Esempi di modelli di simulazione

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Capitolo 2

Esempi di modelli di simulazione

2.1 Introduzione

In questo capitolo, sono descritti alcuni modelli di simulazione di ciclo di water-splitting reperiti dalla letteratura. L’obiettivo di questo capitolo è di fornire una breve panoramica volta ad evidenziare le problematiche connesse alla simulazione rigorosa di questi processi. Un confronto diretto fra i risultati sviluppati in questa tesi e quelli descritti nei lavori di letteratura non può essere fatto, per diversi motivi. Innanzitutto, alcuni dei modelli descritti si riferiscono a cicli diversi da quello qui considerato; inoltre essi, a diﬀerenza dei modelli sviluppati in questo lavoro, non sono stati realizzati come modelli di simulazione a ciclo chiuso.

2.2 Simulazione del ciclo Westinghouse di water-splitting

Il ciclo Westinghouse di water-splitting è un ciclo termochimico di watersplitting in due fasi per la decomposizione dell’acqua in idrogeno ed ossigeno, è un processo interamente ﬂuido (non vi sono specie allo stato solido), presenta solo due reazioni e può ricevere calore in un ampio range di temperatura (700÷1100◦C). Nel lavoro di tesi di [3], è stato simulato il ciclo Westinghouse di water-splitting utilizzando il software “Simulation Studio TRNSYS”.

Le reazioni che compongono il ciclo sono:

SO₂+ 2H₂O = H₂SO₄+ H₂ (elettrolisi · 80◦_C) _(2.1) H₂SO₄= H₂O + SO₃= H₂O + SO₂+ 1/2O2 (850◦C) (2.2)

Per la simulazione sono stati sviluppati i modelli dei componenti caratterizzanti il ciclo. I più importanti riportati in dettaglio nella tesi, sono:

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2.2 Simulazione del ciclo Westinghouse di water-splitting 25 - Reattore di Gibbs; - distillatore ﬂash; - elettrolizzatore; - evaporatore; - generatore di vapore; - separatore.

Inoltre state effettuate simulazioni in diversi periodi dell’anno, utilizzando dati interpolati di insolazione giornaliera e per ogni periodo analizzato, oltre alla produzione oraria dell’idrogeno, sono stati riportati diversi risultati, tra cui i consumi elettrici, l’efficienza d’impianto e due produzioni supplementari di elettricità e vapore saturo, che in parte alimentano l’impianto stesso e in parte sono disponibili come prodotti finali, insieme all’idrogeno e l’ossigeno.

Sebbene l’impianto operi a ciclo chiuso, a causa di problemi di instabilità numeri-ca, il modello di simulazione sviluppato è stato portato a convergenza utilizzando un ciclo aperto iterativo. Il modello utilizzato in TRNSYS per le simulazioni è illustrato in figura 2.1, mentre lo schema concettuale dell’impianto è in figura 2.2. Lo schema prevede che la corrente di H₂O e H₂SO₄siano riscaldate dallo scambiatore di calore e quindi inviate al distillatore flash. L’H₂SO₄ concentrato in uscita dal distillatore flash viene inviato al reattore di Gibbs, mentre il vapore prodotto è condensato e quindi inviato all’evaporatore. La corrente dei gas caldi in uscita dal reattore solare arriva al generatore di vapore (GVR), che la raffredda, producendo vapore utilizzato per alimentare sia gli ausiliari dell’impianto che una piccola turbina per la produzione di elettricità. All’uscita dal GVR i fumi vengono raffreddati ottenendo una soluzione liquida, formata da H₂O e H₂SO₄, ed una corrente gassosa, formata da SO₂e O₂. La corrente gassosa è quindi inviata al processo di separazione mediante compressione ad alta pressione (100 bar), ottenendo SO₂in fase liquida e O₂ gassoso. L’SO₂ è quindi riportata in fase gas e quindi inviata all’elettrolizzatore producendo idrogeno.

Del modello di simulazione sono state fatte cinque prove in condizioni differenti. Una relativa all’impianto nominale (potenza solare termica costante pari a 20 MW), le altre quattro relative a diversi periodi dell’anno. Considerando che l’insolazione risulta variabile durante l’anno, è sembrata significativa l’analisi di quattro diversi mesi, in particolare Gennaio, Aprile, Luglio ed Ottobre, rappresentativi delle quattro stagioni. Per questi ultimi i dati di insolazione sono stati mediati. Per ogni periodo analizzato, oltre alla produzione oraria dell’idrogeno, sono stati ottenuti diversi risul-tati, tra cui i consumi elettrici, l’efficienza d’impianto e due produzioni supplementari di elettricità e vapore saturo, che in parte alimenta l’impianto stesso e in parte sono

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2.2 Simulazione del ciclo Westinghouse di water-splitting 26

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2.2 Simulazione del ciclo Westinghouse di water-splitting 27

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2.3 Simulazione del ciclo S-I di water-splitting 28

disponibili come prodotti finali, insieme all’idrogeno e l’ossigeno. L’efficienza di I◦ principio dell’impianto, valutata sul potere calorifico inferiore dell’idrogeno, è variabi-le nell’intervallo 26-32%, a seconda dell’ora e del periodo dell’anno considerato. Sulla base dei dati ottenuti è possibile stimare una producibilità annua di idrogeno pari a circa 350 ton/anno, ipotizzando un fattore di disponibilità dell’impianto pari a 0.7. Particolarmente critico è il processo di separazione dell’O₂ dall’SO₂ e ulteriori studi dovranno essere condotti per migliorare questo aspetto del processo.

