Ανάλυση και προσομοίωση συστημάτων αποθήκευσης και αξιοποίησης πλεονάζουσας ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ μέσω παραγωγής πράσινου υδρογόνου και σύζευξης με αεριοστρόβιλο      (Power-to-H2-to-Power)

Σκορδούλιας, Νικόλαος; Skordoulias, Nikolaos

dc.contributor.author	Σκορδούλιας, Νικόλαος	el
dc.contributor.author	Skordoulias, Nikolaos	en
dc.date.accessioned	2022-02-15T15:55:39Z
dc.date.available	2022-02-15T15:55:39Z
dc.identifier.uri	https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/handle/123456789/54714
dc.identifier.uri	http://dx.doi.org/10.26240/heal.ntua.22412
dc.description	Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο--Μεταπτυχιακή Εργασία. Διεπιστημονικό-Διατμηματικό Πρόγραμμα Μεταπτυχιακών Σπουδών (Δ.Π.Μ.Σ.) “Παραγωγή και Διαχείριση Ενέργειας”	el
dc.rights	Αναφορά Δημιουργού-Μη Εμπορική Χρήση-Όχι Παράγωγα Έργα 3.0 Ελλάδα	*
dc.rights	Αναφορά Δημιουργού-Μη Εμπορική Χρήση-Όχι Παράγωγα Έργα 3.0 Ελλάδα	*
dc.rights.uri	http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/gr/	*
dc.subject	Decarbonization	en
dc.subject	RES energy storage	en
dc.subject	Hydrogen	en
dc.subject	PEM electrolysis	en
dc.subject	Open gas turbine	en
dc.subject	Απανθρακοποίηση	el
dc.subject	Αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας	el
dc.subject	Ηλεκτρόλυση	el
dc.subject	Αεριοστρόβιλος ανοιχτού κύκλου	el
dc.subject	Aspen Plus	en
dc.title	Ανάλυση και προσομοίωση συστημάτων αποθήκευσης και αξιοποίησης πλεονάζουσας ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ μέσω παραγωγής πράσινου υδρογόνου και σύζευξης με αεριοστρόβιλο (Power-to-H2-to-Power)	el
dc.title	Analysis and simulation of systems for storage and utilization of curtailed electricity from RES through green hydrogen production and gas turbine coupling (Power-to-H2-to-Power)	en
heal.type	masterThesis
heal.classification	RES Energy Storage-Hydrogen	en
heal.classification	Αποθήκευση Ενέργειας από ΑΠΕ-Υδρογόνο	el
heal.language	el
heal.access	campus
heal.recordProvider	ntua	el
heal.publicationDate	2021-07-06
heal.abstract	After decades of economic growth based mainly on fossil fuels, subversive trends are emerging that will reshape the energy economy and lead to a new reality characterized by growing concern about climate change, biodiversity loss, changing biogeochemical flows and of the soil and global population growth . Challenges faced in this energy transition to a more sustainable energy system include redefining primary energy sources, energy saving, decarbonization, energy management and universal access to energy services and goods. Enhancing the resilience of the energy system is one of the fundamental steps that will push the introduction of clean and sustainable energy sources with the prospect of a gradual effort to reduce the carbon footprint. To this end, the European Commission's 2030 Energy and Climate Strategy proposes a 40% reduction in greenhouse gas emissions from 1990 levels, an increase in the penetration rate of renewable energy sources to 32%, and 27 % increase in energy savings. Despite the political effort made so far, the penetration of renewable energy sources is currently hampered by the random availability of energy, which makes the energy system insecure and inflexible due to the inevitable mismatch between supply and demand. Various strategies have been proposed to increase the flexibility of electricity management in relation to Renewable Energy Sources. Electricity storage (EES) is vital in overcoming the effects of the unpredictable and fluctuating