Thermoelectric power plants (Impianti termoelettrici)

1. LEZIONE1
LE CENTRALI
TERMOELETTRICHE
Seminario di energetica
dott. Riccardo Maistrello
ITIS Guglielmo Marconi (Verona)
7/03/2012

2. DEFINIZIONE
Centrale termoelettrica
Centrale elettrica in cui l’energia primaria convertita in elettricità è
quella potenziale chimica del combustibile fossile, che si
trasforma in calore durante la combustione.
In ingresso: combustibile allo stato liquido (olio combustibile, oil),
solido (carbone, coal) o gassoso (gas naturale, gas).
In uscita: energia elettrica
Trasformazione: l’energia chimica del combustibile viene liberata
con la combustione e trasferita ad un fluido (acqua) sotto forma
di calore. Il fluido, che ha acquistato energia (acqua → vapore),
compie lavoro (espansione) in turbina, azionando un generatore
che produce elettricità.
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3. LOCALIZZAZIONE IMPIANTO
Una CTe ha le stesse esigenze di una grande industria
manifatturiera a bassa manodopera:
1) Facilità nell’approvvigionamento della materia prima;
2) Facilità di distribuzione della produzione;
3) Necessità di gestione di scarichi/scarti/residui anche pericolosi.
1) La “materia prima” non si trova in Italia (carbone, gas, petrolio) e va
perciò importata in quantità enormi (consumo giornaliero di
combustibile).
Il trasporto avviene via nave (petroliere, carboniere)
→ vicinanza ad un grande porto
→ trasporto combustibile porto-centrale e smistamento nel deposito
su binario (impianto ferroviario)
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4. LOCALIZZAZIONE IMPIANTO
2) La produzione è energia elettrica, molto versatile e trasportabile con
facilità. Non occorre essere vicini ai grandi consumatori (città,
industrie) perché la rete di trasmissione e distribuzione ovvia
all’inconveniente.
NB Sarebbe anzi problematico installare una centrale così inquinante
ed ingombrante (25-35 ettari per un impianto da 1000-2000 MW)
vicino ad una città.
3) La gestione dei prodotti collaterali del processo richiede sforzi
economici, tecnici e gestionali notevoli. Parliamo di:
 Ceneri e fumi di combustione, opportunamente trattati e filtrati a
norma di legge (desolforazione, denitrificazione etc.) vengono
immessi nell’atmosfera;
 Prodotti umidi o secchi derivanti dal trattamento dei fumi (p.e.
fanghi tossici) vanno stoccati in discariche speciali).
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5. LOCALIZZAZIONE IMPIANTO
C’è poi un quarto requisito fondamentale: vicinanza all’acqua.
Questi impianti hanno rendimenti del 40% ca. Ciò significa che il 60%
dell’energia ricavata dal combustibile viene perduta sotto forma di
calore degradato a bassa temperatura rilasciato nell’ambiente.
Il modo più semplice per cedere questo calore è con sistemi di
raffreddamento ad acqua, fluido dalle ottime caratteristiche termiche
(buon calore specifico J/kg*K = può assorbire molta energia (calore)
senza aumentare troppo la propria temperatura).
La vicinanza al mare o ad un fiume con grande portata (Po) è fattore
fondamentale. La portata di raffreddamento richiesta da un impianto
di 1000 MW è di circa 100 000 m3/h d’acqua (24 ore al giorno, ≈365
giorni all’anno). → è circa l’intera portata del Bacchiglione!!!
Tra l’opera di presa e quella di restituzione, è ammessa una ΔT
massima di 3 gradi centigradi (o kelvin).
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6. LOCALIZZAZIONE IMPIANTO
IN FOTO: CENTRALE DI PORTO TOLLE – DELTA DEL PO
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7. COMBUSTIBILI FOSSILI
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8. COMBUSTIBILE FOSSILE
I combustibili utilizzati sono:
CARBONE, materiale organico di origine vegetale sottoposto per
migliaia di anni a condizioni di temperatura e pressione elevatissime
e di assenza di ossigeno. Il carbone più giovane è la torba, il più
vecchio l’antracite. Ogni carbone ha le sue caratteristiche, legate
alla purezza, al materiale biologico di origine, al tenore di zolfo etc.
