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ITUB20159367A1 - Metodo e dispositivo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore di un impianto a ciclo combinato e impianto a ciclo combinato - Google Patents

Metodo e dispositivo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore di un impianto a ciclo combinato e impianto a ciclo combinato Download PDF

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ITUB20159367A1
ITUB20159367A1 ITUB2015A009367A ITUB20159367A ITUB20159367A1 IT UB20159367 A1 ITUB20159367 A1 IT UB20159367A1 IT UB2015A009367 A ITUB2015A009367 A IT UB2015A009367A IT UB20159367 A ITUB20159367 A IT UB20159367A IT UB20159367 A1 ITUB20159367 A1 IT UB20159367A1
Authority
IT
Italy
Prior art keywords
boiler
heat exchange
steam
pressure
ducts
Prior art date
Application number
ITUB2015A009367A
Other languages
English (en)
Inventor
Fabio Piccardo
Nicola Angelo Rovere
Original Assignee
A S En Ansaldo Sviluppo Energia S R L
Ansaldo Energia Spa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by A S En Ansaldo Sviluppo Energia S R L, Ansaldo Energia Spa filed Critical A S En Ansaldo Sviluppo Energia S R L
Priority to ITUB2015A009367A priority Critical patent/ITUB20159367A1/it
Priority to CN201611234232.9A priority patent/CN106989377A/zh
Priority to CN202211084747.0A priority patent/CN115468157A/zh
Priority to EP16207193.0A priority patent/EP3187702B1/en
Publication of ITUB20159367A1 publication Critical patent/ITUB20159367A1/it

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Description

"METODO E DISPOSITIVO DI CONTROLLO DELLO SCAMBIO TERMICO IN UNA CALDAIA A RECUPERO DI CALORE DI UN IMPIANTO A CICLO COMBINATO E IMPIANTO A CICLO COMBINATO"
La presente invenzione è relativa ad un metodo e ad un dispositivo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore in un impianto a ciclo combinato e ad un impianto a ciclo combinato con o senza cogenerazione .
Generalmente, un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia comprende un'unità di turbina a gas, ed una caldaia alimentata con gas di scarico provenienti dall'unità di turbina a gas e configurata per generare vapore da alimentare ad una unità funzionale, ad esempio una unità di turbina a vapore.
La caldaia comprende una camera di passaggio fumi, in cui fluiscono i fumi di scarico dell'unità di turbina a gas, ed un circuito del vapore alimentato con acqua demineralizzata .
Il circuito del vapore si estende all'interno della camera di passaggio fumi, in modo tale da sfruttare il calore dei fumi caldi provenienti dall'unità di turbina a gas per generare il vapore.
Lungo la camera di passaggio fumi spesso viene istallato anche un catalizzatore configurato per ridurre il contenuto di ossido di carbonio nei fumi generati dall'unità di turbina a gas.
La caldaia è solitamente configurata per ottenere il massimo rendimento termico in condizioni di funzionamento nominali della turbina a gas.
Tuttavia, il mercato costringe i costruttori a progettare impianti che prevedano un funzionamento della turbina a gas anche a carico ridotto, ad esempio durante le ore notturne in cui la richiesta di energia è sensibilmente ridotta. Ciò determina una diminuzione della portata e della temperatura dei fumi allo scarico della turbina a gas. Le stesse condizioni si possono verificare anche durante l'avviamento della turbina a gas.
La bassa portata e la bassa temperatura dei fumi di scarico della turbina a gas possono non essere sufficienti a fare in modo che la caldaia generi la quantità di vapore, alla qualità (in termini di pressione e temperatura) richieste dalla turbina a vapore e/o dai processi cogenerativi del ciclo combinato.
In questi casi si ha il rischio di un eccessivo raffreddamento della turbina a vapore con conseguenti stress termici e rischi di danno alla stessa e/o di una insufficiente portata di vapore alimentata ai processi cogenerativi.
Inoltre, in condizione di funzionamento a basso carico, ed in particolare in prossimità del cosiddetto minimo tecnico della turbina a gas, i fumi di scarico possono non riuscire a scaldare sufficientemente il convertitore catalitico configurato per convertire il monossido di carbonio prodotto dalla combustione in anidride carbonica.
