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Siemens, Alstom, Mitsubishi, ecc.), anche se sotto aspetti diversi. Dal punto di vista statistico generale, dai database della rivista specializzata “Power” – che riguardano un decennio di dati di esercizio di oltre 5000 impianti termoelettrici negli USA – si ricava, a proposito di una trentina di recenti impianti combinati di grande potenza entrati in servizio nel 1999 e nel 2000, che ben 25 di essi nei primi sei mesi di esercizio commerciale hanno manifestato inconvenienti che hanno causato in tale periodo un fattore di utilizzazione inferiore al 10%. Fra gli impianti considerati, la palma della migliore disponibilità è tenuta da un impianto in Louisiana da 423 MW, che ha raggiunto un fattore di utilizzazione del 91% nei primi 20 mesi di esercizio, ma all’estremità opposta della statistica si trova un impianto da 350 MW nel Massachussett che nei primi sei mesi ha raggiunto una disponibilità di poco oltre il 2%. Altre aggiornate statistiche indicano che – prendendo a base il periodo degli ultimi cinque anni – gli impianti in ciclo combinato equipaggiati con turbogas dell’ultima generazione presentano nel loro insieme un’effettiva disponibilità dal 10 al 15% minore che quelli basati su macchine di tecnologia più matura. Gli esperti ritengono che questi fatti siano naturali e da ascrivere alla maggiore sofisticazione tecnica ed alle maggiori dimensioni delle recenti unità: più alte temperature di combustione, rotori di massa eccedente le 50 tonnellate, schemi elaborati di raffreddamento, impiego di leghe di nuovo tipo, bruciatori per basse emissioni di NOx, nuove soluzioni aerodinamiche, espongono maggiormente le turbine più avanzate a inconvenienti anche gravi, come la rottura di palette dei rotori o di bulloni di serraggio, fessurazioni nei dischi dei compressori, ritorni di fiamma nei bruciatori, vibrazioni dei rotori. Le elevate temperature di esercizio obbligano a più lunghi arresti per ispezione e a più brevi intervalli fra le ispezioni. Di conseguenza i costi di esercizio e manutenzione, anche in assenza di guasti gravi, si presentano in ascesa rispetto alle aspettative, e salgono a livelli di guardia nelle occasioni in cui tali guasti si presentino: per le grandi unità di cui qui si tratta il costo di una paletta di rotore può arrivare a 30.000 $, e la riparazione nel suo insieme può costare parecchi milioni di dollari. A fronte di questa situazione non tranquillizzante i principali costruttori hanno affrontato i problemi con grande impegno, studiando le cause periodico di informazione tecnica per gli energy manager FORMAZIONE & PROFESSIONE degli incidenti e introducendo via via i provvedimenti opportuni per eliminarle. Tuttavia l’opinione generale è che non sarà una storia di breve durata, e che solo con affinamenti successivi e con una stretta cooperazione fra costruttori ed esercenti si verrà a capo dei vari problemi emersi. Qualche esempio concreto fornisce elementi per valutare gli sforzi in atto al fine di eliminare un certo numero di inconvenienti. Inconvenienti nella serie.3A di turbine della Siemens, che aveva introdotto una nuova tipologia di bruciatori in luogo di quella Siemens tradizionale al fine di consentire l’impiego anche di combustibili liquidi pesanti, hanno costretto la costruttrice ad intervenire con sensibili modifiche per evitare l’insorgere di forti vibrazioni e instabilità della fiamma agli alti carichi. L’intervento è consistito fra l’altro nell’aggiunta di un’estensione cilindrica alla bocca dell’originario nuovo tipo di bruciatore, messa a punto mediante sperimentazione pratica in laboratorio. Nel più recente modello W501G della stessa Siemens era stato introdotto il metodo del raffreddamento interno parzialmente a vapore, anziché ad aria, con l’intento di consentire più alte temperature di ingresso e quindi un’efficienza maggiore del ciclo combinato (obiettivo 58%): ma la costruttrice ha dovuto intervenire ripetutamente a causa di comportamenti anomali per vibrazioni ad alta frequenza nei combustori e fessurazioni per fatica dinamica del materiale dei dischi del compressore. Ciò ha costretto da un lato a introdurre risuonatori accordati nel sistema di combustione e a rivedere il dimensionamento di varie parti del compressore. L’esperienza successiva avrebbe mostrato che i difetti sarebbero stati in buona parte eliminati. In casa Alstom, il nuovo sistema speciale di combustione “sequenziale” adottato nei modelli GT24/26 (ex ABB) al fine di raggiungere più alte temperature di ingresso in turbina ha manifestato inconvenienti non dissimili da quelli presentati dalle diverse tecnologie sviluppate dagli altri costruttori. Alstom ha affrontato l problema con l’istituzione di un ampio team di specialisti di vari settori, decidendo per una serie di impegnativi interventi (riduzione del numero totale dei bruciatori, impiego di bruciatori estraibili per renderne possibile l’ispezione e manutenzione durante l’esercizio, miglioramenti nella natura metallurgica del materiale delle palette, ed altri minori) che – alla luce della successiva esperienza – sembrano aver eliminato gli inconvenienti. gestione energia N. 4/20<strong>02</strong> 5
