ITMI20111941A1 - Impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica e metodo per operare detto impianto - Google Patents
Impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica e metodo per operare detto impianto Download PDFInfo
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Description
“IMPIANTO A TURBINA A GAS PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA E METODO PER OPERARE DETTO IMPIANTOâ€
La presente invenzione à ̈ relativa ad un impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica e ad un metodo per operare detto impianto.
Durante la notte la richiesta di energia elettrica da parte della rete cala sensibilmente e il prezzo di vendita dell’energia viene drasticamente ridotto.
Durante le ore notturne, quindi, i gestori degli impianti per la produzione di energia elettrica azzerano o riducono al minimo la potenza prodotta.
In particolare, gli impianti a turbina a gas del tipo a ciclo combinato non vengono spenti durante la notte a causa dei tempi di riavviamento troppo lunghi. In tali impianti, durante le ore notturne, la potenza prodotta viene quindi ridotta al minimo.
La potenza minima raggiungibile dagli impianti a turbina a gas del tipo a ciclo combinato à ̈ generalmente pari al 10% della potenza nominale. Tuttavia, a potenze di questa entità si verifica un incremento eccessivo delle emissioni di sostanze inquinanti (NOx e CO) superando i limiti di legge.
Per mantenere le emissioni di sostanze inquinanti a livelli accettabili la potenza minima deve essere superiore al 40% della potenza nominale.
I gestori degli impianti si riservano, inoltre, un ulteriore margine di potenza per tenere conto di eventuali oscillazioni delle emissioni inquinanti dovute, ad esempio, ad una variazione delle condizioni ambientali, della composizione del combustibile, etc.
È uno scopo della presente invenzione quello di fornire un impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica che sia in grado di generare una potenza minima ridotta rispetto alle potenze minime ottenibili finora e nel completo rispetto dei limiti di legge relativi alle emissioni di sostanze inquinanti.
In accordo con tali scopi, la presente invenzione à ̈ relativa ad un impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica comprendente:
– una turbina a gas;
– una camera di combustione alimentata con combustibile;
– un modulo di rilevamento configurato per rilevare allo scarico della turbina a gas almeno un primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio;
– un dispositivo di controllo configurato per regolare l’apporto di combustibile alla camera di combustione in base ad un valore di potenza di riferimento;
l’impianto essendo caratterizzato dal fatto che il dispositivo di controllo comprende mezzi di calcolo configurati per calcolare un valore di correzione del valore di potenza di riferimento almeno in base al primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio e modificare il valore di potenza di riferimento in base al valore di correzione calcolato.
È un ulteriore scopo della presente invenzione quello di fornire un metodo per operare un impianto a turbina a gas che sia in grado di far generare all’impianto una potenza minima ridotta rispetto alle potenze minime ottenibili finora e nel completo rispetto dei limiti di legge relativi alle emissioni di sostanze inquinanti.
In accordo con tali scopi, la presente invenzione à ̈ relativa ad un metodo per operare un impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica; l’impianto comprendendo una turbina a gas, una camera di combustione alimentata con combustibile ed un modulo di rilevamento configurato per rilevare allo scarico della turbina a gas almeno un primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio ; il metodo comprendendo le fasi di:
– regolare la quantità di combustibile da alimentare alla camera di combustione in base ad un valore di potenza di riferimento;
– calcolare un valore di correzione almeno in base al primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio;
– modificare il valore di potenza di riferimento in base al valore di correzione calcolato.
Ulteriori caratteristiche e vantaggi della presente invenzione appariranno chiari dalla descrizione che segue di un suo esempio non limitativo di attuazione, con riferimento alle figure dei disegni annessi, in cui:
– la figura 1 à ̈ una rappresentazione schematica di un impianto per la produzione di energia elettrica a turbina a gas secondo la presente invenzione;
– la figura 2 à ̈ una rappresentazione schematica a blocchi di un primo dettaglio dell’impianto di figura 1.