Ai bassi carichi infatti, l'instabilità della fiamma e le minori temperature in camera di combustione comportano il mancato raggiungimento del valore di energia necessario per l'ossidazione completa del carbonio contenuto nei combustibili fossili determinando un incremento della produzione di monossido di carbonio.
I convertitori catalitici hanno una efficienza di conversione ottimale a partire da temperature prossime a 300°C. L'efficienza degrada con l'abbassamento della temperatura al di sotto dei 300° e crolla drasticamente con temperature al di sotto di un valore di soglia tipico per il catalizzatore impiegato.
È pertanto uno scopo della presente invenzione quello di fornire un metodo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore in un impianto a ciclo combinato che sia privo degli inconvenienti qui evidenziati dell'arte nota; in particolare, è uno scopo del trovato quello di fornire un metodo di controllo che sia in grado di ottimizzare lo scambio termico tra i fumi di scarico dell'unità di turbina a gas e il circuito del vapore della caldaia in modo tale da garantire una adeguata generazione di vapore alla qualità richiesta dalla turbina a vapore e/o dai processi cogenerativi e/o dal catalizzatore anche quando l'unità di turbina a gas viene operata a bassi carichi.
In accordo con tali scopi la presente invenzione è relativa ad un metodo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore in un impianto a ciclo combinato in accordo alla rivendicazione 1.
È un ulteriore scopo del trovato quello di realizzare un dispositivo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore in un impianto a ciclo combinato che sia in grado di ottimizzare lo scambio termico tra i fumi di scarico dell'unità di turbina a gas e il circuito del vapore della caldaia in modo tale da garantire una adeguata generazione di vapore alla qualità richiesta dalla turbina a vapore e/o dai processi cogenerativi e/o dal catalizzatore anche quando l'unità di turbina a gas viene operata a bassi carichi.
In accordo con tali scopi, la presente invenzione è relativa ad un dispositivo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore in un impianto a ciclo combinato in accordo alla rivendicazione 7.
È un ulteriore scopo del trovato quello di realizzare un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica in cui la quantità di vapore generata dalla caldaia sia sufficiente e abbia le caratteristiche termiche richieste dalla turbina a vapore e/o dai processi cogenerativi e/o dal catalizzatore anche quando l'unità di turbina a gas viene operata a bassi carichi.
In accordo con tali scopi la presente invenzione è relativa ad un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia elettrica in accordo alla rivendicazione 13.
Ulteriori caratteristiche e vantaggi della presente invenzione appariranno chiari dalla descrizione che segue di un suo esempio non limitativo di attuazione, con riferimento alle figure dei disegni annessi, in cui:
- la figura 1 è una rappresentazione schematica e semplificata dell'impianto a ciclo combinato per la produzione di energia secondo la presente invenzione;
- la figura 2 è una rappresentazione schematica, con parti in sezione e parti asportate per chiarezza di un dettaglio dell'impianto di figura 1;
- la figura 3 è una rappresentazione schematica a blocchi del dispositivo di controllo dello scambio termico in una caldaia a recupero di calore in un impianto a ciclo combinato secondo la presente invenzione;
- la figura 4 è una rappresentazione schematica a blocchi di un dettaglio del dispositivo di controllo di figura 3 in accordo ad una prima forma di realizzazione;
- la figura 5 è una rappresentazione schematica a blocchi del dispositivo di controllo di figura 3 in accordo ad una seconda forma di realizzazione.
In figura 1 è indicato con il numero di riferimento 1 un impianto a ciclo combinato per la produzione di energia.
L'impianto 1 illustrato in figura 1 è preferibilmente configurato per produrre solo energia elettrica.
Una variante non illustrata prevede che 1'impianto 1 sia configurato per la produzione di energia elettrica e/o energia termica, utile per i processi cogenerativi, quali ad esempio teleriscaldamento per usi civili (abitazioni e uffici) ed industriali (riscaldamento di serre per la coltivazione), ed invio di energia termica per il riscaldamento di torri di distillazione per la raffinazione dei prodotti del petrolio nelle raffinerie.
