Ciclo combinato

Il termine ciclo combinato (CC), disponibile in CCPP (inglese Combined Cycle Power Plant ) o CCGT ( acronimo di Combined Gas Turbine Cycle ), caratterizzava una modalità combinata di produzione di energia ovvero un impianto che utilizzava piu' un ciclo termodinamico .

I principi

Una turbina a combustione converte parte dell'energia fornita dal combustibile in energia meccanica che può poi essere convertita in energia elettrica per mezzo di un generatore elettrico .

Questa frazione (generalmente inferiore al 50%) dipende dal ciclo termodinamico scelto nonché dalle temperature superiori e inferiori raggiunte dal ciclo. Per date temperature, il ciclo di Carnot teorico ha la massima efficienza energetica teorica. Combinando due o più cicli, come il ciclo Brayton e il ciclo Rankine , è possibile aumentare l'efficienza energetica del sistema. Le più recenti centrali a ciclo combinato con turbine a combustione funzionanti a gas raggiungono così rendimenti di potere calorifico inferiore (NCV) di oltre il 60% ( centrale termica di Bouchain con 62,22% inmarzo 2016, centrale elettrica giapponese dell'unità 7-1 della centrale termica Nishi-Nagoya di Chubu Electric Power con il 63,08% inmarzo 2018), rispetto al 35% delle centrali a gas convenzionali con caldaia.

Il gas naturale e il petrolio possono essere utilizzati direttamente. Esistono anche impianti che utilizzano la gassificazione di altri combustibili come il carbone  : centrali a ciclo combinato con gassificazione integrata (CCGI).

Cicli combinati che utilizzano il gas come fonte primaria di energia

Una centrale a gas a ciclo combinato, generalmente chiamata CCGT (dall'inglese Combined Cycle Gas Turbine ), o TGV (Turbine Gaz-Vapeur), è una centrale termica che combina due tipi di turbine: la turbina a combustione e la turbina a gas . Ognuna di queste turbine aziona un generatore che produce energia elettrica (configurazione "multialbero" o "multialbero") oppure i due tipi di turbine sono accoppiate allo stesso generatore (configurazione "monoalbero").

Le centrali a ciclo combinato sono progettate per un funzionamento semi-basico (tra 2.000 e 6.000  h/anno ) e costituiscono un mezzo di adeguamento del parco produttivo, contribuendo così al buon funzionamento della rete elettrica.

In una centrale a ciclo combinato, la turbina a combustione è azionata dai gas prodotti dalla combustione ad alta temperatura (fino a 1.500  °C ). All'uscita, i fumi prodotti dalla combustione sono ancora sufficientemente caldi (tra 400 e 650  °C circa) per consentire la generazione di vapore in caldaia tramite scambiatori di calore . Il vapore così prodotto aziona una turbina a vapore . Infine, è necessario disporre di una sorgente fredda (acqua di fiume - acqua di mare - air cooler o condensatore ad aria) per sottrarre il calore necessariamente prodotto dal ciclo a vapore ( secondo principio della termodinamica ). Il calore residuo può essere recuperato anche per la cogenerazione .
Sono possibili diverse configurazioni impiantistiche perché, ad esempio, possiamo avere:

Indicativamente, la turbina a vapore ha una potenza pari al 50% di quella della turbina a combustione cui è associata.

La configurazione "multialbero" ha il vantaggio di consentire un rapido avviamento e avviamento delle turbine a combustione, con la turbina a vapore che generalmente presenta tempi di avviamento e avviamento maggiori. La configurazione monoalbero riduce il numero di macchine, quindi l'ingombro, ma si avvia più lentamente.

La tecnologia del ciclo combinato risale alla fine degli anni 1970. In Francia, il primo esemplare è stato costruito nel 1980 in una cartiera. Utilizzando una turbina a combustione da 25 MW e una turbina a  vapore da 9 MW (contropressione)  , l'impianto ha fornito tutta l'elettricità e il vapore di processo necessari per far funzionare il mulino.

