La trasformazione a ciclo combinato della centrale termoelettrica di
PiacenzaUmberto Dotta
Edipower - Direzione Ingegneria e Sviluppo
Piacenza, 25 Ottobre 2005Convegno - Prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento: gli impianti di produzione di energia
Agenda
• Evoluzione del parco impianti in Italia
• Il ruolo di Edipower nel contesto nazionale
• Piacenza: la trasformazione in ciclo combinato
• Il progetto di Teleriscaldamento
Evoluzione del parco impianti termoelettrici in Italia dopo la liberalizzazione del mercato
380
1520760
1900
1780
3800
3420
2265
2660
1140
1900
1140
1620
1640
1520
630
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
RipotenziamentoGreenfield - CCGT
A seguito della liberalizzazione del mercato si è avviato un ciclo di investimenti nel settore dell’energia elettrica che porterà ad un sostanziale rinnovo delle infrastrutture di produzione termoelettrica, con un aumento dell’efficienza del parco produttivo accompagnato da una riduzione delle emissioni di inquinanti.
~ 16.000 MW investimenti: 6 mld€
~ 12.000 MW investimenti previsti: 6 mld€
• Evoluzione del parco impianti in Italia
• Il ruolo di Edipower nel contesto nazionale
• Piacenza: la trasformazione in ciclo combinato
• Il progetto di Teleriscaldamento
La presenza Edipower sul territorioPotenza in esercizio al 31/12/2004Totale di 7.396 MW, con 6 impianti termoelettrici per una potenza complessiva di 6.614 MW e 3 nuclei idroelettrici per una potenza complessiva di 782 MW.
Mese
Chivasso
Turbigo
Udine
Sermide
Tusciano
Brindisi
San Filippo del Mela
Centrali Termiche
Centrali Idriche
Produzione e mix di combustibiliIl principale punto di forza di Edipower è individuabile nella diversificazione delle fonti di approvvigionamento energetico.
La diversificazione rappresenta una garanzia di elevata efficienza, flessibilità e sicurezza del sistema produttivo.
43.2%15.2%
14.0%17.0%
8.0% 3.0%
Idrico Carbone Olio Gas Eolico/solare/geotermico Altro
53.0%31.0%
7.0%
9.0%
Italia: 286.6 TWhItalia: 286.6 TWhEdipower: 25.44 TWhEdipower: 25.44 TWh
20042004
61.0%14.0%
17.0%
8.0%
20102010
Nel parco di generazione Edipower sono presenti 4 diverse tipologie di impianto:- Tradizionale (olio e carbone) per 2.580 MWe- Ripotenziato per 1.730 MWe- Turbogas in ciclo combinato per 2.304 MWe- Idroelettrico per 782 MWe
Gli investimenti e le emissioni di inquinanti
L’implementazione del piano industriale che prevede la conversione di alcuni impianti in ciclo combinato, la riqualifica degli impianti idroelettrici per l’ottenimento dei Certificati Verdi e l’adeguamento ambientale di alcuni impianti termoelettrici, ha consentito l’aumento dell’efficienza ed una notevole riduzione delle emissioni di inquinanti in atmosfera del parco produttivo Edipower
Dati in g/kWh
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2002 2003 2004 20100
0,5
1
1,5
2
2,5
3
SOx polveri NOx CO2
Emissioni specifiche
CO2
CO2
Investimenti
760
1.970
Investimenti di piano (M€)
già realizzati1.210*
*al 30/06/05
Progetti di trasformazione in ciclo combinato
Edipower ha intrapreso un programma di trasformazione in ciclo combinato del suo parco impianti che allo stato attuale vede:
CCGT in esercizio
SermideSermide CCGT da 1200 MW CCGT da 1200 MW trasformazione in ciclo combinato di due delle quattro unità convenzionali ad olio ChivassoChivasso CCGT da 1200 MW CCGT da 1200 MW trasformazione in ciclo combinato delle unità convenzionali ad olio e carbone
