A thermo-economic evaluation of light hydrocarbon mixtures in ORC geothermal power plants

The aim of this work is to find the possibility to use mixtures in Organic Rankine Cycle (ORC) systems as alternatives of pure working fluids. The project has been made with the supervision of Prof. Marco Astolfi (Politecnico di Milano) and Ing. Claudio Pietra, former representant of Turboden S.p.A. We choose from literature a set of experimental data of Vapor-Liquid equilibrium (VLE) of light hydrocarbon mixtures, such as propane and n-butane, propane and isobutane, nbutane and n-pentane, n-pentane and n-hexane. The properties we want to analyse are the temperature, the pressure, the density of vapor and liquid at different compositions. A particular care is given to the critical point (CP) region, where these properties are very difficult to calculate. The experimental points are plotted and analysed in terms of consistency. Due to lack of data we exclude the mixtures of n-pentane+n-hexane and n-butane+n-pentane; then we conclude to investigate only the mixtures of propane+n-butane and propane+isobutane. A set of Equations of State (EoS) was implemented: two cubic equations, PR (PengRobinson) and PSRK (Soave-Redlich-Kwong), one multiparameter equation, BWRS (Benedict-Webb-Rubin), the Unifac one based on the activity coefficient and the GERG2004 Wide-Range Equation of State for Natural Gases and Other Mixtures by O. Kunz, R. Klimeck, W. Wagner, M. Jaeschke that we’ll call Refprop equation as the software where it is used. We want to find the best EoS that fits the experimental data, hence with the Aspen Plus software we calculate the VLE curves, which we compare with the experimental data. The error between the experimental data and the calculated one is split in two: a percentage error of the single point and for every equation in every plot we extrapolate a global error. The T-p, T-x and p-x VLE are in relation together, instead of the density error which must be split in vapor and liquid error, because the vapor contribute is more important in a power plant. The vapor volume-flow variation is a critical design parameter for the heat exchangers and the turbine, indeed. The best results are got from the Peng-Robinson EoS; therefore, we will use it to build the thermodynamic cycles. The power investigation is made considering three geothermal streams of different temperatures: 125°C, 150°C, 175°C. For each we implement the thermodynamic cycle by using Aspen Plus: we impose the pinch points of the preheater-evaporator, the condenser and the regenerator. The last heat exchanger is a critical device because we can’t use it for mixtures that are far from the pure fluid composition. Besides, we impose also a sink temperature, a geothermal brine mass-flow rate and all the machines efficiencies. The main variables evaluated are the net-power output, the second-law efficiency and the sizes of the heat exchangers (A). As expected, near the pure propane composition, the cycle tents to be supercritical because the propane has high volatility; despite we lock the maximum pressure and we rise the superheating. To enlarge the investigation, we decide to study the mixture nbutane + n-pentane too, but it reveals to be low effective in terms of net-power output. The best mixture is the propane + isobutane 60/40 at 150°C, it has the higher net-electric power output but high UA. At the other stream temperatures, no mixture is rather effective, the best working fluids where the ones near the pure composition. Therefore, with the help of Aspen EDR we evaluate the heat-transfer of all the mixtures of propane + isobutane at 150°C of the preheater-evaporator and the condenser, because the best mixture can have high power but also higher cost in terms of heat exchange surfaces in respect of the pure isobutane. The prevision was right, the pure isobutane has lower surfaces, then it will have a lower power plant cost. Nevertheless, we overturn the detection assuming to use the same heat exchanger, so we want to do an equal-cost analysis. The 60/40 mixture still has a better behaviour than pure isobutane. We conclude with a cost analysis: the comparison is made with the determination of the Levelized Cost of Energy (LCOE), by considering the cost of the heat exchangers obtained by Aspen and the Turboden know-how, and the Payback Time (PBT), assuming an average cost of the electricity. The mixture results the winner, but it’s important to remember that for a geothermal power plant the exploration and drilling of the reservoir cost is huge in comparison of the power plant building cost. Future comparisons may be implemented for other technologies, for other mixtures, at other range of temperatures.