L'evoluzione favorevole del prezzo del combustibile gassoso o liquido rispetto al prezzo del carbone e la commercializzazione di turbine a combustione di potenza molto più elevata ha causato, negli anni '90, un forte entusiasmo mondiale (tranne la Francia) per questa tecnologia. .

Gli ultimi sviluppi (2011) tra i maggiori produttori mondiali sono volti a migliorare l'efficienza a carico parziale delle turbine a combustione nonché le catture e rilasci rapidi del ciclo combinato. Ciò consente di mantenere l'impianto in servizio a carico parziale ad un costo ragionevole quando l'energia di rete proviene da impianti solari o eolici , ma di compensare molto rapidamente le variazioni di potenza in caso di scomparsa improvvisa del sole (passaggio di nuvole). , o eclissi parziale o addirittura totale) o vento, o durante forti richieste occasionali dalla rete. Infatti, se un'eclissi totale è rara, gli utenti, quando si verifica, accenderanno improvvisamente la luce.

Cicli combinati gas e ambiente

I CCGT riducono le emissioni di CO 2 del 50%, di dividere per tre gli ossidi di azoto (NOx) ed eliminare le emissioni di ossidi di zolfo (SO 2) rispetto ai mezzi di produzione termica a fiamma “tradizionali”. Inoltre, quando la combustione utilizza gas naturale , non produce particelle di polvere o odori; nonostante il loro nome, la maggior parte delle turbine a combustione (TAC), altrimenti note come "turbine a gas" (TG) possono bruciare vari combustibili liquidi, ed è il contenuto di zolfo del combustibile utilizzato che provoca la presenza di ossidi di zolfo allo scarico. L'utilizzo del gas naturale come combustibile nei CCGT presenta quindi notevoli vantaggi in termini di inquinamento atmosferico.

Per quanto riguarda il processo di raffreddamento, la tecnologia di raffreddamento del circuito ad aria della parte della turbina a vapore, se scelta, consente di limitare notevolmente il consumo di acqua rispetto ad impianti dello stesso tipo che utilizzano il raffreddamento ad acqua, e permette inoltre di evitare di influenzare la temperatura dei fiumi o dei corpi idrici interessati.

Per alcuni sostenitori dell'eliminazione graduale del nucleare, i cicli combinati del gas, insieme all'efficienza energetica e alle energie rinnovabili, sono un ricorso essenziale.

Centrali a gas a ciclo combinato in Francia (CCG)

La quota di produzione di energia elettrica da gas nel mix energetico francese è rimasta molto modesta (1%), rispetto a quella dei vicini (40% in Italia, 35% nel Regno Unito, Spagna e Austria). Tuttavia, i CCG erano chiaramente inclusi negli obiettivi francesi in termini di produzione di energia alla fine degli anni 2000: il decreto di15 dicembre 2009relativo alla programmazione pluriennale degli investimenti elettrici prevede pertanto di ammodernare il parco di produzione di energia elettrica da combustibili fossili al fine di ridurne l' impatto ambientale . Per sostenere questo programma di ammodernamento, l'articolo 3 di questo decreto prevede in particolare il dimezzamento del parco delle centrali a carbone, che emettono troppa CO2 ., e che “sarà sviluppato il parco centralizzato per la produzione di energia elettrica da gas naturale. "

La programmazione pluriennale degli investimenti elettrici nel 2009 presuppone il raggiungimento di almeno dieci CCGT entro il 2012. Le autorità francesi scelgono quindi di sostituire la produzione di energia elettrica di origine nucleare che emette 12 gCO 2 /kWh con la produzione di energia elettrica di origine fossile (gas-CCG) emettendo 490 gCO 2 / kWh nel ciclo di vita.