operation of these sources on the grid and is a fundamental component in creating distributed RES-based generation networks. In this direction, in the present postgraduate diploma thesis, chemical electricity storage systems and in particular surplus energy storage systems from RES through the production of green hydrogen using polymer membrane electrolytes (PEM) as well as the combustion of the produced hydrogen in cogeneration systems with production of renewable electricity and useful thermal energy . The above systems are called Power-to-H2-to-Power, namely, the conversion of electricity into hydrogen and its use for the production of renewable electrical energy. Small scale systems will be studied - up to 12MWe of renewable electricity and -34MWth of useful heat, where the cogeneration will be carried out through an open cycle gas turbine in combination with a heat recovery boiler. This technology is suitable for long-term energy storage as it has a high storage capacity, high volumetric storage density, high storage life, flexibility in the choice of installation space and the possibility of decentralized application. In the first chapter the issue of the need for energy storage in modern energy systems and the transition to a low carbon energy system is presented. The following is a review of the main energy storage methods with a more detailed analysis of Power-to-Fuel technology. Finally, a bibliographic review of the main projects carried out at a pilot level in Europe until 2020 in the field of Power-to-H2-to-Power took place. A summary table has been designed where the type of renewable electricity and the power, the use or not of batteries, the type of electrolyte, its capacity, its power and efficiency, the storage method and finally the method of electricity production are reported for each project. The second chapter analyzes the importance of hydrogen as an energy carrier. The methods of hydrogen production are mentioned and the gray, blue and green hydrogen are defined and compared in terms of their production economy. An introduction to electrolysis technology is then made. The thermodynamics of the electrolysis are analyzed and the relationships that will be needed for the modeling part of the system are reported. Then the main electrolysis technologies are presented: Alkaline Electrolysis, Polymer Membrane Electrolysis and Solid Oxide Electrolysis. For the three technologies, the mode of operation, the operating conditions as well as the construction materials of their basic components are analyzed. Finally, the three technologies are compared in terms of performance and start-up time. In order to give a more complete picture of the theoretical background of the work, natural gas as an energy carrier, its composition, combustion and its applications are analyzed. Since in the system under study there will be a coupling of the Power-to-H2 section with a conventional cogeneration unit with an open cycle gas turbine, it was deemed appropriate to mention some theoretical elements. The operation of the gas turbine and the combined cycle are analyzed. The cogeneration and the basic calculations for calculating the cogeneration quantities to be used in Chapters 3-4 are also defined. Open cycle gas turbine cogeneration systems as well as combined cycle are analyzed. Finally, based on the literature, the prospect of burning 100% H2 in gas turbines is examined. The third chapter of the work details the process of modeling a small-scale Power-to-H2-to-Power unit. The