ITMI20131539A1

ITMI20131539A1 - Metodo per il controllo di emissioni di un impianto a turbina a gas e impianto a turbina a gas

Info

Publication number: ITMI20131539A1
Application number: IT001539A
Authority: IT
Inventors: Fabio Piccardo; Nicola Rovere
Original assignee: Ansaldo Energia Spa
Priority date: 2013-09-18
Filing date: 2013-09-18
Publication date: 2015-03-19
Also published as: CN105658934A; KR20160058861A; EP3047129A1; WO2015040569A1; EP3047129B1; CN105658934B

Description

DESCRIZIONE

del brevetto per invenzione industriale dal titolo: “METODO PER IL CONTROLLO DI EMISSIONI DI UN IMPIANTO A TURBINA A GAS E IMPIANTO A TURBINA A GAS”

La presente invenzione è relativa a un metodo per il controllo di emissioni di un impianto a turbina a gas e a un impianto a turbina a gas.

Come è noto, il controllo delle emissioni inquinanti è un obiettivo di primaria importanza nella realizzazione di qualunque tipo di macchina termica e, in particolare, delle turbine a gas utilizzate per la produzione di energia elettrica. L’accresciuta consapevolezza dei rischi ambientali spinge infatti verso normative che impongono limiti via via più restrittivi.

Il contenimento delle emissioni è particolarmente critico quando le macchine termiche operano in condizioni di basso carico, perché le macchine stesse sono ottimizzate per erogare potenze più elevate. Condizioni critiche si verificano, ad esempio, durante la notte, quando le turbine a gas vengono esercite in condizioni di minimo tecnico ambientale poiché la richiesta di energia è molto bassa. Tale gestione consente all’esercente il vantaggio economico di poter rispondere rapidamente a improvvise richieste della rete con ridotto consumo di combustibile, ma, di contro, le normative impongono di mantenere le emissioni entro un valore limite autorizzato.

Uno dei problemi da affrontare per abbattere in modo efficace le emissioni inquinanti è il mantenimento di condizioni di lavoro ottimali, che consentono la completa ossidazione del carbonio contenuto nel combustibile. Se le condizioni di combustione non sono ideali e non viene raggiunta energia sufficiente, una frazione del carbonio disponibile è ossidata solo in modo parziale e produce monossido di carbonio (CO).

D’altra parte, la quantità di CO che può essere emessa in ambiente è limitata da severe normative ambientali. La necessità di rispettare i limiti imposti costringe molto spesso a impostare per le turbine riferimenti di potenza superiori al minimo tecnico meccanico delle macchine anche quando il carico effettivamente richiesto è inferiore. In questo modo, la temperatura della combustione aumenta e si riducono di conseguenza la frazione di carbonio disponibile non completamente ossidata e la quantità di CO prodotta. Se la soluzione permette di rientrare nei limiti di legge, c’è però un maggiore consumo di combustibile ed eccesso di energia prodotta rispetto alle reali necessità.

La combustione in condizioni non ottimali, a cui corrisponde la produzione di CO, ha effetti negativi anche sull’efficienza della macchina termica. Infatti, la molecola di CO, in cui il carbonio è solo parzialmente ossidato, possiede ancora energia disponibile che potrebbe essere liberata dall’ossidazione completa (con produzione di CO2). L’energia disponibile viene invece immessa nell’ambiente con i fumi di scarico e non può essere sfruttata dalla turbina a gas. Il rendimento della macchina viene quindi abbattuto.

Scopo della presente invenzione è quindi fornire un metodo per il controllo di emissioni di un impianto a turbina a gas e un impianto a turbina a gas che permettano di superare o almeno attenuare le limitazioni descritte.

Secondo la presente invenzione, vengono forniti un metodo per il controllo di emissioni di un impianto a turbina a gas e un impianto a turbina a gas come definiti rispettivamente nelle rivendicazioni 1 e 8.