La fine degli anni 2000 e l'inizio degli anni 2010, con l'apertura del mercato della produzione di energia elettrica e un significativo differenziale tra i prezzi del gas e dell'energia elettrica, hanno visto la realizzazione in Francia di numerosi progetti di centrali a ciclo combinato. Ma dal 2013, il calo del prezzo dell'elettricità associato all'aumento del prezzo del gas e al calo del prezzo del carbone (rendendo economicamente più interessante il funzionamento delle centrali a carbone) ha portato al congelamento di molti di questi progetti e il bozzolo di alcuni impianti già realizzati.

Centrali a ciclo combinato nel 2018

La prima copia ad alta potenza di CCGT costruita in Francia è stata l'impianto DK6, attivo da alloramarzo 2005a Dunkerque , con una capacità di 790  MWe . Brucia gas naturale e gas d'acciaio dal vicino impianto di Sollac .

Due centrali elettriche sono gestite con il marchio CELEST. Sono stati costruiti da Jacobs France per Poweo . Il primo a Pont-sur-Sambre ( Nord ), da 412 megawatt, commissionato nel 2009, e l'altro a Toul (Meurthe-et-Moselle), da 413 megawatt, commissionato all'inizio del 2013. Queste due centrali sono gestite da Siemens . Un tempo di proprietà della Verbund austriaca (che aveva acquistato Poweo e ne possedeva ancora i mezzi di produzione dopo la rivendita dell'attività di distribuzione a Direct Energie), sono state acquistate a fine 2014 dal fondo di investimento americano KKR . Le centrali di Toul e Pont-sur-Sambre sono state acquistate da Total nel 2018.

GDF-SUEZ (ora Engie ) ha costruito CycoFos 424  MWe, commissionato all'inizio del 2010 a Fos-sur-Mer nelle Bouches-du-Rhône. L'impianto CombiGolfe , di Electrabel (società belga, di proprietà di GDF-SUEZ), ha aggiunto una capacità di 432  MWe sempre a Fos-sur-Mer e commissionato, inaprile 2011, l' impianto di Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) che aggiunge 435  MWe di capacità.

La SNET (di proprietà del gruppo tedesco E.ON ) ha costruito due gruppi GCC sul proprio sito della centrale Emile Huchet , mentre solo carbone, Saint-Avold (Mosella) per un totale di 860  MW (2 x 430  MWe ). Ha inoltre previsto la costruzione di diversi gruppi gas a ciclo combinato entro il 2010-2015 sui siti delle sue altre tre storiche centrali elettriche a carbone ( Hornaing , Lucy e Provence ), nonché sul sito di Lacq (Pirenei atlantici). ; Ma questi progetti sembrano abbandonati, in particolare quelli di Hornaing (sito chiuso nel 2013) e la centrale elettrica di Lucy, il cui sito, che ospita una centrale a carbone, è stato chiuso nel 2014.

La società energetica svizzera Alpiq , tramite la sua società 3CB (Centrale à Cycle Combiné de Bayet), gestisce dal giugno 2011 un impianto da 408  MWe a Bayet (Allier), vicino a Saint-Pourçain-sur-Sioule . Questo impianto è stato acquistato fuori. inottobre 2015da Total Direct Énergie per soli 45  milioni di euro .

Alpiq aveva sviluppato un secondo progetto a Monchy-au-Bois (Pas-de-Calais), che disponeva di tutte le autorizzazioni amministrative necessarie, ma è stato sospeso per motivi economici.

Tre cicli combinati sono stati costruiti da EDF a Martigues (Bouches-du-Rhône) e Blénod-lès-Pont-à-Mousson (Meurthe-et-Moselle). Il sito di Martigues dispone di due cicli combinati da 465  MW ciascuno dotati di post-combustione, riutilizzano le turbine a vapore delle vecchie unità riscaldate a olio. Il sito di Blénod-lès-Pont-à-Mousson dispone di una CCGT da 430  MW che è stata inaugurata nelfebbraio 2012.

