Appunti di Modelli di analisi degli impianti energetici

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Nome

PAOLO

Cognome

FARAGALLA

Materia

MODELLI DI ANALISI DEGLI IMPIANTI ENERGETICI

Scuola

Classe

Indirizzo

Cellulare

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FAVINI

INTENSITA' ENERGETICA

IE = CIL / PIL [tep/€]

INTENSITA' ELETTRICA

IEL = W'/PIL [kWh/€]

INDICE DI PENETRAZIONE DELL'ENERGIA ELETTRICA

IPE = W'/CIL [%]

IEL = IPE · IE

È necessario sapere la distinzione tra ENERGIA PRIMARIA, ENERGIA FINALE ed ENERGIA UTILE

es: intensità ola me

• ENERGIA PRIMARIA SOLARE: 5 kWh
• ENERGIA FINALE (rendim del combustor fotovoltaico): 1 kWh
• ENERGIA UTILE (energia luminosa emessa da una lampada): 0.7 kWh

STRUTTURA OTTIMALE DI UN SISTEMA ELETTRICO E TEOREMA DEL RECUPERO DEI COSTI

COSTITUZIONE DEL SISTEMA ELETTRICO

ENERGIA PRIMARIA (carbone, gas, vento...)

20 kV GENERAZIONE

• PRODUZIONE
1. TRASMISSIONE
2. SUB-TRASMISSIONE
3. DISTRIBUZIONE PRIMARIA
4. DISTRIBUZIONE SECONDARIA

CONSUMO

ENERGIA FINALE (mantenendo luce, dispositivi elettrici...)

DEVE ESSERE PRODOTTA TANTA ENERGIA QUANTA SE NE CONSUMA, ISTANTE PER ISTANTE

CALCOLO DEL COSTO DI "C"

(ovvero del solo variabile unitario annuo)

DATA:

• FP = fuel price [$/tonnellata]
• EEF = [EFFICIENCY] = 1 · power plant efficiency · rendimento globale dell'impianto
• LHV = fuel heating value [MJ/tonnellata]

CALCOLO DI C:

C_fuel = fuel cost [$/MWh_NC]

C_fuel = 3600 · FP

EEF · LHV

Esempio:

P_fuel

η

PCI = [POTERE CALORIFICO INFERIORE]

$/[€] = tasso di cambio della moneta

C_fuel = P_fuel

η (PCI) ($/€)

Esempio: CICLO COMBINATO A GAS NATURALE (CCGT = combined cycle gas turbine)

P_gas = 20 €/MWh_termico

Il rendimento di un moderno ciclo combinato a gas è 60%

C_gas = 20 €/MWh_th = 33 €/MWh_elettrico

60%

In generale, i costi fissi di O&M sono maggiori rispetto ai costi variabili di O&M.

Il costo variabile dovuto ad O&M (operation and maintenance)

lo posso considerare nei costi fissi

Il costo variabile dunque è solo IL COSTO DEL COMBUSTIBILE

h(P) = P_-1(h) → funzione monotona decrescente

ricerca di:

min K_tot(P₁, P₂)

VINCOLI:

P_GT - P₁ - P₂ = 0

P₁, P₂ ≥ 0

∫ (c₁ + c₂) h(P₁ + P₂) = λ ≥ 0

JL = -f₂ + (c₁ - c₂) h(P₂) = 0

DURATA EQUIVALENTE DI VITEZZA

LIMITE DI COMPETITIVITÀ

tra le due tecnologie 1 e 2

h(P₂) = ^{p₂ - p₁}/_{c1 - c2}

Dal punto di vista grafico:

METODO GRAFICO - POLIGONALE DEI COSTI

Dal grafico si vede che:

- da 0 ad h* il costo più basso ce l'ha la tecnologia 1

- da h* in poi il costo più basso ce l'ha la tecnologia 2

Dunque una volta trovato il valore di h_* = h₁ - h₂ si

ricevono le due potenze P₁ e P₂

Avendo trovato le P₁, P₂, risultano definite anche le energie prodotte:

W₁ + W₂

Esempio per capire il CAPACITY PAYMENT :

in questo esempio si vede che non conviene usare il generatore x e dunque usero' solo il generatore z per esempio.