software used is AspenTech Aspen PlusTM V11. The simulation was performed under permanent conditions and as a thermodynamic model the static equation Peng-Robinson was used with modifications of Boston Mathias (PR-BM) for the electrolysis and gas turbine part, while for the water-steam cycle the thermodynamic model based on STEAMNBS was used. This chapter analyzes the Basic Scenario in which 100% natural gas combustion takes place and two different configurations are tested, one with internal recirculation in the heat recovery boiler and one without. The model is divided into three sections for better supervision: the PEM electrolyte section, the gas turbine section and the heat recovery boiler section. Each section is validated in terms of its reliability mainly on the basis of industrial and bibliographic data. In the fourth chapter of the work there is a thermal completion of the Heat Recovery Boiler section and the water-steam cycle for the Basic Scenario. Initially, an introduction is made to the concept of energy integration, the calculation of the Pinch Point as well as the construction of the composite curve T (Q) for a network of heat exchangers in general. Then three scenarios were developed based on the configuration analyzed in the basic scenario without recirculation in order to find the useful heat, the thermal efficiency as well as the cogeneration efficiency for standard values ΔΤmin = 15oC and ΔΤmin = 20oC. In the first scenario, 1% of the mass supply of feed water is driven to produce medium pressure steam while the remaining 99% is driven to produce high pressure steam. In the second scenario 50% of the inlet supply is driven to produce medium pressure steam while the remaining 50% is driven to produce high pressure steam. Finally in the third scenario 90% of the inlet supply is driven for medium pressure steam production while 10% for high pressure steam production. Ιn the same chapter, a sensitivity analysis is performed regarding the thermal substitution of the unit fuel (natural gas) with hydrogen at a rate of 10-100%. The change in the efficiency of the gas turbine as well as the electrical, thermal and total efficiency of the cogeneration unit is examined. The change of CO2e and CO emissions of the unit is also controlled, but also the savings in CO2e and CO as well as the change of NOx emissions and their increase rate by increasing the percentage of thermal replacement of hydrogen. Also, for various utilization factors CF = 20-90% of the electrolysis unit, depending on the origin of the renewable electricity, and changing the H2 substitution rate, dimensioning of the required installed power capacity of the electrolysis unit as well as the required number of electrolytic cells for its operation at full load took place. Finally, for the various substitution rates and for utilization rates of the PEM electrolysis unit 50%, 41.36% and 30%, the total efficiency grades of the process PtH2tCHP and PtH2tP (electrical efficiency grade) are calculated and discussed. Finally, in this chapter, a brief economic analysis of the analyzed PtH2tP unit is performed. For reference years 2020 and 2030 the Levelized Cost of Hydrogen Production and the Levelized Cost of Electricity are calculated as a function of the rate of hydrogen substitution and for various capacity factors of the electrolysis unit, in order to evaluate the economic viability of such a unit. Finally, in the sixth chapter of the thesis, the conclusions of the postgraduate thesis are presented and topics for future research are proposed.	en