L'impianto 1 comprende un'unità di turbina a gas 2, un'unità funzionale 3, una caldaia 4 ed un dispositivo di controllo 5 configurato per controllare lo scambio termico nella caldaia 4.
L'unità di turbina a gas 2 è il primo motore dell'impianto a ciclo combinato 1 e può essere alimentata con qualunque combustibile.
L'unità di turbina a gas 2 è collegata ad un generatore 6 e comprende un compressore, una camera di combustione e una turbina a gas (non illustrati nelle figure allegate). La turbina a gas aziona il generatore 6 per generare energia elettrica disponibile.
L'unità funzionale 3 è configurato per sfruttare il vapore generato dalla caldaia 4. Ad esempio l'unità funzionale può essere un impianto chimico o un qualsiasi impianto in grado di sfruttare il vapore prodotto dalla caldaia 4.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato, l'unità funzionale 3 è una unità di turbina a vapore.
L'unità di turbina a vapore è accoppiata ad un rispettivo generatore 7 e comprende una turbina a vapore di alta pressione 7a, una turbina a vapore di media pressione 7b, una turbina a vapore di bassa pressione 7c (illustrate schematicamente in figura 2).
La caldaia 4 recupera il calore residuo dei fumi della combustione generati dall'unità di turbina a gas 2 e produce vapore da alimentare all'unità funzionale 3.
Con riferimento alla figura 2, la caldaia 4 comprende una camera di passaggio fumi 10, in cui fluiscono i fumi di scarico dell'unità di turbina a gas 2, ed un circuito del vapore 11 alimentato con acqua demineralizzata.
Il circuito del vapore 11 si estende all'interno della camera di passaggio fumi 10, in modo tale da sfruttare il calore dei fumi caldi provenienti dall'unità di turbina a gas 2 per generare il vapore da alimentare all'unità di turbina a vapore 3,
In particolare, nell'esempio illustrato, il circuito del vapore 11 comprende una sezione di alta pressione 13, una sezione di media pressione 14 ed una sezione di bassa pressione 15.
La sezione di alta pressione 13 comprende una pluralità di condotti di scambio termico di alta pressione 17 disposti in serie lungo un percorso a serpentina, un corpo cilindrico di alta pressione 18 disposto tra due dei condotti di scambio termico di alta pressione 17 ed una valvola di regolazione di alta pressione 19 disposta lungo un condotto terminale di alta pressione 17a della pluralità di condotti di scambio termico di alta pressione 17. Il condotto terminale di alta pressione 17a è collegato all'ingresso della turbina di alta pressione 7a.
La valvola di regolazione di alta pressione 19 è configurata per regolare la portata di vapore ad alta pressione QHP alimentato all'ingresso della turbina di alta pressione 7a.
A monte della valvola di regolazione di alta pressione 19 il condotto terminale di alta pressione 17a comprende una deviazione 20 collegata allo scarico della turbina di alta pressione 7a mediante una rispettiva valvola di bypass 21. La deviazione 20 si rivela utile nelle situazioni in cui è il vapore non può essere immesso nella turbina a vapore ad alta pressione 7a (ad esempio perché la turbina 7a è fuori servizio - in blocco - o perché il vapore non ha ancora raggiunto le caratteristiche di pressione e temperatura minime per essere alimentato alla turbina 7a senza il rischio che lì condensi causando danni alle pale della turbina ad alta pressione 7a.
La sezione di media pressione 14 comprende una pluralità di condotti di scambio termico di media pressione 25 disposti in serie lungo un percorso a serpentina, un corpo cilindrico di media pressione 26 disposto tra due dei condotti di scambio termico di media pressione 25 ed una valvola di regolazione di media pressione 27 disposta lungo un condotto terminale di media pressione 25a della pluralità di condotti di scambio termico di media pressione 25. Il condotto terminale di media pressione 25a è collegato all'ingresso della turbina di media pressione 7b.
La valvola di regolazione di media pressione 27 è configurata per regolare la portata di vapore a media pressione QMP alimentato all'ingresso della turbina di media pressione 7b.