Lo scopo di questo lavoro è trovare un possibile utilizzo di miscele nei sistemi ORC (Organic Rankine Cycle) come alternative a fluidi di lavoro puri. Lo studio è stato condotto con la supervisione del Prof. Marco Astolfi del Politecnico di Milano e dell’Ing. Claudio Pietra, in rappresentanza formale di Turboden S.p.A. Sono stati selezionati da letteratura un insieme di dati sperimentali riguardo l'equilibrio liquido-vapore (VLE) di miscele di idrocarburi leggeri, come propano e n-butano, propano e isobutano, n-butano e n-pentano, n-pentano e n-esano. Le proprietà che vogliamo analizzare sono temperatura, pressione, densità di vapore e di liquido a diverse composizioni. Una particolare attenzione è stata data alla regione di punto critico (CP), dove queste proprietà sono molto complicate da calcolare. I punti sperimentali vengono graficati e analizzati in termini di coerenza. A causa della mancanza di dati, escludiamo le miscele di n-pentano + n-esano e n-butano + n-pentano; quindi concludiamo di studiare solo miscele di propano + n-butano e propano + isobutano. È stata selezionata una serie di equazioni di stato (EoS): due equazioni cubiche, PR (PengRobinson) e PSRK (Soave-Redlich-Kwong), un'equazione multi-parametrica, BWRS (Benedict-Webb-Rubin), quella Unifac basata sui coefficienti di attività e l'equazione di stato ad ampio raggio GERG-2004 per gas naturali e altre miscele di O. Kunz, R. Klimeck, W. Wagner, M. Jaeschke che chiameremo equazione Refprop come il software in cui viene utilizzata. Vogliamo trovare la miglior EoS adatta ai dati sperimentali, quindi con il software Aspen Plus calcoliamo le curve di VLE, che confrontiamo con i dati sperimentali. L'errore tra i dati sperimentali e quelli calcolati è diviso in due: un errore percentuale del singolo punto e, per ogni equazione in ogni diagramma, estrapoliamo un errore globale. T-p, T-x e p-x di VLE sono in relazione insieme, invece l'errore della densità deve essere suddiviso nell’errore di vapore e di liquido, poiché il contributo del vapore è più importante in un impianto di potenza. Infatti, la variazione del volume del flusso di vapore è un parametro di progettazione fondamentale per gli scambiatori di calore e la turbina. I migliori risultati si ottengono dall' EoS Peng-Robinson; pertanto, la useremo per costruire i cicli termodinamici. L'indagine sulla potenza viene effettuata considerando tre flussi geotermici a diverse temperature: 125°C, 150°C, 175°C. Per ciascuno implementiamo il ciclo termodinamico usando Aspen Plus: imponiamo i pinch-point del preriscaldatore-evaporatore, del condensatore e del rigeneratore. Quest’ultimo scambiatore di calore è un dispositivo critico perché non possiamo usarlo per miscele con composizione lontana dalla composizione pura. Inoltre, imponiamo anche una temperatura di pozzo, una portata massica della fonte geotermica e l'efficienza di tutte le macchine. Le principali variabili valutate sono la potenza elettrica netta, l'efficienza di secondo principio e le dimensioni degli scambiatori di calore (A). Come previsto, vicino alla composizione di puro propano, il ciclo tende ad essere supercritico perché il propano ha una volatilità elevata; nonostante fissiamo la massima pressione e aumentiamo il surriscaldamento. Per ampliare l'indagine, decidiamo di studiare anche la miscela n-butano + n-pentano, ma si rivela poco efficace in termini di potenza netta. La migliore miscela è propano + isobutano 60/40 a 150°C: ha una potenza maggiore ma un alto UA. Alle altre temperature di sorgente, nessuna miscela è efficace, i fluidi di lavoro migliori sono quelli con composizione vicina al puro propano o al puro isobutano. In seguito, con l'aiuto di Aspen EDR valutiamo il coefficiente di scambio termico di tutte le miscele di propano + isobutano a 150°C del preriscaldatore-evaporatore e del condensatore, perché la miscela migliore può avere elevata potenza ma anche costi più alti in termini di superfici di scambio termico rispetto all'isobutano puro. La previsione era giusta, l'isobutano puro ha superfici più basse, quindi avrà un costo inferiore di impianto. Quindi ribaltiamo l’analisi ipotizzando di utilizzare lo stesso scambiatore di calore, cioè eseguiamo un'analisi a parità di costi. La miscela 60/40 ha ancora un comportamento migliore dell'isobutano puro. Concludiamo con un'analisi dei costi: il confronto viene effettuato con la determinazione del costo pesato dell'elettricità (LCOE), considerando il costo degli scambiatori di calore ottenuti da Aspen e il know-how di Turboden, e il tempo di ritorno (PBT), ipotizzando un costo medio dell'elettricità. La miscela risulta vincente, ma è importante ricordare che per una centrale geotermica l'esplorazione e la perforazione del giacimento hanno costi enormi rispetto al costo di costruzione di impianto. Confronti futuri potrebbero essere implementati per altre tecnologie, per altre miscele, ad altri intervalli di temperature.