Relazione Thermoflex esame finale

Università di Bologna

Corso di laurea in ingegneria energetica

Sistemi energetici avanzati ecogenerazione

Relazione finale

Luca Spadoni
Matr. 883883
A.A. 2019/2020

Esercitazione 1: Realizzazione di un modello di TG a ciclo Brayton per componenti ed analisi parametrica

Parte 1

Il modello di turbina da progettare ha i seguenti dati di input:

Dati aggiuntivi per la simulazione:

• Condizioni aria ambiente: ISO
• Rendimenti politropici: = = 90%
• Combustibile: Gas Naturale
• Rendimento di combustione: = 99%
• Rendimenti meccanici dell’albero e delle macchine: = = 99%

Obiettivi:

• Visualizzare la tabella riassuntiva delle grandezze di stato di tutte le sezioni dell’impianto
• Prestazioni effettive del sistema: potenza netta (NET POWER) e rendimento elettrico netto (LHV)
• Verificare e confrontare lo scostamento di tali valori rispetto ai valori di targa
• Definire la portata m in modo da ottenere P = 32 MW AIR el
• Ottimizzare il rapporto di espansione β tramite analisi parametrica

Lo schema dell’impianto, realizzato tramite il software Termoflex, è il seguente:

Il componente 5 viene chiamato “air source”, che nel nostro caso non è altro che l’ambiente esterno, mentre il componente 7 è meglio anche noto come “fuel source”. Inoltre, in questo gruppo turbogas, a monte del compressore, è stato inserito un “pipe” (componente 4), che serve a simulare le perdite di carico all’aspirazione.

Il componente G1 non è altro che il generatore elettrico; si può notare come la potenza del generatore elettrico (32583 kW) è diversa da quella lorda (32257 kW) poiché il generatore elettrico tiene conto delle perdite di carico associate per esempio al compressore o ad altri ausiliari d’impianto.

Dal momento che P = m L, è possibile aumentare la potenza andando ad aumentare la portata UT a · UT d’aria o modificando i parametri termodinamici come pressione, TIT, ecc..

Per ogni sezione dell’impianto possiamo individuare lo stato fisico, secondo la seguente legenda: le prestazioni effettive del sistema sono date dalla seconda tabella a partire dall’alto; tra i vari parametri possiamo trovare potenza netta (Net Power) e il rendimento elettrico (Net Electric Efficiency).

Parte 2

Per ottenere una potenza elettrica P = 32 MW è necessario modificare il valore di portata d’aria

el )* tra i parametri di input. In particolare, è necessario avere una portata d’aria m = 84; questo AIR + risultato è stato ottenuto “per tentativi”.

Con il software Termoflex è inoltre possibile effettuare delle simulazioni ripetute, a partire da un impianto di grandezze iniziali di partenza. Le simulazioni ripetute sono molto importanti per poter progettare e studiare l’impianto in modo parametrico, operando in un range di grandezze. In questo modo è possibile selezionare le condizioni ideali di lavoro.

Inizialmente il rapporto di compressione è stato fatto variare tra 5 e 65 effettuando 11 simulazioni ripetute, ma il tool ci dava in uscita un messaggio di errore. Infatti, la pressione del fuel nella sezione 6 era troppo bassa (60 bar) e il combustibile non si trovava nelle condizioni tali da entrare nella camera di combustione. È stato quindi necessario variare la pressione da 60 bar a 150 bar, inoltre si è variato anche l’intervallo di (5 << 95) per analizzare un range di valori più ampi.

Di seguito sono stati ricavati i seguenti i grafici; il primo esplica il rapporto di compressione in funzione con la potenza elettrica, il secondo lega rapporto di compressione e lavoro utile; infine, l’ultimo piano si può notare il legame tra il rendimento elettrico e il lavoro utile. Dal secondo grafico si può facilmente ricavare il valore di tale per cui si ha il massimo lavoro utile.