Tra i combustibili fossili è il più economico ed abbondante in natura,
ma purtroppo è anche il più sporco ed inquinante. La legge italiana
proibisce l’utilizzo di carbone con tenore di zolfo al di sopra dell’1%.
Il carbone non viene bruciato a pezzi, ma viene polverizzato
(polverino impalpabile) e quindi trasportato da mulinelli d’aria in
camera di combustione (PCI 6993 kCal/kg TPN).
Il consumo giornaliero di una centrale da 1000 MW è di 5-6000
tonnellate di carbone al giorno, equivalenti a circa 150 carri
ferroviari al giorno.
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9. COMBUSTIBILE FOSSILE
Accanto al carbone si utilizza il GAS NATURALE, trasportato
mediante gasdotti (non via nave), associato a giacimenti petroliferi.
E’ il combustibile fossile meno inquinante ma è il più costoso (e la
disponibilità è molto inferiore a quella del carbone).
E’ composto al 94% da gas metano, quindi azoto (3%) ed altri
idrocarburi. Ha PCI di 8170 kCal/m3 (TPN).
Il combustibile liquido (OLIO COMB.) è la cosiddetta frazione pesante
del petrolio grezzo, che si ottiene dalla distillazione frazionata. In
questo caso il tenore di zolfo massimo è del 3%.
Nella conservazione in silos occorre prevenire il contatto con l’aria per
il rischio di combinazione con i vapori dell’olio → miscele esplosive.
Poiché l’olio a temperatura ambiente è molto denso, per la
movimentazione lo si preriscalda fino a 150 gradi C (fluidità
sufficiente per l’immissione nel bruciatore).
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10. COMBUSTIBILE FOSSILE 3/3
In raffineria:
1) Si purifica il petrolio
grezzo
2) Lo si invia in Torre di
Frazionamento per
la distillazione
frazionata.
La separazione dei derivati
si basa sul loro
differente punto di
ebollizione. La frazione
leggera si deposita nei
piatti in alto, quella
intermedia al centro,
quella pesante sul
fondo.
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11. LA COMBUSTIONE
Ogni combustibile è composto, in misura diversa, da: carbonio (C%),
zolfo (S%), idrogeno (H%), azoto (N%) etc.
I primi tre elementi, combinandosi in debite proporzioni con l’ossigeno,
si ossidano e liberano energia:
C + O2 → CO2 + 7863 kCal/kg(C)
2 H2 + O2 → 2 H2O + 33915 kCal/kg(H2)
S + O2 → SO2 + en. trasc.
Note le caratteristiche del combustibile in ingresso (studio chimico-
fisico a monte) calcolo l’ossigeno teorico da fornire per la
combustione e quindi l’aria da immettere in camera di combustione.
Note le reazioni chimiche che avvengono, calcolo le caratteristiche dei
fumi di combustione (composizione chimica, volumi etc.).
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12. LA COMBUSTIONE
I prodotti della combustione sono:
 Energia → calore, che va a scaldare l’acqua in caldaia e la fa
evaporare;
 Fumi e ceneri: ossidi di zolfo (SOX), ossidi di azoto (NOX), anidride
carbonica (CO2), vapore d’acqua* (H2O), ossigeno (O2).
Fumi e ceneri sono a temperature elevatissime, 1100-1300 gradi, e a
pressioni molto alte. Il movimento dei fumi attraverso i vari filtri e le
condotte è principalmente consentito dalla loro temperatura (effetto
camino), perciò non vanno mai raffreddati completamente.
* Oltre alla reazione H2 + O2, viene prodotto vapore in più perché
l’aria prelevata dall’esterno e mandata in camera di combustione
contiene umidità (UR, tasso di umidità relativa, indica quanta acqua
c’è in un m3 d’aria) che ovviamente evapora.
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13. CIRCUITI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
ACQUA/VAPORE – ELETTRICO - RAFFREDDAMENTO
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14. CIRCUITI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
Diversi circuiti indipendenti si incrociano ed interagiscono:
 Circuito aria-fumi: l’aria, prelevata dall’esterno, viene spedita in
CdC dove reagisce con il combustibile e permette l’ossidazione di
H2, S, C. Nota: l’ossigeno nell’aria è il 23-25%. Dopo la
combustione i fumi vengono filtrati e trattati e quindi immessi in
atmosfera.
