaia è costituita dal serbatoio geotermico; vengono infatti sfruttati fluidi endogeni (vapore nei campi a vapore dominante, acqua calda nei campi ad acqua dominante) da inviare, direttamente o dopo un parziale trattamento, in una turbina a vapore. Questa tipologia di centrale non è programmabile: si produce sempre tutto quello che è disponibile. L’utilizzazione di questi impianti è molto elevata, tipicamente superiore a 8000 hequiv/anno.

30 Centrali geotermoelettriche
Il principale problema di questa tipologia di centrali, a cui sono associati i costi più rilevanti, è il rischio minerario derivante dalla perforazione dei pozzi. Il fluido geotermico prelevato, dopo che ha lavorato in turbina, deve essere reiniettato nel sottosuolo; a tal fine vengono generalmente utilizzati pozzi di estrazione non più attivi. Questi impianti sono piuttosto semplici e quindi hanno bisogno di poche settimane/anno di manutenzione programmata.

31 Centrali geotermoelettriche
Tipica struttura di un serbatoio geotermico.

32 Centrali geotermoelettriche
Schema di principio di una centrale a scarico libero.

33 Centrali geotermoelettriche
Schema di principio di una centrale a condensazione

34 Centrali geotermoelettriche
Schema di principio di una centrale a doppio flash (campi ad acqua dominante)

35 Centrali geotermoelettriche
Schema di principio di una centrale a ciclo binario.

36 Centrali geotermoelettriche
Ripartizione dei costi di investimento tra le principali voci.

37 Centrali geotermoelettriche
Costi di perforazione (1980)

38 Centrali geotermoelettriche
Caratteristiche dei gruppi unificati ENEL da 20 MVA.