La presente invenzione verrà ora descritta con riferimento ai disegni annessi, che ne illustrano alcuni esempi di attuazione non limitativi, in cui:

- la figura 1 è uno schema a blocchi semplificato di un impianto a turbina a gas in accordo a una forma di realizzazione della presente invenzione;

- la figura 2 è uno schema a blocchi più dettagliato di un dispositivo di controllo incorporato nell’impianto a turbina a gas di figura 1;

- la figura 3 è un grafico che mostra prime grandezze relative all’impianto di figura 1 e al dispositivo di controllo di figura 2;

- la figura 4 è uno schema a blocchi più dettagliato di un dispositivo di controllo incorporato nell’impianto a turbina a gas di figura 1 secondo una variante dell’invenzione; e

- la figura 5 è un grafico che mostra seconde grandezze relative all’impianto di figura 1 e al dispositivo di controllo di figura 4.

Con riferimento alla figura 1, un impianto per la produzione di energia elettrica, indicato nel suo complesso con il numero 1, comprende un gruppo turbogas 2, un alternatore 3, accoppiati su uno stesso albero 4, e un dispositivo di controllo emissioni 5, in particolare di monossido di carbonio (CO), e uno scambiatore di calore 6, cooperante con il dispositivo di controllo emissioni 5.

Il gruppo turbogas 2 comprende un compressore 7, che aspira una portata QAdi aria dall’esterno attraverso un condotto di aspirazione 8, una camera di combustione 9 e una turbina 10, accoppiata alla camera di combustione 9 per ricevere ed espandere una portata QEdi gas combusti. Un condotto di scarico 11, a valle della turbina 10, riceve ed evacua la portata QEdi gas combusti prodotta dal gruppo turbogas 2.

Il compressore 7 è del tipo assiale multistadio ed è provvisto di uno stadio di pale orientabili di ingresso o stadio IGV (Inlet Guide Vanes) 7a. L’orientazione delle pale dello stadio IGV 7a è determinata attraverso un attuatore IGV 12 che riceve un segnale di regolazione IGV SIGVda un controllore generale di impianto 100, qui non illustrato in dettaglio.

La portata QAdi aria aspirata dal compressore 7 viene convogliata attraverso il condotto di aspirazione 8, lungo il quale sono disposti un filtro 8a e una camera di condizionamento 8b, ed elaborata dal compressore 7. La portata QAdi aria viene immessa nella camera di combustione 9. Qui una portata QFdi gas combustibile viene aggiunta alla portata QAdi aria e la miscela ottenuta viene bruciata, producendo la portata QEdi gas combusti.

L’iniezione della portata QFdi combustibile è effettuata mediante una linea di alimentazione combustibile 15 e una valvola di alimentazione combustibile 16 controllata dal controllore generale di impianto 100, mediante un segnale di regolazione combustibile SFV. In una forma di realizzazione, la portata QFdi gas combustibile viene misurata attraverso un misuratore di flusso 14, che fornisce un segnale di portata SF.

A monte della valvola di alimentazione combustibile 16, la linea di alimentazione combustibile 15 attraversa lo scambiatore di calore 6, il quale è controllato dal dispositivo di controllo emissioni 5 per regolare la temperatura della portata QFdi combustibile fornita alla camera di combustione 9. Lo scambiatore di calore 6 può essere dedicato alla regolazione della temperatura del combustibile oppure può essere condiviso anche per altre funzioni. Vantaggiosamente, in una forma di realizzazione lo scambiatore di calore 6 è incorporato in un sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17. Il sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17 è un ausiliario di impianto che permette di adeguare alle esigenze delle macchine termiche, in particolare del gruppo turbogas 2, la pressione e la temperatura del gas combustibile proveniente da una sorgente di distribuzione 18, ad esempio un metanodotto. In particolare, il sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17 utilizza valvole di regolazione (non mostrate) per ridurre e controllare la pressione del combustibile proveniente dalla sorgente di distribuzione 18. La riduzione della pressione del gas, ottenuta ad esempio mediante espansione, causa un abbassamento della temperatura. Lo scambiatore di calore 6 permette di fornire calore al gas espanso, regolando la temperatura in modo da ottimizzare le condizioni di combustione.