La sezione di bassa pressione 15 comprende una pluralità di condotti di scambio termico di bassa pressione 30 disposti in serie lungo un percorso a serpentina, un corpo cilindrico di bassa pressione 31 disposto tra due dei condotti di scambio termico di bassa pressione 30 ed una valvola di regolazione di bassa pressione 32 disposta lungo un condotto terminale di bassa pressione 30a della pluralità di condotti di scambio termico di bassa pressione 30. Il condotto terminale di bassa pressione 30a è collegato all'ingresso della turbina di bassa pressione 7c.
La valvola di regolazione di bassa pressione 32 è configurata per regolare la portata di vapore a bassa pressione QLP alimentato all'ingresso della turbina di bassa pressione 7c.
Il corpo cilindrico di alta pressione 18, il corpo cilindrico di media pressione 26 e il corpo cilindrico di bassa pressione 31 si rivelano utili durante i transitori (ad esempio accensione, spegnimento e modifica del carico dell'impianto) durante i quali le caratteristiche fisiche del vapore generato nei condotti della caldaia cambiano in conseguenza del cambio delle variabili di processo (portata e temperatura dei fumi di scarico dell'unità di turbina a gas 2, temperatura e portata del vapore all'interno del circuito del vapore 11), In particolare, il corpo cilindrico di alta pressione 18, il corpo cilindrico di media pressione 26 e il corpo cilindrico di bassa pressione 31 accumulano o forniscono acqua a seconda delle condizioni di funzionamento dell'impianto 1 in modo tale che il vapore abbia una pressione pressoché costante in ciascuna delle differenti sezioni 13, 14 e 15 del circuito del vapore 11.
Il corpo cilindrico di bassa pressione 31 è alimentato da una pompa 35 che preleva acqua da un condensatore (non illustrato nelle figure allegate).
Il corpo cilindrico di media pressione 26 è alimentato da una pompa 36 che preleva acqua allo stato liquido dalla sezione di media pressione 14, ed in particolare dai condotti di scambio termico di media pressione.
Il corpo cilindrico di alta pressione 18 è alimentato da una pompa 37 che preleva acqua allo stato liquido dal corpo cilindrico di media pressione 26.
I corpi cilindrici di bassa pressione 31, di media pressione 26 e di alta pressione 18 possono essere selettivamente alimentati e portati alla pressione di lavoro con vapore proveniente da una sorgente di vapore ausiliaria 38 (tratteggiata in figura 2). La sorgente di vapore ausiliaria 38 è ovviamente collegata ai corpi cilindrici di bassa pressione 31, di media pressione 26 e di alta pressione 18 mediante organi di regolazione 38a schematicamente rappresentati in figura 2.
Lungo la camera di passaggio fumi 10 è disposto un catalizzatore 40, il quale è configurato per convertire in anidride carbonica il monossido di carbonio prodotto dalla combustione nell'unità di turbina a gas 2.
Preferibilmente il catalizzatore 40 è disposto in prossimità di alcuni condotti di scambio termico di alta pressione 17 e di alcuni condotti di scambio termico di media pressione 25.
In figura 3 è rappresentato uno schema a blocchi relativo al dispositivo di controllo 5.
Il dispositivo di controllo 5 è configurato per regolare lo scambio termico nella caldaia 4 al fine di ottimizzare lo scambio termico tra i fumi di scarico dell'unità di turbina a gas 2 e il circuito del vapore 11 della caldaia 4 in modo tale da garantire una adeguata generazione di vapore alla qualità richiesta dall'unità funzionale 3 e/o dai processi cogenerativi e/o dal catalizzatore 40 anche quando l'unità di turbina a gas 2 viene operata a bassi carichi.
Il dispositivo di controllo 5 comprende;
- almeno un dispositivo di rilevamento 42 configurato per rilevare almeno un parametro operativo delle condizioni termodinamiche attuali di almeno un primo elemento della caldaia 4;
- almeno un modulo di calcolo errore 43 configurato per calcolare un errore di scambio termico et come la differenza tra il parametro operativo rilevato ed un rispettivo valore di riferimento predefinito e stabilito a priori;
- almeno un modulo di calcolo set point 44 configurato per calcolare un valore di set point di pressione per un organo di regolazione della caldaia 4;
- ed almeno un modulo di attuazione 45 configurato per regolare l'apertura dell'organo di regolazione della caldaia 4.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il dispositivo di rilevamento 42 (illustrato anche in figura 2) è configurato per rilevare la portata attuale QMPcur del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione 25.