heal.abstract	Μετά από δεκαετίες οικονομικής ανάπτυξης που βασίζεται κυρίως στα ορυκτά καύσιμα, εμφανίζονται ανατρεπτικές τάσεις που θα αναμορφώσουν την οικονομία της ενέργειας και θα οδηγήσουν σε μια νέα πραγματικότητα που χαρακτηρίζεται από αυξανόμενη ανησυχία σχετικά με την κλιματική αλλαγή, την απώλεια βιοποικιλότητας, την αλλαγή των βιογεωχημικών ροών και του εδάφους ,την παγκόσμια αύξηση του πληθυσμού. Οι προκλήσεις που αντιμετωπίζονται σε αυτή την ενεργειακή μετάβαση προς ένα πιο βιώσιμο ενεργειακό σύστημα περιλαμβάνουν τον επαναπροσδιορισμό των πηγών πρωτογενούς ενέργειας, την εξοικονόμηση ενέργειας, την απανθρακοποίηση, την διαχείριση της ενέργειας και την καθολική πρόσβαση σε ενεργειακές υπηρεσίες και εμπορεύματα. Η ενίσχυση της ανθεκτικότητας του ενεργειακού συστήματος είναι ένα από τα θεμελιώδη βήματα που θα ωθήσουν στην εισαγωγή καθαρών και βιώσιμων ενεργειακών πηγών με την προοπτική μιας σταδιακής προσπάθειας μείωσης του ανθρακικού αποτυπώματος. Για το σκοπό αυτό η στρατηγική της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για το 2030 για την Ενέργεια και το Κλίμα προτείνει μείωση κατά 40% των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου σε σύγκριση με τα επίπεδα του 1990, αύξηση του ποσοστού διείσδυσης των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο 32%, και 27% αύξηση στην εξοικονόμηση ενέργειας. Παρά την πολιτική προσπάθεια που έχει γίνει μέχρι στιγμής, η διείσδυση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας παρεμποδίζεται επι του παρόντος από την τυχαιότητα της διαθεσιμότητας της ενέργειας, γεγονός που καθιστά το ενεργειακό σύστημα ανασφαλές και μη ευέλικτο λόγω αναπόφευκτων αναντιστοιχιών μεταξύ προσφοράς και ζήτησης. Έχουν προταθεί διάφορες στρατηγικές για την αύξηση της ευελιξίας της διαχείρισης της ηλεκτρικής ενέργειας σε σχέση με τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας. Η αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας (EES) είναι ζωτικής σημασίας για την υπέρβαση των επιπτώσεων της απρόβλεπτης και κυμαινόμενης λειτουργίας αυτών των πηγών στο δίκτυο και αποτελεί θεμελιώδες συστατικό στην δημιουργία δικτύων διεσπαρμένης παραγωγής που βασίζονται σε ΑΠΕ. Προς την κατεύθυνση αυτή στην παρούσα μεταπτυχιακή διπλωματική εργασία εξετάζονται χημικά συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και συγκεκριμένα συστήματα αποθήκευσης πλεονάζουσας ενέργειας από ΑΠΕ μέσω παραγωγής πράσινου υδρογόνου με χρήση ηλεκτρολυτών πολυμερούς μεμβράνης (PEM) καθώς και καύσης του παραγόμενου υδρογόνου σε αεριοστρόβιλο για την συμπαραγωγή ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας. Tα παραπάνω συστήματα αποκαλούνται Power-to-H2-to-Power, δηλαδή πραγματοποιείται μετατροπή ηλεκτρικής ενέργειας σε υδρογόνο και χρήση αυτού για εκ νέου παραγωγή ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας. Θα μελετηθούν συστήματα μικρής κλίμακας (small scale) - έως και 12 ΜWe ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας και -34 ΜWth θερμότητας, όπου η συμπαραγωγή θα πραγματοποιείται μέσω αεριοστρόβιλου ανοιχτού κύκλου σε συνδυασμό με λέβητα ανάκτησης θερμότητας. H τεχνολογία αυτή είναι κατάλληλη για μακροπρόθεσμη αποθήκευση ενέργειας καθώς παρουσιάζει υψηλή χωρητικότητα αποθήκευσης, υψηλή ογκομετρική πυκνότητα αποθήκευσης, υψηλή διάρκεια αποθήκευσης, ευελιξία στην επιλογή του χώρου εγκατάστασης και δυνατότητα αποκεντρωμένης εφαρμογής. Στο πρώτο κεφάλαιο παρουσιάζεται το ζήτημα της ανάγκης αποθήκευσης ενέργειας στα σύγχρονα ενεργειακά συστήματα και