6 N. 4/20<strong>02</strong> FORMAZIONE & PROFESSIONE Nelle varie famiglie di turbogas di tipo avanzato della General Electric sembra che la tecnologia dei sistemi di combustione abbia risposto bene alle attese, anche nei riguardi dell’abbassamento delle emissioni specifiche. Difetti meccanici consistenti sono invece comparsi, ad esempio nei modelli 7F e 9F (quest’ultimo con potenza unitaria di 412 MW, per gli impianti a 50 Hz), a carico dei rotori di compressori e turbine, con fessurazioni e rotture nei relativi dischi di rotore. Questi inconvenienti sono stati affrontati con modifiche sia di progetto che di materiale, che hanno apportato miglioramenti sull’integrità e sulla disponibilità delle nuove centrali basate sui modelli di turbogas interessati. Secondo alcuni esperti del settore, i vari problemi insorti fanno assimilare sempre più il modo di impiego delle grandi turbine a gas a quello delle grandi turbine a vapore, via via che la potenza unitaria e la massa dei rotori delle prime vanno avvicinandosi ai livelli delle seconde. Questa similarità induce gli esercenti, d’intesa con i costruttori, ad adottare procedure di avviamento, arresto ed esercizio più prudenziali che per il passato; ad esempio vengono ora prescritte rampe di potenza più lente, un regime di prerotazione di almeno due ore e accorciati intervalli di revisione dei rotori. Nel frattempo costruttori ed esercenti studiano i mezzi per migliorare la loro collaborazione. Le principali società produttrici di turbogas di grande taglia tendono ora a realizzare in casa propria delle vere centrali elettriche operative collegate alla rete generale, al fine di provare i nuovi modelli nelle situazioni reali di funzionamento, con i connessi obblighi di fornitura; un esempio di questa tendenza è l’impianto in ciclo combinato realizzato dalla Mitsubishi nel suo stabilimento di Takasago (Giappone) nel quale il prototipo del modello M501G ha funzionato in parallelo alla rete per 11.000 ore entro la fine del 2001, operato in base ai programmi di fornitura fissati dal dispacciamento della locale rete pubblica, con arresti ed avviamenti quasi quotidiani. L’esperienza così acquisita in proprio ha consentito alla Mitsubishi di eseguire vari interventi sul modello originario, con modifiche anche importanti nel progetto della palettatura e nel sistema di combustione, prima di immettere il modello stesso sul mercato. D’altro lato si manifesta la tendenza dei fornitori a mantenere per tempi più lunghi che nel passato la responsabilità diretta dell’esercizio effettivo del nuovo impianto con personale proprio prima di effet- gestione energia tuarne la consegna formale al cliente. Ciò migliora l’affidabilità dell’impianto, facendo acquisire più approfondite esperienze al costruttore ed evitando al cliente impreviste e sgradevoli sorprese come quelle alle quali si è accennato più sopra, ma inevitabilmente prolunga i tempi di realizzazione dell’impianto, sfatando alquanto la diffusa convinzione che i moderni impianti a ciclo combinato abbiano tempi di consegna molto brevi. Un ultimo aspetto di non minore importanza è stato messo in luce dalle recenti esperienze operative delle grandi turbine a gas: e cioè che occorre valutare attentamente, in collaborazione con il costruttore ed i fornitori dei lubrificanti, le specifiche esigenze nelle caratteristiche di questi ultimi. Infatti i maggiori livelli termici nel ciclo dei gas, le maggiori dimensioni dei rotori e quindi dei cuscinetti, con le più alte pressioni specifiche, ecc., richiedono prescrizioni mirate per i lubrificanti da prescegliere per i loro gravosi compiti di protezione della macchina. La già citata rivista specializzata “Power” nel numero 5 di quest’anno ha pubblicato un’interessante serie di dati statistici relativi all’esercizio di numerosi impianti in ciclo combinato negli USA di potenza superiore a 300 MW, alimentati a gas naturale di rete (più di una sessantina per un totale di oltre 40.000 MW), riferiti alle caratteristiche di funzionamento nell’anno 2001, con potenze unitarie che arrivano sino al massimo di 1370 MW di una centrale del Midland. La potenza media di questo gruppo di impianti risulta di 598 MW. Di 58 di tali impianti sono riportati dettagliati dati riguardanti la potenza, la produzione nel 2001, il coefficiente percentuale di utilizzazione, il consumo di gas naturale, nonchè il costo unitario di generazione (combustibile più esercizio e manutenzione ordinaria), il consumo specifico di energia primaria e le emissioni totali di NOx. Vengono poi stabilite le classifiche, in funzione dell’efficienza e rispettivamente del costo di generazione, dei primi 50 impianti tratti dalla lista descritta. Si riportano nella tabella acclusa i dati relativi ai primi 10 impianti ed agli ultimi due di ciascuna delle due suddette classifiche. Esaminando queste tabelle, risulta evidente che non si verifica un legame diretto fra il valore dell’efficienza e del costo di generazione da un lato e il fattore di utilizzazione della potenza installata dall’altro. In relazione all’efficienza (parte A della tabella) solo il primo dei 10 migliori impianti giustifica le attese, poichè esso presenta il minore consumo periodico di informazione tecnica per gli energy manager
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