Impianto sperimentale EFGT con microturbina “Turbec T100”

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CAPITOLO V

Impianto sperimentale EFGT con

microturbina “Turbec T100”

5.1 Schema dell’impianto

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5.2 Descrizione impianto

L’impianto di cogenerazione a biomassa è costituito da una caldaia alimentata a biomassa lignocellulosica di potenza pari a circa 400.000 kcal/h e da una microturbina a gas di ultimissima generazione in grado di convertire il lavoro meccanico di espansione di un gas in energia elettrica di tensione e frequenza definiti.

Questo modello denominato ciclo aperto o parallelo[15], prevede l’espansione di aria compressa in uscita dalla caldaia e successivo eventuale recupero termico di tale corrente in una sezione esterna al ciclo in esame. L’aria di combustione è alimentata in caldaia a temperatura ambiente e subisce un preriscaldamento con i fumi di combustione, prima di entrare nella camera di combustione.

L’efficienza termica dell’impianto può essere massimizzata, sfruttando a pieno il contenuto entalpico dell’aria di processo espulsa dalla turbina dopo espansione e dai fumi di combustione della biomassa. Entrambe si presentano ad elevata temperatura e possono essere impiegate per utilizzi di riscaldamento ad acqua o per processi di essiccamento.

Nello schema base dell’impianto in figura sopra, l’aria in uscita dall’unità di turbo compressione, dopo aver ceduto parte del suo contenuto entalpico ai gas in uscita dal compressore, si miscela con i gas di scarico e viene convogliato al camino, in uscita dall’impianto.

In tal modo non vi è alcun recupero termico del contenuto entalpico dei gas caldi in uscita dall’impianto.

Si differenzia dal ciclo chiuso o in serie, dal fatto che in quest’ultimo, l’aria in uscita dalla turbo compressore, viene in parte reintegrata in caldaia dopo l’espansione e funge da aria di combustione per la caldaia, incrementando il rendimento della caldaia e riducendo la portata di combustibile necessario.

La microturbina, costituita dal modello T100 prodotto ed installato da Turbec spa, è stata opportunamente modificata per funzionare con combustione esterna secondo il ciclo EFMGT (ExternallyFired Micro Gas Turbine) ed è in grado di erogare a pieno carico e in condizioni atmosferiche standard 75-80 kW di potenza elettrica e circa 300 kW di potenza termica ad un regime di circa 70.000 rpm.

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Figura 2 Immagine impianto Turbec [22]

Il processo di conversione energetica della biomassa lignocellulosica implementato nell’impianto è di tipo termochimico e sfrutta la combustione in eccesso d’aria della biomassa legnosa all’interno di una caldaia a griglia fissa.

Il calore ottenuto dalla combustione viene trasferito, tramite uno scambiatore ad alte prestazioni installato all’interno della caldaia stessa, all’aria di processo della microturbina che aziona un generatore di energia elettrica.

L’aria calda di turbina, aspirata dall’ambiente ad ogni ciclo termodinamico, viene nuovamente espulsa dalla bocca di uscita della turbina dopo avere ceduto al sistema di generazione il suo elevato contenuto energetico.

Il processo intero è regolato da parametri impostati nel sistema di controllo e regolazione centrale che permette, attraverso una reciproca comunicazione fra caldaia e turbina, il raggiungimento delle condizioni desiderate di potenza generata ed il funzionamento completamente automatizzato di tutti i componenti. Il generatore elettrico e tutti i componenti rotanti (compressore e turbina) sono montati sullo stesso albero; turbina e compressore risiedono dunque nello stesso alloggiamento.

L'impianto composto dai moduli caldaia-turbina, dai sistemi per il trattamento, carico e scarico delle biomasse, nonché dalle aree di stoccaggio.

Il livello di pressione sonora emesso dall’impianto è coincidente esclusivamente con quello prodotto dalla turbina che, secondo i dati di specifica forniti dal produttore, si attesta intorno ai 70 dB ad 1 metro di distanza.

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Gli organi di accoppiamento, comprensivi di tubazioni in acciaio inossidabile, flange di accoppiamento, giunti, compensatori di dilatazione, sonde di monitoraggio temperatura e pressione sono progettati con estrema cura in maniera da assicurare il perfetto funzionamento dell’insieme in condizioni di regime statico e dinamico molto critiche limitando in tal modo perdite ed inefficienze.