μετάβασης προς ένα ενεργειακό σύστημα με χαμηλές εκπομπές άνθρακα. Στην συνέχεια πραγματοποιείται μια ανασκόπηση των κυριότερων μεθόδων αποθήκευσης ενέργειας αναλύοντας εκτενέστερα την τεχνολογία Power-to-Fuel. Τέλος γίνεται μια βιβλιογραφική ανασκόπηση των κυριότερων έργων που έχουν διεξαχθεί σε πιλοτικό επίπεδο στην Ευρώπη έως και το 2020 στον τομέα του Power-to-H2-to-Power. Έχει σχεδιαστεί συγκεντρωτικός πίνακας όπου αναφέρονται για κάθε έργο ο τύπος της ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας και η ισχύς, η χρήση ή μη μπαταριών, ο τύπος του ηλεκτρολύτη, η χωρητικότητα του, η ισχύς και η απόδοσή του, η μέθοδος αποθήκευσης και τέλος η μέθοδος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και η ισχύς. Στο δεύτερο κεφάλαιο αναλύεται η σημασία του υδρογόνου ως ενεργειακού φορέα. Αναφέρονται οι μέθοδοι παραγωγής υδρογόνου και ορίζονται το γκρί , το μπλέ και το πράσινο υδρογόνο και συγκρίνονται ως προς την οικονομικότητα παραγωγής τους. Στην συνέχεια πραγματοποιείται μια εισαγωγή στην τεχνολογία της ηλεκτρόλυσης. Αναλύεται η θερμοδυναμική της ηλεκτρόλυσης και αναφέρονται σχέσεις που θα χρειαστούν για το κομμάτι της μοντελοποίησης του συστήματος. Έπειτα παρουσιάζονται οι βασικότερες τεχνολογίες ηλεκτρόλυσης: η Αλκαλική Ηλεκτρόλυση (Alkaline Electrolysis), η Ηλεκτρόλυση Πολυμερούς Μεμβράνης (PEM Electrolysis) και η Ηλεκτρόλυση με χρήση Στερεών Οξειδίων (SOEC Electrolysis). Για τις τρείς τεχνολογίες αναλύονται ο τρόπος λειτουργίας, οι συνθήκες λειτουργίας καθώς και τα υλικά κατασκευής των βασικών εξαρτημάτων τους. Τέλος συγκρίνονται οι τρείς τεχνολογίες ως προς την απόδοση και τον χρόνο εκκίνησης. Προκειμένου να δοθεί μια πιο ολοκληρωμένη εικόνα του θεωρητικού υποβάθρου της εργασίας αναλύεται και το φυσικό αέριο ως ενεργειακός φορέας, η σύστασή του, η καύση του και οι εφαρμογές του. Εφόσον στο σύστημα που μελετάται θα υπάρχει σύζευξη του τμήματος Power-to-H2 με συμβατική μονάδα συμπαραγωγής με αεριοστρόβιλο ανοιχτού κύκλου, κρίθηκε σκόπιμο να αναφερθούν και κάποια στοιχεία θεωρίας. Αναλύεται η λειτουργία του αεριοστροβίλου και του συνδυασμένου κύκλου. Ακόμα ορίζεται η συμπαραγωγή και οι βασικές σχέσεις υπολογισμού των μεγεθών της συμπαραγωγής που θα χρησιμοποιηθούν στα Κεφάλαια 3-4. Αναλύονται τα συστήματα συμπαραγωγής με αεριοστρόβιλο ανοιχτού κύκλου καθώς και με συνδυασμένο κύκλο. Τέλος εξετάζεται με βάση την βιβλιογραφία η προοπτική καύσης 100% Η2 σε αεριοστροβίλους. Στο τρίτο κεφάλαιο της εργασίας αναλύεται λεπτομερώς η διαδικασία μοντελοποίησης μιας μονάδας Power-to-H2-to-Power μικρής κλίμακας. Το λογισμικό που χρησιμοποιήθηκε είναι το Aspen PlusTM V11 της εταιρίας AspenTech. Η προσομοίωση πραγματοποιήθηκε σε μόνιμες συνθήκες και ως θερμοδυναμικό μοντέλο χρησιμοποιήθηκε η καταστατική εξίσωση Peng-Robinson με τροποποιήσεις Boston Mathias (PR-BM) για το κομμάτι της ηλεκτρόλυσης και του αεριοστροβίλου, ενώ για τον κύκλο νερού-ατμού χρησιμοποιήθηκε το θερμοδυναμικό μοντέλο SΤΕΑΜNBS που βασίζεται σε πίνακες νερού-ατμού. Στο παρόν κεφάλαιο αναλύεται το Βασικό Σενάριο στο οποίο πραγματοποιείται καύση 100% φυσικού αερίου και ελέγχονται δυο διαφορετικές διαμορφώσεις μία με εσωτερική ανακυκλοφορία στον λέβητα ανάκτησης θερμότητας και μια χωρίς. Το μοντέλο χωρίζεται σε τρία τμήματα για την καλύτερη εποπτεία : το τμήμα PEM ηλεκτρολύτη, το τμήμα αεριοστροβίλου και το τμήμα του λέβητα ανάκτησης θερμότητας . Κάθε τμήμα επικυρώνεται ως προς την αξιοπιστία του κυρίως με βάση βιομηχανικά αλλά και βιβλιογραφικά δεδομένα. Στο τέταρτο κεφάλαιο της εργασίας πραγματοποιείται θερμική