La figura 1 illustra un impianto 1 a turbina a gas per la produzione di energia elettrica.
L’impianto 1 à ̈ selettivamente collegabile ad una rete 2 di distribuzione di energia elettrica attraverso un interruttore principale 3 e comprende un turbogruppo a gas 5, un generatore 6, un modulo di rilevamento 7, un dispositivo di controllo 8 ed un modulo di selezione valori di riferimento 9.
Il turbogruppo a gas 5 comprende un compressore 10, una camera di combustione 11 e una turbina 12 a gas. La camera di combustione 11 riceve il combustibile attraverso una valvola 13 di alimentazione.
Il generatore 6 à ̈ meccanicamente connesso allo stesso asse della turbina 12 e del compressore 10 ed à ̈ trascinato in rotazione alla stessa velocità angolare di rotazione della turbina 12 e del compressore 10. Il generatore 6 trasforma la potenza meccanica fornita dalla turbina 12 in potenza elettrica attiva, qui e di seguito detta semplicemente potenza P erogata e la rende disponibile per la rete 2 di distribuzione ad una determinata frequenza.
Una variante non illustrata della presente invenzione prevede che il turbo gruppo a gas 5 sia accoppiato ad un turbo gruppo a vapore, il quale à ̈ configurato per sfruttare il calore dei fumi di scarico della turbina a gas 12 per generare vapore in grado di mettere in rotazione una o più turbina a vapore.
Il modulo di rilevamento 7 à ̈ in comunicazione con una pluralità di sensori (non illustrati) dell’impianto 1 e fornisce al dispositivo di controllo 8 una serie di parametri relativi all’impianto 1, quali parametri indicativi della concentrazione di monossido di carbonio CO% allo scarico della turbina 12, parametri indicativi della concentrazione di ossidi di azoto NOx% allo scarico della turbina 12, frequenza dell’impianto fI, potenza P erogata, temperatura dei gas allo scarico della turbina 12, etc.
Il modulo di selezione valori di riferimento 9 genera dei segnali di riferimento da alimentare al dispositivo di controllo 8. In particolare, il modulo di selezione valori di riferimento 9 fornisce al dispositivo di controllo 8 almeno un valore di potenza predefinito SPDEF.
Il dispositivo di controllo 8 utilizza i parametri provenienti dal modulo rilevamento 7 e dal modulo selezione valori di riferimento 9 per generare dei segnali di controllo atti a regolare l’apporto di combustibile alla camera di combustione 11 e la portata d’aria alimentata al compressore 10.
In particolare, il dispositivo di controllo 8 genera un segnale di controllo UFVche viene inviato alla valvola 13 per regolare l’apporto di combustibile alla camera di combustione 11.
Il dispositivo di controllo 8 comprende una pluralità di moduli di controllo (non illustrati in figura) mediante i quali vengono controllate le variabili dell’impianto, come ad esempio la frequenza dell’impianto, la potenza P erogata, la temperatura dei gas allo scarico della turbina 12, etc.
In particolare, il dispositivo di controllo 8 comprende un modulo di regolazione potenza 15, un nodo sommatore 16 ed un modulo di regolazione set point 17.
Il modulo di regolazione potenza 15 controlla la potenza P erogata dall’impianto 1 sulla base di un valore di potenza di riferimento SP, comunemente detto “set point di carico†. In particolare, il modulo di regolazione potenza 15 riceve in ingresso un valore di potenza attuale P erogata, proveniente dal modulo rilevamento 7, ed un valore di potenza di riferimento SP fornito dal nodo sommatore 16. Il nodo sommatore 16 calcola il valore di potenza di riferimento SP come somma del valore di potenza predefinito SPDEF proveniente dal modulo selezione valori di riferimento 9 e di un valore di correzione di potenza SPC proveniente dal modulo di regolazione set point 17.