Unità Turbo compressione – Turbec T100 CHP system

L’intera unità è costituita da varie sottocomponenti racchiusi all’interno di un unico blocco, che lavorano in leggera sottopressione grazie alla presenza di un ventilatore esterno.

Figura 3 Unità Turbo compressione Turbec [22]

Ditta Turbec AB, sweden Modello T100

Installazione Interna

Dimensioni 1920x2900 mm

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Microturbina

Tipologia Radiale

Velocità angolare nominale 70000 rpm Temperatura ingresso 950°C

Compressore centrifugo

Tipologia Scroll

Pressione nominale ingresso 0.1-1 bar

AC Power 345- 325 VAC (50/60 Hz)

Dimensioni 610 x 1070 x 1370 mm

Generatore

Il generatore produce elettricità ad alta frequenza, che viene convertita agli standard di rete (400 VAC a 50 Hz). La corrente alternata (AC) ad alta frequenza (500 VAC a 2333 Hz, corrispondenti a 70.000 giri/min. dell'albero motore) generata dal generatore è inizialmente rettificata in corrente continua (DC), tramite un raddrizzatore, e successivamente riconvertita in corrente alternata trifase (AC) tramite un convertitore statico. Un induttore stabilizza la corrente in uscita, un filtro EMC ostacola le interferenze generate. Per l’avviamento della microturbina il processo è invertito, usando il sistema elettrico al contrario cioè la macchina in questa fase necessita di essere alimentata ed assorbe quindi corrente elettrica. Il generatore è raffreddato da un circuito di raffreddamento ad acqua.

Figura 4 modello elettrico generatore [22]

Recuperatore

Il recuperatore è costituito da uno scambiatore ad alta efficienza compatto montato in prossimità dello scarico della turbina e quindi in linea con le macchine rotanti. Incrementa l’efficienza elettrica dell’impianto permettendo lo scambio termico tra l’aria calda in uscita

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dopo l’espansione e l’aria dopo la fase di compressione. Questa tipologia di recuperatori vengono definiti a superficie primaria, in quanto l’intera superficie è per il 100% efficace, vale a dire non ci sono effetti dovuti ad una seconda superficie alettata, e la chiusura stagno può essere ottenuta saldando senza il bisogno di una costosa e lunga operazione di brasatura in forno ad alta temperatura.

Sistemi ausiliari integrati

L’unità Turbec T100 CHP system è dotata inoltre dei seguenti sistemi ausiliari:

 Sistema lubrificazione dei cuscinetti: costituito da un serbatoio dell’olio lubrificante, un circuito chiuso dove l’olio circola, spinto da una pompa apposita. L’olio caldo di lubrificazione in uscita dai cuscinetti viene raffreddato da un air-oil cooler fino a 50°C per poi ritornare nel circuito.

 Sistema raffreddamento del generatore: i sistemi elettrici e il generatore vengono raffreddati separatamente grazie all’ausilio di un circuito ad acqua.

 Un ventilatore esterno per raffreddare l’interno dell’unità turbocompressore

 PMC ( power modul controller) per il controllo completo del sistema elettrico durante la fase di regime e per la fase di avviamento e di fermo.

Alimentazione biomassa

La biomassa viene estratta dal deposito tramite una coclea che regola il flusso da immettere in caldaia per mantenere prefissate condizioni di set-point di generazione di potenza elettrica.

Il sistema di alimentazione è regolato mediante dosatore a coclea, munito di serranda di sbarramento al ritorno di fiamma, direttamente pilotato da inverter controllato dal sistema principale di comando e controllo del sistema di regolazione della potenza erogabile dalla turbina.

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Caldaia

Il combustore, di ultima generazione progettato e realizzato da Metalref Hi Tech s.r.l., ha una potenza termica al focolare di circa 500 kW ed un rendimento termico superiore al 90% (efficienza secondo UNI EN 303-5: 2004: rendimento di caldaie).

La caldaia è progettata per funzionare in modo totalmente automatico senza la necessità di operatori per l’esercizio di regime.