ολοκλήρωση του τμήματος Λέβητα Ανάκτησης Θερμότητας και του κύκλου νερού-ατμού για το Βασικό Σενάριο. Αρχικά γίνεται μια εισαγωγή στην έννοια της ενεργειακής ολοκλήρωσης, του υπολογισμού του Pinch Point καθώς και της κατασκευής της σύνθετης καμπύλης T(Q) (Composite Curve) για δίκτυο εναλλακτών θερμότητας γενικότερα. Στην συνέχεια αναπτύχθηκαν τρία σενάρια με βάση την διαμόρφωση που αναλύθηκε στο βασικό σενάριο χωρίς ανακυκλοφορία με σκοπό την εύρεση της ωφέλιμης θερμότητας, του θερμικού βαθμού απόδοσης καθώς και του συμπαραγωγικού βαθμού απόδοσης για τυπικές τιμές ΔΤmin=15oC και ΔΤmin=20oC. Στο πρώτο σενάριο το 1% της μαζικής παροχής του τροφοδοτικού νερού οδηγείται για παραγωγή ατμού μέσης πίεσης ενώ το υπόλοιπο 99% οδηγείται για παραγωγή ατμού υψηλής πίεσης. Στο δεύτερο σενάριο το 50% της τροφοδοσίας εισόδου οδηγείται για παραγωγή ατμού μέσης πίεσης ενώ το υπόλοιπο 50% οδηγείται για παραγωγή ατμού υψηλής πίεσης. Τέλος στο τρίτο σενάριο το 90% της τροφοδοσίας εισόδου οδηγείται για παραγωγή ατμού μέσης πίεσης ενώ το 10% για παραγωγή ατμού υψηλής πίεσης. Στο ίδιο κεφάλαιο πραγματοποιείται ανάλυση ευαισθησίας ως προς την θερμική υποκατάσταση του καυσίμου της μονάδας με υδρογόνο σε ποσοστό 10-100%. Εξετάζεται η μεταβολή του βαθμού απόδοσης του αεριοστροβίλου καθώς και του ηλεκτρικού, θερμικού και συνολικού βαθμού απόδοσης συμπαραγωγής της μονάδας. Ακόμα ελέγχεται η μεταβολή των εκπομπών CO2e και CO της μονάδας αλλά και η εξοικονόμηση σε CO2e και CO καθώς και η μεταβολή των εκπομπών NOx και το ποσοστό αύξησης τους με αύξηση του ποσοστού θερμικής υποκατάστασης υδρογόνου. Ακόμα πραγματοποιείται για διάφορους συντελεστές χρησιμοποίησης CF=20-90% της μονάδας ηλεκτρόλυσης, ανάλογα με την προέλευση της ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας, και μεταβάλλοντας το ποσοστό υποκατάστασης Η2 διαστασιολόγηση της απαιτούμενης εγκατεστημένης ισχύος της μονάδας ηλεκτρόλυσης καθώς και του απαιτούμενου αριθμού ηλεκτρολυτικών κελιών για την λειτουργία της μονάδας PtH2tP στο πλήρες φορτίο. Για τα διάφορα ποσοστά υποκατάστασης και για συντελεστές χρησιμοποίησης της μονάδας PEM ηλεκτρόλυσης 50%, 41,36% και 30% υπολογίζονται και σχολιάζονται οι συνολικοί βαθμοί απόδοσης της διεργασίας PtH2tCHP και PtH2tP (ηλεκτρικός βαθμός απόδοσης). Τέλος στο κεφάλαιο αυτό πραγματοποιείται μια σύντομη οικονομική ανάλυση της μονάδας PtH2tP που αναλύθηκε. Υπολογίζονται ως συνάρτηση του ποσοστού υποκατάστασης υδρογόνου και για διάφορους συντελεστές χρησιμοποίησης της μονάδας ηλεκτρόλυσης, το σταθμισμένο κόστος παραγωγής υδρογόνου (Levelized Cost of Hydrogen Production) και το σταθμισμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας (Levelized Cost of Electricity) για έτη αναφοράς 2020 και 2030 με σκοπό να ελεγχθεί η οικονομική βιωσιμότητα μιας τέτοιας μονάδας. Τέλος στο έκτο κεφάλαιο της εργασίας παρουσιάζονται τα συμπεράσματα της μεταπτυχιακής διπλωματικής εργασίας και προτείνονται θέματα για μελλοντική έρευνα.	el
heal.advisorName	Κακαράς, Εμμανουήλ	el
heal.advisorName	Kakaras, Emmanouil	en
heal.committeeMemberName	Καρέλλας, Σωτήριος	el
heal.committeeMemberName	Karellas, Sotirios	en
heal.committeeMemberName	Προυσαλίδης, Ιωάννης	el
heal.committeeMemberName	Prousalidis, Ioannis	en
heal.committeeMemberName	Κακαράς, Εμμανουήλ	el
heal.committeeMemberName	Kakaras, Emmanouil	en
heal.academicPublisher	Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο. Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών	el
heal.academicPublisherID	ntua
heal.numberOfPages	146 σ.	el
heal.fullTextAvailability	false