Il controllo dell’energia termica fornita è effettuato mediante una valvola di regolazione riscaldamento 20, che determina una portata QHdi fluido di riscaldamento in ingresso allo scambiatore di calore 6. A sua volta, la valvola di regolazione riscaldamento 20 è azionata dal dispositivo di controllo emissioni 5 mediante un segnale di regolazione riscaldamento SH, come spiegato in dettaglio nel seguito.

Il dispositivo di controllo emissioni 5 comprende un’unità di elaborazione 22 e un gruppo sensori 23, collocato nel condotto di scarico 11 della turbina 10, in modo da ricevere il flusso di gas di scarico. In particolare, il gruppo sensori 23 comprende un sensore di ossigeno 25, ad esempio una sonda lambda, fornente un segnale di concentrazione ossigeno SO2, indicativo della concentrazione di ossigeno O2residuo nella portata QEdi gas combusti. Il gruppo sensori 23 può inoltre comprendere celle di rilevamento per la misura delle concentrazioni di monossido di carbonio (CO) e di ossidi di azoto (NOx), sensori di temperatura e sensori di pressione.

In una forma di realizzazione, l’unità di elaborazione 22 è un PLC (Programmable Logic Controller) ed è accoppiata al gruppo sensori 23 per ricevere segnali di misura, tra cui il segnale di concentrazione ossigeno SO2fornito dal sensore di concentrazione ossigeno 25. In una diversa forma di realizzazione, l’unità di elaborazione 22 è incorporata nel controllore generale di impianto 100 dell’impianto 1.

L’unità di elaborazione 22 può inoltre ricevere un segnale di concentrazione CO SCOdal gruppo sensori 23; un segnale di posizione IGV SIGV, indicativo della posizione corrente delle pale dello stadio IGV 7a, e un segnale di carico SGTP, indicativo della potenza erogata dalla turbina a gas 10, dal controllore generale di impianto 100; e un riferimento di temperatura ST, impostato dal sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17 (in alternativa, il riferimento di temperatura STpuò essere determinato direttamente dall’unità di elaborazione 22, ad esempio in base al segnale di posizione IGV SIGV, e al segnale di carico SGTP).

L’unità di elaborazione 22 è configurata per determinare il segnale di regolazione riscaldamento SHin base al segnale di concentrazione ossigeno SO2.

Con riferimento alla figura 2, in una forma di realizzazione l’unità di elaborazione comprende uno stadio di abilitazione 26, uno stadio di regolazione 27 e uno stadio di elaborazione 28.

Lo stadio di abilitazione 26 è configurato per attivare e disattivare lo stadio di regolazione 27 in funzione delle condizioni operative del gruppo turbogas 2, in particolare in funzione della concentrazione di CO (disponibile attraverso il segnale di concentrazione CO SCO) e della posizione delle pale dello stadio IGV 7a (disponibile attraverso il segnale di posizione IGV SIGV). Lo stadio di abilitazione 26 comprende due comparatori a soglia 30, 31, una porta logica 32 e un modulo selettore 33.

Il comparatore a soglia 30 riceve in ingresso il segnale di concentrazione CO SCOe fornisce un segnale di confronto STH1avente un primo valore logico, quando il segnale di concentrazione CO SCOè maggiore di una soglia di concentrazione THCO, e un secondo valore logico in caso contrario.

Il comparatore a soglia 31 riceve in ingresso il segnale di posizione IGV SIGVe fornisce un segnale di confronto STH2avente un primo valore logico, quando il segnale di posizione IGV SIGVè minore di una soglia di apertura THIGV, e un secondo valore logico in caso contrario.

La porta logica 32 fornisce un segnale di abilitazione SENin funzione dei segnali di confronto STH1, STH2. In particolare, la porta logica 32 è configurata in modo che il segnale di abilitazione SENabbia un valore di abilitazione quando, in base ai segnali di confronto STH1, STH2, il segnale di concentrazione CO SCOè maggiore di una soglia di concentrazione THCOe il segnale di posizione IGV SIGVè minore della soglia di apertura THIGV, e un valore di disabilitazione altrimenti.