Il modello è costituito da tre parti principali: un focolaio a griglia fissa per trattare sia di cippato fine o pellet che di materiale legnoso molto eterogeneo, un primo scambiatore aria-aria per lo scambio di calore tra i fumi di combustione e l’aria di processo in ingresso alla turbina, e un secondo scambiatore posto sul retro della caldaia, che permette il preriscaldamento dell’aria di combustione con il calore residuo dei fumi prima che quest’ultimi vengono convogliati in camino.

L’alimentazione dell’aria primaria è regolata su 3 livelli tramite serrande ad alette contrapposte azionate da un comando proporzionale. Il modulo dove avviene lo scambio termico fra i fumi di caldaia e l’aria di processo della turbina trova sistemazione all’interno del combustore ed è costituito da uno scambiatore gas/aria a fascio tubiero con più passaggi lato tubi, con perdite di carico inferiori a 0,2 bar. I fumi di combustione lambiscono i tubi esternamente e usciranno dalla caldaia in direzione opposta all’ingresso della biomassa.

Una suddivisione dell’alimentazione dell’aria di combustione, permette una più omogenea distribuzione del comburente nella camera di combustione e una conseguente incremento del rendimento della caldaia.

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La caldaia a biomassa è interamente gestita da un quadro di comando e controllo con logica a microprocessore in grado di regolare i parametri della combustione con ingressi pilotati direttamente dal microcontrollore della turbina.

La carpenteria esterna è realizzata con pannellature a sandwich, con coibentante interno, allo scopo di contenere a valori di circa 70°C la temperatura delle superfici esterne. Le ceneri prodotte dalla combustione si depositano sul fondo di una vasca di contenimento e una coclea provvede ad estrarle automaticamente. I gas esausti della camera di combustione sono espulsi tramite un camino da dove vengono dispersi. Data la peculiarità del sistema di combustione, l’origine controllata della biomassa, la composizione chimica e il basso quantitativo prodotto (1% - 4% della sostanza secca variabile in funzione della tipologia di biomassa) rispetto al volume originario del combustibile, le ceneri (classificate come rifiuto speciale non pericoloso dal D.M. 5/2/98) possono essere smaltite come rifiuto.

Possono inoltre essere valutate localmente le possibilità di riutilizzo e valorizzazione sia agronomica che industriale delle ceneri da combustione di biomassa previe dettagliate analisi di laboratorio che attestino la non presenza di materiale inquinante.

Figura 6 Immagine caldaia impianto

Le caldaia assicura valori di NOx pari a un quarto dei valori ammessi mediante introduzione differenziata a più livelli dell’aria di combustione, il quantitativo di zolfo

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presente nelle biomasse legnose è ridotto e l’alimentazione continua abbinata ad un’efficace controllo della combustione garantiscono il rispetto dei limiti imposti di CO.

I valori di concentrazione degli inquinanti emessi in forma gassosa e di particolato sono ampiamente mantenuti entro i limiti previsti dal Dpcm 8 marzo 2002 che fissano per impianti termici di potenza nominale complessiva installata compresa fra 0,15MW e 3MW relativamente ad un’ora di funzionamento i seguenti valori, in condizioni standard [16]:

Monossido di Carbonio (CO): 183 mg/Nm3 Ossidi di azoto (NO2): 163 mg/Nm3

Poiché l’impianto termico rientra nella categoria di impianti con potenza minore di 3MW del DPCM 08/03/2002, per assicurare, alle normali condizioni di esercizio, il rispetto dei valori limite delle emissioni è sufficiente l’installazione di un meccanismo di alimentazione automatica del combustibile e una verifica periodica dei livelli di emissione.

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5.3 Strumentazione per l’acquisizione misure elettriche

Necessarie per l’acquisizione di tutte le grandezze elettriche in uscita e in ingresso dell’impianto sono le seguenti strumentazioni, installate direttamente sul sito dell’ impianto. Le strumentazioni, di seguito descritte, vengono interfacciate con un calcolatore. Come software di acquisizione e controllo dei dati viene adoperato LabVIEW©, ( Laboratory Virtual Instrumentation Engineering Workbench, è l'ambiente di sviluppo integrato per il linguaggio di programmazione visuale di National Instruments).