2.3 Simulazione del ciclo S-I di water-splitting

Nell’articolo [21] si studia la possibilità di produrre l’idrogeno dall’acqua utilizzando il ciclo termochimico dello zolfo, Sulfur-Iodine, alimentato dalle fonti di calore com-binate, solari e fossili. La possibilità di combinare l’energia solare con quella fossile è stata concepita per azionare continuamente il processo chimico: un impianto solare su grande scala fornisce una potenza termica, alle temperature medie inferiori di 550◦C, mentre una fornace di combustibili fossili fornisce una potenza termica a temperature più alte. Nell’articlo si studia la possibilità di fornire calore solare, combinato a quello delle fornaci di combustibili fossili, alla sezione di concentrazione e decomposizione dell’acido solforico.

Lo schema generale dell’impianto chimico, rappresentato in figura 2.3, è essenzial-mente composto di tre sezioni collegate tra loro (sezione solforica, di Bunsen e di HI_x), con una sezione supplementare per la sintesi del metanolo. Poiché la sezione solforica è connessa sia a quella del metanolo, tramite la fornace del metano, che all’impianto solare, per mezzo dei sali fusi come fonte di energia termica, è stata studiata più esau-rientemente, con lo sviluppo e l’ottimizzazione di un flowsheet in figura 2.4 e in figura 2.5. Inoltre è stato sviluppato un flowsheet 2.6 per la sezione del metanolo. Per quanto riguarda le sezioni di HIx e di Bunsen, sono stati utilizzati gli schemi proposti dalla General Atomics [22]. Il programma di simulazione usato per analizzare e costruire i vari flowsheet è Aspen PlusR_.

Concludendo gli autori presentano un processo ibrido, cioè alimentato sia dal vet-tore solare che fossile, per la generazione dell’idrogeno dall’acqua con il ciclo termo-chimico di S-I. Dello schema generale, le sezioni HI_x e di Bunsen sono state sviluppate dalla General Atomic (concepite per essere accoppiate con un reattore nucleare raf-freddato a gas a temperatura elevata) [22], mentre gli autori propongono un nuovo ﬂowsheet per la sezione di concentrazione e decomposizione dell’acido solforico. In questo caso, i servizi solari integrati con una fornace del metano (utilizzata per le

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Figura 2.3: Schema generale del processo Sulfur-Iodine per la produzione di idrogeno

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Figura 2.4: Flowsheet in Aspen PlusR _{della sezione di concentrazione dell’acido}

solforico

Figura 2.5: Flowsheet in Aspen PlusR _{della sezione di decomposizione dell’acido}

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condizioni a temperatura più alta) sono stati impiegati come fornitore di calore. Le reazioni che avvengono nelle tre sezioni sono:

- Reazione di Bunsen (20÷120◦C, ΔH =−75(±15) kJ/mol):

2H₂O(l) + I₂(s) + SO₂(g) = H₂SO₄(aq) + 2HI(aq) (2.3)

- decomposizione dell’acido iodidrico (300÷450◦C, ΔH≈ +12 kJ/mol):

2HI(g) = I₂(g) + H₂(g) (2.4)

- decomposizione dell’acido solforico (600÷900◦C, ΔH = +186(±3) kJ/mol): H₂SO₄(g) = H₂O(g) + SO₃(g) = H₂O(g) + SO₂(g) + 2O₂(g) (2.5)

Sia il processo termochimico che l’impianto solare sono stati ottimizzati, dimen-sionati e valutati i costi. Inoltre è stata progettata una sezione supplementare per la sintesi del metanolo, dove gli ossidi di carbonio, prodotti dalla combustione del metano, sono ridotti a metanolo anche per parzialmente convertire l’idrogeno in combustibile chimico più facilmente conservabile e trasportabile. Le reazioni coinvolte nella sezione del metano sono:

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2.4 Ciclo termochimico solare UT-3 per la produzione dell’idrogeno 32 CO+2H₂= CH₃OH (ΔH_{298 K}= −91 kJ/mol), (2.6) CO₂+3H₂= CH₃OH + H₂O (ΔH_{298 K} = −50 kJ/mol), (2.7) CO₂+H₂= CO + H₂O (ΔH_{298 K} = +41 kJ/mol), (2.8) In questo modo, circa il 70% dell’energia termica richiesta dal processo chimico, è rappresentata dall’energia solare concentrata, mentre il rimanente 30% proviene dalla fonte fossile. I risultati indicano che questo processo porta ad un costo speciﬁco del-l’idrogeno pari a 0,14÷0,19 $/kWh, che è in linea con l’idrogeno prodotto per mezzo di altri processi di water-splitting accoppiati con fonti di energia rinnovabili. Inoltre, se confrontato con lo steam reforming del gas naturale, in condizioni di stessa produ-zione di idrogeno, è stata trovata una riduprodu-zione del consumo del metano e quindi delle emissioni degli ossidi di carbonio.