Sulla base dei dati in ingresso, il modulo di regolazione potenza 15 genera un segnale di controllo UΔPper comandare la valvola 13 di alimentazione del combustibile alla camera di combustione 11. Preferibilmente, il modulo controllo potenza 15 à ̈ realizzato secondo una logica di controllo PID (Proporzionale integrale derivativo) basata su un errore di potenza, ossia sulla differenza tra potenza attuale P e valore di potenza di riferimento SP.
Il modulo di regolazione set point 17 riceve dal modulo di rilevamento 7 almeno un parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio CO% allo scarico della turbina 12 ed almeno un parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto NOx% allo scarico della turbina 12.
Nell’esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio CO% à ̈ la concentrazione (espressa in termini percentuali) di monossido di carbonio CO% rilevata allo scarico della turbina a gas 12, mentre il parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto NOx% à ̈ la concentrazione (espressa in termini percentuali) di ossidi di azoto NOx% rilevata allo scarico della turbina a gas 12.
Preferibilmente, la concentrazione di monossido di carbonio CO% e la concentrazione di ossidi di azoto NOx% viene rilevata mediante rispettivi sensori dedicati.
Il modulo di regolazione set point 17 genera, quindi, un valore di correzione SPC del valore di potenza di riferimento SP in base al parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio CO% e in base al parametro indicativo della concentrazione della concentrazione di ossidi di azoto NOx%.
Con riferimento alla figura 2, il modulo di regolazione set point 17 comprende un primo modulo di calcolo 20, configurato per calcolare un primo termine correttivo SPCOsulla base del parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio CO%, un secondo modulo di calcolo 21, configurato per calcolare un secondo termine correttivo SPNOxsulla base del secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto NOx%, ed un nodo sommatore 22 configurato per sommare il primo termine correttivo SPCOal secondo termine correttivo SPNOxe generare il valore di correzione SPC del valore di potenza di riferimento SP.
In particolare, il primo modulo di calcolo 20 comprende un blocco di calcolo 24, configurato per calcolare il termine correttivo SPCO%sulla base della differenza tra il parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio CO% rilevato ed un valore di riferimento REFCO, predefinito.
Il termine correttivo SPCO%in uscita dal blocco di calcolo 24 à ̈ espresso nell’unità di misura utilizzata per la concentrazione di monossido di carbonio rilevata (in termini percentuali nell’esempio non limitativo qui descritto ed illustrato).
Il termine correttivo SPCO%in uscita dal blocco di calcolo 24 viene quindi convertito in MW da un fattore di conversione KCO predefinito. Al nodo sommatore 22 verrà quindi alimentato il termine correttivo SPCOMWespresso in MW.
Preferibilmente, blocco di calcolo 24 à ̈ realizzato secondo una logica di controllo PID (Proporzionale integrale derivativo) basata sull’errore tra il parametro rilevato indicativo della concentrazione di monossido di carbonio CO% ed il valore di riferimento REFCO.
Il secondo modulo di calcolo 21 comprende un blocco di calcolo 26, configurato per calcolare il secondo termine correttivo SPNOx%sulla base della differenza tra il parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto NOx% rilevato ed un valore di riferimento REFNOx, predefinito.
Il termine correttivo SPNOx%in uscita dal blocco di calcolo 26 à ̈ espresso nell’unità di misura utilizzata per la concentrazione di ossidi di azoto rilevata (in termini percentuali nell’esempio non limitativo qui descritto ed illustrato).
Il termine correttivo SPNOx%in uscita dal blocco di calcolo 26 viene quindi convertito in MW da un fattore di conversione KNOx predefinito. Al nodo sommatore 22 verrà quindi alimentato il termine correttivo SPNOxMWespresso in MW.
Preferibilmente, il blocco di calcolo 26 à ̈ realizzato secondo una logica di controllo PID (Proporzionale integrale derivativo) basata sull’errore tra il parametro rilevato indicativo della concentrazione di ossidi di azoto NOx% ed un valore di riferimento REFNOx.