 Circuito del combustibile: il combustibile, stoccato in genere nei
pressi della centrale, viene trasportato in CdC dove viene bruciato. I
prodotti incombusti e le ceneri dovranno essere catturati prima del
rilascio in atmosfera.
 Circuito dell’acqua (vapore): in caldaia viene scaldata e portata
ad evaporare. L’espansione avviene in turbina, dove il vapore pone
in rotazione la girante, prima di essere fatto condensare nel
condensatore. Ora è di nuovo acqua, e viene riportato in caldaia per
ricominciare il ciclo (reintegro acqua 1% ca.)
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15. CIRCUITI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
 Circuito elettrico: la turbina aziona un alternatore che produce
elettricità. Una parte dell’energia generata serve per alimentare i
servizi della centrale (“servizi ausiliari”, autoconsumo di centrale), il
resto va in rete.
 Circuito di raffreddamento: è ancora acqua, ma non c’entra nulla
con quella che va in turbina. Prelevata dal corso d’acqua, deve
togliere calore al vapore che esce dalla turbina così da costringerlo
a condensare (per ripetere il ciclo termodin.). L’obbligo di
restituzione con una ΔTmax di 3 K, costringe a raffreddare l’acqua
prima di restituirla al fiume o al mare (torri di evaporazione). Per un
gruppo da 320 MW per ogni kg di vapore da far condensare occorre
prelevare dal fiume/mare 70-100 litri di acqua (vapore a 30 gradi
circa, acqua a 5-25 gradi). La portata di raffreddamento è sulle 600
tonnellate/ora (100 quintali d’acqua al minuto).
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16. COMPONENTI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
Tra le varie e numerosi componenti di una CTe, approfondiamo le
seguenti:
 Generatore di vapore (caldaia)
Qui ha luogo la trasformazione dell’en. chimica del combustibile in
calore, che viene trasferito per scambio termico al fluido. Per gli
impianti più grossi la produzione oraria di vapore (potenzialità) può
arrivare alle 3-4000 t/h. Il consumo specifico (vapore necessario per
produrre elettricità) varia invece tra i 3 e i 10 kgVAP/kWhEL. In un
gruppo da 320 MW la pressione a cui il vapore esce di caldaia è di
quasi 200 atm (200 volte quella atmosferica) ad una temperatura di
540 gradi.
Effetto burn-out
Nelle tubazioni in caldaia il vapore oltre una certa temperatura (critica)
crea un film sottile che fa crollare il coefficiente di scambio termico:
rischio di bruciare i metalli! Si ricorre a tubature rigate e occorre
vigilare sulla non stagnazione del vapore.
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17. COMPONENTI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
 Turbina a vapore
Come per le turbine idrauliche rimangono le classificazioni
assiale/radiale (direzione deflusso del fluido), mono/multi –cellulari
(coppie distributore-girante), ad azione e reazione (conversione
dell’energia nella turbina). Generalmente si impiegano turbine assiali,
multicellulari costituite da elementi in parte ad azione ed in parte a
reazione.
Si predilige l’accoppiamento diretto (senza riduttori) turbina-alternatore
a velocità tipiche: 3000, 1500, 1000, 750 g/min.
La turbina consta di più stadi, di alta pressione e di bassa pressione.
Nei primi il vapore è più compresso e necessita di sezioni di deflusso
più piccole, nel secondo caso l’area di deflusso aumenta e così le
dimensioni delle palette della girante.
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18. COMPONENTI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
 Condensatore
E’ un grande scambiatore di calore, dove l’acqua di raffreddamento
sottrae energia al vapore per farlo condensare. Il condensatore è in
depressione poiché il vapore condensando riduce il proprio volume:
necessità di dimensionare le pareti per resistere alle forze agenti
dall’esterno e di una pompa di estrazione per tirare fuori la condensa
e inviarla alla caldaia.