2.4 Ciclo termochimico solare UT-3 per la

produzio-ne dell’idrogeno

Il ciclo termochimico UT-3, sviluppato all’università di Tokyo, produce idrogeno in quattro fasi. Nel processo, sono stati utilizzati solo reagenti solidi e prodotti gas alla temperatura massima 1033 K. Il processo è stato sviluppato per essere accoppiato con i reattori nucleari raﬀreddati a gas (HTGR). Nell’articolo [23], viene proposto un nuovo processo UT-3 accoppiato con una fonte di calore solare. Nel nuovo processo, tutte e quattro le reazioni sono eﬀettuate in apparecchiatura adiabatiche in cui il vapore (o vapore più azoto) possono essere usati come vettore energetico. Le quattro reazioni citate sono:

CaBr₂(s) + H₂O(g) = CaO(s) + 2HBr(g) (2.9)

CaO(s) + Br₂(g) = CaBr₂(s) + 1/202(g) (2.10)

Fe₃O₄(s) + 8HBr(g) = 3FeBr₂(s) + 4H₂O(g) + Br₂(g) (2.11) 3FeBr₂(s) + 4H₂O(g) = Fe₃O₄(s) + 6HBr(g) + H₂(g) (2.12)

Il funzionamento del processo è stato sviluppato in continuo. Durante le ore di sole, l’energia al processo è assicurata direttamente dalla fonte solare. Durante i pe-riodi e le notti nuvolose, è fornita da un sistema di immagazzinamento termico, in

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2.4 Ciclo termochimico solare UT-3 per la produzione dell’idrogeno 33

Figura 2.7: Flowsheet in Aspen PlusR _{del ciclo termochimico solare UT-3}

cui il calore necessario a temperatura elevata è immagazzinato durante le ore di sole. Il processo solare UT-3 è stato valutato utilizzando il simulatore Aspen PlusR. È stata trovata una efficienza termica del 49.5%, l’efficienza exergetica è del 52.9% ed il processo può essere realizzato utilizzando materiali convenzionali. E’ stato fatto un dimensionamento dell’impianto solare che produce 2000 Nm3 per ora di idrogeno ed è stata effettuata una analisi delle varie apparecchiature utilizzate.

Un’idea del nuovo flowsheet del processo solare UT-3 è in figura 2.7. I risultati indicano che il funzionamento continuo, del processo solare adiabatico UT-3, è di alta efficienza ed inerentemente meno oneroso. Le dimensioni dell’apparecchiatura sono relativamente piccole, inoltre, il relativo tasso di produzione rende il costo dell’idro-geno tramite produzione per fonte solare in qualche modo basso, in paragone ad altri processi che funzionano in modo continuo utilizzando apparecchiature non adiabatiche.

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2.5 Commenti 34

2.5 Commenti

Dall’analisi di alcuni modelli di simulazione, di cicli di water-splitting riportati in let-teratura, si possono evidenziare i seguenti problemi. La corretta modellazione delle separazioni non risulta semplice, principalmente perché la presenza di comportamenti non ideali (ad esempio azeotropi, presenza di diverse fasi liquide immiscibili fra loro) difficilmente viene catturata dai modelli termodinamici dei simulatori. Questo pro-blema è stato anche riscontrato nel presente lavoro di tesi ed i dettagli adottati per risolverlo sono descritti nel capitolo 3. Un altro aspetto critico, riscontrato nei mo-delli di simulazione di letteratura è stato quello di riuscire a chiudere completamente i ricicli, realizzando quindi un effettivo modello a ciclo chiuso. In pratica, la scelta effettuata in questi modelli è stata quella di realizzare dei cicli aperti nei quali so-no presenti alcune correnti di ingresso ed uscite che vengoso-no portate a convergenza ripetendo più volte le simulazioni finché le caratteristiche di composizione, portate, pressioni, ecc. di tali correnti non risultano simili. Tale difficoltà nel mandare a con-vergenza un modello di simulazione con ricicli, è connessa alla corretta localizzazione delle cosiddette Tear Stream utilizzate da Aspen PlusR _{ed altri simulatori. In questo}

lavoro, come descritto nel capitolo 3, particolare attenzione è stata rivolta a collocare i blocchi di riciclo di Aspen HysysR _{(analoghi alle Tear Stream negli altri simulatori)}

in modo da poter realizzare modelli a ciclo eﬀettivamente chiuso senza incorrere nei problemi di convergenza riportati nella letteratura.