CCGT in fase di realizzazione
Piacenza CCGT da 800 MW Piacenza CCGT da 800 MW trasformazione in ciclo combinato di una unità convenzionale ad olio
CCGT in fase autorizzativa
Turbigo CCGT da 800 MW Turbigo CCGT da 800 MW trasformazione in ciclo combinato di una unità convenzionale ad olio Brindisi CCGT da 400 MW Brindisi CCGT da 400 MW trasformazione in ciclo combinato di una unità convenzionale a carbone
• Evoluzione del parco impianti in Italia
• Il ruolo di Edipower nel contesto nazionale
• Piacenza: la trasformazione in ciclo combinato
• Il progetto di Teleriscaldamento
La centrale di Piacenza: stato attuale
La centrale Edipower di Piacenza dispone di una potenza installata di 660 MWe ed è composta da due sezioni termoelettriche della potenza di 330 MWe ciascuna:
2 x (NOx 170 kg/h - SOX 340 Kg/h - PTS 42.5 kg/h)
Energia prodotta nel 2004
2.59 TWhRendimento 38.9 %
(2 x 312) MWe
Mix gas naturale e Olio BTZ
(2x 802) MWth
Trasformazione in Ciclo Combinato (1/3)
Il progetto di trasformazione in ciclo combinato della centrale prevede l’installazione di due turbine a gas Siemens da 260 MW con i rispettivi alternatori e caldaie a recupero:
2 x (NOx 64.2 kg/h)
Gas naturale
1.421 MWth
Rendimento 56.3 %
800 MWe
Trasformazione in Ciclo Combinato (2/3)
Contrattista
Principalisubappaltatori
ATI tra Siemens e Maire Engineering/Techint
Siemens (Turbine a Gas), STF (Caldaie a recupero), ABB (Trasformatori), TOSI (Revisione TV), MAGRINI (GIS), MARCORA (Opere civili)
Inizio lavori per Turbina a gas
Primo GVR
EsercizioCommerciale
Timing 27 mesi – fine progetto Dicembre 2005
SecondoGVR
Prima sincro
TG
Prima sincro
TV
Investimento Totale: circa 230 mln€
Trasformazione in Ciclo Combinato (3/3)
Approvazione del Progetto con Decreto 009/2001 del Ministero dell’Industria del Commercio e dell’Artigianato.23.04.2001
Benefici derivanti dalla trasformazione in ciclo combinato
624
38.9
1604
340
680
85
800
56.3
1421
129.40 0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
Net Poweroutput (Mwe)
Net efficiency (%)
Total thermalPower (MWth)
NOx Emission (kg/h)
SOx Emission (kg/h)
PTS Emission (kg/h)
Before re-powering After re-powering
624
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56.3
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0
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Net Poweroutput (Mwe)
Net efficiency (%)
Total thermalPower (MWth)
NOx Emission (kg/h)
SOx Emission (kg/h)
PTS Emission (kg/h)
Before re-powering After re-powering
Stato di avanzamento del Progetto
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2003 2004 2005
SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC
-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27
Mon
thly
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Cum
ulat
ive
Actual (month)
Re-Planned(month)
Actual(cumulative)
Re-Planned(cumulative)
OGGI
• Evoluzione del parco impianti in Italia
• Il ruolo di Edipower nel contesto nazionale
• Piacenza: la trasformazione in ciclo combinato
• Il progetto di Teleriscaldamento
Il Progetto di Teleriscaldamento
Ottobre ‘04 Firmato un contratto di fornitura di beni e servizi tra Edipower e TESA S.p.A. correlato alla realizzazione di un sistema di Teleriscaldamento nella città di Piacenza.