In sostanza, il valore di correzione SPC in uscita dal nodo sommatore 22 Ã ̈ la somma del primo termine correttivo SPCOMWe del secondo termine correttivo SPNOxMW.
Preferibilmente, il dispositivo di controllo 8 comprende un dispositivo di attivazione 28, configurato per selettivamente attivare la correzione del valore di potenza di riferimento SP. In dettaglio, il dispositivo di attivazione 28 Ã ̈ sostanzialmente un selettore avente due posizioni operative: una posizione attiva in cui il dispositivo di attivazione 28 collega il modulo di correzione set point 17 al nodo sommatore 16 per alimentare al nodo sommatore 16 il valore di correzione SPC ed una seconda posizione operativa in cui il dispositivo di attivazione 28 alimenta un segnale pari a zero al nodo sommatore 16 per impedire la correzione del valore di potenza di riferimento SP. Il dispositivo di attivazione 28 viene preferibilmente comandato mediante un pulsante 30 a due stati attivabile da un operatore.
Vantaggiosamente, il dispositivo di controllo 8 dell’impianto 1 secondo la presente invenzione à ̈ configurato in modo da correggere il valore di potenza riferimento SP sulla base del livello di emissioni di sostanze inquinanti (CO e NOx). Questo tipo di regolazione permette ai gestori degli impianti di impostare un valore di potenza predefinito SPDEF minimo inferiore ai valori di potenza predefiniti minimi attualmente utilizzati.
Grazie alla presente invenzione, il margine di sicurezza finora considerato per la definizione del valore di potenza predefinito SPDEF minimo per il funzionamento durante le ore notturne può essere ridotto o addirittura azzerato senza correre il rischio di superare i limiti di legge relativi alle emissioni di sostanze inquinanti.
Il dispositivo di controllo 8, infatti, Ã ̈ in grado di alzare il valore di potenza riferimento SP quando le emissioni si avvicinano pericolosamente ai limiti di legge ad esempio a causa di variazione delle condizioni ambientali esterne.
In questo modo, la potenza minima prodotta dall’impianto 1 viene vantaggiosamente ridotta durante le ore notturne, con un risparmio notevole per i gestori dell’impianto. Il costo di vendita dell’energia per MW/h durante la notte à ̈, infatti, inferiore al costo di produzione.
La presente invenzione à ̈ inoltre vantaggiosa perché consente di ridurre al minimo la potenza prodotta dalle centrali termiche a vantaggio delle fonti rinnovabili e del nucleare.
Risulta infine evidente che all’impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica e al metodo per operare detto impianto qui descritti possono essere apportate modifiche e varianti senza uscire dall’ambito delle rivendicazioni allegate.
Claims (17)
- RIVENDICAZIONI 1. Impianto a turbina a gas per la produzione di energia elettrica comprendente: – una turbina a gas (12); – una camera di combustione (11) alimentata con combustibile; – un modulo di rilevamento (7) configurato per rilevare allo scarico della turbina a gas (12) almeno un primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%); – un dispositivo di controllo (8) configurato per regolare l’apporto di combustibile alla camera di combustione (11) in base ad un valore di potenza di riferimento (SP); l’impianto essendo caratterizzato dal fatto che il dispositivo di controllo (8) comprende mezzi di calcolo (16, 17) configurati per calcolare un valore di correzione (SPC) del valore di potenza di riferimento (SP) almeno in base al primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%) e modificare il valore di potenza di riferimento (SP) in base al valore di correzione (SPC) calcolato.
- 2. Impianto secondo la rivendicazione 1, in cui il modulo di rilevamento (7) Ã ̈ configurato per rilevare allo scarico della turbina a gas (12) almeno un secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%); i mezzi di calcolo (16, 17) essendo configurati per calcolare il valore di correzione (SPC) anche in base al secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%).