Il modulo selettore 33 è controllato mediante il segnale di abilitazione. In dettaglio, il modulo selettore 33 fornisce allo stadio di elaborazione 28 l’uscita dello stadio di regolazione 27, quando il segnale di abilitazione EN ha il valore di abilitazione, e un valore di controllo neutro, ad esempio il valore nullo, quando il segnale di abilitazione EN ha il valore di disabilitazione.

Lo stadio di regolazione 27 utilizza il segnale di regolazione riscaldamento SHcome variabile di controllo per mantenere la concentrazione di ossigeno O2residuo (variabile controllata) nei gas di scarico a un valore di riferimento. La concentrazione di ossigeno O2residuo è rappresentativa delle condizioni di combustione. In particolare, a pari potenza erogata dal gruppo turbogas 2, la concentrazione di ossigeno O2residuo è tanto più elevata quanto minore è il grado di ossidazione del carbonio presente nel gas combustibile e, di conseguenza, maggiore è la concentrazione di CO nei fumi di scarico. Un aumento di temperatura del gas combustibile alimentato determina un corrispondente aumento dell’energia nella camera di combustione 9 e l’ossidazione completa di una maggiore frazione del carbonio disponibile.

In una forma di realizzazione, lo stadio di regolazione 27 comprende un modulo generatore di riferimento 35, un comparatore 36, un modulo normalizzatore 37 e un modulo regolatore 38.

Il modulo generatore di riferimento 35 fornisce un valore di concentrazione di riferimento SO2Rper la concentrazione di ossigeno O2residuo nei gas di scarico in base al segnale di carico SGTP, che è indicativo della potenza erogata dal gruppo turbogas 2, e a una funzione caratteristica F1, mostrata a titolo esemplificativo in figura 3. La funzione caratteristica F1 è rappresentativa della concentrazione di ossigeno O2residuo al variare della potenza P erogata dalla turbina a gas 10 ed è determinata dalle caratteristiche costruttive del gruppo turbogas 2. Il modulo generatore di riferimento 35 può comprendere ad esempio una tabella rappresentativa della funzione caratteristica F1, che è determinata in sede di progetto del gruppo turbogas 2.

In una forma di realizzazione alternativa (figura 4), un valore di concentrazione di riferimento SO2R’ può essere fornito da un modulo generatore di riferimento 35’ in base alla portata QFdi gas combustibile misurata (utilizzando il segnale di portata SF) e a una funzione caratteristica F2, mostrata a titolo esemplificativo in figura 5. La funzione caratteristica F2 è rappresentativa della concentrazione di ossigeno O2residuo al variare portata QEdi gas combusti. Il modulo generatore di riferimento 35’ può comprendere ad esempio una tabella rappresentativa della funzione caratteristica F2.

Con riferimento nuovamente alla figura 2, il comparatore 36 riceve il valore di concentrazione di riferimento SO2Re il segnale di concentrazione ossigeno SO2e determina un segnale di errore EO2dalla differenza fra il segnale di concentrazione ossigeno SO2e il valore di concentrazione di riferimento SO2R.

Il modulo normalizzatore 37 riceve il segnale di errore EO2dal comparatore 36 e fornisce un segnale di errore normalizzato EO2Nal modulo regolatore 38.

Il modulo regolatore 38 è configurato per determinare un coefficiente di correzione KCche, applicato al riferimento di temperatura STimpostato dal sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17, tende ad annullare o ridurre il segnale di errore EO2, portando la concentrazione di ossigeno O2residuo effettiva al valore di concentrazione di riferimento SO2R. A titolo di esempio non limitativo, in una forma di realizzazione il modulo regolatore 38 include un regolatore di tipo Proporzionale-Integrale.

Lo stadio di elaborazione 28 è configurato per generare il segnale di controllo riscaldamento SHda una combinazione del riferimento di temperatura STe del valore di controllo fornito attraverso il modulo selettore 33 dello stadio di abilitazione 26 (ossia il valore nullo o il coefficiente di correzione KCin presenza rispettivamente del valore di disabilitazione e del valore di abilitazione del segnale di abilitazione EN). In pratica, quando lo stadio di regolazione 27 è disabilitato, lo stadio di elaborazione 28 riceve il valore di controllo neutro, che non modifica l’azione di controllo generale dell’impianto. Quando invece lo stadio di regolazione 27 è abilitato, lo stadio di elaborazione 28 applica il coefficiente di correzione KCper modificare il riferimento di temperatura ST.