Preferibilmente, il dispositivo di rilevamento 42 comprende uno o più diaframmi calibrati accoppiati a misuratori di pressione differenziale.
Preferibilmente, il dispositivo di rilevamento 42 è disposto a valle del corpo cilindrico di media pressione 26 considerando la direzione del flusso del vapore che va dalla pompa 36 alla turbina di media pressione 7b,
Nel caso in cui l'impianto 1 sia del tipo con cogenerazione, il dispositivo di rilevamento 42 è disposto sempre a valle del corpo cilindrico di media pressione 26 in prossimità del punto di prelievo del vapore a media pressione destinato ai processi cogenerativi.
Una variante non illustrata prevede che il dispositivo di rilevamento sia disposto a valle del corpo cilindrico di bassa pressione 31 considerando la direzione del flusso del vapore che va dalla pompa 35 alla turbina di bassa pressione 7c. Nel caso in cui l'impianto 1 sia del tipo con cogenerazione, il dispositivo di rilevamento è disposto sempre a valle del corpo cilindrico di bassa pressione 31 in prossimità del punto di prelievo del vapore a bassa pressione destinato ai processi cogenerativi.
Il modulo di calcolo errore 43 è configurato per calcolare un errore di scambio termico et come la differenza tra il parametro operativo rilevato ed un rispettivo valore di riferimento predefinito, e cioè tra la portata attuale QMP del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione 25 ed un rispettivo valore di riferimento della portata Qref.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il valore di riferimento della portata Qref per ottenere uno scambio termico ottimale è pari a circa 19,46 Kg/s.
Resta inteso che il valore di riferimento del parametro operativo possa essere modificato in base alle esigenze di scambio termico contestuali.
Con riferimento alla figura 4, il modulo di calcolo set point 44 è configurato per sommare ad un valore di set point di base SPbase un termine correttivo CORR calcolato da un modulo di calcolo 47 in base al valore dell'errore di scambio termico et.
SP organo regolazione = SPbase CORR
Il modulo di calcolo set point 44 comprende inoltre un limitatore 48 configurato per limitare il valore di set point di pressione in modo tale da impedire che superi un valore massimo predefinito. Il valore massimo viene stabilito in modo tale da non superare i limiti di progetto dell'impianto 1 e da non comportare una eccessiva chiusura dell'organo di regolazione.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il modulo di calcolo set point 44 è configurato per calcolare il set point di pressione SPHP per la valvola di regolazione di alta pressione 19.
In tal caso il valore di set point di base è pari a circa 8 MPa, mentre il termine correttivo CORR è calcolato mediante un modulo di calcolo 47 del tipo proporzionale integrativo PI configurato per fornire in uscita un termine correttivo compreso tra 0 e 25.
Preferibilmente, i parametri di guadagno del modulo di calcolo 44 proporzionale integrativo PI sono definiti in modo tale che l'incremento di pressione sia in grado di garantire un sufficiente margine di surriscaldamento del vapore che verrà poi alimentato alla turbina ad alta pressione 7a.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il valore massimo definito dal limitatore è pari a 105 bara. In questo modo si evita di superare i limiti di progetto dell'impianto 1 e di chiudere eccessivamente la valvola di regolazione di alta pressione 19 evitando problemi di ventilazione nella turbina di alta pressione 7a.
Il modulo di attuazione 45 è configurato per regolare l'apertura dell'organo di regolazione della caldaia 4 sulla base del set point di pressione calcolato dal modulo di calcolo set point 44.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il modulo di attuazione 45 è configurato per regolare l'attuatore della valvola di regolazione di alta pressione 19 sulla base del set point di pressione SPHP calcolato dal modulo di calcolo set point 44.