Il vapore entra nel condensatore a temperature basse, 30-40 gradi, e
l’acqua refrigerante a 5-25 gradi. Il salto termico è modesto,
occorrono grandi portate per sottrarre grandi quantità di vapore (600
t/h per 320 MW, 70-100 litri d’acqua per ogni kg di vapore da
raffreddare).
Per rispettare i vincoli legislativi, la ΔTmax nel corso d’acqua deve
essere inferiore ai 3 gradi → ΔTCONDENS ≈ 8 gradi e poi si va in torre di
evaporazione a raffreddare
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19. COMPONENTI DI UNA CENTRALE TERMOELETTRICA
 Torri di raffreddamento: sono indispensabili per raffreddare il fluido
in uscita dal condensatore quando non dispongo di acqua fresca da
mare, fiume etc. L’acqua viene nebulizzata in goccioline leggere e
fatta precipitare verso il fondo della torre. Nella caduta cede calore
all’aria intorno a sé, scaldando maggiormente gli strati più alti. Per
effetto camino l’aria calda sale ed esce dalla torre, portando via il
calore sottratto all’acqua nebulizzata (alle volte si installano grossi
ventilatori).
Sono molto larghe perché serve una grande portata di aria per
raffreddare il fluido.
 Camino: permette il rilascio dei fumi trattati e filtrati nell’atmosfera. È
di altezza notevole, fino a 300 metri, e i materiali delle canne che
portano i fumi sono in materiali speciali (acciaio inox, vetroresina) per
resistere alle possibili condense acide. Il tiraggio è garantito ancora
una volta dal calore posseduto dei fumi.
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20. TRATTAMENTO DEI FUMI
La normativa prescrive limiti nelle EMISSIONI al camino. In passato erano
riferiti alla CONCENTRAZIONE al suolo e bastava realizzare camini
altissimi per essere sicuri che le ceneri si disperdessero su una
superficie molto più ampia.
Nelle centrali termoelettriche il trattamento dei fumi è obbligatorio, come si
vede negli esempi:
1) Centrale a carbone (gruppo 320 MW)
Emissione SOX = 1300-1800 mg/m3 (TPN) → Limite consentito = 250!!!
2) Centrale a gas (gruppo 320 MW)
Emissione NOX = 840 mg/m3 (TPN) → Limite consentito = 100 !!!
3) Centrale a olio combustibile (gruppo 320 MW)
Polveri sospese = 70-200 mg/m3 (TPN) → Limite consentito = 50 !!!
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21. TRATTAMENTO DEI FUMI
Prodotti emessi (centrale 1000 MW)
Ceneri (solo carbone) = 300 000 ** t/anno
CO2 (carbone / olio) = 6 000 000*/4 400 000 t/anno
SO2 (carbone / olio) = 31 600 / 21 000 t/anno
CO (carbone / olio) = 2 500 / 2 200 t/anno
NOX (carbone / olio) = 18 300 / 8 000 t/anno
Si tratta di quantità enormi! 16 000 tonnellate al giorno di anidride
carbonica (*), 820 tonnellate al giorno di ceneri(**)…
L’OMS stima ogni anno 2 MILIONI DI MORTI a causa dell’inquinamento
atmosferico. Un contributo fondamentale è certamente quello delle
centrali termoelettriche.
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22. TRATTAMENTO DEI FUMI – ABBATTIMENTO POLVERI
PST polveri sospese trasportate
Tre soluzioni:
 Precipitatori meccanici: solo per polveri grossolane (fino PM10);
 Filtri a manica: realizzati in tessuto di fibra di vetro rivestita di grafite o
teflon, hanno un’ottima efficienza di cattura del PST ma sono molto
costosi e hanno vita media breve (2-4 anni);
 Precipitatori elettrostatici (ESP, electrostatic precipitator): hanno
efficienza quasi unitaria, sfruttano un effetto corona indotto per
polarizzare le particelle e quindi sottoporle ad un campo elettrico che le
costringe a depositarsi su superfici cariche elettricamente.
→ Vedere scheda di approfondimento “I precipitatori elettrostatici”
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23. TRATTAMENTO DEI FUMI – ABBATTIMENTO SOX
Desolforazione – abbattimento degli ossidi di zolfo
 SO2, SO3 → piogge acide
 Prodotti da centrali ad olio e a carbone
 Si possono utilizzare carboni ed oli a basso tenore di zolfo (<0,23%),
più rari e costosi, bonificati addirittura in miniera subito dopo
l’estrazione (nel caso del carbone) attraverso il lavaggio in situ.