Edipower renderà disponibili dalla turbina a vapore del ciclo combinato degli spillamenti necessari a fornire la potenza utile al sistema di teleriscaldamento per un totale di 160 MWth
Edipower ha predisposto, in collaborazione con D’Appolonia S.p.A., un documento di approfondimento relativo alla valutazione dei benefici ambientali associati alla realizzazione della rete di teleriscaldamento considerando:
distribuzione e tipologia delle caldaie esistenti nell’area interessatadal TLRle emissioni risparmiate a seguito della dismissione di tali caldaiele conseguenti ricadute al suolo evitate di NOx e SO2 (con opportunocodice di calcolo) i consumi di materie prime evitate (gas naturale e gasolio)
Settembre ‘05
Identificazione delle zone interessate dal TLR
Centrale
Fase I (20 MWt) interesserà la Zona IFase I (20 MWt) interesserà la Zona I
Fase II (160 MWt) interesserà la Zona I + Zona IIFase II (160 MWt) interesserà la Zona I + Zona II
Zona II(381.9 MWt)
Zona I(55.9 MWt)
Definizione delle fasi del TLR
Fase I
• Periodo 2006-2010• Potenza termica fornita dalla centrale: 20 MWt• Potenza totale allacciata alla rete di TLR: 25 MWt• Potenza risparmiata con TLR da Caldaie a gasolio: 4.2 MWt
(16.8% della totale allacciata) • Potenza risparmiata con TLR da Caldaie a gas: 20.8 MWt
(83.2% della totale allacciata)
Fase II
• Periodo oltre 2010• Potenza termica fornita dalla centrale: 160 MWt• Potenza totale allacciata alla rete di TLR: 200 MWt• Potenza risparmiata con TLR da Caldaie a gasolio: 43.6 MWt
(21.8% della totale allacciata)• Potenza risparmiata con TLR da Caldaie a gas: 156.4 MWt
(78.2% della totale allacciata)
• Si prevede che la potenza allacciata alla rete di teleriscaldamento sia pari a 25 MWt nella Fase I (a fronte dei 20 MWt forniti dalla centrale) e 200 MWt nella Fase II (a fronte dei 160 MWt forniti dalla centrale), avendo considerato un fattore di utilizzo delle caldaie civili pari a 80%.
• Si è ipotizzato che le caldaie vengano sostituite in maniera proporzionale ovvero mantenendo inalterata la frazione di potenza termica generata dal gasolio e dal gas:
Vantaggi del Teleriscaldamento
Nox SO2 PTS CO Nox SO2 PTS COCTE 0.3 0.0 0.0 0.2 CTE 0.3 0.0 0.0 0.2Risparmio caldaie a Gasolio -0.8 -1.4 -0.1 -0.3 Risparmio caldaie a Gasolio -7.8 -14.7 -0.6 -3.1Risparmio caldaie a Gas -3.7 0.0 -0.5 -1.9 Risparmio caldaie a Gas -28.2 0.0 -3.8 -14.1
TOTALE -4.2 -1.4 -0.6 -2.0 TOTALE -35.7 -14.7 -4.3 -17.0
Fase I Fase II
Emissioni evitate (kg/h)
Emissioni totali evitate (t/anno)Emissioni totali evitate (t/anno)
NOx SO2 PTS CO
-71.4 - 29.4 - 8.8 - 34.0
Combustibile risparmiatiCombustibile risparmiati
Metano (m3/anno) Gasolio (t/anno)
- 32,100,000 - 6,120
FASE
I FASE II
Benefici del TeleriscaldamentoNOx – Ricadute Medie Annue
DM 60/02 40 µg/m3
Attuale: CCGT + Caldaie civili
Futuro: CCGT– caldaie dismesse da
TLR
Benefici del TeleriscaldamentoNOx – Massime orarie 99.8° percentile
DM 60/02 200 µg/m3 da non superare più di 18 volte
Attuale: CCGT + Caldaie civili
Futuro: CCGT – caldaie dismesse
da TLR
Benefici del TeleriscaldamentoSO2 – Ricadute Risparmiate
(contributo delle caldaie eliminate dal TLR)
Valore medio invernale 99.2° percentile
Benefici del TeleriscaldamentoPolveri – Ricadute Risparmiate
(contributo delle caldaie eliminate dal TLR)
Valore medio invernale 90.4° percentile
GRAZIE PER LA CORTESE ATTENZIONE