Una variante non illustrata prevede che il modulo di calcolo set point 44 sia configurato per calcolare il set point di pressione SPMP per la valvola di regolazione di media pressione 27 e, di conseguenza, che il modulo di attuazione 45 sia configurato per regolare l'attuatore della valvola di regolazione di media pressione 27 sulla base del set point di pressione SPMP calcolato dal modulo di calcolo set point 44.
In figura 5 è illustrato un dispositivo di controllo 50 in accordo ad una seconda forma di attuazione della presente invenzione.
Il dispositivo di controllo 50 differisce dal dispositivo di controllo 5 sostanzialmente per il fatto di comprendere un dispositivo di rilevamento 52 (non illustrato nella figura 2) configurato per rilevare la temperatura attuale della caldaia 4 in un punto in prossimità del catalizzatore 40.
Preferibilmente, il dispositivo di rilevamento 52 comprende una o più termocoppie.
Preferibilmente, il dispositivo di rilevamento 52 è disposto a monte del corpo cilindrico di alta pressione 18 considerando la direzione del flusso di vapore che va dalla pompa 37 alla turbina di alta pressione 7a. In particolare, il dispositivo di rilevamento 52 è disposto a monte del corpo cilindrico di alta pressione 18 lungo un condotto della pluralità di condotti di scambio termico di alta pressione 17 solitamente definito come evaporatore.
Di conseguenza, il dispositivo di controllo 50 comprende un modulo di calcolo errore 53 configurato per calcolare un errore di scambio termico et come la differenza tra la temperatura attuale Tcur della caldaia 4 in un punto in prossimità del catalizzatore 40 ed un rispettivo valore di riferimento della temperatura del Tref.
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il valore di riferimento della temperatura Tref è pari a circa 320 °C, valore a cui corrisponde un funzionamento ottimale del catalizzatore 40.
Il dispositivo di controllo 50 comprenderà inoltre un modulo di calcolo set point 54 configurato per sommare ad un valore di set point di base SPbase un termine correttivo CORR calcolato in base al valore dell'errore di scambio termico et calcolato dal modulo di calcolo errore 53, ed un modulo di attuazione 55 configurato per regolare l'apertura dell'organo di regolazione della caldaia 4 sulla base del set point di pressione calcolato dal modulo di calcolo set point 44
Nell'esempio non limitativo qui descritto ed illustrato il modulo di calcolo set point 54 è configurato per calcolare il set point di pressione SPHP per la valvola di regolazione di alta pressione 19 ed è sostanzialmente identico al modulo di calcolo set point 44 descritto per il dispositivo di controllo 40 e illustrato in figura 4 e pertanto non verrà ulteriormente descritto.
Anche il modulo di attuazione 55 è sostanzialmente identico al modulo di attuazione 45 e pertanto non verrà ulteriormente descritto.
Anche in questo caso è prevista una variante in cui il modulo di calcolo set point 54 sia configurato per calcolare il set point di pressione SPMP per la valvola di regolazione di media pressione 27 e, di conseguenza, che il modulo di attuazione 55 sia configurato per regolare l'apertura della valvola di regolazione di media pressione 27 sulla base del set point di pressione SPMP calcolato dal modulo di calcolo set point 54.
Ulteriori varianti non illustrate del dispositivo di controllo secondo la presente invenzione prevedono che il dispositivo di rilevamento sia configurato per rilevare uno o più parametri fra:
la temperatura attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di alta pressione (17);
la temperatura attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione (25);
la temperatura attuale di un catalizzatore (40) collocato lungo la camera di passaggio fumi (10) della caldaia (4);
la portata attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di alta pressione (17);
la pressione attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di alta pressione (17);
la pressione attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione (25).
In uso, il dispositivo di controllo 5 o 50 secondo la presente invenzione regola uno o più organi di a carico variabile.
Vantaggiosamente, a parità di condizioni di funzionamento, 1'invenzione permette di ridurre le emissioni di CO dell'impianto 1 mantenendo pressoché inalterata l'efficienza dell'impianto 1 (intesa come rapporto fra combustibile impiegato e potenza elettrica prodotta) oppure permette di ridurre il valore di potenza di minimo tecnico dell'impianto 1, a parità di emissioni di CO allo scarico della caldaia 4.
