Energy Engineering - Advanced Energy Systems

Full exam

Corso di SISTEMI ENERGETICI AVANZATI per allievi ingegneri energetici Appello dell'11 luglio 2017 Tempo a disposizione: 1 ora e 30 min Avvertenze per lo svolgimento del tema d’esame: 1) Indicare chiaramente nome e cognome su tutti i fogli che si intendono consegnare. 2) Rispondere brevemente ma con chiarezza solamente ai quesiti posti. Calcoli e spiegazioni - pur corretti in sé - che non rispondono ai quesiti posti non saranno considerati ai fini della valutazione. 3) Il punteggio dei singoli esercizi si riferisce ad esercizi svolti in modo completo con risultati numerici esatti. Risultati numerici corretti ma non accompagnati dalle relative spiegazioni non saranno presi in considerazione. 4) Parlare con i colleghi e/o copiare prevede l’immediato annullamento del compito. 5) La votazione dell'esame è la somma dei voti riportati nei singoli esercizi e di un bonus (punti 4) assegnato in considerazione del grado di completamento di almeno uno degli esercizi, della com- prensibilità della calligrafia, dell'ordine del testo della risoluzione, del livello delle spiegazioni a cor- redo. Il punteggio finale verrà normalizzato in base ai risultati medi. 6) Il punteggio minimo per l'ammissione all'orale è 16/30. Una votazione da 9 a 15 comporta l'esito "rimandato". Una votazione minore o uguale a 8 comporta l'esito "riprovato". La valutazione "ri- provato" impedisce allo studente di iscriversi ai successivi appelli della stessa sessione. Quesito 1 (16 punti) Il progetto di un ciclo combinato a gas naturale con cattura pre-combustione della CO 2 viene basato su una turbina a gas concepita per l'utilizzo di gas naturale. Le specifiche della turbina a gas alimen- tata a gas naturale sono le seguenti: • Portata di aria all'aspirazione del compressore: 650 kg/s • Potenza elettrica netta: 310 MW • Rendimento elettrico netto: 41% • Composizione molare del gas naturale alimentato: CH 4 = 91.5%, C 2H6 = 5%, C 3H8 = 1.5%, CO 2 = 1.2%, N 2 = 0.8% • PCI del gas naturale: 47.514 MJ/kg Nell'impianto CCS con cattura della CO 2 si utilizza uno steam methane reforming ATR alimentato con parte dell'aria prelevata allo scarico del compressore della turbina a gas. Nella conversione della turbina a gas al funzionamento a syngas si alimenta la turbina a gas con un flusso di combustibile avente lo stesso input termico (su base PCI) del caso a gas naturale. Noto che: • La composizione molare del syngas all'uscita dell'ultimo reattore WGS è la seguente: Ar = 0.27%, CH 4 = 0.30%, CO = 0.30%, CO 2 = 15.90%, H 2 = 43.40%, H 2O = 17.03%, N 2 = 22.80% • La massa molare del syngas è pari a 17.553 kg/kmol • Il PCI del syngas è pari a 6.117 MJ/kg • Il successivo processo MDEA di rimozione della CO 2 rimuove il 93% della CO 2 e la totalità dell'ac- qua presente. Non vengono rimosse altre specie chimiche • Il processo di saturazione finale porta il syngas alle condizioni di saturazione alla pressione di 33 bar e alla temperatura di 159°C. Trascurando la presenza dei flussi di raffreddamento della turbina e ipotizzando che l'impianto venga alimentato con gas naturale avente stessa composizione del ciclo combinato precedente, è richiesto di valutare: 1) L'efficienza di cattura della CO 2 della centrale CCS 2) La portata massica e il potere calorifico inferiore del flusso di syngas alimentato al combustore della turbina a gas 3) La portata massica di gas combusti all'ingresso dell'espansore della turbina a gas, valutando la differenza rispetto al caso con alimentazione a gas naturale Dati per la risoluzione del problema: • Composizione molare dell'aria ambiente: Ar = 0.92%, H 2O = 1.05%, CO 2 = 0.04%, N 2 = 77.27%, O 2 = 20.72% • Massa molare dell'aria: 28.841 kg/kmol • Tensione di vapore dell'H 2O a 159°C: 6.026 bar Quesito 2 (12 punti) Si consideri un processo industriale per produzione di idrogeno da gas naturale, avente le seguenti specifiche di progetto: • Composizione molare del gas naturale alimentato: CH 4 = 91.5%, C 2H6 = 5%, C 3H8 = 1.5%, CO 2 = 1.2%, N 2 = 0.8% • Massa molare del gas naturale: 17.552 kg/kmol • PCI del gas naturale: 47.514 MJ/kg • Rendimento di conversione del processo pari al 76%. • Costo finale di produzione dell'idrogeno pari a 0.2 €/Nm 3. Implementando opportune tecniche CCS è possibile catturare il 91% della CO 2 generata dal pro- cesso di produzione. Il rendimento di conversione del processo cala al 69% mentre il costo finale di produzione dell'idrogeno sale a 0.23 €/Nm 3. Alternativamente l'idrogeno può essere prodotto mediante idrolisi dell'acqua a partire da elettricità da fonte rinnovabile. Supponendo che: • l'efficienza di conversione di un elettrolizzatore (definita come ELETTRICA H H CONV P PCI m 2 2⋅ =  η ) sia pari= al 70%= • il costo dell'elettricità da fonte rinnovabile sia pari a 45 €/MWh • il costo specifico di un elettrolizzatore è pari a 500 € per kW elettrico in ingresso • il fattore di utilizzo dell'elettrolizzatore è pari a 2700 ore annue • il carrying charge risultante dalle ipotesi economiche è pari a 0.14 • i costi di manutenzione dell'elettrolizzatore siano trascurabili Si richiede di: 1) valutare le emissioni connesse alla produzione di H 2 da gas naturale senza e con CCS 2) valutare il parametro SPECCA (espresso in MJ/ kgCO2 ) dell'impianto con CCS rispetto a quello senza CCS 3) valutare il costo di produzione dell'idrogeno da fonte rinnovabile 4) valutare il costo della CO 2 evitata del processo di produzione H 2 dell'impianto con CCS e da elettrolisi rispetto quello trazionale Dati per la risoluzione del quesito: Potere calorifico inferiore H 2: 119.95 MJ/kg