• ciclo combinato
• controllo
• dinamica
• flessibilità
• modello
• regolazione

L’analisi condotta, riguardante il raggiungimento di un’ottimale interazione del turbo-generatore, dell’impianto e della rete elettrica, si è focalizzata sullo sviluppo e sulla validazione di nuovi modelli dinamici di ciclo combinato. Lo studio è stato intrapreso al fine di investigare la possibilità di migliorare la gestione e la flessibilità di questa tipologia di impianti. È stato necessario sviluppare dei modelli semplificati dei componenti presenti all’interno della centrale, in modo da poter valutare le diverse soluzioni volte al miglioramento delle strategie di controllo e di coordinamento delle varie parti. In particolare è stato opportuno sviluppare un modello della sezione turbogas rappresentativo della fisicità del sistema ma, al contempo, non eccessivamente complesso dal punto di vista computazionale per poter studiare scenari di specifico interesse. È stata dunque condotta una valutazione preliminare del livello di accuratezza richiesta per rappresentare i fenomeni oggetto di studio e, in seguito, il modello è stato realizzato in ambiente MatLab-Simulink. La turbina a gas, nella sua forma semplificata, è stata quindi realizzata considerando tre elementi principali: compressore, camera di combustione ed espansore, con le dovute approssimazioni. Grazie alla disponibilità di dati sperimentali è stata poi effettuata una prima validazione del modello, i cui risultati hanno confermato la possibilità di un suo utilizzo per gli obiettivi preposti. La turbina a gas, con il suo sistema di controllo, è stata successivamente integrata con il modello del generatore di vapore a recupero, Heat Recovery Steam Generator (HRSG), e con quello della turbina a vapore per valutare le prestazioni energetiche e le logiche di gestione dell’intero ciclo combinato. Tradizionalmente si utilizza la parte a gas per le operazioni di regolazione primaria di frequenza, Primary Frequency Regulation (PFR), dal momento che è in grado di fornire risposte ben più rapide in caso di variazione di assetto di rete o di richiesta di carico. Si aspetta di conseguenza che il ciclo a vapore si adegui con le sue costanti di tempo, mantenendo il generatore di vapore a recupero in modalità sliding pressure. L’analisi condotta ha evidenziato un’altra possibile gestione per far fronte a richieste di carico, sfruttando nei primi istanti di squilibrio anche il contributo dell’energia immagazzinata nella sezione a vapore. Ciò è stato possibile controllando la posizione delle valvole della turbina a vapore per aumentare o ridurre la potenza attiva istantanea utilizzata per la regolazione primaria. Simulando diversi scenari è stato dimostrato che questa nuova logica influenza notevolmente le prestazioni dinamiche dell’impianto, consentendo una più ampia flessibilità. Nello specifico è stato provato che in determinate condizioni operative, l’esercizio classico dell’impianto risulta inadeguato a fronteggiare le rapide richieste di rete. La nuova modalità invece conferisce più stabilità al sistema e consente un ampliamento del suo range di utilizzo in termini di duttilità e velocità di risposta.