- Wattmetro

Lo strumento principale installato per l’acquisizione delle misure elettriche è il wattmetro. Per la misura della potenza attiva in transito su una linea a due fili si impiegano i wattmetri. In generale, se i valori della tensione u(t) o della corrente i(t) sono troppo elevati per l’applicazione diretta allo strumento, si impiegano opportuni trasduttori di interfaccia che riducono la tensione e la corrente: CT = Current Transducer e VT = Voltage transducer. Le uscite di questi sono applicate agli ingressi del wattmetro. Come per gli altri strumenti di misura, i parametri fondamentali che caratterizzano la qualità di un wattmetro sono tre:

 la classe di precisione, o semplicemente classe, espressa in forma numerica: uno strumento è tanto più preciso quanto più il valore della sua classe è basso;

 la portata, ovvero il massimo valore misurabile;

 la risoluzione, ovvero il minimo valore misurabile con certezza;

 la tensione di isolamento.

Il wattmetro digitale possiede le seguenti caratteristiche, e consente di effettuare le seguenti misurazioni tipiche:

- Misurazione indiretta (da 1 a 3 fasi) mediante la pinza integrata - Misurazioni di potenza:

 Potenza attiva (kW)  potenza apparente (kVA)  potenza reattiva (kVAR)  Fattore di potenza (cos φ)

- 108 -  Ángolo di fase

 Integratore di energia attiva (kWh)

I wattmetri digitali si basano sulla elaborazione di segnali campionati, tramite circuiti di digital signal processing dedicati, oppure tramite sistemi di acquisizione dati gestiti da PC. Questi strumenti implementano in forma discreta l’algoritmo della potenza sui campioni di tensione uh e di corrente ih. Detto Np il numero di campioni di ciascun segnale nel periodo T, la potenza risulta:

Figura 8-schema di un wattmetro digitale

Il wattmetro adoperato per l’acquisizione dei dati di processo è un wattmetro digitale grafico, WT1600 YOKOGAWA®, in tabella sotto sono riportati spefiche tecniche dell’apparecchiatura: [23] .

Modello WT1600

Produttore YOKOGAWA®

Precisione 0.1%

Banda passante DC 0,5 Hz - 1MHz Numero moduli ingresso 6

Current input range 10 mA-5 A or 1 A-50 A Voltage input range 1.5 V - 1000 V

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Display TFT a colori; variety of display formats: Numeric, Waveform, Bar graph, Vector, Trend

Standard external current sensor input for use with current clamps

Figura 9 Wattmetro Yokogawa Wt1600

- La pinza amperometrica

La pinza amperometrica è uno strumento di misura che si utilizza per rilevare correnti su parti di un impianto che non possono essere messe fuori servizio.

Gli amperometri classici, per poter fare una misura, vanno inseriti in serie al circuito; per questo motivo è necessario interrompere momentaneamente la linea per poi ripristinarla con lo strumento inserito. La pinza amperometrica è in grado di misurare correnti venendo semplicemente "agganciata" attorno al conduttore: questa infatti rileva l'intensità del campo elettromagnetico che si forma attorno al cavo.

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Measuring range 0 to 400 A ACrms (600 A peak)

Basic accurancy (23°C, sine wave input) 1.0% of rdg. + 0.2mV (40Hz to 1kHz)

Maximum allowed input AC 400 Arms

Output voltage 0 to 4V ACrms (10 mV/A)

Figura 10 Pinze amperometriche [23]

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Nella figura 11 è riprodotto lo schema di collegamento tra il wattmetro e i carichi presenti nell’impianto. Essi sono costituiti dalla turbina Turbec, dall’insieme degli ausiliari che assorbono potenza elettrica e dalle resistenze per la dissipazione dell’energia elettrica prodotta dalla turbina durante la prova. Si può vedere come il sistema sia connesso con la rete elettrica 400V - 50Hz.

5.4 Strumentazione per l’acquisizione di misure di portata e

pressione

Tubo di Pitot

Il tubo di Pitot è uno strumento utilizzato per misurare la velocità di un fluido. Il tubo di Pitot basa il suo funzionamento sulla definizione di pressione totale.