La possibilità di ridurre il valore di potenza di minimo tecnico dell' impianto 1 aumenta la flessibilità dell'impianto 1 secondo la presente invenzione. Inoltre, il consumo di combustibile per erogare energia alla rete elettrica al valore di minimo tecnico è ridotto di circa il 20% grazie alla presente invenzione.
Inoltre, l'aumento della differenza tra la massima e la minima potenza producibile dall'impianto 1 secondo la presente invenzione comporta un incremento della potenza destinabile alla regolazione secondaria.
Oltretutto, i tempi complessivi di avviamento dell'impianto 1 sono stati ridotti grazie al dispositivo di controllo 5, 50 secondo la presente invenzione.
Grazie alla presente invenzione, infatti, quando la sezione di alta pressione 13 raggiunge le condizioni operative di funzionamento, gli organi di regolazione 19 e 27 vengono regolati in modo tale che l'energia termica disponibile venga impiegata per il raggiungimento delle condizioni di temperatura e di pressione operative nelle sezioni di media pressione 14 e di bassa pressione 15. In tal modo le sezioni di media pressione 14 e di bassa pressione 15 raggiungono più rapidamente condizioni operative di funzionamento accelerando i tempi complessivi di avviamento dell'impianto 1.
Grazie alla presente invenzione, in condizioni di bassa richiesta di energia elettrica da parte del gestore della rete elettrica, e quindi con richiesta di funzionamento dell'impianto al valore di minimo tecnico ambientale, il vapore generato per la turbina a vapore viene gestito con maggiore efficienza.
Ciò consente di mantenere inalterata l'erogazione dei servizi cogenerativi eventualmente connessi all'impianto 1 (es, produzione vapore a bassa pressione per teleriscaldamento, produzione vapore a media e alta pressione per uso in raffinerie) .
Risulta infine evidente che al dispositivo e al metodo di controllo dello scambio termico e all'impianto a ciclo combinato qui descritti possono essere apportate modifiche e varianti senza uscire dall'ambito delle rivendicazioni allegate .

Claims (1)

  1. RIVENDICAZ IONI 1. Metodo di controllo dello scambio termico in una caldaia (4) a recupero di calore di un impianto a ciclo combinato (1) comprendente le fasi di: -rilevare almeno un parametro operativo (QMPcur; Tcur) indicativo delle condizioni termodinamiche attuali in almeno un primo elemento (25, 40) della caldaia (4); -calcolare un errore di scambio termico (et) come la differenza tra il parametro operativo rilevato (QMPcur; Tcur) ed un rispettivo valore di riferimento predefinito (Qref; Tref); -assegnare un valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) ad un organo di regolazione (19; 27) della caldaia (4) sulla base dell'errore di scambio termico (et) calcolato; -regolare l'organo di regolazione (19; 27) sulla base del vlore di set point di pressione (SPHP; SPMP) assegnato, 2, Metodo secondo la rivendicazione 1, in cui la fase di rilevare almeno un parametro operativo (Tcur; QHPcur) comprende rilevare almeno un parametro indicativo di uno fra: -la temperatura attuale del vapore in uno dei condotti della pluralità di condotti di scambio termico di alta pressione (17); -la temperatura attuale del vapore in uno dei condotti della pluralità di condotti di scambio termico di media pressione -la temperatura attuale del vapore (Tour) in un elemento della caldaia (4) disposto in prossimità di un catalizzatore (40) collocato lungo la camera di passaggio fumi (10) della caldaia (4); -la temperatura attuale di un catalizzatore (40) collocato lungo la camera di passaggio fumi (10) della caldaia (4); -la portata attuale del vapore in uno dei condotti della pluralità di condotti di scambio termico di alta pressione (17); -la portata attuale (QMPcur) del vapore in uno dei condotti della pluralità di condotti di scambio termico di media pressione (25); -la pressione attuale del vapore in uno dei condotti della pluralità di condotti di scambio termico di alta pressione (17); -la pressione attuale del vapore in uno dei condotti della pluralità di condotti di scambio termico di media pressione (25). 3. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui l'organo di regolazione (19; 27) è una valvola di regolazione di alta pressione (19) della caldaia (4). 4. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui l'organo di regolazione (19; 27) è una valvola di regolazione di media pressione (27) della caldaia (4). 