Grafico 1.1
450 400 350 300 [KJ/Kg] 250 200 Lut 150 100 50 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Design point overall pressure ratio

Grafico 1.2
450 400 350 300 [KJ/Kg] 250 200 Lut 150 100 50 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 [%]
Net electric efficiency

Grafico 1.3

Esercitazione 2: Realizzazione di un modello di sistema energetico cogenerativo (CHP)

È possibile affiancare al ciclo analizzato precedentemente un impianto per produrre calore a partire dai gas di scarico del gruppo turbogas. Un impianto di questo genere prende il nome di sistema energetico cogenerativo. Esso è formato, per l’appunto, da un gruppo turbogas topper e a valle uno scambiatore di calore che sarà collegato ad un eventuale utenza termica.

È stato inoltre aggiunto nello schema dell’impianto anche un compressore (fuel compressor) dopo la fuel source, perché non è detto che riusciamo ad agganciarci direttamente alla rete del metano e quindi dobbiamo mettere il combustibile nelle condizioni tali da entrare nella camera di combustione; esso sarà alimentato da un motore elettrico indipendente (indipendente e non calettato sull’albero perché conviene sotto il punto di vista della normativa; infatti, l’energia viene contabilizzata in uscita dall’utilizzatore).

Dati aggiuntivi:

• m (di primo tentativo) = 10 H₂O
• Perdite di carico lato fumi = 2%
• Perdite di carico lato H₂O = 2%
• ΔT_{PINCH POINT} = 2,778 °C
• T₁₀ = 90 °C
• T₉ = 20 °C
• P₉ = 2 bar
• Design SDC: specificare outlet state

Il ΔT è la minima differenza di temperatura nel grafico T-Q; da questo valore dipende la dimensione dello scambiatore di calore. Le perdite di carico non possono essere trascurate perché sono causa di perdite energetiche. Per quanto riguarda il design dello scambiatore di calore, impongo il vincolo sullo stato fisico dell’acqua in uscita.

Obiettivi:

• Valutare gli indici di prestazione dell’impianto cogenerativo in diverse condizioni di produzione di potenza termica (variando la portata d’acqua prodotta: I° caso m = 10 H₂O Kg/s)

Lo schema dell’impianto, realizzato con Termoflex, è il seguente:

Questo è il diagramma T-Q plottato su una portata di acqua m = 10 Kg/s: H₂O

Grafico 2.1

In seguito è stata fatta variale m in un intervallo che va da 50 Kg/s a 150 Kg/s e attraverso il tool H₂O multiple run di Termoflex sono state effettuate 17 simulazioni ripetute. È possibile ricavare dei grafici interessanti a partire dai dati di input e output dell’impianto; di seguito è stato graficato l’andamento della portata d’acqua calda prodotta rispetto alla temperatura dei fumi in uscita dallo scambiatore:

Grafico 2.2

Abbiamo un vincolo da rispettare, ovvero T_{out_HX} > 100 °C. Dal grafico 2.2 è evidente che il caso migliore è il caso 17, a cui corrisponde una m ≈ 130 Kg/s. Per questo valore si può individuare il punto di massima produzione termica:

Grafico 2.3

Numericamente quel punto corrisponde a circa 38000 kW. La tabella sottostante riassume alcune caratteristiche del sistema:

Tabella 2.1

Infine, il diagramma dei punti ottenuti, tracciando la linea a PES=0 e PES=PES (ipotesi: - MAX'/ $0p=0,86; = 0,8; = 0,525). $0. '. Grafico 2.4

Per la portata di massimo recupero termico (m = 130 kg/s) siamo cogenerativi; invece, per m = 50 kg/s ci troviamo sotto alla retta a PES=0 perciò non siamo cogenerativi. H₂O

Esercitazione 3: Simulazione gruppo combinato gas-vapore

Il gruppo combinato presenta un HRSG (He