- 3. Impianto secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui i mezzi di calcolo (17) comprendono un primo modulo di calcolo (24) configurato per calcolare un primo termine correttivo (SPCO) sulla base del parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%).
- 4. Impianto secondo la rivendicazione 3, in cui i mezzi di calcolo (17) comprendono un secondo modulo di calcolo (26) configurato per calcolare un secondo termine correttivo (SPNOx) sulla base del secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%).
- 5. Impianto secondo la rivendicazione 4, in cui i mezzi di calcolo (17) comprendono un nodo sommatore (22) configurato per calcolare il valore di correzione (SPC) come somma del primo termine correttivo (SPCO) e del secondo termine correttivo (SPNOx).
- 6. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 3 a 5, in cui il primo modulo di calcolo (24) Ã ̈ configurato per calcolare il primo termine correttivo (SPCO) sulla base della differenza tra il parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%) ed un primo valore di riferimento (REFCO).
- 7. Impianto secondo la rivendicazione 6, in cui il primo modulo di calcolo (24) comprende un controllore di tipo PID.
- 8. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 4 a 7, in cui il secondo modulo di calcolo (26) Ã ̈ configurato per calcolare il secondo termine correttivo (SPNOx) sulla base della differenza tra il secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%) ed un secondo valore di riferimento (REFNOx).
- 9. Impianto secondo la rivendicazione 6, in cui il secondo modulo di calcolo (26) comprende un controllore di tipo PID.
- 10. Metodo per operare un impianto 1 a turbina a gas per la produzione di energia elettrica; l’impianto (1) comprendendo una turbina a gas (12), una camera di combustione (11) alimentata con combustibile ed un modulo di rilevamento (7) configurato per rilevare allo scarico della turbina a gas (12) almeno un primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%); il metodo comprendendo le fasi di: – regolare la quantità di combustibile da alimentare alla camera di combustione (11) in base ad un valore di potenza di riferimento (SP); – calcolare un valore di correzione (SPC) almeno in base al primo parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%); – modificare il valore di potenza di riferimento (SP) in base al valore di correzione (SPC) calcolato.
- 11. Metodo secondo la rivendicazione 10, in cui la fase di modificare il valore di potenza di riferimento (SP) comprende la fase di sommare il valore di correzione (SPC) calcolato ad un valore di potenza predefinito (SPDEF).
- 12. Metodo secondo la rivendicazione 10 o 11, in cui la fase di calcolare un valore di correzione (SPC) comprende la fase di calcolare un primo termine correttivo (SPCO) sulla base del parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%).
- 13. Metodo secondo la rivendicazione 12, in cui il modulo di rilevamento (7) Ã ̈ configurato per rilevare allo scarico della turbina a gas (12) almeno un secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%); la fase di calcolare un valore di correzione (SPC) comprendendo la fase di calcolare il valore di correzione (SPC) anche in base al secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%).
- 14. Metodo secondo la rivendicazione 13, in cui la fase di calcolare un valore di correzione (SPC) comprende la fase di calcolare un secondo termine correttivo (SPNOx) sulla base del secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%).
- 15. Metodo secondo la rivendicazione 14, la fase di calcolare un valore di correzione (SPC) comprende la fase di calcolare il valore di correzione (SPC) come somma del primo termine correttivo (SPCO) e del secondo termine correttivo (SPNOx).
- 16. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 12 a 15, in cui la fase di calcolare un primo termine correttivo (SPCO) comprende calcolare il primo termine correttivo (SPCO) sulla base della differenza tra il parametro indicativo della concentrazione di monossido di carbonio (CO%) ed un primo valore di riferimento (REFCO).
- 17. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 16, in cui la fase di calcolare un secondo termine correttivo (SPNOx) comprende la fase di calcolare il secondo termine correttivo (SPNOx) sulla base della differenza tra il secondo parametro indicativo della concentrazione di ossidi di azoto (NOx%) ed un secondo valore di riferimento (REFNOx).
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