In una forma di realizzazione, in particolare, il coefficiente di correzione KC è un coefficiente additivo. In questo caso, lo stadio di elaborazione 28 comprende un modulo sommatore 40, a valle del quale è posto un modulo limitatore 41. Il modulo sommatore 40 somma il valore di controllo ricevuto dal modulo selettore 33 e il riferimento di temperatura ST. Il segnale così formato viene fornito al modulo limitatore 41, per essere limitato a valori compatibili con il sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17. L’uscita del modulo limitatore 41 definisce il segnale di regolazione riscaldamento SH.

In pratica, il dispositivo di controllo emissioni 5 interviene a bassi carichi, quando vengono rilevate criticità nelle concentrazioni di CO allo scarico e il controllo generale di impianto non ha margine per diminuire la portata d’aria QAfornita alla camera di combustione (ossia quando le pale dello stadio IGV 7a non possono essere ulteriormente chiuse). In questo caso, il segnale di regolazione riscaldamento SHdetermina un incremento del riferimento di temperatura STper il sistema di riduzione della pressione del gas combustibile 17, il quale, attraverso lo scambiatore di calore 6, a sua volta produce un aumento delle temperatura del gas combustibile immesso nella camera di combustione. Come accennato in precedenza, questo aumento di temperatura riduce la frazione non completamente ossidata del carbonio presente nei gas di scarico e, di conseguenza, abbatte le emissioni di CO. Inoltre, l’energia disponibile viene sfruttata in modo più completo durante la combustione.

L’invenzione permette quindi di contenere le emissioni di CO in modo da soddisfare gli stringenti vincoli imposti dalle normative, in particolare per carichi prossimi al minimo tecnico ambientale, mentre l’efficienza del gruppo turbogas viene aumentata.

Un vantaggio dell’invenzione deriva dall’impiego della concentrazione di ossigeno O2residuo come variabile controllata nel processo di abbattimento delle emissioni di CO. Il controllo basato sulla concentrazione di ossigeno O2residuo beneficia infatti di una sostanziale immunità a sostanze interferenti presenti nei gas di scarico ed è quindi più preciso. Al contrario, ad esempio, le misure di concentrazione di CO possono essere alterate dalla presenza di vapore acqueo nei fumi di scarico. Un controllo basato direttamente sulla concentrazione di CO soffrirebbe perciò di margini di errore più significativi.

Risulta infine evidente che al metodo e all’impianto descritti possono essere apportate modifiche e varianti, senza uscire dall’ambito della presente invenzione, come definito nelle rivendicazioni allegate.