A seguito di una perdita in un circuito dell'olio, è scoppiato un incendio 5 febbraio 2015su una delle turbine dell'impianto di Martigues, con conseguente indisponibilità dei due cicli combinati per diversi mesi. Uno è stato in grado di riavviare ingiugno 2015, l'altro è annunciato per dicembre 2015.

Viene realizzata una centrale da 575  MW presso la centrale termoelettrica di Bouchain nel Nord; entra in funzione nella primavera del 2016. Sostituisce la centrale a carbone situata nello stesso sito e chiusa nelaprile 2015ed era in fase di smantellamento nell'estate del 2015. Bouchain utilizza la nuova turbina a combustione di tipo 9HA costruita da General Electric a Belfort , attualmente la turbina a gas più potente al mondo.

Direct Energie stava realizzando un progetto nel comune di Verberie (Oise) che è stato bloccato nel 2013 a seguito di un rigetto del progetto durante l' inchiesta pubblica . La società ha guidato un altro progetto per un CCGT a Hambach (Mosella) che è stato ritardato da un rifiuto nel 2012 della licenza edilizia da parte del tribunale amministrativo di Strasburgo, un progetto attualmente fermo.
In collaborazione con Siemens , Total Direct Énergie sta realizzando un progetto di una centrale elettrica da 446  MWe a Landivisiau nel Finistère. I primi lavori hanno avuto luogo infebbraio 2015, per un'apertura prevista non prima della seconda metà del 2021. L'esercizio di questo impianto, per un costo di 450 milioni di euro, sarà sostenuto finanziariamente nell'ambito del Patto per l'elettricità bretone , volto a garantire l'approvvigionamento elettrico della Bretagna.

Efficienza del settore del gas

L'efficienza complessiva del settore gas per la produzione di energia elettrica sembrerebbe inferiore se si tenesse conto delle stazioni di trasporto, liquefazione/ gassificazione e compressione su gasdotti . La fornitura di gas ai CCGT è delicata perché la domanda da parte dei clienti di queste centrali varia notevolmente a seconda dell'ora del giorno ed è maggiore, anche quando altri consumatori richiedono di più. Il volume modulato richiamato da queste centrali a gas rappresenterebbe - secondo uno studio prospettico pubblicato su publishedmarzo 2010- già il 50% del volume modulato di consumo degli altri consumatori serviti in Francia dalla rete GRT Gaz, e questa cifra dovrebbe raddoppiare (aumentare al 100% nel 2012), quindi quadruplicare (200% nel 2020) se il trend sarà confermato, che supererebbero di molto le attuali capacità di stoccaggio del gas e la loro flessibilità infragiornaliera (dal 2011 potrebbe essere secondo lo studio per i mesi di novembre-ottobre). La metanizzazione diffusa dei rifiuti urbani e dei fanghi di depurazione fornirebbe una fonte di gas aggiuntiva, ma insufficiente, tanto più che questo gas è oggetto anche della domanda di autoveicoli. Un altro limite potrebbe essere la necessità di limitare le perdite di linea delle grandi reti elettriche centralizzate e le emissioni di gas serra antropiche , alcuni ritenendo però che sarà meno difficile e più “profitto” decarbonizzare le emissioni di queste grandi centrali rispetto a quelle provenienti da fonti più diffuse.

Sotto l'egida della Commissione di regolamentazione dell'energia, viene condotta una “consultazione del gas” per adeguare l'esercizio della rete di trasporto del gas francese (variazioni temporali, ecc.) alle esigenze operative dei CCGT. L'operazione semi-base richiede infatti di avere flessibilità infragiornaliera in termini di consumo di gas.

Note e riferimenti

  1. La centrale termica Nishi-Nagoya di Chubu Electric Power Unit 7-1 riconosciuta dal Guinness World Records come la centrale elettrica a ciclo combinato più efficiente del mondo: ha raggiunto il 63,08% di efficienza nella produzione di energia, Chubu Electric Power Co., Inc. e Toshiba Energy Systems & Solutions Corporatio, su chuden.co.jp, 27 marzo 2018.
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