 Oppure si ricorre a processi chimici ad umido o a secco, noti come
sistemi FGD o DeSOx, che introducendo composti di calcio catturano lo
zolfo producendo però fanghi acidi → necessità trattamento e
stoccaggio in discariche speciali.
 Il costo dell’investimento per grandi impianti è di 70 $/kWe (2006) a cui
va sommato il prezzo del reagente e della gestione della discarica. Il
kWh elettrico generato può arrivare a costare +20%!
→ Vedere scheda “La Desolforazione”
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24. TRATTAMENTO DEI FUMI – ABBATTIMENTO NOX
Denitrificazione → abbattimento ossidi di azoto
 Il 73% dell’aria è azoto (N2), gas inerte che non ossida e perciò non
partecipa alla combustione. Tra 900 e 1000 gradi la formazione di
NOx è molto contenuta: ma in CdC le temperatura sono ben più
alte, 1300-1500 gradi.
 Si inietta perciò ammoniaca in caldaia (circa 30 t/giorno per gruppi
da 320 MW) → l’ammoniaca che non si combina viene però espulsa
nell’atmosfera.
 Sistemi SCR (selective catalytic reduction): si introduce poca
ammoniaca (NH3) e si fa in modo che reagisca tutta grazie alla
presenza di opportuni catalizzatori. All’uscita abbiamo acqua e
azoto molecolare (gas N2).
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25. IMPIANTI TERMOELETTRICI A TURBOGAS
 Quanto finora detto è riferito ad impianti con turbine a vapore. Negli
ultimi anni il ruolo delle turbine a gas si è fatto via via più
importante.
 Gli impianti a turbogas hanno taglie di potenze inferiori, per cui si
hanno più gruppi posti in parallelo. La struttura dell’impianto è più
semplice (vedi schema) e richiede costi e tempi di realizzazione
minori → costi iniziali minori
 Tuttavia il combustibile è il pregiato gas naturale, più raro e costoso
(e meno inquinante), e al contempo i rendimenti sono più bassi (25-
30%) → costi operativi molto alti
 Bassi costi iniziali ma alti costi di funzionamento → impianto di
punta, produce solo durante i picchi di domanda (≈1500 h/anno)
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26. IMPIANTI A CICLO COMBINATO
 Ciclo combinato: ciclo che impiega turbine a gas e poi a vapore. Si
realizza un normale ciclo turbogas ma i gas di scarico (grandi
portate, alte temperature) vengono utilizzati per scaldare il fluido di
un ciclo a vapore.
 Elevati rendimenti di conversione, ma soprattutto grandi
aspettative sull’evoluzione tecnologica delle turbine a gas, che di
anno in anno vengono migliorate sensibilmente (quelle a vapore
sono invece ferme da più di vent’anni).
 Possibilità di “aggiornare” vecchi impianti convertendoli al ciclo
combinato, oltre che di costruirne nuovi che nascono già a ciclo
combinato.
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27. DATI AGGIORNATI SULLA PRODUZIONE TEL
Generazione elettrica mondiale (mondo)
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28. DATI AGGIORNATI SULLA PRODUZIONE TEL
Produzione emissioni CO2 (mondo)
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29. DATI AGGIORNATI SULLA PROD.
Previsioni IEA per il futuro (mondo)
Scenario standard (business as usual) vs scenario green
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30. ISTRUZIONI PER LO STUDIO PERSONALE
o Leggere bene questa presentazione;
o Studiare la scheda “How do you make electricity from coal?” (con
video);
o Esercitazione nr. 1 per il prossimo incontro.
Per qualsiasi dubbio/considerazione/proposta:
riccardomaistrello@gmail.com
→ segnalatemi anche errori e sviste nelle slide!
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31. Fonti:
 Impianti di produzione dell’energia elettrica,
Roberto Caldon, Libreria Progetto;
 Key world energy statistics 2010, International
Energy Agency (IEA), www.iea.org;
(http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2010/key_stats_2010.pdf)