Claims

RIVENDICAZIONI 1. Metodo per il controllo di emissioni di un impianto a turbina a gas (1) comprendente un compressore (7), una camera di combustione (9) e una turbina a gas (10); il metodo comprendendo: rilevare una concentrazione di ossigeno (SO2) in gas combusti (QE) allo scarico della turbina a gas (10); e riscaldare una portata gas combustibile (QF) fornita alla camera di combustione (9) in funzione della concentrazione di ossigeno (SO2) rilevata e di un valore di concentrazione di riferimento (SO2R; SO2R’).
2. Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui riscaldare comprende controllare un’energia termica fornita alla portata gas combustibile (QF) in modo da mantenere la concentrazione di ossigeno (SO2) rilevata al valore di concentrazione di riferimento (SO2R; SO2R’).
3. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui riscaldare comprende utilizzare uno scambiatore di calore (6).
4. Metodo secondo la rivendicazione 3, in cui riscaldare comprende controllare una portata di fluido di riscaldamento (QH) fornito allo scambiatore di calore (6).
5. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, comprendente determinare un errore di concentrazione (EO2) dalla differenza fra la concentrazione di ossigeno (SO2) rilevata e il valore di concentrazione di riferimento (SO2R; SO2R’).
6. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, comprendente determinare il valore di concentrazione di riferimento (SO2R) in funzione di una potenza (SGTP) erogata dalla turbina a gas (10).
7. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 1 a 5, comprendente misurare la portata gas combustibile (QF) e determinare il valore di concentrazione di riferimento (SO2R’) in funzione della portata gas combustibile (QF) misurata.
8. Impianto a turbina a gas comprendente: una camera di combustione (9); una linea di alimentazione combustibile (15), fornente una portata di gas combustibile (QF) alla camera di combustione (9); uno scambiatore di calore (6) lungo la linea di alimentazione combustibile (15); una turbina a gas (10), ricevente una portata di gas combusti (QE) dalla camera di combustione (9); un sensore di ossigeno (25), posto lungo un condotto di scarico (11) della turbina a gas (10) e configurato per fornire un segnale di concentrazione ossigeno (SO2) indicativo di una concentrazione di ossigeno nella portata di gas combusti (QE); e un dispositivo di controllo (5), configurato per controllare lo scambiatore di calore (6) in modo da riscaldare la portata gas combustibile (QF) in funzione del segnale di concentrazione ossigeno (SO2) e di un valore di concentrazione di riferimento (SO2R; SO2R’).
9. Impianto secondo la rivendicazione 8, in cui il dispositivo di controllo (5) comprende uno stadio di regolazione (27) configurato per determinare un segnale di errore (EO2) dalla differenza fra il segnale di concentrazione ossigeno (SO2) e il valore di concentrazione di riferimento (SO2R; SO2R’) e per fornire allo scambiatore di calore (6) un segnale di regolazione (SH) in funzione del segnale di errore (EO2).
10. Impianto secondo la rivendicazione 9, in cui lo stadio di regolazione (27) comprende un modulo regolatore (38) ricevente il segnale di errore (EO2).
11. Impianto secondo la rivendicazione 9 o 10, in cui lo stadio di regolazione (27) comprende un modulo generatore di riferimento (35; 35’), configurato per fornire il valore di concentrazione di riferimento (SO2R; SO2R’), e un comparatore (36), ricevente il segnale di concentrazione ossigeno (SO2) dal sensore di ossigeno (25) e il valore di concentrazione di riferimento (SO2R) dal modulo generatore di riferimento (35) e configurato per determinare il segnale di errore (EO2) dalla differenza fra il segnale di concentrazione ossigeno (SO2) e il valore di concentrazione di riferimento (SO2R).
12. Impianto secondo la rivendicazione 11, comprendente un controllore generale di impianto (100), configurato per fornire un segnale di carico (SGTP), indicativo di una potenza erogata dalla turbina a gas (10); e in cui il modulo generatore di riferimento (35) è configurato per determinare il valore di concentrazione di riferimento (SO2R) in funzione della potenza (SGTP) erogata dalla turbina a gas (10).
13. Impianto secondo la rivendicazione 11, comprendente un misuratore di flusso (14), disposto lungo la linea di alimentazione combustibile (15) e configurato per fornire un segnale di portata (SF) indicativo della portata di gas combustibile (QF) alla camera di combustione (9); e in cui il modulo generatore di riferimento (35’) è configurato per determinare il valore di concentrazione di riferimento (SO2R’) in funzione del segnale di portata (SF).
14. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 13, comprendente: un compressore (7), avente uno stadio di pale orientabili di ingresso (7a); un gruppo sensori (23), configurato per fornire un segnale di concentrazione monossido di carbonio (SCO) indicativo di una concentrazione di monossido di carbonio nella portata di gas combusti (QE); e uno stadio di abilitazione (26) configurato per attivare e disattivare lo stadio di regolazione (27) in funzione del segnale di concentrazione monossido di carbonio (SCO) e di una posizione delle pale dello stadio di pale orientabili di ingresso (7a).
15. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 8 a 14, comprendente un sistema di riduzione della pressione del gas combustibile (17), lo scambiatore di calore (6) essendo incorporato nel sistema di riduzione della pressione del gas combustibile (17).