Adesso facendo un punto, vedo qual' e' il costo di generazione del generatore z:

K3 + C3(T1+T3) = C1 + C1 T2 + C3 T3

Si nota dunque che il generatore z nell'intervallo T1 riceve C4 che e' maggiore del suo costo marginale mentre nell'intervallo T3 , essendo il generatore x marginale, allora z ricevera' C4-T3 , preso a no uso il generatore nell'intervallo T3 , dunque il generatore z decidiu per usare un premio di capacita' pari a C

Il generatore y invece, lavorando solo nell'intervallo T1 dove esso stesso e' il generatore marginale, allora il generatore z ricevera'

C4 + T4 + C1 T2

SE il mix di generazioni NON e' ottimale

• Il capacity payment per coprire tutti i costi NON e' uguale per tutti i generatori.

System Marginal Cost + Capacity Market

I due mercati più avanzati per il CAPACITY MARKET sono l'Inghilterra e l'Italia le aste si aggirano intorno ai 20-30

Le fonti rinnovabile hanno la PRIORITA' DI DISPACCIAMENTO

ESERCITAZIONE n° 1 (è meta esame scritto)

Università degli Studi di Roma "La Sapienza" - Cso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica

"Modelli di Analisi degli Impianti Energetici" - Prof. Federico Santi

Anno Accademico 2020-2021

Esercitazione 1

Sia dato il sistema elettrico descritto dai seguenti indicatori.

SYSTEM

• Prodotto Interno Lordo _G€/a 2.000
• Intensità Elettrica _kWh/€ 0,15
• Durata equivalente di utilizzazione della punta annua del carico del sistema elettrico _h/a 6.000
• Fattore di riserva del sistema elettrico _% 20%

COMMODITIES

• Coal $65 $/t
• Nath Gas $$/t
• Change Rate
• EUA

a. In riferimento al modello sbarra, si determinino le curve di durata del carico e della produzione, calcolando in particolare su base annua:

1. la richiesta annua di energia elettrica sulla rete - W
2. la potenza massima assorbita dal carico - P_hc
3. la potenza di base generata dal parco di generazione - P_bg

b. In base alle suddette tecnologie di produzione, assumendo un mercato elettrico basato sul meccanismo del System Marginal Price

1. il costo marginale di breve periodo (SRMC)
2. l'energia elettrica annualmente prodotta
3. i consumi annui di gas e carbone (unità metriche)
4. le emissioni di CO₂
5. il costo marginale di lungo periodo (LCOE)
6. il costo totale di produzione
7. il costo variabile di energia elettrica

c. Per il sistema elettrico in oggetto si calcoli:

1. la curva di durata del prezzo di mercato dell'energia elettrica (a gradini)
2. il prezzo di mercato dell’energia elettrica P_gr
3. il prezzo medio dell’energia elettrica all’utente finale (modello sbarra)
4. il fattore di emissione di CO₂ rispetto al kWh consumato

gli IMPIANTI a CARBONE

vendono :

• il rettangolo A ↔ a 54€/MWh
• il rettangolo B ↔ a 36€/MWh

gli IMPIANTI CCGT

vendono :

• il rettangolo C ↔ a 54€/MWh
• il triangolo D ↔ a 36€/MWh

gli IMPIANTI OCGT

vendono :

• il triangolo E ↔ a 54€/MWh

calcolo dunque i ricavi di ogni impianto:

R_coal = 54 €

C_coal = 9375 h / anno

ε_coal = 20 GW

P_coal = 5,74 miliardi €/anno

R_coaltot = 287 €/kW·anno

R_CCGT = 54 €

C_CCGT = 9375 h / anno

ε_CCGT = 35 GW

P_CCGT = (5,74 - 9375) h

R_CCGT = 5,91 G€/anno

P_CCGT = 169 €/kW·anno

R_OCGT = 54 €

C_OCGT = 9375 h / anno

ε_OCGT = 5 GW

P_OCGT = 126 M€/anno

R_OCGT = 25,3 €/kW·anno

12) Il capacity payment necessario al recupero dei costi

(CP)_PC = 20 €/kW·anno

(CP)_CCGT = 62 €/kW·anno

(CP)_OCGT = 42 €/kW·anno

13) Il prezzo medio di mercato dell'energia elettrica MGP

MG-P = 5,74 G€/anno + 5,91 G€/anno + 0,12 G€/anno

= MGP = 39,3 €/MWh

14) Il fattore di emissione di CO₂ rispetto al KWh consumato è :

127 Mt_CO2/anno + 59 Mt_CO2/anno + 1,3 Mt_CO2/anno

= 0,61 kg_CO2/KWh