Design and operation of a binary ORC power plant for the exploitation of single and two-phase geothermal resources

Historically, power generation from two-phase and single-phase (liquid) geothermal resources has been confined to direct steam plants (DSC) and binary plants respectively. Binary plant technology tends to provide a number of operational advantages over direct steam plant technology: ease of maintenance, effective surface handling and re-injection of possible coproduced Non-condensable gases (NCG), which can be harmful or have a Global Warming Potential (GWP). The present work focuses on the comparison between the two technologies, with particular emphasis on two-phase geothermal fluids. The design of geothermal power plants is a demanding task; different technologies, plant configurations and working fluids must be considered, and the optimum plant design is strongly dependent on the inlet conditions, composition, thermophysical properties and phase behaviour of the geofluid. Moreover, the impact and cost of handling and re-injecting non-condensable gases must be accounted for. Geofluid modelling has historically been focused on two research fields: 1) partitioning the geofluid into separate phases, and 2) the estimation of the thermophysical properties of these phases. Recognising potential synergies between these models, GeoProp is introduced, a novel geofluid modelling framework, which addresses this niche by coupling existing state-of-the-art fluid partitioning simulators, such as Reaktoro, with high-accuracy thermophysical fluid property computation engines, like CoolProp and ThermoFun. Simulation of geothermal power plants using commercial software, such as Aspen Plus v11 faces some drawbacks; 1) accuracy of the thermophysical properties and phase behaviour models, particularly for geofluids with a multi-component chemical composition, and 2) important phenomena, such as wet expansion effects in steam turbines, are difficult to capture. With this in mind, PowerCycle has been developed, a novel power plant simulation tool, which allows the use of virtually any thermophysical property model (e.g. CoolProp and GeoProp), and provides geothermal power generation specific component models for turbines, heat exchangers, pumps/compressors etc. With these tools the thermodynamic and techno-economic performance of binary Organic Rankine Cycle (ORC) and single flash Direct Steam Cycle (DSC) geothermal power plants is compared for two-phase geothermal resources in the range of 423 K to 548 K; a parametric study on the effect and handling of NCG integrates the investigation. For thermodynamic optimised power plants, binary ORCs were found to produce equal power with respect to single flash DSC plants at geofluid vapour qualities as high as 85 %. For techno economically optimised plants equal specific power plant cost were obtained for vapour qualities as high as 80 %. With regards to the handling of NCG, binary ORCs are better suited than single flash DSCs, for all considered scenarios (venting to the atmosphere, re-injection into the reservoir and partial dissolution). DSCs spend significant power on re-pressurising NCG for disposal, be it for venting to the atmosphere or re-injection into the reservoir. While the latter is virtually uneconomical for single flash DSC geothermal power plants it could be easier to realise with binary ORC power plants, due to the higher NCG pressures at the plant outlet and thus lower re-pressurisation power requirements.

Storicamente, la generazione di energia elettrica da risorse geotermiche con fluido bifase e monofase liquido è stata limitata rispettivamente agli impianti a vapore diretto e agli impianti binari. Gli impianti binari offrono una serie di vantaggi operativi rispetto agli impianti a vapore diretto, tra cui la facilità di manutenzione e il trattamento e reiniezione ottimale degli eventuali Non-condensable gases (NCG) co-prodotti, che possono essere dannosi o avere un Global Warming Potential (GWP). Il presente lavoro è incentrato sul confronto tra le due tecnologie, con particolare riferimento all’ambito dei fluidi bifase. La progettazione di queste centrali geotermiche è un compito impegnativo; devono essere prese in considerazione diverse tecnologie, configurazioni dell’impianto e fluidi di lavoro, e la progettazione ottimale dell’impianto dipende fortemente dalle condizioni di ingresso, dalla composizione, dalle proprietà termofisiche e dal comportamento del geofluido. Inoltre, è necessario tenere conto dell’impatto e del costo del trattamento e reiniezione dei gas incondensabili. La modellazione dei geofluidi si è storicamente concentrata su due ambiti di ricerca: 1) la ripartizione del geofluido in fasi separate e 2) la stima delle proprietà termofisiche di queste fasi. Riconoscendo le potenziali sinergie tra questi modelli, viene introdotto GeoProp, un nuovo framework per la modellazione dei geofluidi, che affronta questa occorrenza accoppiando simulatori di ripartizione dei fluidi rappresentativi dello stato dell’arte, come Reaktoro, con motori di calcolo delle proprietà termofisiche dei fluidi ad alta precisione, come CoolProp e ThermoFun. La simulazione di centrali geotermiche utilizzando software commerciali, come Aspen Plus v11, presenta alcuni inconvenienti: 1) l’accuratezza delle proprietà termofisiche e dei modelli di comportamento di fase, in particolare per i geofluidi con composizione chimica multicomponente, e fenomeni importanti, come gli effetti legati all’espansione all’interno della curva limite nelle turbine a vapore, sono difficili da riprodurre. Per questo motivo, è stato sviluppato PowerCycle, un nuovo strumento di simulazione per impianti geotermoelettrici, che consente di utilizzare virtualmente qualsiasi modello di proprietà termofisiche (ad esempio CoolProp e GeoProp), e fornisce modelli dei singoli componenti specifici dell’impianto geotermico (turbine, scambiatori di calore, pompe/compressori ecc). Con questi strumenti sono state confrontate le prestazioni termodinamiche e tecno-economiche delle centrali geotermiche binarie ORC e a singolo flash DSC per le risorse geotermiche bifase nell’intervallo 423 K to 548 K: uno studio parametrico sull’effetto e la gestione dei NCG completa l’analisi. Per le centrali elettriche ottimizzate dal punto di vista termodinamico, si è riscontrato che gli ORC binari producono la stessa potenza dei DSC con titolo di vapore del geofluido fino a 85 %. Per gli impianti ottimizzati dal punto di vista tecno-economico, sono stati ottenuti gli stessi costi specifici della centrale per titolo del vapore fino a 80 %. Per quanto riguarda la gestione dei NCG, gli ORC binari sono più adatti dei DSC single flash, per tutti gli scenari considerati (sfiato in atmosfera e reinieizione). I DSC consumano una notevole quantità di energia per ripressurizzare i NCG per lo smaltimento, sia per lo sfiato nell’atmosfera che per la re-iniezione nel giacimento. Quest’ultimo aspetto rende virtualmente impraticabile dal punto di vista economico la reiniezione nel caso di impianti a flash singolo DSC, ma potrebbe essere più facile da realizzare con le centrali binarie ORC, grazie alla minor richiesta di potenza di ripressurizzazione.