Un tubo di Pitot è infatti fornito di due prese di pressione, una all'estremità anteriore disposta perpendicolarmente alla corrente (presa totale) e una sul corpo del tubo disposta tangenzialmente al flusso (presa statica). Come da definizione, la differenza tra queste due pressioni (la pressione dinamica, ottenibile con l'utilizzo di un manometro differenziale opportunamente collegato alle due prese) risulta proporzionale al quadrato del modulo della velocità del fluido, quindi:

Il fatto che le prese di pressione siano due e separate sembrerebbe rendere inutilizzabile il Pitot (infatti la definizione di pressione totale richiede che le pressioni statica, dinamica e totale siano misurate nello stesso punto nello stesso istante di tempo).

Affinché il tubo di Pitot non fornisca quindi una misura approssimata, la pressione totale dovrebbe mantenersi costante nel campo di moto del fluido (cioè dovrebbe valere il Teorema di Bernulli nel suo primo o almeno secondo enunciato). Siccome generalmente i tubi di Pitot

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sono costruiti in modo da non perturbare eccessivamente il campo di moto intorno a loro, questa approssimazione è accettabile.

La taratura del Pitot si effettua immettendo il tubo in una corrente di fluido di cui siano perfettamente note le proprietà del fluido stesso e la velocità. Per un numero sufficiente di valori di velocità si andranno a registrare le corrispondenti differenze di pressione tra le due prese del Pitot, ottenendo una successione di punti che rappresentano la funzione di trasferimento dello strumento.

Il tubo di Pitot viene posizionato sulla tubazione di scarico dei fumi in uscita dall’impianto.

Manometro a tubo aperto

Viene acquisita la misura della pressione dell’aria in uscita dalla turbina, dopo aver attraversato il recuperatore.

Un manometro a tubo aperto è costituito da un tubo curvato a U riempito di acqua, posizionato su una scala millimetrica tarata. Un estremo è aperto e collegato con l'atmosfera, mentre l'altro estremo è collegato con la tubazione. La pressione atmosferica sostiene la colonna nel braccio destro del tubo a U, mentre la pressione del gas nella tubazione sostiene la colonna contenuta nel braccio sinistro. La differenza di altezza tra le due colonne è esattamente pari alla differenza di pressione tra il gas e l'atmosfera: Δh(mmH2O) = (Pgas-Patm). La pressione del gas

Pgas viene così calcolata: Pgas=Patm + Δh.

Questa misura di pressione, risulta importante per la valutazione delle prestazioni della turbina e verificarne il corretto funzionamento durante la fase di avviamento e regime.

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5.5 Strumentazione per l’acquisizione di misure di temperatura

- Termocoppie

Per l’acquisizione delle misure di temperatura dell’impianto vengono installate diverse termocoppie, localizzate in regioni dell’impianto diverse, per poter fornire valori caratteristici delle temperature dell’aria e dei fumi utili per l’analisi.

Altri valori di temperatura dell’impianto vengono acquisiti gestiti e controllate dal PLC dell’impianto.

Inoltre l’unita comprendente la microturbina Turbec acquisisce e fornisce valori di temperatura dell’aria di processo, nelle varie sezioni dell’unità stessa.

In particolare in tabella vengono riassunte tutte le sezioni dell’impianto dove è possibile una acquisizione dei dati di temperatura e i corrispettivi sistemi di gestione di tali valori.

Posizione sull’impianto Sistema di gestione dati Tipologia termocoppia Aria di processo uscita caldaia Calcolatore processo (software

NI Labview)

K

Uscita fumi impianto Calcolatore processo (software NI Labview)

K

Aria di combustione dopo preriscaldamento in caldaia

PLC K

Focolaio caldaia PLC K

Fumi in caldaia dopo preriscaldamento aria

PLC K

Aria esterna ingresso compressore Unità Turbec K

Aria ingresso turbina Unità Turbec K

Aria uscita turbina Unità Turbec K

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Sono termocoppie di uso generale. Il loro intervallo di misura va da -200 °C a 1260 °C. La sensibilità è di circa 41 µV/°C.

Di seguito in figura 12 è possibile localizzare la posizione della strumentazione di acquisizione dati, presente sull’impianto.