5. Metodo secondo una qualsiasi delle precedenti rivendicazioni, in cui la fase di assegnare un valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) comprende sommare ad un valore di set point di base (SPbase) un termine correttivo (CORR) calcolato in base al valore dell'errore di scambio termico (et). 6. Metodo secondo una qualsiasi delle precedenti rivendicazioni, in cui la fase di assegnare un valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) comprende limitare il valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) in modo tale da impedire che superi un valore massimo predefinito. 7. Dispositivo di controllo (5; 50) dello scambio termico in una caldaia (4) a recupero di calore di un impianto a ciclo combinato (1) comprendente: - almeno un dispositivo di rilevamento (42; 52) configurato per rilevare almeno un parametro indicativo (QMPcur; Tcur) delle condizioni termodinamiche attuali di almeno un primo elemento (25; 40) della caldaia (4); - almeno un modulo di calcolo errore (43; 53) configurato per calcolare un errore di scambio termico (et) come la differenza tra il parametro indicativo rilevato (QMPcur; Tcur) ed un rispettivo valore di riferimento predefinito (Qref; Tref); almeno un modulo di calcolo set point (44; 54) configurato per assegnare un valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) ad un organo di regolazione (19; 27) della caldaia (4) sulla base dell'errore di scambio termico (et) calcolato; - un modulo di attuazione (45; 55) configurato per regolare l'organo di regolazione (19; 27) sulla base del valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) assegnato. 8, Dispositivo secondo la rivendicazione 7, in cui un dispositivo di rilevamento (42; 52) è configurato per rilevare almeno un parametro operativo (Tcur; QHPcur) indicativo di uno fra: -la temperatura attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di alta pressione (17); -la temperatura attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione (25); -la temperatura attuale del vapore (Tcur) in un elemento della caldaia (4) disposto in prossimità di un catalizzatore (40) collocato lungo la camera di passaggio fumi (10) della caldaia (4); -la temperatura attuale di un catalizzatore (40) collocato lungo la camera di passaggio fumi (10) della caldaia (4); -la portata attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di alta pressione (17); -la portata attuale (QMPcur) del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione (25); -la pressione attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di alta pressione (17); -la pressione attuale del vapore in uno dei condotti di scambio termico di media pressione (25). 9. Dispositivo secondo la rivendicazione 7 o 8, in cui l'organo di regolazione (19; 27) è una valvola di regolazione di alta pressione (19) della caldaia (4). 10. Dispositivo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 7 a 9, in cui l'organo di regolazione (19; 27) è una valvola di regolazione di media pressione (27) della caldaia (4). 11. Dispositivo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 7 a 10, in cui il modulo di calcolo set point (44; 54) è configurato per calcolare il valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) come la somma tra un valore di set point di base (SPbase) ed un termine correttivo (CORR) calcolato in base al valore dell'errore di scambio termico (et). 12. Dispositivo secondo la rivendicazione 11, in cui il modulo di calcolo set point (44; 54) comprende un limitatore (48) configurato per limitare il valore di set point di pressione (SPHP; SPMP) in modo tale da impedire che superi un valore massimo predefinito. 13. Impianto per la produzione di energia a ciclo combinato (1) comprendente una caldaia (4) provvista di almeno un organo di regolazione (19; 27) e di un dispositivo di controllo (5) dello scambio termico nella caldaia (4) come rivendicato in una qualsiasi delle rivendicazioni da 7 a 12, 14. Impianto secondo la rivendicazione 13, in cui l'organo di regolazione (19; 27) è una valvola di regolazione di alta pressione (19) della caldaia (4). 15. Impianto secondo la rivendicazione 13, in cui l'organo di regolazione (19; 27) è una valvola di regolazione di media pressione (27) della caldaia (4). 16. Impianto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 13 a 15, comprendente una camera di passaggio fumi (10) ed un catalizzatore (40) disposto lungo detta camera di passaggio fumi (10).
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